close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1170.Нефтегазовые технологии №5 2009

код для вставкиСкачать
3
5
л
е
т
в
Р
о
с
с
и
и
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
MIOGE
RPGC
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ
®
С О Д Е Р Ж А Н И Е
НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
В.О. Белоруссов
World Oil
Научно-технический журнал
Издается с 1979 г.
Рег. ПИ № 77-14588 от 07.02.03
ГРАМОТНЫЙ ВЫБОР ДОЛОТ С УЧЕТОМ
ИХ РАЦИОНАЛЬНОЙ ОТРАБОТКИ,
В ТОМ ЧИСЛЕ И ДЛЯ ПЕРВОЙ СКВАЖИНЫ .................. 2
НЕФТЬ МИРА
WORLD OIL
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ................................ 6
Управление скважиной
C. Henderson
Учредитель:
Издательство «Топливо и энергетика»
В.Ю. Красик
А.В. Миронова
Л.В. Горшкова
Е.Ю. Смирнова
Генеральный директор
Директор
Зам. директора
Зам. директора по маркетингу
и распространению
Редакция:
Л.В. Федотова Главный редактор издательства
А.В. Романихин Главный редактор журнала
Н.В. Кутасова Научный редактор
Л.С. Борисова Редактор
Е.М. Сапожников Верстка
В.И. Волгарева Верстка
Россия, 109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1
Телефон (495) 670-7481
e-mail: art@ogt.su
e-mail: catalog_publ@mtu-net.ru
www.ogt.su
КОРРЕКТИРОВАНИЕ ОШИБОК ИНКЛИНОМЕТРИИ
ПРИ ПОМОЩИ ПРИБОРОВ MWD................................... 14
B. McRae
СПУСК В СКВАЖИНУ ТРУБ И ИНСТРУМЕНТА
ПОД ДАВЛЕНИЕМ ........................................................ 18
G. Wackers
ПОИСК РЕШЕНИЙ И ИХ РЕАЛИЗАЦИЯ
ВО ВРЕМЯ АВАРИИ ...................................................... 21
Доклад по Южной Америке
P.H. Wertheim, D. Abrantes
РАЗВИТИЕ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ ЮЖНОЙ АМЕРИКИ
И ЭКОНОМИЧЕСКИЙ КРИЗИС ...................................... 25
Надежность и безопасность
P.A. Fisher, L. Richards
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ УТЕЧЕК
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ..............................................31
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ........................ 13, 20, 30, 34, 35
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА ............................................. 37
СПРАВОЧНЫЕ ТАБЛИЦЫ
ПО НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫМ ТРУБАМ, 2009 г..........39
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
Gulf Publishing Company
Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Other energy group titles include:
World Oil®, Hydrocarbon Processing®
and Petroleum Economist
John D. «Rusty» Meador President/GEO
Alexandra Pruner Senior Vice President
Mark Peters Vice President
Houston Office:
Mailing Address: P.O. Box 2608
Houston, Texas 77252-2608,U.S.A.
Phone: +1 (713) 529-4301,
Fax: +1(713) 520-4433
www.worldoil.com
London Office:
P.O. Box 105
Baird House 15/17 St. Cross Street
London EC1N 8UW
Phone: +44 (0) 20 7831 5588,
Fax: +44 (0) 20 7831 4557
© 2009 by Gulf Publishing Co. All rights reserved.
© 2009 Издательство «Топливо и энергетика».
Перепечатка, все виды копирования и воспроизведения
публикуемых материалов возможны
только с письменного разрешения редакции.
Редакция оставляет за собой право
сокращения присылаемых материалов.
Мнение редакции не всегда совпадает
с мнением авторов материалов.
На первой странице обложки
Нефтеперерабатывающий завод Marathon Oil Corp.
(северо-запад Детройта) с производственной мощностью
120 тыс. брл/сут обеспечивает нефтепродуктами только
шт. Мичиган. В настоящее время объем переработки заводом
тяжелой нефти увеличен до 80 тыс. брл/сут,
сырой нефти до 115 тыс. брл/сут.
КОРОТКО О РАЗНОМ .......................................................60
Переработка газа
J. G. Speight
ПРИРОДНЫЙ ГАЗ –
ЭКОЛОГИЧЕСКИ ЧИСТОЕ ТОПЛИВО................................68
T. Phalen, J. Scotti
ПЕРСПЕКТИВЫ СТРОИТЕЛЬСТВА
НОВЫХ УСТАНОВОК ПО СЖИГАНИЮ
ПРИРОДНОГО ГАЗА ......................................................... 72
B. Burr, L. Lyddon
ОПТИМАЛЬНЫЙ ФИЗИЧЕСКИЙ РАСТВОРИТЕЛЬ
ДЛЯ УДАЛЕНИЯ КИСЛЫХ ГАЗОВ ..................................... 77
Чистые топлива
S. Kapur, S. Vaidyanathan,
A. Rajguru, D. Menegaz
ИНТЕГРИРОВАНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ
И НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ ........................... 84
N. H ygaard Michaelsen,
R. Egeberg, S. Nystr m
НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА
ВОССТАНОВЛЕННОГО ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА..............91
K. Luckwal, K. K. Mandal
НОВАТОРСКИЙ ПОДХОД
К ЭКОНОМИЧНОЙ РЕКУПЕРАЦИИ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ГАЗОВ................................................ 95
Уплотнения
R. Smith
ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ
СДВОЕННЫХ УПЛОТНЕНИЙ .............................................99
Подписано в печать 01.05.2009. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 13. Общий тираж 2000 экз. Зак.
Отпечатано в ФГУП «ПИК ВИНИТИ». 140010, Россия, Люберцы, 10, Октябрьский пр-кт, 403
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
ГРАМОТНЫЙ ВЫБОР ДОЛОТ С УЧЕТОМ
ИХ РАЦИОНАЛЬНОЙ ОТРАБОТКИ,
В ТОМ ЧИСЛЕ И ДЛЯ ПЕРВОЙ СКВАЖИНЫ
Белоруссов В.О., проф., д.т.н., ВНИИБТ
С помощью настоящего расчета впервые в мире определяется износ вооружения и износ опоры
(в том числе, закрытой опоры) с гарантированной точностью 12,5 %, как это требуется в соответствии
с международным кодом Ассоциации Буровых Подрядчиков
На сегодняшний день в процессе проектирования
оценка и определение нужного числа долот для бурения
скважины осуществляется на основе анализа фактического расхода долот при бурении соседних скважин. При
этом берут те долота, которые при проходке на характерных интервалах бурения под ту или иную колонну,
показали наибольшую проходку или максимальную
механическую скорость (Vмех.). При подъеме долота из
скважины (когда, по мнению бурильщика, пришло время
для проведения этой операции, что не совсем правильно)
ресурс многих долот, как правило, не вырабатывается
полностью. Учебники по бурению учат, что надо бурить
либо по максимальной Vрейсовой, либо по минимальной C
(стоимости метра). Однако буровики во всем мире бурят
по максимальной Vмех., т.к. за ее изменениями гораздо
легче следить на буровой.
К настоящему времени во ВНИИБТ создан пакет из
трех компьютерных программ под общим названием
ДОПР (Долотная Программа). Эта программа позволяет
планировать время работы долота на забое на научной
основе при полном допустимом расчетном проценте
отработки зуба или опоры в отличие от соседних скважин, где эти оптимальные результаты получаются без
гарантии использования всех резервов долота по их повышению, т.е. они ошибочны.
Кроме того, указанные результаты износа долот
по программе ДОПР впервые даются с гарантией (по
расчету) требуемой точности их прогнозирования по
коду IADC, т.е. с допустимой ошибкой не более 12,5 %.
В то же время опубликованы аналогичные работы [1, 2]
иностранных исследователей, разработавших методики подобного счета для прогноза итогов бурения в последующем рейсе (после проанализированного). Эти
методики дают гарантию точности предсказаний только, если предварительно на начало расчета будут точно
определены процент износа зуба и опоры в предыдущем долблении. А как это сделать? Рекомендуется – в
результате инструментальных замеров износа. Однако
требуемой точности не могут добиться десятилетиями
ни в России, ни в США. Особенно с переходом на закрытые опоры и твердосплавные зубки (вместо фрезерованного зуба). Казалось бы, задача не решаема.
Но есть три подпрограммы ДОПРа, которые включают.
ПРИВОД – правдивый процент износа вооружения трехшарошечных долот, т.к. это влияет на проходку, а также за величину средней Vмех. хотя понятно,
что никто не бурит с контролем за износом зубков, но
2
контроль за кодом износа необходим, т.к. позволяет
установить скол, а это, в свою очередь, говорит о том,
что имели место вибрации.
ЭПИЗОД – экспертная проверка процента износа
закрытой опоры долота. Если в настоящее время износ
зубков оценивается буровиком «на глазок», то износ
закрытой опоры оценивается вообще наугад.
МОРЖ – модель оптимизации режима бурения.
После исполнения двух первых программ МОРЖ дает
возможность заранее до начала рейса, следующего за
проанализированным, прогнозировать возможные
итоги будущего долбления при изменении РД и числа
оборотов в минуту (ради чего и делаются все работы по
определению износа). Если износ определен точно, то
достаточно точным будет и прогноз результата.
ПРИМЕР МЕТОДИКИ РАБОТЫ С ПАКЕТОМ ДОПР
Желая установить, на сколько процентов износилось вооружение долота после очередного рейса (с целью получения действительно обоснованных данных
на уровне международных требований, подходящих
для системного анализа износа трехшарошечных долот) сначала выполняется первый расчет по программе
ПРИВОД. Супервайзер или буровой мастер могут использовать программу ПРИВОД или просто просчитать
вручную по таблицам фактические исходные данные по
какому-либо типовому долблению под колонну. Исходные данные, нужные для расчета, включают:
интервал от – до – проходка;
износ долота по коду IADC;
время работы долота на забое;
нагрузку;
об/мин;
диаметр трехшарошечного долота с указанием вооружения (фрезерованный зуб или твердосплавные
зубки) и указанием характеристик долота (новое
или уже использовавшееся, а также сколько раз
спускалось на забой);
характеристика пород (терригенные или карбонатные);
вид опоры: открытая или закрытая (вибрации,
влияющие на износ, будут разными);
разгерметизация (да, нет?).
Никаких дополнительных сведений для расчета износа долота больше не требуется.
После компьютерных вычислений Вы получаете
данные реального износа вооружения долота после
рейса. Тут же Вы можете получить информацию о том,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
через сколько времени износ вооружения достиг бы
критической величины (например, 50 % если бы бурение осуществлялось непрерывно). Соответственно,
при этом Vмех. при тех же породах и режиме (т.е. при
бурении под ту же колонну) уменьшается в 2 раза. Затем, руководствуясь РД, долото надо поднимать на поверхность из экономических соображений (конечно,
если раньше не будет изношена опора по расчету на
75–80 %, что выясняется при последующем расчете
по программе ЭПИЗОД), производящемся после программы ПРИВОД.
Итак, после определения процента износа зуба выполняют второй расчет – по программе ЭПИЗОД [3].
Этот расчет осуществляется при тех же исходных данных, что и в предыдущем примере. Этот метод впервые
позволяет застраховаться от аварии закрытой опоры
долота или оставления шарошки на забое. Стоит упомянуть, что ликвидация такой аварии может стоить
миллион рублей или долларов, если авария произошла
на глубокой морской наклонной скважине. Это особенно актуально в свете того, что в настоящее время
из-за улучшения качества долота спускаются на забой
по нескольку раз, не зная точно, насколько износилась
опора. Если не используется программа ЭПИЗОД, это
связано с большим риском.
Третий расчет выполняется в соответствии с моделью оптимизации режима бурения – МОРЖ. Износ
зубьев долота в любой момент рейса и опоры изображаются на экране монитора графически. Кроме того, программа показывает изменения результатов при переходе на другие виды бурения (например, с роторного на
турбинный способ бурения или с забойным винтовым
двигателем ВЗД), обороты, нагрузку и время бурения.
Все это позволяет грамотно планировать число долот на скважину на научной основе с учетом возможной полной их отработки, а не по каким-то случайным
достижениям на соседних скважинах без сведений о
ресурсе долота.
Приведем пример и формулы для расчета процента
износа вооружения долота на ЭВМ (впервые с гарантией
точности оценки износа плюс-минус 12,5 % т.е. по IADC).
Возьмем в качестве анализируемого долбления достаточно достоверные сведения из методического пособия по
оптимизации технологии для студентов университета
г. Талса (Оклахома, США), и одновременно проверим
точность выдаваемых там рекомендаций. Это можно
сделать потому, что нами частично заимствованы и модернизированы (в наших подпрограммах) некоторые положения методики счета, изложенные в американской
версии программы МОРЖ [3, 4]. Например, при расчете
износа вооружения учитывается уже и влияние вибраций. Поэтому интересно посмотреть на обе рекомендации и сравнить их друг с другом т.к. в нашем варианте
впервые дается гарантия нужной по IADC точности при
определении процента износа вооружения долота.
Исходные фактические данные:
Dдол = 222 мм (8,7");
проходка – 28 м;
время чистого бурения – 9,8 ч;
вооружение долота – фрезерованный зуб;
роторное бурение – 46 об/мин;
нагрузка на долото – 8 т.
Породы: терригенные, перемежающиеся по крепо-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
сти. Опоры – открытые (при них вибрации больше, чем
при твердосплавном или PDC-вооружении).
В США путем замера определили, что износ вооружения равен якобы 12,5 % после рейса. Требуется найти
правдивый процент износа вооружения долота после
рейса и оценить, можно ли доверять полученному замеру.
РЕШЕНИЕ
1-й шаг. Обезразмеривание нагрузки на дюйм диаметра долота [1]:
РД(mn)8
7,88
РДусл =
=
= 7,2 у.е.
(1)
Dдол"
8,7
2-й шаг. Изучение таблицы, по которой студенты
вычисляют показатели вручную.
Величина коэффициента износа вооружения U=f (V) т.е. износа
периферийных и внутренних (V) рядов шарошки в зависимости от
исходных данных любого примера
Износ вооружения 12,5
долота, %
U
123
V, %
105
25 37,5
316
236
381
389
50 62,5
75 87,5
100
920 1337 1824 2418 3078
563 767 959 1194 1437
3-й шаг. Определение коэффициента U из исходных
данных обсуждаемого примера. Заметим, что определив
U, мы автоматически определяем и V [1].
i=f(Tбур)
49
(2)
U=
= 66,6 у.е.
=
7,2
РДусл
где i = f(Тбур) определяется по альбому таблиц функций.
Вспомним, что в расчете, разработанном американскими специалистами, учитывается только влияние на
износ времени работы, нагрузки и число оборотов в
минуту, т.е. как при расчете обычного подшипника.
4-й шаг. Проверка 1. Анализируя данные таблицы,
сравним Uрасч с Uтабл.
Даже при беглом взгляде на таблицу, не прибегая ни
к каким расчетам, видно, что если Uтабл = 123, то это износ на 12,5 %, как его определил мастер, а если Uрасч=66,6
то это прогноз износа где-то на 6 % за 10 ч бурения
(см. в табл. исходные данные). Так или иначе, и первый
и второй прогнозы располагаются в верхней строке табличных данных (12,5 ±12,5 % – допустимые ошибки по
IADC при оценке процента износа вооружения долота
тем или иным способом.) Иными словами, получается,
что с погрешностью 12,5 % и тот и другой способ оценки,
предположительно являются верными. Почему предположительно? Потому что для такого вывода соблюдено пока
только необходимое условие (а именно Проверка 1 –
на достаточную количественную сходимость двух расчетов). Но это еще не достаточное условие.
5-й шаг. Проверка 2. На отсутствие противоречий
формальной логики в этих двух случайно совпавших
по первому допуску расчетов.
Согласно исходным данным задачи, исследуемое долото было с фрезерованными зубьями. С другой стороны, согласно существующей и хорошо известной
статистике, такое долото с фрезерованными зубьями
при роторном бурении в упомянутых породах работает до подъема его на поверхность (если ничто не мешает бурению) где-то около двух суток, или порядка 50 ч. И при этом проходит, как в данном случае
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
(при Vмех (факт) = примерно 3 м/ч) около 150 м, в отличие
от случая работы такого же долота с зубковым вооружением, бурящим в подобных условиях, которое стоит
на забое порядка 100 ч. (т.е. четверо суток) и позволяет
осуществить проходку 300 м.
Здесь по не откорректированному нами стандартному расчету США наблюдается противоречие формальной логике, чего в расчетах быть не должно. И просматривается ошибка в прогнозах в 2 раза. Становится
понятным, почему обсуждаемые расчеты США не сходятся с практикой.
На самом деле, если удельный износ вооружения равен 0,6 % в час, то за 100 ч работы на забое, вооружение
по расчету должно износиться на 60 %, а это – критическая цифра, при которой начальная Vмех. падает, как
правило, где-то в 2 раза. В этом случае по существующему РД, долото должно быть поднято на поверхность
из экономических соображений.
Получается, что мы разбирали расчет для долота с
фрезерованным зубом, а получили прогноз износа для
случая бурения с зубковым вооружением! Причина в
одном. В США рассчитывают износ в зависимости от
времени, нагрузки и оборотов, забыв, что в немалой
степени на износ влияют и вибрации при бурении. При
исследованиях, проведенных во ВНИИБТ, установили, что при проходке долотами с фрезерованным зубом
влияние вибраций на износ вооружения примерно в
2 раза больше, чем при аналогичном бурении долотами с твердосплавными вставками. То же в отношении
открытой и закрытой опоры. Но здесь за критический
принимается износ на 75–80 %.
Поэтому осуществим 5-й шаг расчета по алгоритму
определения реального износа вооружения долота по
программе ПРИВОД – выполним Проверку 2.
Для этого введем в рассмотрение плавающий коэффициент учета влияния вибраций W, который (по исследованиям ВНИИБТ) равен 0,99 для долот зубкового
типа и 0,5 для долот с фрезерованным зубом. Он, как
и коэффициент i,берется из альбома таблиц функций,
если расчет производится вручную.
Обратимся к модернизированному ур. (2):
i Tбур
49
U=
=
= 133,3.
WРд(усл)
0,5 7,2
Из таблицы видно, что 133 для U и 123 для случая
износа зубьев различаются почти на 12,5 %, т.е. все становится на свое место. Прогноз износа фрезерованного
зуба равен 12,5 %, если учитывается влияние вибраций.
Буровик визуально определил процент износа вооружения правильно.
Пусть Вас не смущает несколько вольное обращение с терминами точности прогнозов. Дело в том, что
в прогнозных расчетах по бурению, когда нагрузки не
полностью доходят до забоя, обороты при забойных
двигателях являются плавающими и известен только
лишь их порядок по характеристикам забойных двигателей, геология описывается приблизительно и т.д. несерьезно говорить об абсолютной точности задаваемых
и получаемых величин.
В этих условиях критерием приемлемости предлагаемых расчетов является обязательное отсутствие в
прогнозах противоречий формальной логике. Подобные расчеты позволяют надежно устанавливать тен-
4
денции развития процесса и прогнозировать порядок
получающихся величин, достаточно приближенных к
известной практике бурения скважин.
ВЫВОДЫ
1. Проверочный расчет американской методики вычисления процента износа вооружения долота без необходимых поправок на прогресс, достигнутый за годы,
прошедшие с момента создания этих расчетов [1, 2],
показал наличие в результатах упомянутых расчетов
прямого не соответствия формальной логике, что недопустимо для расчетов международного класса.
2. Причиной такой явной не сходимости расчетов с
практикой является то, что в своих расчетах (по разобранной первой [1] или по модернизированной второй
[2] американской методике) зарубежные исследователи не учитывали влияние вибраций на износ вооружения долота, в то время, как это сказывается на итогах
расчетов не в меньшей степени, чем влияние времени
работы, нагрузки и оборотов, что обычно учитывается
при расчетах зубчатых механизмов в обычном машиностроении.
3. Следуя упомянутым умозаключениям, получается, что для получения адекватных результатов по обсуждаемым расчетам надо вводить предлагаемый нами
коэффициент W для учета влияния вибраций на износ
вооружения долота.
4. Во ВНИИБТ автором были проведены соответствующие исследования и определен коэффициент
влияния вибраций на износ вооружения долота (в табличной форме), варьирующийся примерно от 0,5 до
величины, близкой к 1.
5. Приведение обсуждаемых расчетов к виду, удобному для использования на практике, в России и в других странах, снимает вопрос необходимости получать
нужную точность 12,5 % при инструментальных замерах
износа на производстве, т.к. это сделать не удается.
6. Появляется возможность улучшить и проектирование определения нужного числа долот на скважину
из-за отсутствия необходимости определения
лучших примеров бурения на соседних скважинах.
И возможность грамотной обработки долотной программы для первой скважины на месторождении. Для
этого надо иметь от заказчика только сведения по геологии и конструкции сквкажины.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Galle E.V., Woods H.B., «Best Constant Bit Weight and Rotary Speed», Mines
& Quarry Eng. 1961 N1 p. 29–34, N2 p. 74–81.
2. A.T. Bourgoin, K.K. Milhelm, M.E. Chenever «Applied Drilling Engineering»,
U.S.A. 1986.
3. Белоруссов В.О., Способ точного определения процента износа закрытой опоры долота расчетным путем («EPIZOD» by BellO’Russov, MOW,
Russia) Magazine: «Нефтегазовые технологии» №10, октябрь, 2007 (All
Union Sc Research Inst. of Drilling Techniques), VNIIBT, 495–235-2067.
4. Белоруссов В.О., Выбор долот с помощью компьютера (How It could be
Possible to choose the bit you need as the best by means of computer).Ж-л
«Бурение и нефть», 12.2002, стр. 22–23. (VNIIBT’s library).
Белорусов Владимир Олегович, главный научный сотрудник – консультант ВНИИБТ, профессор, доктор
технических наук в области бурения скважин. Автор
около 100 научных работ и изобретений. Работал и преподавал в России, США, Польше, на Кубе. Связаться
с проф. Белоруссовым можно по тел. (495) 959–67–
09, доб. 1–21; моб. тел. 8–917–505–94–02 или по
e-mail: vniibt@vniibt.ru (for the att of Mr. Belorussov),
v.khabetskaya@vniibt.ru для Белоруссова.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
®
World Oil
WORLD OIL,
Vol. 229, № 12 – 2008, Vol. 230, № 1 – 2009
C. Henderson,
Weatherford Drilling Services, Beijing
CORRECTING ERRORS INHERENT
IN DIRECTIONAL SURVEYING WITH MWD TOOLS
B. McRae,
Snubco Pressure Control,
Nisku, Alberta, Canada
SNUBBING: NOW AN EVERYDAY SERVICE
THAT IS IMPROVING SAFETY
G. Wackers,
Narvik University College, Norway
FINDING AND EXECUTING SOLUTIONS
IN SHIFTING SOLUTION SPACES
IN THE 1977 BRAVO BLOWOUT
P. H. Wertheim, D. Abrantes,
Rio de Janeiro
SOUTH AMERICAN OIL ECONOMIES
COPE WITH INTERNATIONAL SLUMP
P. A. Fischer, Editor, WO;
L. Richards, Hy-Bon Engineering
REDUCING VOLATILE
ORGANIC EMISSIONS
FOR COMPLIANCE, SAFETY AND PROFIT
Publisher Ron Higgins
EDITORIAL
Editor Perry A. Fischer
Drilling Engineering Editor Victor A. Schmidt
Production Engineering Editor David Michael Cohen
Engineering Editor Mark H. Tran
Technical Editor Krista Kuhl
Technical Editor Katrina Schulz
Contributing News Editor Henry D. Terrell
Contributing Editor Arthur Berman
Contributing Editor Leonard V. Parent
Contributing Editor Les Skinner
Contributing Editor, Washington John McCaughey
Contributing Editor, Middle East Dr. A. F. Alhajji
Contributing Editor, North Sea Dr. ystein Noreng
Contributing Editor, FSU Jacques Sapir
Contributing Editor, Latin America Dayse Wertheim Labrantes
Contributing Editor, S. E. Asia Jeffrey M. Moore
Contributing Editor, LNG Saeid Mokhatab
MAGAZINE PRODUCTION +1 (713) 525-4633
Director–Production and Information Technology Sheryl Stone
Manager–Advertising Production Cheryl Willis
Assistant Manager–Editorial Production Amy Dodd
Assistant Manager–Editorial Production Chris Valdez
Artist/Illustrator David Weeks
ADVERTISING SALES
see Advertisers’ index
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director–Circulation Linda K. Johnson
E-mail: circulation@gulfpub.com
EDITORIAL ADVISORY BOARD
Senior Editorial Advisor
Paul L. Kelly, Consultant, Rowan Companies Inc.
Editorial Advisors
William Donald (Donnie) Harris III, CEO,
Forrest A. Garb & Associates, Inc.
Alexander G. Kemp, Schlumberger Professor,
Petroleum Economics, University of Aberdeen
Dr. D. Nathan Meehan, President, CMG Petroleum Consulting Ltd.
Galen Cobb, Vice President, Industry Relations, Halliburton,
and Chairman, Petroleum Equipment Suppliers Association
Douglas C. Nester, COO, Prime Offshore L.L.C.
David A. Pursell, Research Principal,
Pickering Energy Partners, Inc.
Lawrence R. Dickerson, President and COO, Diamond Offshore
Drilling, Inc., and Chairman, National Ocean Industries Association
Robert E. (Bob) Warren, Vice President, Industry & Government
Affairs, Pride International, Inc.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
K. H. Kuhl, редактор WO
ВОЗГОРАНИЕ СКВАЖИНЫ CONOCOPHILLIPS
12 ноября 2008 г. на отдаленном северо-восточном
участке Британской Колумбии (Канада) произошло
возгорание газовой скважины, принадлежащей компании ConocoPhillips. В своем интервью представители компании заявили, что не знают, сколько времени
потребуется, чтобы взять под контроль сложившуюся
ситуацию. Несмотря на достаточно быструю эвакуацию буровиков, доклады о незначительных травмах,
все равно были зарегистрированы. При подъезде к горящей скважине был установлен дорожный пропускной пункт, а непосредственно на месте происшествия – станция контроля состояния воздушной среды.
Представитель компании заявил, что причиной пожара
могла стать утечка газа и усталость персонала (бригада
бурила сложную рельефную скважину, что является
трудоемким и продолжительным процессом).
СОВМЕСТНЫЙ ПРОЕКТ В МОЗАМБИКЕ
Компании Petronas и Sasol заключили контракт о
совместной разработке морского месторождения в
Мозамбике. В рамках соглашения компании планируют реализовывать разведочную программу бурения морского участка, к которой приступили в начале
октября 2008 г. По завершении проекта разведочного
бурения компания Sasol будет выступать в качестве
оператора объединенного консорциума. По условиям
контракта компании бурят участки 16 и 19 на шельфе
Мозамбика. В совместном проекте компания Sasol
владеет 50 % активов, Petronas – 35 %. Остальная доля
активов принадлежит правительству Мозамбика.
СНИЖЕНИЕ ЭКСПОРТНЫХ ПОШЛИН НА НЕФТЬ
В начале 2009 г. российское правительство приняло
решение о снижении экспортных пошлин на нефть в
ответ на беспокойство добывающих компаний о сокращении объемов морских перевозок. Пошлины были
снижены до 40 долл/брл. В начале ноября 2008 г. Этот
показатель составлял 51 долл/брл.
НАЧАЛО ДОБЫЧИ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ХУРАИЗ
Саудовская Аравия объявила, что в середине 2009 г.
после начала добычи на месторождении нефти Хураиз, совокупная добыча этого энергоресурса увеличится на 1,2 млн брл/сут. «Приезжайте к нам в июне
после начала добычи на месторождении, и вы сможете
сами убедиться в этом», – отметил министр нефтяной
промышленности А. Наими. Это самое значительное
событие в отрасли за последние несколько лет (после
увеличения совокупной добычи в стране на 500 тыс.
брл/сут с введением в эксплуатацию мощностей месторождения нефти Хурсаньях в конце 2007 г.).
ПОПРАВКИ В КОНТРАКТАХ
С PETROBRAS И REPSOL
Представители Эквадора пришли к обоюдному соглашению с компаниями Petrobras and Repsol относи6
тельно внесения поправок в контрактах о разработке
нефтяных и газовых месторождений. Новый контракт
с бразильской государственной компанией Petrobras
был подписан в начале ноября 2008 г. В рамках контракта компания будет оказывать только сервисное
обслуживание месторождения нефти с добычей более
32 тыс. брл/сут. Эти изменения повлияют на увеличение доли Эквадора до 67 %. Кроме того, доля Эквадора
на участке 18 (с добычей 11 тыс. брл/сут), разрабатываемом также компанией Petrobras, увеличится с
25,8 до 40 %. Контракт с компанией Repsol включает
аналогичные условия.
ОТЗЫВ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ
ИЗ СПОРНОГО УЧАСТКА
После того, как Бангладеш выразила протест против проведения разведочных работ на спорном участке, Мьянма отозвала буровую установку с точки
бурения из Бенгальского залива. А после того, как южнокорейская компания предложила Мьянме конвой
для охраны буровой установки т обеспечения безопасности работ, морские вооруженные силы Бангладеш
были подняты по тревоге и на точку бурения прибыли
четыре военных корабля. Спустя некоторое время
министр иностранных дел Бангладеш И. А. Чодхари
докладывал о том, что Мьянма отозвала буровую установку. «Однако мне доложили, что транспортировка
оборудования происходит чрезвычайно медленно. Но
я надеюсь, что попытки начать разведочные операции
в этом районе не повторятся до того, как мы не определим морские границы», – отметил г-н Чодхари. После
этого сообщения военные корабли также покинули
спорную территорию. Последнее время в Бангладеш
отмечается значительное сокращение энергоресурсов. В страну приглашаются международные компании и принимаются заявки на проведение разведочных работ по поиску газовых запасов в Бенгальском
заливе. Между правительствами Мьянмы и Бангладеш
уже неоднократно проводились переговоры относительно определения границ морских участков и проведения разведочных операций, но пока этот вопрос
окончательно не решен.
ДОГОВОР МЕЖДУ BASF И GAZPROM
В начале ноября 2008 г. Был подписан договор между компаниями BASF и Gazprom о создании совместного российско-германского предприятия ZAO Achimgaz
в Сибири. По условиям договора на уренгойском месторождении будет осуществляться добыча природного
газа и газоконденсата из продуктивного пласта ачимов. Месторождение находится в 2174 милях от Москвы (1 миля = 1,609 км). Руководители совместного
предприятия планируют добыть на месторождении 7,1
трлн фут3 природного газа и 3,6 млрд брл конденсата
(срок разработки ресурсов составит примерно 40 лет).
Ежегодная добыча газа составит приблизительно
265 млрд фут3. Глубина залегания продуктивного пласта ачимов составляет 12 тыс. фут (1 фут = 0,3048 м).
Пласт имеет более сложную структуру, чем соседние
формации. Строительство газоочистных мощностей и
№5 • май 2009
6
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
бурение трех скважин уже началось. Первоначальная
добыча газа и конденсата на месторождении составит
примерно 53 млн фут3/сут.
ДОГОВОР О СТРОИТЕЛЬСТВЕ ТРУБОПРОВОДА
В конце октября 2008 г. российская компания
Transneft и китайская национальная корпорация China
National Petroleum Corporation подписали договор о
строительстве трубопровода между двумя странами.
Новый трубопровод будет ответвлен из Сковородино
(Сибирь) от магистрального восточносибирского–тихоокеанского трубопровода, строительство которого
еще не завершено. Пропускная способность нового
трубопровода составит 118,5 млн брл/год. Начало эксплуатации трубопровода намечено на конец 2009 г.
ЛИЦЕНЗИОННЫЙ РАУНД В ИНДОНЕЗИИ
По причине падения добычи Индонезия предлагает
новые лицензии на проведение разведки. В конце октября 2008 г. Индонезией была предложена 31 лицензия на проведение разведки на нефть и газ. Лицензии
на разведку участка Арафура были выданы компании
ConocoPhillips, морских участков I и III в Западной
Папуа – Chevron и морского участка Норд Самбава
II – компании Husky Energy. Компания Hess приобрела лицензию на разведку морского участка Семаи
V, также расположенного на западе пров. Папуа.
ДОГОВОР МЕЖДУ НИГЕРИЕЙ И TOTAL
В начале ноября 2008 г. Total подписала договор
с нигерийскими компаниями Energy Nigeria Limited (OENL) и OMEL Exploration and Production Nigeria Limited (OEPNL) на приобретение части активов проектов разработки глубоководных регионов
(14,5 % активов на участке OPL 279 и 25,67 % на участке
OPL 285). Оператором проекта разработки участка
OPL 285 будет выступать компания OENL, оператором проекта разработки участка OPL 279 будет выступать компания OEPNL. Партнером компаний на
этих участках также является нигерийская компания
EMO Exploration and Production Limited.
Участок OPL 279 расположен на шельфе в 62 милях от побережья (недалеко от месторождений Эхра
и Боси) в водах глубиной 2600–5900 фут. По условиям лицензии компании будут проводить разведку на
площади 434 мили2. Участок OPL 285 расположен на
шельфе в 50 милях от побережья (недалеко от месторождения Бонга) в водах глубиной 1300–3000 фут.
Разведка будет проводиться на площади 452 мили2. Завершение разведочных операций намечено на 2012 г.
В процессе исследований планируется проводить
3D-сейсмическую разведку. Кроме того, намечено
бурение двух разведочных/оценочных скважин.
АУКЦИОН В КОЛУМБИИ
В начале ноября 2008 г. В Колумбии проводился
аукцион, на котором было предложено для проведения разведки (на нефть и природный газ) и добычи
22 участка. Управлять операциями на этих участках
Лицензионное агентство Колумбии (ANH) предложило десяти компаниям. Канадская компания Pacific
Rubiales Energy Corp. будет управлять операциями
№5 • май 2009
на шести участках, колумбийская государственная
компания Ecopetrol SA на четырех участках. Французская компания Etablissements Maurel et Prom SA,
аргентинская компания Pluspetrol SA и южнокорейская компания SK Energy Co. Ltd. получили лицензии
на два участка (каждая). Частная компания Tecpetrol
SA приобрела права на проведение разведки на трех
участках, индийские компании ONGC Videsh Ltd. и
Lewis Energy приобрели лицензии на разработку одного участка (каждая). Подписание контрактов уже
состоялось. Размеры налогов, которые компаниям
придется уплатить в государственную казну, составляют от 2 до 47 %.
ПЛАН CNOOC И NIOC РАЗРАБОТКИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ СЕВЕРНЫЙ ПАРС
National Iranian Oil Co. (NIOC) и China National
Offshore Oil Corp. (CNOOC) завершают план разработки месторождения Северный Парс. Руководитель
исследований NIOC г-н М. Али Эмади сказал, что вопросы цен на газ и другие, по которым компании еще
не пришли к договоренности, могут быть решены менее чем за месяц. Договор между компаниями NIOC
и CNOOC включает добычу газа и инвестирование
в проект СПГ. Договор заключен сроком на 25 лет.
«Вопрос СПГ обсуждался еще в октябре 2008 г., тогда
же обсуждались такие важные моменты как цены на
газ», отметил г-н Эмади.
Месторождение Северный Парс расположено в 53 милях к северу от месторождения Южный
Парс. Запасы месторождения содержат примерно
80 трлн фут3 газа.
ДОГОВОР МЕЖДУ GAZPROM И PETROVIETNAM
В конце октября 2008 г. Российская компания Gazprom подписала договор Petrovietnam о проведении
разведочных операций на нефть и газ на морских
участках Вьетнама. Договор, сроком действия 30 лет
включает разведку четырех участков (129, 130, 131 и
132), расположенных на континентальном шельфе
Вьетнама. Gazprom будет финансировать проведение
работ. Компании создали совместное предприятие
Vietgazprom (штаб-квартира расположена во Вьетнаме), которое будет руководить операциями и осуществлять контроль. Было также создано еще одно
совместное предприятие Gazpromviet для осуществления операций в России и третьих странах.
ВОЗОБНОВЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ТРУБОПРОВОДА BAKU-SUPSA
В начале ноября 2008 г. после трехмесячного перерыва была возобновлена эксплуатация трубопровода
Baku-Supsa, по которому осуществляется транспортировка нефти с месторождения Азери. «После возобновления транспортировки объем транспортируемого продукта в значительной степени увеличился.
В настоящее время пропускная способность системы достигла оптимальных показателей», – отметил
Т. Байалти, представитель ВР. В настоящее время по
трубопроводу транспортируется 90 тыс. брл/сут нефти. К концу года этот показатель будет увеличен до
145 тыс. брл/сут.
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
ЭТАП 6 ПРОЕКТА ЮЖНЫЙ ПАРС
В конце октября 2008 г. Иран приступил к реализации этапа 6 разработки гигантского месторождения
природного газа Южный Парс. В начале 2009 г. был
начат этап 7. И уже в мае 2009 г. планируется приступить к реализации этапа 8. Благодаря реализации
такой масштабной программы на месторождении будет добыто дополнительно 3,7 млрд фут3 природного
газа, 158 тыс. брл конденсата и 4450 т сжиженного
нефтяного газа. Реализацию проекта осуществляют
иранские и международные компании, включая StatoilHydro. В совокупности запасы природного газа
этого месторождения оцениваются в 494 трлн фут3.
В соответствии с программой разработка месторождения включает 28 этапов. Большая часть газа предназначается для нагнетания в нефтяные скважины (для
компенсации низких давлений, что стало причиной
снижения добычи) месторождений нефти южной
провинции Хузестан.
КОНТРАКТ МЕЖДУ КИТАЕМ И ИРАКОМ
В начале ноября 2008 г. Китай и Ирак подписали
контракт на совместную разработку месторождения
нефти Ахдаб, расположенного в восточной провинции
Васиб (Ирак). Контракт с президентом китайской нефтяной корпорации China National Petroleum Corporation (CNPC) Дж. Джемином был подписан министром
нефтяной промышленности Х. Аль Шахристани. По
предварительным данным этот контракт оценивается
в 2,9 млрд долл. «Участие в разработке этого нефтяного
месторождения – очень важное решение, принятое
китайской стороной и мы надеемся на дальнейшее плодотворное сотрудничество», – заявил г-н Шахристани.
По словам министра, добыча нефти на месторождении составит более 110 тыс. брл/сут. Часть добытой
нефти будет поступать на электростанцию в Зубайдах,
часть нефти – отправляться на экспорт.
ВЗРЫВ ТРУБОПРОВОДА KIRKUK-CEYHAN
В начале ноября 2008 г. была приостановлена транспортировка нефти по трубопроводу Kirkuk-Ceyhan.
Это произошло в результате взрыва, повредившего
трубопровод. Взрыв произошел на территории Турции
(юго-восточная пров. Санлиурфа). После сообщений
о взрыве и последующем падении давления компания
Botas, осуществляющая контроль над турецким сектором трубопровода, пришла к решению приостановить
транспортировку. После ремонта трубопровод был запущен в конце декабря 2008 г. Пропускная способность
составляет в настоящее время 480 тыс. брл/сут.
ПРИСТАНОВКА ДОБЫЧИ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ СТАТФЬОРД
В начале ноября 2008 г. компания StatoilHydro объявила о приостановке по техническим причинам добычи на месторождении Статфьорд. Добыча нефти на
момент принятия решения составляла 14 тыс. брл/сут.
По предварительным данным добыча будет прекращена до третьего квартала 2009 г. «У нас возник ряд
проблем с нагнетанием воды на месторождении-спутнике», – прокомментировал ситуацию представитель
компании Г. Гьерван. Компания StatoilHydro является
оператором месторождения и владеет 21,88 % активов.
Ее партнерами выступают компании Royal Dutch Shell
(10 %), ConocoPhillips (12,08 %), ExxonMobil (25 %), Petoro
(30 %) и Enterprise Oil Norges (1,04 %).
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
A. Berman, редактор-консультант WO
НЕТРАДИЦИОННЫЙ ГАЗ И ЦЕНЫ:
ВРЕМЯ ДЛЯ РАЗМЫШЛЕНИЙ
В середине июля 2008 г. некоторые аналитики США
сделали вывод, что цены на природный газ резко снизились из-за чрезмерных поставок этого энергоресурса на рынки. Дж. Снайдер, глава исследовательской
группы Wood Mackenzie Ltd. сказал, что причиной
чрезмерных поставок природного газа стала разработка газоносных сланцев.
Я был удивлен нерациональным решением E&Pсектора продолжать разработку газоносных сланцев,
несмотря на перенасыщение рынков и снижение
цен.
Я попытался понять экономическую привлекательность газоносных сланцев и попробовал проанализировать, как спад цен на газ влияет на снижение активности добычи на этих участках. В первой половине июля
2008 г. спотовые цены на газ составляли 13 долл/млн
БТЕ. Через шесть недель этот показатель снизился
до 8 долл/млн БТЕ, а затем в начале декабря 2008 г. до
6 долл/млн БТЕ. В настоящее время некоторые аналитики прогнозируют, что к концу 2010 г. этот показатель
в среднем будет составлять 5–6 долл/млн БТЕ. При
8
стоимости газа 10 долл/млн БТЕ примерно половина
скважин Барнетт Шейл были еще прибыльными. Однако при стоимости газа в 6 долл/млн БТЕ примерно
25 % скважин стали нерентабельны. Но в соответствии
с прогнозом цены в будущем будут держаться примерно на этом уровне или даже ниже. Однако несмотря
ни на что бурение газоносных сланцев продолжается,
особенно на таких участках как Барнетт Шейл, Хейнесвилл и Фейетвилл.
Чем же это можно объяснить? Модель Diffusion
Model of Innovation (Ryan and Gross, 1943; Rogers, 1962)
показывает, что люди медленно адаптируются к новой
ситуации. Только 5 % людей сравнительно оперативны. Остальные 95 % верят в ситуацию только после
многократного повтора информации или специального сообщения администрации.
Итак, попробуем проанализировать, почему в
настоящее время отрасль переживает такие изменения. Последний спад цен на нефть был зарегистрирован в 1982–1986 гг. Прошло 13 лет и вновь
наступило перенасыщение рынка нефтью и снижение цен на нефть. В результате последовало сокращение тысяч рабочих, разорение ряда компаний,
реорганизация, объединение компаний и многое
другое. В настоящее время сформировано несколько
№5 • май 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
групп аналитиков, изучающих тенденции развития
отрасли и занимающихся оценкой всевозможных
экономических рисков. Специалистами этих групп
были разработаны различные бизнес-модели. Главная цель этих групп – проводить оценку и консультации, какие именно операции следует проводить в
данный момент, а от каких следует отказаться, чтобы предотвратить или максимально снизить всевозможные риски. Перспектива развития E&P-сектора
заключается в преодолении и отказе от традиционных тенденций. Газоносные сланцы не только соответствуют этой модели, но и являются достаточно
перспективным проектом, поскольку изобильны и
являются источником реализации многих возможностей. Проекты разработки газоносных сланцев
всегда охотно инвестируются, поскольку они почти
не связаны с рисками. Несмотря на это, запасы газоносных сланцев представляют важный компонент
газового сектора США, поскольку нетрадиционные
газовые запасы составляют «львиную» долю национальной добычи.
Однако разработка нетрадиционных запасов всетаки связана с определенным риском. Снижение цен
негативно повлияло почти на 75 % прибыльных газовых скважин. В основном это отразилось на технических решениях, новых технологиях, но беспокойство
вызывают также геологические и геофизические исследования. Поскольку сланцевые пласты различны
по своей структуре, свойствам и т. д. необходимо получить точные сведения о пластовых температурах,
геологическом строении, проницаемости породы,
подстилающих пластах и многие другие. Кроме того,
следует упомянуть о том, что экономические моде-
ли должны полностью соответствовать отраслевым
стандартам
Дж. Снайдер считает, что разработка газоносных
сланцев будет рентабельна и при ценах 5,5 долл/млн
БТЕ и даже ниже. Я не думаю, что это так. Я не знаю ни
одного аналитика, который считает разработку рентабельной при ценах ниже 6 долл/млн БТЕ. Многие аналитики приводят показатель 8 долл/млн БТЕ. Следует
добавить, что перенасыщение в настоящее время рынков обусловлено высокой добычей нетрадиционных
газовых запасов. Когда цены стали снижаться, добыча
газа составляла 2 млрд фут3/сут. Правда этот включает
добычу и традиционных запасов на месторождениях
Тюндер Хорс и Таити (Мексиканский зал.).
И в завершении, число буровых установок сокращается, снижается коэффициент их использования
и, в соответствии с прогнозом, вскоре сотни систем
будут простаивать. В настоящее время огромные
запасы нетрадиционного газа добываются всего из
сравнительно небольшого числа скважин. Огромные
инвестиции поступают частями. Лишь несколько операторов имеют реальные возможности реализовать
свои проекты. Даже г-н Снайдер считает, что в настоящее время нельзя требовать от операторов быстрой
разработки запасов или добычи на таких сложных месторождениях как Маркеллус. Пока рынок обойдется
и без этого газа.
К сожалению, пока еще не созданы законы и не
выработана практика развития отрасли в условиях
финансового кризиса. Может быть, следует задавать
вопросы руководителям E&P – отрасли, особенно относительно нетрадиционных газовых запасов, пока не
наступил еще один финансовый кризис.
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
A. Berman, редактор-консультант WO
АМЕРИКА
Компания Petrobras, пробурив скважину 1 ESS185D на участке ES-5, открыла месторождение природного газа в басс. Эспириту Санту на шельфе Бразилии. Мощность газоносного пласта, залегающего
на глубине 11 211 фут составляет 331 фут. Месторождение находится на шельфе в 19 милях от побережья.
Проектная глубина скважины составляет 14 833 фут.
Оператором выступает компания Petrobras, которая
владеет 65 % активов. Ее партнером является El Paso,
владеющая 35 % активов.
Компания Petrobras открыла также запасы легкой
нефти. Запасы были открыты скважинами 6-BFR-1ESS и 6-BAZ-1DB-ESS, пробуренными также в басс.
Эспириту Санту. По предварительной оценке запасы
месторождения составляют 1,5–2 млрд брл легкой
нефти. На глубине 2300 фут скважины проходят через
мощный соляной пласт. Глубина скважин составляет
13 780 фут. Они пробурены на мощный пласт мелового
возраста, пролегающий ниже пластов балейа франка,
балейа азул и джубарте, из которых добывается тяжелая нефть. Мощность нефтеносного (30° API) пласта
составляет 625–985 фут.
№5 • май 2009
Компания Petrobras открыла запасы газа, пробурив
на участке ES-T-454 (басс. Эспириту Санту) скважину
1BRSA671ES. Глубина скважины составляет 6588 фут.
Более подробной информации об этом открытии не
было предоставлено.
Petrobras также объявила о бурении скважины
1-BAS-147 Lua Nova в басс. Жекитиньонья, расположенном на шельфе Бразилии. Скважина была пробурена в водах глубиной 7500 фут. Оператором проекта
является компания Petrobras (60 %), ее партнером выступает StatoilHydro (40 %). Более подробной информации также не было предоставлено.
После тестирования разведочной скважины
Manekenk-1 (оператор – GeoPark Holdings), пробуренной на участке Фелл (Магелланов пролив, южная
часть Чили), были найдены запасы газа. Испытательная добыча составила 7 млн фут3/сут газа и 102 брл/сут
газоконденсата. Проектная глубина скважины, пробуренной на продуктивный пласт спрингхилл толщиной
36 фут, составляет 10 043 фут. Продуктивный пласт
пролегает на глубине 9628 фут. Компания GeoPark
Holdings владеет в этом проекте 100 % активов.
Компания Pacific Rubiales Energy пробурив скважину Quifa-5 (басс. Лианос, Колумбия), открыла запасы
нефти. Мощность продуктивного интервала мощно9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
го песчаника, расположенного на глубине 2311 фут,
составляет 71 фут. Компания Pacific Rubiales Energy
владеет 60 % активов проекта. Ее партнером выступает
Ecopetrol (40 %).
Компания Corridor Resources открыла запасы нефти, пробурив разведочную скважину G-36 на участке
Сауф Бранч (Нью Брунсуик, Канада). Скважина была
пробурена на песчаники хирам брук, расположенные
на глубине 5164 фут. Пробная добыча (59 брл/сут) показала наличие нефти (45° API). Скважина глубиной
8668 фут пробурена в 2 милях к юго-востоку от месторождения МакКалли. Несмотря на небольшие запасы,
потенциал скважины может оказаться больше, поскольку на 100 фут ниже пласта хирам брук пролегает
мощный продуктивный пласт, но компания не смогла
провести его тестирование из-за возникновения некоторых проблем.
АЗИЯ – ТИХООКЕАНСКИЙ РЕГИОН
Еще в 2008 г. китайская компания CNOOC объявила об открытии месторождения нефти Джинхоу
25-1 в басс. Бохай на северо-востоке Китая. Компания пробурила четыре оценочные скважины и
в настоящее время готова оценка запасов месторождения, которые составляют 733 млн брл нефти
и 3 трлн фут3 природного газа. Первичная добыча
составила 2900 брл/сут нефти и 11,7 млн фут3/сут
природного газа. Месторождение расположено в
водах глубиной 100 фут. Компания CNOOC владеет
в этом проекте 100 % активов.
Компания Gujarat State Petroleum Corp. (GSPC),
пробурив скважину A21 на участке CB-ONN-2003/2,
открыла запасы нефти, в басс. Камбей (Индия). В процессе бурения на глубине 4593–4659 фут было открыто два продуктивных интервала. По предварительной
оценке извлекаемые запасы нефти составляют 10–
50 млн брл.
Компания ONGC, пробурила скважину G-4-6 на
участке IG (восточный шельф, Индия). Скважина
была пробурена в водах глубиной 738 фут. Продуктивная залежь была обнаружена на глубине 12 326–
12 730 фут. Мощность продуктивного интервала составляет 180 фут. Компания ONGC владеет 100 %
активов проекта.
ЕВРОПА
Компания Sterling Resources открыла запасы нефти, пробурив разведочную скважину 210/29a-4
на участке 210/29a в Северном море (сектор Великобритании). Проектная глубина скважины, пробуренной в водах глубиной 535 фут, составляет
9734 фут. Компания Sterling является оператором
(39,9 %). Ее партнерами выступают компании Revus
Energy (33,5 %), EnCore Oil (6,6 %) и Dyas UK (10 %).
StatoilHydro завершила бурение оценочной скважины 34/8-14A на месторождении Пан/Пандора,
расположенном южнее месторождения Визунд
(Северное море, норвежский сектор, участок 34/8).
В процессе бурения был пересечен газоносный интервал мощностью 175 фут и нефтеносный интервал
мощностью 26 фут. Скважина глубиной 9978 фут была
пробурена в водах глубиной 958 фут. Оператором яв10
ляется компания StatoilHydro (59,06 %). Ее партнерами
выступают компании Petoro (16,94 %), ConocoPhillips
(13 %) и Total (11 %).
АФРИКА – БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Компания Improved Petroleum Recovery Group (IPR)
объявила об открытии залежей нефти и газа на участке Зейн-1X Юдма-Аламейн в басс. Аламейн (Западная
пустыня, Египет). Участок расположен в 75 милях к
юго-западу от Александрии. Пробная добыча показала
наличие нефти (5414 брл/сут) и газа (16 млн фут3/сут).
Добыча осуществляется из пластов юрского возраста. IPR является оператором проекта в партнерстве с
компанией Sojitz Corp.
Circle Oil открыла запасы природного газа, пробурив
скважину CGD-9 на участке Себои (Марокко). Пробная добыча показала наличие газа (8,9 млн фут3/сут)
в продуктивном интервале гиебасс. Компания Circle является оператором (75 %) в партнерстве с национальной
компанией ONHYM (25 %).
Пробурив скважину Yousefieh-1 на участке 26 (Сирия) компания Gulfsands Petroleum открыла запасы
нефти. Первоначальная добыча из скважины, пробуренной на продуктивный пласт мелового возраста мощностью 200 фут, составила 900 брл/сут. Скважина (проектная глубина – 7018 фут) расположена
в 2 милях от месторождения Хуберт Ист. Компания
Gulfsands является оператором (50 %) в партнерстве
с Emerald Energy (также 50 %).
PA Resources открыла запасы нефти, пробурив
скважину Didon North-1 на участке Зарат (шельф
Туниса). Мощность продуктивного пласта эль гериа,
расположенного на глубине 9176 фут, составляет
46 фут. Проектная глубина скважины равна10471 фут.
PA Resources является оператором проекта (100 %).
Total открыла запасы нефти, пробурив скважину Moho Nord Marine-3 на лицензионном участке
Мохо-Билондо (на шельфе Республики Конго).
Скважина была пробурена на продуктивный пласт
верхнего миоценового возраста мощностью 200 фут.
Проектная глубина скважины, расположенной в
50 милях от берега в водах глубиной 3380 фут, составила 7546 фут. Первоначальная добыча составила 3000 брл/сут. Скважина была пробурена на
месторождении Мохо-Билондо, разработка которого началась в апреле 2008 г. с бурения скважин
Moho Nord Marine-1 и Moho Nord Marine-2, о чем
было объявлено в 2008 г. Компания Total E&P Congo
является оператором месторождения (53,5 %) в партнерстве с Chevron Overseas Congo (31,5 %) и Societ
Nationale des Petroles du Congo (15 %).
Arthur Berman (А. Берман), редактор-консультант WO.
Г-н Берман имеет степень магистра по геологии после
окончания Colorado School of Mines. Г-н Берман более
20 лет работает в отрасли, специализируясь на нефтяной геологии, интерпретации сейсмических данных
и разработке баз данных. Г-н Берман сотрудничал с
рядом нефтяных компаний. Г-н Берман сотрудничал
также с Geological Society’s BulletinСвязаться с м-ром
Берманом можно по адресу: bermanae@gmail.com.
№5 • май 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
L. Skinner, редактор-консультант WO
ПЕРСПЕКТИВЫ НА 2009 г.
Начало года – время оптимизма в секторе бурения. Новый бюджет, новые задачи. Однако этот год
не похож на предыдущие. Буровики шокированы
низкими ценами на нефть, являющимися следствием
экономического кризиса. Естественно задать вопрос:
«Есть ли основания для беспокойства»?
Всего лишь год назад я использовал аббревиатуру «В» (boom – бум) для характеристики ситуации
в секторе. В настоящее время было бы логично использовать аббревиатуру «R» (recession – спад). Это
определение больше подходит для той ситуации, которую я называю гораздо грубее.
Да, это правда, что уже в декабре 2008 г. активность использования буровых установок снизилась
на 12 % по сравнению с сентябрем и на 2 % по сравнению с тем же периодом 2007 г. Я полагаю, что в
конце 2009 г. уровень активности буровых установок будет таким же «пиковым», что и конце 2008 г.
Некоторые аналитики считают, что к середине года
свыше 1000 буровых установок буду простаивать –
это на 50 % меньше по сравнению с сентябрем 2008 г.
Это станет результатом снижения активности операторов. Активность буровых установок является
отражением состояния сектора, инвестирования и
операторов, пытающихся достать средства на проведение работ.
Безусловно, период до начала падения цен на
нефть в первом полугодии 2008 г. можно охарактеризовать, как время безумных затрат и веры, что
ситуация в секторе бурения стабильна и операторы
могут тратить деньги. И они делали это, и достаточно
быстро. Однажды я работал с независимым оператором в Техасе. Он считал, что спешка в нефтяном
бизнесе – плохая идея. Некоторые из буровых подрядчиков, за которыми я наблюдал последнее время,
слишком торопились и не думали о последствиях.
Когда скважина с суточной добычей 600 брл нефти
выходит из строя начинаются крики, скрежет зубами, появляется отчаяние. Когда цены на нефть
падают ниже 50 долл/брл, некоторые инвесторы
говорят, что быстрое решение – плохое решение.
В настоящее время они занимаются поисками других секторов, в которые можно инвестировать.
Итак, действительно ли активность буровых установок отражает тенденцию бурения 2009 г.? Я думаю,
нет.
Недавно Ernst & Young прогнозировали активное
развитие нефтяного сектора. Конечно же, включая
бурение. Действительно, цены на нефть падают, но
падение цен не отражает долговременную тенденцию падения цен на энергоресурсы. Конечно, слабые
компании будут использовать этот факт, чтобы пополнить свои портфолио. Но сильные и стабильные
компании смогут получить кредиты. Некоторые компании начнут разоряться, когда цены вновь станут
расти. Возможно, это заинтересует нетерпеливых
№5 • май 2009
инвесторов. Однако в этой ситуации победит терпение.
Другой признак состояния сектора наиболее явный. Сектор остается стабильным независимо от
активности буровых установок. Например, новые
строящиеся буровые установки (в основном, конечно,
плавучие глубоководные системы) до сих пор оснащаются производственным оборудованием, хотя новые
заказы задерживаются. Эти заказы были сделаны за
несколько месяцев до падения цен на нефть (из расчета их стабильности). Однако я пока я не слышал,
чтобы кто-нибудь из операторов отказался от своего
заказа.
Некоторые компании заявили, что их планы бурения на 2009 г. сокращаются до повышения цен. Некоторые заявляют, что их проекты бурения будут отложены до повышения цен на нефть до уровня 2008 г.
Как мы все знаем коэффициент использования буровых установок повышается значительно быстрее,
чем уменьшается. Поскольку большая часть буровых
установок простаивает, коэффициент их использования вновь вернется к нормальному значению. Число
рабочих бригад сократится, но также быстро бригады
пополнятся. Постепенно бурение вернется на «нормальный» уровень активности.
Последние несколько лет операторы не гонятся
за «бумами» 1970–1980-х гг. Активность остается
сравнительно стабильной. Конечно, цены на нефть
и газ повышались, но никто из них не попал в «капкан» чрезмерных затрат (за исключением небольших инвесторов). Отсюда у многих операторов имеется хорошая финансовая основа (конечно, у тех,
кто не поддался эмоциям и не принимал слишком
быстрых решений). Короче говоря, мы все немного
опечалены, хотя я верю, что активность бурения,
спустя некоторое время, вернется на прежний уровень.
Что же означает 2009 г.? Я считаю, что (ближе ко
второму полугодию) цены на нефть стабилизируются
и достигнут уровня 75–80 долл/брл. Большее число
операторов будет постепенно и медленно повышать
число буровых установок и активность бурения. Также будут достраиваться трубопроводы, добывающие
мощности и перерабатывающие заводы.
Почему? При существующих ценах потребители
увеличат потребление энергоресурсов. Рынки постепенно вновь стабилизируются, что станет поводом
увеличить активность добычи. Итак, мы вновь получим возможность тратить деньги.
Кроме того, это падение цен можно было прогнозировать. Потребление всегда движущей силой
развития сектора, и наш сектор – не исключение.
Создание запасов повлекло повышение цен на бензин и другие нефтепродукты, поскольку поставки
на рынки не изменились. Чтобы повысить поставки
энергоресурсов – увеличили цены. Необходимость
повышения поставок стала причиной бурения новых
скважин, отсюда и неестественный рост активности.
Сыграло свою негативную роль и мнение некоторых
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
политиков, которые считают нефть – корнем всех
бед и предлагают заменить ее другими энергоресурсами.
Итак, не стоит говорить о закате сектора бурения
и переходить работать на автомобильные заводы.
Энергетика всегда была наиболее стабильна и бурение всегда будет пользоваться спросом.
Les Skinner (Л. Скиннер), редактор-консультант,
инженер-химик, окончил техасский технический
университет Texas Tech University. Г-н Скиннер имеет более чем 53-летний опыт работы в отрасли в области бурения и контроля состояния скважин. Работал
с рядом операторов, включая независимые отраслевые компании. Связаться с г-ном Скиннером можно
по адресу: lskinner@sbcglobal.net.
Перевел Д. Баранаев
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ
ПОПУТНО ДОБЫВАЕМОЙ ВОДЫ
D. M. Cohen, редактор WO
Промысловые инженеры знают слишком хорошо –
поговорка, что нефть и вода не смешиваются, совершенно неправильна, если бы это было так, работать
стало бы значительно легче.
Это относится не только к добываемой продукции,
в которой нефть и вода перемешаны. Вода во всех ее
формах широко используется при освоении углеводородных месторождений. Она является важным
ингредиентом многих буровых растворов. Вода нагнетается в пласты разрабатываемых месторождений
через эксплуатационные скважины для вытеснения
из них углеводородов. Водяной пар нагнетается на забой скважин для разжижения битума в битуминозных
песчаниках и снижения вязкости тяжелой нефти. Как
рабочая жидкость вода используется для гидроразрыва пластов сланцев, чтобы обеспечить свободный
приток природного газа из породы в скважины, для
чего требуется примерно 1–5 млн галл воды.
В США на разрабатываемых месторождениях вместе
с нефтью и газом добывается много попутной воды –
около 10 брл на 1 брл нефти. Только в западной части
США на разрабатываемых месторождениях в процессе добычи нефти и газа попутно добывается ежедневно более 5 млрд галл воды. Однако используемая
в отрасли вода является ценным ресурсом. Исторически попутная вода, сильно насыщенная солями и
(или) загрязненная нефтью, подвергается обработке
и очистке, поскольку это является обязательным требованием.
Попутная вода обычно либо закачивается в глубокие скважины, либо подвергается обработке и очистке от загрязнителей и затем сбрасывается в окружающую среду, однако использование этих методов
требует больших затрат. Нагнетательные скважины
должны размещаться в изолированных геологических
формациях, не связанных с подземными источниками питьевой воды. Часто нагнетаемая вода должна
транспортироваться на большие расстояния от этих
скважин и иногда требуется ее предварительная обработка для предотвращения закупоривания трещин и
пор в пластах, в которые она закачивается. На территории США закачка воды в глубокие скважины производится в соответствии с Санитарными нормами
по безопасности питьевой воды. Сброс попутных вод
12
регулируется на территории США Законом о чистой
воде, который требует отделения углеводородов и
удаления солей с использованием обратного осмоса,
термической дистилляции, ионообменных и (или) других процессов. Эти методы могут требовать больших
затрат энергии и многочисленного обслуживающего
персонала на установках очистки воды, находящихся
в удаленных от месторождений местах.
Нагнетаемая вода часто используется для поддержания пластового давления и увеличения добычи. Однако исторически оператор не рассматривает обработанную и сбрасываемую попутно добываемую воду
как свой ресурс, даже когда такая вода используется с
выгодой, например, для орошения земель с целью повышения урожайности или в качестве питьевой воды
для домашнего скота или диких животных.
Попутная вода как полезный ресурс. Традиционно компании, осуществляющие добычу в басс. Пайсэнс на северо-западе Колорадо, считают, что очистку
попутной воды должны выполнять небольшие компании, также работающие в этом бассейне. Матью
Браф, директор по развитию и главный консультант
компании Altera Inc., заявил об этом на 15-й ежегодной
конференции по использованию углеводородов и биотоплив и влияния их на окружающую среду, которая
проходила в Альбукерке, шт. Нью-Мексико.
В шт. Колорадо, как и в других западных штатах
США, право на использование воды было законодательно оформлено для категории воды «полезно
и рационально используемой». Отвод попутно добываемой воды из нефтяных или газовых скважин
обычно не относится к водному праву этого штата,
потому что такая вода не классифицируется, как предназначенная для полезного использования. Однако в
начале этого года суд шт. Колорадо принял решение,
создавшее прецедент, который позволил компании
Altera сбрасывать очищенные попутно добываемые
воды месторождения бассейна Пайсэнс в р. Колорадо
для полезного повторного ее использования. За счет
сброса очищенной компанией попутно добываемой
воды в реку она приобрела права на использование
этого ценного источника воды. Вода обрабатывается
в устье скважины с использованием разработанного компанией процесса термической дистилляции.
Для проведения этого процесса потребляется мало
энергии. Это позволяет значительно уменьшить количество сточных вод, перевозимых автотранспортом
для обезвреживания и захоронения, что позволило
компании уменьшить затраты.
№5 • май 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
С помощью модели истощения водотока специалисты доказали, что попутно добываемая вода из эксплуатационных скважин, которая будет подвергаться
очистке, не должна оплачиваться компанией. В соответствии с законами шт. Колорадо это означает, что
водозабор в этом районе в течение 100 лет не приведет
к истощению стока воды в любых природных водных
ресурсах в пределах штата, если годовой расход в них
больше 0,1 % от годового истощения водотока.
Фактически это разрешение обеспечило водное
право, которое компания может в дальнейшем использовать для водоснабжения своих промышленных, коммерческих и ирригационных объектов. Будьте уверены, что это не первый случай, когда оператор или
сервисная компания в США использовала попутно
добываемую воду в качестве ценного актива. Однако,
возможно, это первый случай, когда правительство
штата узаконило и квалифицировало попутно добываемую воду, как актив компании.
Индустрия попутно добываемых вод. С этим простым законодательно подкрепленным новым определением огромные потоки сбрасываемых вод потенциально могут стать экономически эффективным
источником получения дохода для нефтяных и газовых
компаний. Попутно добываемая вода после очистки
уже нашла много важных применений, включая непосредственно на нефтяных месторождениях для получения пара при гравитационном дренировании пласта
(steam-assisted gravity drainage – SAGD) и в качестве
рабочей жидкости для гидроразрыва. Другие варианты использования очищенной попутно добываемой
воды включают использование ее для охлаждения
энергетических установок и подогрева сжиженного
природного газа при регазификации. Почему бы добывающим компаниям не использовать эти и другие
полезные варианты повторного использования на нефтяных месторождениях попутно добываемой воды,
которое дает вам это водное право, и, следовательно,
возможность получить новые доходы?
Если все компании согласованно воспользуются
законодательно установленной классификацией,
определяющей попутно добываемую воду после очистки, как водный ресурс, а не как сбрасываемую воду,
то кроме денег, это даст возможность существенно
реформировать ее образ и позволит нефтегазовым
компаниям рассматривать попутно добываемую воду
также и в качестве своего водного актива. Это позиционирует нефтегазовую индустрию не только как
отрасль с огромным числом водопользователей и загрязнителей воды, но и как партнеров в деле сохранения и восстановления качества этого самого ценного
ресурса.
Без сомнения со временем споры относительно
проблем дефицита воды, ведущиеся вокруг нефтегазовой отрасли, прекратятся. Обработка и очистка
воды, добываемой из глубоких подземных горизонтов, которая в наше время осуществляется для нужд
нефтедобычи, может однажды стать важным самостоятельным проектом, поскольку ее потребление из
традиционных источников пресной воды все больше
увеличивается из-за роста населения и развития промышленности, особенно в развивающихся странах.
Помимо этого персонал нефтяных месторождений
- промысловые инженеры, буровые подрядчики и занимающиеся поиском и разведкой геологи, станут неотъемлемой частью этой новой водной индустрии.
Не будет ли иронией то, что наша отрасль, отношение к которой было таким враждебным из-за ее
негативного влияния на природную среду, станет ключевым элементом ее сохранения в будущем?
Перевел В. Клепинин
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
АНТЕННА
РАСШИРЕННОГО ДИАПАЗОНА
Компания Emerson Process предлагает пользователям новую антенну
расширенного диапазона, предназначенную для передатчиков Rosemount
3051S, 648 и 702 c WirelessHARTвыходными сигналами. Пользователи
нефтегазовой и других отраслей применяют оборудование, находящееся
друг от друга на больших расстояниях,
что делает прокладку кабелей и подвод тока к точкам измерений очень
дорогостоящей. Поэтому вариант
беспроводной связи с точками самоорганизующейся системы измерений
с помощью антенны расширенного
диапазона обеспечивает экономически эффективный способ доступа
к этой информации при увеличении
расстояний между этими точками
вплоть до 1/2 мили (2600 фут). Эта
антенна полностью совместима с
беспроводной WirelessHART-сетью
и позволяет производить аналогич№5 • май 2009
ную диагностику HART-сети. Срок
службы ее интеллектуального силового модуля SmartPower составляет от
7 до 15 лет. Система имеет надежные
и гарантированные рабочие характеристики, как и у других приборов и
устройств, входящих в семейство интеллектуальных беспроводных Smart
Wireless устройств.
www.emersonprocess.com
ПРОГРАММА ВЫБОРА
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
И КОНТРОЛЬНЫХ КЛАПАНОВ
Компания Metso Automation выпустила версию 5,0 программы выбора распределительных и контрольных клапанов Nelprof. Эта программа
используется для расчета характеристик комплекта контрольных клапанов как элементов всей системы в
целом. Поэтому она является средством для быстрого и точного выбора
правильного комплекта распределительных и контрольных клапанов.
С ее помощью пользователь может избежать установки клапанов большего размера или приводных устройств
меньших размеров и мощности. Версия 5.0 включает такие технические
возможности, которые позволяют
улучшить выбор нужного комплекта
клапанов с учетом проходящих через
них расходов и требуемого их регулирования. Критерии регулирования
расхода, учитывающие заданные параметры течения, кавитацию и шум,
являются основой для выбора. Другие возможности включают: гибкий
импорт/экспорт, редактирование и
расчет различных размерных параметров с помощью одной команды, базу
данных и обновление проектных параметров с помощью Интернета, более
совершенный метод расчета шумов
для жидкостей в соответствии со стандартом IEC 60534-8-4 и справочник с
размерными параметрами клапанов
www.metso.com
Перевел В. Клепинин
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
КОРРЕКТИРОВАНИЕ ОШИБОК
ИНКЛИНОМЕТРИИ
ПРИ ПОМОЩИ ПРИБОРОВ MWD
C. Henderson, Weatherford Drilling Services, Пекин
Существующие методы могут влиять на возникновение грубых погрешностей результатов инклинометрии,
которые обязательно надо учитывать при бурении в зонах с небольшими четко обозначенными целями,
например, при бурении наклонной скважины для глушения другой скважины
Принято считать, в процессе проведения (в ходе бурения) инклинометрических измерений с помощью
того или иного прибора, возникает
ряд ошибок, обусловленных разрешающей способностью и точностью
измерений самого прибора. Однако
существует множество других, более существенных ошибок, наличие
которых признается некоторыми отраслевыми специалистами, но которые не получили широкого признания и не учитываются на практике.
В статье не предлагается какоелибо одно решение и не рекламируется тот или иной серийно выпускаемый прибор. Тем не менее, когда
требуется точно провести скважину,
необходимо учитывать рассматриваемые в данной статье ошибки.
ФАКТИЧЕСКАЯ КРИВИЗНА
СТВОЛА В ИНТЕРВАЛЕ
МЕЖДУ ЗАМЕРАМИ
Предположим, что у человека были
бы отключены все органы чувств, и он
получал бы информацию только об
угле наклона своей стопы. Если поверхность, на которую опирается его стопа, всегда горизонтальна, при ходьбе
он не смог бы определить, идет ли он
по ровной дороге или поднимается/
спускается по лестнице (рис. 1).
То же самое можно сказать об
инклинометрии. Когда фактическая
траектория скважины в редких случаях выдерживается постоянной,
допущение о постоянной кривизне
ствола (как это формулируется в
методе «минимальной кривизны»)
ошибочно. Неправильное определение траектории скважины между
точками инклинометрических замеров может привести даже к катастрофическим ошибкам.
Допустим, что в скважине находится управляемый забойный дви-
14
Рис. 1. Графическая иллюстрация ошибки, присущей методу «минимальной
кривизны»
гатель и получены данные инклинометрических измерений (табл. 1). В
этом случае естественно предположить, что фактическая вертикальная глубина скважины не изменилась. Однако если двигатель КНБК
снижал угол с темпом 1 /100 фут
(1 фут = 0,3048 м), и для компенсации этого проводилось смещение
в 15 фут на свечу, то реальное положение дел выглядело бы так, как
это показано в табл. 2. Ошибка со-
ставляет 0,7 фут на 93 фут пробуренной длины ствола или чуть больше
(7,5 фут на 1000 фут).
Аналогичная ситуация возникает
при бурении с помощью роторных
управляемых компоновок нового поколения; интенсивность отклонения
обычно меняется на некой глубине
между точками измерений, в результате образуется кривая с разными
радиусами кривизны.
Пока что нет официально признанного способа решения этой
проблемы. Впрочем, одним из методов является применение «виртуальной» или «синтетической» инклинометрии для того, чтобы приблизить
результаты измерений к реальности.
Несмотря на то, что нет никаких доказательств того, что получаемые
результаты являются правильными, такой метод, по крайней мере,
дает более точные результаты, чем
современная методика простой регистрации данных инклинометрии.
Еще одним способом более точного определения траектории ствола
является применение динамической
или «непрерывной» инклинометрии.
Некоторые модели приборов MWD
способны проводить непрерывные
Таблица 1. Результаты условной инклинометрии, полученные от управляемого двигателя
Измеренная глубина, фут Длина участка, фут Угол наклона, град. Азимут, град.
5000,0
5093,0
93,0
90,00
90,00
Фактическая вертикальная
глубина, фут
0,00
0,00
4500,0
4500,0
Таблица 2. Фактические результаты условной инклинометрии
Измеренная Длина
глубина, участка,
фут
фут
5000,0
5010,0
5093,0
10,0
83,0
Угол
наклона,
град.
Азимут, Фактическая Север-юг, ВостокВерти- Интенсивность
град. вертикальная
фут
запад,
кальный искривления,
глубина, фут
фут участок, фут °/100 фут
90,00
90,83*
90,00**
00,00
00,00
00,00
4500,0
4499,9
4499,3
0,0
10,0
93,0
0,0
0,0
0,0
0,0
10,0
93,0
0,00
8,30
1,00
* Смещение 10 фут – для «поддержания» угла наклона
** Снижение интенсивности 1 /100 фут
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
измерения в процессе бурения. Поскольку информация обычно поступает от датчика с одной осью, данный
способ считается непригодным в качестве полноценной инклинометрии,
однако бурильщики его часто используют для определения направления
при возобновлении бурения. Тем
не менее, такая информация может
применяться для определения траектории скважины и привязки к официальным результатам измерений.
Для наглядности мы рассмотрим
простой участок набора кривизны
ствола. Между тем, аналогичные
ошибки возникают в значениях отклонения относительно сторон света
при изменении азимута скважины
и/или когда траектория скважины
предусматривает одновременное изменение и угла наклона и азимута.
Если с помощью такой «виртуальной» инклинометрии перед началом
бурения математически просчитать
ствол скважины, можно точнее описать ее траекторию для оценки извилистости ствола. Аналогично, с
помощью традиционных моделей
крутящего момента и трения можно
построить более точное изображение
ствола для расчета нагрузок на скважинное оборудование и определения
вариантов методики бурения.
ВЛИЯНИЕ
КРИВОГО ПЕРЕВОДНИКА
При бурении с помощью управляемого двигателя КНБК ось прибора MWD не совпадает с осью ствола
скважины из-за влияния кривого переводника, который обычно слегка
смещает бурильную колонну.
Это явление распознается при небольших углах смещения и учитывается путем проведения «группового
замера» – серии из четырех инклинометрических замеров, взятых на
одной и той же глубине, но с бурильной колонной, повернутой вокруг
своей оси примерно на 90 . Путем
векторного сложения результатов
четырех замеров рассчитывается
смещение для любой конкретной
ориентации прибора. Зная ориентацию прибора при проведении измерений, в полученные данные вносится соответствующая поправка.
Например, на рис. 2 графически
представлены результаты четырех
инклинометрических замеров, приведенных в табл. 3. Векторное сложение этих координат разбивается
(от А до Е) на четыре части.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Рис. 2. Графическое представление группового замера
Математически это может быть
выражено следующим образом:
X1 = Угол наклона 1
sin Азимут 1
(замер 1);
Y1 = Угол наклона 1
cos Азимут 1
(замер 1);
X2 = Угол наклона 2
sin Азимут 2
(замер 2);
Y2 = Угол наклона 2
cos Азимут 2
(замер 2);
X3 = Угол наклона 3
sin Азимут 3
(замер 3);
Y3 = Угол наклона 3
cos Азимут 3
(замер 3);
X4 = Угол наклона 4
sin Азимут 4
(замер 4);
Y4 = Угол наклона 4
cos Азимут 4
(замер 4);
X = (X1 + X2 + X3 + X4)/4;
Y = (Y1 + Y2 + Y3 + Y4)/4.
Полученные значения позволяют
определить итоговые результаты:
Итоговый угол наклона:
(X 2 +Y 2 ).
(1)
Итоговый азимут:
arctan (Х/Y).
(2)
Если Y 0, к полученному значению итогового азимута необходимо
прибавить 180 . Если значения X и
Y равны нулю, то скважина вертикальна.
Фактические значения углов поворота прибора не включены в окончательный расчет, но их нужно регистрировать для гарантии того, что
углы поворота прибора в пространстве достаточны для получения содер-
жательного диапазона зарегистрированных результатов измерений.
В примере табл. 3 окончательные
скорректированные результаты инклинометрии выглядят так: угол наклона 56,08 , азимут 124,76 . Разница
между расчетным значением и значением, замеренным при произвольной ориентации прибора, очевидна.
Проводя групповой замер для каждого угла наклона в 10 , в результаты
измерений вносится величина смещения с тем, чтобы учесть несовпадение оси скважины и отклоненного
корпуса управляемого двигателя.
Некоторые компании-операторы
предпочитают «прогибную коррекцию» инклинометрических измерений для учета перекоса оси прибора
MWD в результате размещения стабилизаторов (рис. 3). Такая коррекция не учитывает влияние углового
положения приборов, поэтому лишь
частично корректирует результаты
измерения угла наклона.
УДЛИНЕНИЕ КОЛОННЫ
ПОД ДЕЙСТВИЕМ
СОБСТВЕННОГО ВЕСА
Колонна бурильных труб удлиняется под действием собственного
веса. При условии равенства модуля
упругости и непревышения предела
упругости марка бурильных труб не
влияет на деформацию (удлинение)
при данном напряжении (приложенной нагрузке). Выталкивающая сила
не влияет на модуль упругости, хотя
явно влияет на напряжение (нагрузку)
в колонне труб, находящейся выше в
стволе скважины. Вместе с тем, выталкивающую силу относительно
веса колонны в воздухе можно рассматривать как поршневой эффект,
действующий на колонну труб.
Чтобы определить суммарное изменение длины колонны, необходимо вычислить удлинение отдельных
секций колонны и сложить полученные значения. Удлинение каждой
секции вычисляется по формуле:
L = (Loriginal Wave)/(
Acs),
(3)
где Loriginal – первоначальная длина
секции, Wave – средняя нагрузка на
любую данную свечу (равная по-
Таблица 3. Пример группового инклинометрического замера
Замер
Глубина, фут
Угол наклона, град.
Азимут, град.
Ориентация прибора, град.
1
2
3
4
10000
10000
10000
10000
56,5
56,4
55,8
55,7
123,0
124,6
126,1
125,3
78
167
248
340
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
Прогиб
113/4"
121/8"
121/4"
Рис. 3. Метод «прогибной коррекции» иногда применяется для частичного учета перекоса
оси прибора в результате установки стабилизаторов
ловине общего веса колонны), –
модуль упругости, а Acs – площадь
поперечного сечения трубы.
Последняя величина определяется по формуле:
(4)
Acs = (D2 – d2) 0,7854.
Например, при длине бурильной
колонны 5000 фут из труб номинальной массой 19,5 фунт/фут (1 фунт =
0,453 кг) общий вес колонны равен:
5000 19,5 = 97 500 фунт.
Средняя нагрузка равна половине этого значения или 48 750 фунт, а
площадь поперечного сечения трубы составляет 5,58 дюйм2. Принимая модуль упругости стали равным
30 млн фунт/дюйм2, суммарное изменение длины колонны равно:
(5000 48 750)/(30 000 000 5,58)
= 1,45 фут
Если в состав бурильной колонны
той же длины включить 500 фут тяжелых бурильных труб (50 фунт/фут)
и 100 фут 8-дюймовых утяжеленных
бурильных труб (150 фунт/фут),
общий вес колонны составит
137 500 фунт, средняя нагрузка
68 750 фунт, а новое значение изменения длины будет равно 2,05 фут.
Необходимо учесть поршневой
эффект. Перепад давлений действует на площади поперечного сечения,
вызывая укорочение или удлинение
секции согласно уравнению:
L = (Lsection Fdiff)/(
Acs), (5)
где Fdiff – разница сил, определяемая
как разность между произведением
гидростатического давления на внутренней поверхности колонны на
площадь внутренней поверхности
и произведением гидростатического
давления на наружной поверхности
колонны на площадь наружной поверхности, или:
Fdiff = (Ainternal Pinternal) –
(6)
(Aexternal Pexternal)
ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ
Поскольку температура в стволе
скважины всегда выше температуры наружного воздуха, бурильная
колонна будет испытывать тепловое
расширение.
16
Согласно законам физики, изменение длины стальной колонны
равно произведению первоначальной длины колонны на коэффициент расширения и на изменение
температуры.
Значит, среднее удлинение колонны будет равно 0,86" на 100 фут
колонны на 100 F увеличения температуры.
Таким образом, общее удлинение
колонны (в футах) в связи с изменением температуры равно:
L = (Loriginal/100)
( T/100) 0,86,
(7)
где изменение температуры T (в
градусах Фаренгейта) вычисляется
как разность между температурой
на глубине замера прибором MWD,
которую мы принимаем неизменной, поскольку прибор находится в
условиях циркуляции и температурой наружного воздуха, равной температуре на палубе при измерении
длины колонны.
УДЛИНЕНИЕ КОЛОННЫ
С УЧЕТОМ НАТЯЖЕНИЯ
И ПОТЕРИ ВЕСА В ЖИДКОСТИ
Согласно формуле точки прихвата, принятой в нефтегазовой отрасли,
длина свободной части бурильной колонны выше точки прихвата равна:
Pfree = L CFP/Fpull,
(8)
где Fpull – усилие натяжения колонны, CFP – коэффициент точки прихвата, определяемый как произведение площади поперечного сечения
колонны Acs на 2500, а L – удлинение колонны в дюймах.
В условиях бурения усилие натяжения колонны может сравняться с весом колонны в заполненной
жидкостью скважине (умноженным
на косинус угла наклона наклонного
прямолинейного участка ствола).
Решение уравнения (8) для удлинения дает:
L = Pfree CFP/Fpull.
(9)
Следовательно, в условиях бурения удлинение колонны равно:
L = LBHA CFP/WBHA, buoy, (10)
где LBHA – длина колонны от верхней
части КНБК до устья, а WBHA, buoy – вес
колонны в заполненной жидкостью
скважине.
Разбивая ствол скважины на три
участка, получаем:
La – длина колонны от устья до
точки начала набора кривизны;
Lb – длина колонны на участке
набора кривизны, умноженная на
косинус угла наклона, разделенного пополам;
Lc – длина колонны в наклонном прямолинейном участке, умноженная на косинус угла наклона.
Следовательно, величина поправки, которую необходимо ввести
в соответствии с глубиной инклинометрического замера, равна:
L = (La + Lb + Lc) CFP/WBHA, buoy. (11)
Поскольку значение Acs известно
как для обычных бурильных труб, так
и для тяжелых бурильных труб, в расчетах используются оба значения.
При используемых на практике методах и малой длине колонны
можно сделать допущение, что удлинение элементов колонны будет
очень незначительным. Следует отметить, что в вышеуказанных расчетах не учитываются силы трения
и нетипичные условия в скважине.
НЕСООСНОЕ ПОЛОЖЕНИЕ
КОЛОННЫ В СТВОЛЕ
СКВАЖИНЫ
При проведении инклинометрических замеров бурильная колонна
работает на растяжение и поэтому
на участке набора кривизны она
прижимается к верхней стенке ствола, а на участке снижения кривизны
к нижней стенке ствола скважины.
На теоретически прямолинейном
наклонном участке колонна будет
либо натянута в стволе по диагонали,
либо плотно прилегать к забою скважины в случае отсутствия участка
снижения кривизны (рис. 4).
Радиус кривизны ствола на
участке набора кривизны:
r = 180 /( build
),
(12)
где build – темп набора кривизны, а
длина дуги участка набора кривизны равна:
Larc = 2 r Ǿ/360 ,
(13)
где Ǿ – разница между углами наклона ствола до и после участка набора кривизны.
Длина дуги равняется длине участка между точками инклинометриче-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
ского замера. Определив разницу
углов наклона, вычисляем начальный
теоретический радиус кривизны. Затем, подставляя в уравнение (13) найденное значение за вычетом радиуса
ствола скважины, получаем поправку,
которую вносим в длину участка.
Например, при изменении угла
наклона от 0 до 0,98 в стволе скважины диаметром 17 1/2" данный метод
дает поправку 0,49 фут к длине дуги
на измеренной глубине 514,60 фут,
что означает скорректированную
длину дуги 515,09 фут. При экстраполяции поправка равна 0,95 фут на
1000 фут пройденного ствола. Радиус кривизны равен 30 115 фут.
КОРРЕКТИРОВКА ГЛУБИНЫ
ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИНЫ
ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ ВЫБРОСА
Одним из самых трудных случаев
в наклонно-направленном бурении
является бурение скважины для глушения другой скважины. В последние
годы автор статьи лично принимал
участие в двух успешных операциях
бурения таких скважин, и в обоих
случаях предусматривалось использование магнитных приборов.
Однако если бы в этих скважинах
одновременно с применением таких
приборов использовались вышеуказанные поправки, то вполне вероятно, что был бы получен выигрыш во
времени и экономия затрат.
При спуске магнитных приборов
на канате возникает еще ряд проблем. Хорошо известно, что в конце
спуска каротажных приборов регистрируются как «глубина каротажника», так и «глубина бурильщика».
При использовании магнитных приборов показания глубин становятся
еще более запутанными.
Чуть более двух лет назад в Индонезии при спуске каротажного прибора на канате в одной из скважин
общей глубиной 13 900 фут применение вышеуказанных расчетов и введение поправок на несоосное положение в стволе скважины позволили
уменьшить расхождение в глубинах
каротажника и бурильщика с 36 до
3 фут. Введение поправок обеспечило уменьшение ошибки с 0,26 до
0,02 % от общей глубины скважины.
Одной из нерешенных проблем
корректировки глубин на канате
является введение поправки на растяжение каната, поскольку данные
замеров получить не совсем просто.
Анализируя данные по «скважине-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Натяжение колонны на устье
На участке набора кривизны
колонна прижимается
к верхней стенке ствола
На участке снижения
кривизны колонна
прижимается к нижней
стенке ствола
Натяжение колонны
под действием веса
КНБК
Рис. 4. На наклонном прямолинейном
участке ствола бурильная колонна
натянута по диагонали между участком
набора кривизны и участком снижения
кривизны
Эллипс погрешности
Фактическая кривизна ствола
Влияние кривого переводника
Удлинение колонны под действием собств. веса
Тепловое удлинение колонны
Удлинение колонны с учетом
Несоосное положение
Рис. 5. Совокупность возможных
ошибок инклинометрии
мишени» с точки зрения инклинометрии, элементов КНБК, каротажных диаграмм (термометрия и т.д.),
можно получить более точную информацию относительно координат
ствола, в которых должна произойти встреча стволов. Затем, прежде
чем применять дорогие магнитные
приборы, использую ту же логику и методы анализа в отношении
скважины для глушения выброса
(ее ствол можно провести ближе к
стволу «скважины-мишени»).
В отношении фактического положения ствола любой скважины
всегда возникает ряд ошибок, однако, вводя рассмотренные выше
поправки, это положение можно
определить точнее в целях бурения
скважины для глушения выброса.
Применение математических моделей никогда не заменит исполь-
зование приборов. Однако применение таких моделей в сочетании со
здравым смыслом и оценкой может
дать большой выигрыш во времени
с целью успешного проведения операции встречи стволов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Несмотря на то, что каждая из
рассмотренных в статье поправок,
взятая отдельно, кажется небольшой, их суммарный эффект может
быть весьма значительным (рис. 5).
Сервисные компании тратят немало времени, усилий и финансовых
средств на повышение точности и
снижение погрешности своих приборов MWD, однако современные
методы измерений могут быть связаны с грубыми ошибками, из-за
которых возможности приборов
остаются невостребованными.
На сегодняшний день я не знаю
ни одной компании или серийно выпускаемого прибора, которые могут
справиться с такими ошибками, но
рекомендую обязательно учитывать
эти ошибки при бурении в районах
с небольшими четко обозначенными целями.
В качестве доказательства моей рекомендации я предлагаю компаниямоператорам пересчитать задним числом результаты инклинометрических
замеров в тех районах, в которых геологические условия стали сюрпризом.
Единственным параметром, который
нельзя определить после завершения
бурения, является влияние кривого
переводника, поскольку его необходимо учитывать «в реальном времени» в процессе бурения скважины.
Вполне возможно, что не пласт, в конце концов, сместил ствол скважины, а
ошибки метода инклинометрии.
Примечание: Читатели, интересующиеся дополнительной информацией, могут связаться с Технической секцией по
управлению положением ствола скважины
Общества инженеров-нефтяников США по
адресу: technicalsections@spe.org.
Перевел С. Сорокин
Chris Henderson (К. Хендерсон) работает координатором наклонно-направленного бурения
компании Weatherford Drilling Services в Пекине. Имеет более чем 39-летний опыт работы в
отрасли, 26 лет непосредственно участвовал в
наклонно-направленном бурении, работал оператором в Royal Dutch Shell и различных сервисных компаниях. Имеет сертификаты бурения Shell Round One и Shell Round Two, степень
бакалавра по механике получил в Университете
Салфорд в Англии. С г-ном Хендерсоном можно связаться по адресу: christopher.henderson@
ap.weatherford.com.
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
СПУСК В СКВАЖИНУ ТРУБ
И ИНСТРУМЕНТА ПОД ДАВЛЕНИЕМ
B. McRae, Snubco Pressure Control, Ниску, Альберта, Канада
В связи с увеличением числа операций спуска в скважину инструмента и труб под давлением
появился новый стандарт – Отраслевое методическое руководство (Industry Recommended Practices
15 – IRP15). Этот документ, утвержденный более года назад, в настоящее время неукоснительно
выполняется в Канаде. Нефтяные компании могут сыграть ключевую роль во внедрении аналогичных
стандартов в своих регионах
Хотя прежде спуск инструмента в
скважину под давлением применялся
в тех случаях, когда более привычные
способы регулирования давления в
скважине оказывались неэффективными, в настоящее время он является основной комплексной операцией, которая оказалась и безопасной,
и экономически эффективной для
максимального повышения производительности скважины и снижения
затрат. В настоящее время в планах
заканчивания скважин и проведения
капитального ремонта спуск инструмента под давлением применяется в
качестве предпочтительного способа
для защиты пласта от загрязнения и
уменьшения стоимости строительства скважины. В Канаде с конца
70-х годов число специализированных компаний, у которых было 12
установок для проведения таких операций, выросло с трех до четырнадцати, а число установок превысило
100 единиц (и продолжает расти).
С 2000 г. канадские специализированные компании упорно работали над стандартизацией оборудования, приемов, методов и правил
производства работ, а также согласованием требований к квалификации персонала. Они прилагают
усилия и добиваются признания в
том, что могут безопасно и экономически эффективно проводить заканчивание и капитальный ремонт
в нефтяных и газовых скважинах.
Отраслевое методическое руководство (IRP15) устанавливает требования к квалификации членов
бригад, техническим характеристикам и сертификации оборудования,
обязательным системам обеспечения безопасности, инспектированию оборудования. А также требования и правила установки пробок,
порядок проведения семинаров по
18
технике безопасности и методы
оценки опасных производственных
факторов на месте работ (job hazard
assessment – JHA), требования к системам срочной эвакуации людей.
НОВОЕ ОТРАСЛЕВОЕ
МЕТОДИЧЕСКОЕ
РУКОВОДСТВО
Деятельность канадских компаний по проведению в скважинах
операций под давлением регулируют и контролируют отраслевые и
государственные ведомства и организации, такие как Канадская ассоциация нефтяных операций (Petroleum Services Association of Canada
– PSAC), Управление энергетики и
энергообеспечения, Нефтегазовая
комиссия Британской Колумбии,
Канадская ассоциация подрядчиков
по бурению нефтяных скважин, Комитет по бурению и заканчиванию
скважин, Канадская ассоциация нефтедобывающих компаний, а также
комиссии по охране труда и технике
безопасности и комиссии по оплате
труда рабочих в различных округах.
Находясь под пристальным вниманием нефтегазовой отрасли, эти
компании подготовили IRP15 – стандарты безопасности для компаний,
проводящих операции в скважинах
при наличии давления на устье. С помощью PSAC и некоторых опытных
сотрудников специализированных
компаний на основе первоначального, очень краткого, общего документа, написанного в ноябре 2003 г.,
были разработаны четкие стандарты
в виде IRP15, который сейчас внедряется. Этот документ, утвержденный
в июне 2007 г., в настоящее время
является стандартом, по которому
оцениваются все канадские специализированные компании, прово-
дящие такие операции. Несколько
компаний установили даже более
жесткие требования по безопасности операций.
Учитывая, что в настоящее время в нефтяной промышленности
вопросы безопасности стоят на
первом месте, в современных установках для спуска инструмента под
давлением предусмотрено много новых дополнительных устройств, обеспечивающих безопасность. Одно
из требований IRP15 состоит в том,
что эти установки должны иметь
«интеллектуальную» систему, в состав которой входят световые индикаторы положения обжимающих
плашек, показывающие, находятся
ли плашки в открытом или закрытом положении, и звуковая сигнализация, которая включается в том
случае, когда обжимающие плашки
находятся в закрытом положении.
Кроме того, к двигателю буровой
установки должно быть подключено устройство управления дросселем, которое ограничивает усилие
натяжения и частоту вращения на
буровой установке или установке
для ремонта скважин при закрытых
плашках. Обязательным условием
являются предварительные расчеты,
которые проводятся для того, чтобы
обеспечить требуемые рабочие параметры для колонны НКТ и компоновки низа колонны. Исходя из этих
расчетов, устанавливаются пределы
регулирования дросселя, чтобы ограничить усилие натяжения и частоту
вращения на буровой установке в
пределах этих рабочих параметров.
Наряду с этим, чтобы обеспечить
целостность труб и не допустить их
продольного изгиба, также предварительно устанавливаются максимально допустимые усилия подачи
толкающего механизма. Определе-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
Способ срочной эвакуации с контролируемым спуском по трубе (компании FoxxHole)
удовлетворяет требованиям IRP15. С января 2009 г. в пров. Британская Колумбия
спуск по шесту запрещен
ние значений усилий подачи описано в брошюрах PSAC, имеющихся
на каждом месте проведения работ. Сейчас в Интернете имеются
онлайновые калькуляторы для выполнения расчетов на продольный
изгиб (в том числе один калькулятор на сайте автора статьи).
На установках для спуска труб
под давлением необходимо использовать маячки и сигнализаторы,
предупреждающие о снижении
давления. Чтобы предотвратить
неправильное позиционирование
клиньев, используются фиксаторы
рукоятки, а на вращающемся вкладыше устанавливаются подвижные
клинья, обеспечивающие вращение
колонны труб даже при ее незначительном весе.
IRP15 требует применять системы срочной эвакуации людей
с возможностью «контролируемого спуска». Традиционный метод
срочной эвакуации – спуск по шесту – пока разрешен (за исключением пров. Британская Колумбия).
Одним из способов срочной эва-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
куации является контролируемый
спуск с помощью ролико-троссовой
системы. Еще одна система –
устройство в виде трубы, которое
замедляет скорость спуска и в то
же время дает возможность человеку быстро уйти на безопасное
расстояние от буровой установки
(см. рис.). Существуют и другие системы срочной эвакуации.
Кроме того, во время проведения операций присутствие верхового рабочего на балконе вышки не
допускается.
Обязательным условием стало
качественное обучение/подготовка и сертификация бригад. В настоящее время операции в скважине под
давлением являются признанным и
сертифицированным видом производственной деятельности в Канаде.
Обучение и сертификацию бригад
проводят аттестованные обученные эксперты и специализированные компании, признанные Enform,
PSAC и другими организациями.
Эксперты гарантируют не только
обучение правилам техники безо-
пасности и порядку производства
работ, но и приемам техобслуживания и ремонта применяемого оборудования. Кроме того, сертификация
самой установки имеет существенное значение для безопасного проведения операций. Члены бригад
получают сертификаты государственного образца, свидетельствующие об уровне их квалификации.
Некоторые специализированные компании идут еще дальше.
Например, компания Snubco Pressure Control организует обучение
с помощью виртуальной объемной
мультипликации с целью приобретения практического опыта и имеет «тренировочные» скважины для
проведения практических занятий
с использованием толкающего механизма. Для использования в обучающих и ознакомительных семинарах были разработаны видео- и
мультипликационные материалы.
Проведение планерок перед началом работ является неотъемлемой
частью IRP15. Умение заранее планировать операцию в соответствии
с параметрами и размещением колонн НКТ, компоновкой низа колонны, превенторами и ожидаемыми
рабочими давлениями значительно
повышает возможность осуществления безопасной и экономически
оправданной программы работ. Конкретизация программы работ позволяет провести расчет и проверку
оборудования, блоков превенторов
и их расстановку до прибытия на
место проведения работ.
Еще одним требованием IRP15
является установка в колонне НКТ
пробок, обеспечивающих двойной
барьер. В скважинах с давлением
на устье менее 20,7 МПа или содержанием H2S менее 1 % необходимо
устанавливать одну запирающую
пробку и скользящий упор либо
одну постоянную пробку или пробку на конце колонны НКТ. В скважинах с давлением на устье более
20,7 МПа или содержанием H2S более 1 % необходимо устанавливать
сдвоенные запирающие пробки и
скользящий упор либо сдвоенные
постоянные пробки или сдвоенные обратные клапаны и пробки
на конце колонны НКТ. На таких
скважинах также требуется установка сдвоенных противовыбросовых превенторов с обжимающими
плашками. На скважинах с высо19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
ким содержанием сероводорода
требуется использовать либо срезающие плашки, либо иметь на месте
проведения работ в достаточном
количестве жидкость для глушения
(не менее объема ствола скважины). На скважинах с содержанием
H2S более 1 % в колонну обсадных
труб должен быть закачан азот или
другой инертный газ или жидкость.
Если в скважину спущена колонна
НКТ, она также должна быть заполнена инертным газом или жидкостью. Компания Snubco Pressure
Control требует использовать такой
газ или жидкость на скважинах с
содержанием H2S более 0,5%.
Необходимо строго следить за целостностью колонны и компоновки
низа; усилия подачи устанавливаются соответственно и документально
фиксируются. Спуск труб под давлением действительно может повысить
безопасность операций в скважинах
с потерей циркуляции, уходом бурового раствора или иными осложнениями при циркуляции.
ПРИМЕР
Операции под давлением значительно снижают вероятность
ухудшения свойств пласта и дают
возможность проводить ремонтные
работы или заканчивание с отрицательным перепадом давления в
системе «скважина – пласт». Конструкция и компоновка установки
для проведения таких операций
может меняться в соответствии с
почти любыми конкретными условиями применительно к программе
ремонтных работ или заканчивания, проводится ли она с помощью
буровой установки или автономной
специализированной установки.
В рассматриваемом примере заказчику потребовалось двухколонное заканчивание газовой скважины с давлением на устье 13,8 МПа.
Необходимо было установить на
длинной колонне сдвоенные пакеры
с расстоянием между ними около
300 м. Верхний пакер представлял
собой двухколонный пакер (длиной 3,65 м), который обеспечивал
подвешивание короткой колонны.
Перед началом работ провели планерку и обговорили детали операции. Составили программу работ и
провели оценку возможных рисков.
Подготовили комплект дистанционно управляемого оборудования,
нижней обжимающей плашки
ниже превенторов установки для
ремонта скважин, 7 1/16-дюймового
подвешивающего фланца, 7 1/16дюймовой промежуточной катушки длиной 4 м и стандартного блока
превенторов для операций под давлением. Для очистки скважины от
песка использовали азот.
Нижний пакер спустили вместе
со скользящими муфтами, глухими
пробками и другим оборудованием.
Забойная компоновка удерживалась
на месте с помощью нижних обжимающих плашек и подвешивающего
фланца. Смонтировали толкающий
механизм, в колонне НКТ установили
верхний пакер, добавили промежуточную катушку для защиты пакера,
смонтировали установку для подачи
труб и опрессовали. Затем спустили
до забоя и посадили длинную колонну, установили гидравлические пакеры.
Установку для подачи труб демонтировали, установили переходные катушки (лубрикатор),
установку вновь смонтировали и
опрессовали. Спустили короткую
колонну и зафиксировали ее в верхнем двухколонном пакере. Посадили
короткую колонну, а установку для
подачи труб демонтировали. Работа
была проведена без осложнений.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Приведенный пример убедительно показывает, что за последние 30 лет компании, проводящие в
скважинах операции под давлением, сделали большие успехи. Такие
операции проводятся не только в
скважинах с высокими факторами
риска. Все чаще проводятся сложные ремонтные работы и операции
по заканчиванию скважин в двух
горизонтах, что экономически эффективно, сводит к минимуму вероятность ухудшения свойств пласта
и максимально повышает производительность скважин. Теперь, с
появлением новых стандартов, они
проводятся еще и безопасно. Было
бы неплохо, если бы региональные
компании последовали примеру канадских буровиков и распространили успех этих безопасных и повседневных операций по всему миру.
Перевел С. Сорокин
Bill McRae (Б. МакРай) работает помощником руководителя работ в компании
Snubco Pressure Control в
Ниску, пров. Альберта, Канада. Имеет 25-летний опыт
проведения операций в
скважинах под давлением.
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
FIELDBUS-КОМПЛЕКТ ИНСТРУМЕНТОВ
ДЛЯ ТЕСТИРОВАНИИ И КОНТРОЛЯ
Компания Fieldbus Foundation объявила о выпуске улучшенной версии 5.1 своего комплекта инструментов для тестирования и контроля совместимости по типу H1. Этот комплект
является обновленной версией предыдущих версий поддержки блоков датчиков температур, функциональных возможностей описаний приборов (Device Description – DD) версии
5.1 с целью получения диагностических профилей диагностики в условиях месторождения, позволяющих улучшить организацию и интеграцию диагностики инструментов в Fieldbusсистемах. Комплект для тестирования позволяет проверять
функциональные возможности прибора типа H1 (31,25 Кбит/с)
и его соответствие с функциональным блоком Fieldbus Foundation и со спецификациями блока датчиков. Помимо средств
для диагностики и устранения неисправностей, это комплект
инструментов для тестирования включает все программные
и аппаратные средства, требуемые для обеспечения полной
совместимости прибора конкретного изготовителя, как это
20
определено в методике тестирования, официально зарегистрированной компанией Foundation. С помощью этого комплекта инструментов компании-разработчики приборов могут
проводить испытания, аналогичные тем, которые использует
компания Foundation до представления конкретного прибора
официальной регистрации. Комплект инструментов версии
5.1 был обновлен для включения новых функций, таких как
DD-функции для взаимно-связанных блоков приборов, Национального коммуникационного драйвера 3.2.2 для приборов
и обновленного средства DD-просмотра. Другие обновления
включают спецификацию блока датчиков температур FF-904
(одиночный и дублированный датчики) и спецификацию профиля диагностики в условиях месторождения FF-912. Комплект также обеспечивает набор параметров ресурсного
блока для внедрения профиля диагностики в условиях месторождения, а также включает другие средства расширения
возможностей программы.
www.fieldbus.com
Перевел В. Клепинин
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
ПОИСК РЕШЕНИЙ И ИХ РЕАЛИЗАЦИЯ
ВО ВРЕМЯ АВАРИИ
G. Wackers, Narvik University College, Норвегия
Авария, произошедшая в самом начале разработок морских месторождений в Северном море,
послужила хорошим уроком, подтвердившим, насколько «культура производства» влияет на
способность компаний адекватно реагировать на опасные ситуации
Месторождение
Фригг
Норвегия
Листа
м
0к
28
Дания
Месторождение
Экофиск
км
330
Тиссайд
м
5к
41
Фонтанирование нефти в 1977 г. на одной из скважин платформы Bravo на месторождении Экофиск
стало первой крупной аварией в Северном море.
Специалисты компании Phillips, оператора месторождения, потеряли контроль над скважиной В-14 при
проведении операции по замене эксплуатационной
колонны с незакрытым устьем. Открытое фонтанирование скважины с дебитом около 3000 т/сут нефти продолжалось целую неделю. 30 апреля 1977 г. (с
пятой попытки!) скважину заглушили специалисты
компании Red Adair. К счастью, свободно выливающаяся нефть не загорелась и не достигла побережья.
Ни один человек не погиб.
В статье проводится анализ этой аварии с точки
зрения того, как сложившаяся в то время «культура
производства» помешала поиску правильного набора
решений, появившихся в результате смены структуры
задач, а также умения участников событий реализовывать принятые решения.
Листа
Великобритания
СМЕНА ЗАДАЧ И НАБОР РЕШЕНИЙ
Платформа Bravo, введенная в эксплуатацию несколькими годами раньше рассматриваемого события, вышла на плановый режим добычи к 1977 г., когда
на эксплуатационную палубу были выведены устья
15 скважин (рис. 1). Согласно норвежскому законодательству, компания Phillips регулярно предоставляла
Нефтяному директорату в г. Ставангер такие данные,
как объемы добычи нефти, газа, воды, пластовое давление и пластовая температура. Эти данные получали
с помощью приборов, спускаемых на канате в колонну
НКТ. Последние проведенные замеры показали увеличение объема добываемого газа на скважине В-14. Поэтому скважину штуцировали, уменьшив дебит нефти
в 15 раз по сравнению с потенциально возможным.
При проведении последней серии измерений приборы
застряли в колонне НКТ, затем оборвался канат.
В результате обрыва каната произошла смена структуры задач. Вместо обычной операции на канате потребовался капитальный ремонт колонны НКТ. Сложившаяся структура задач резко изменилась, и появился
новый набор решений. Новый набор решений был
разработан в зависимости от плановых показателей и
потребностей в добыче, касающихся регулярности добычи и поставок, которые возникли у других подразделений компании, занимающихся вопросами деятельности и выполнением контрактных обязательств. В связи
с этим снижение объемов добычи рассматривалось как
затраты и убытки. Чтобы минимизировать эти убытки
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Нидерланды
Германия
Бельгия
Рис. 1. В 1977 г. на месторождении Экофиск в норвежском
секторе Северного моря были размещены три платформы:
Alpha, Bravo и Charlie
в результате возникших осложнений, производительность в скважине В-14 необходимо было восстановить
как можно быстрее. Поэтому набор решений по скважине структурировался так, что предпочтение отдавалось более быстрому решению.
В итоге, этот набор состоял, как минимум, из трех
возможных решений. Первое решение, и самое быстрое, – попытаться извлечь застрявшие приборы
ловильным инструментом. Второе решение – задействовать бригаду по эксплуатации скважин и заменить
колонну НКТ с застрявшими в ней приборами. Третий и самый трудоемкий способ решения проблемы
– пригласить специализированную бригаду для замены колонны – операция, при проведении которой
устье скважины на некоторое время оставалось бы
открытым.
Сначала в скважине провели ловильные работы,
однако попытки извлечь застрявшие приборы не увенчались успехом. Поэтому приняли решение поднять
колонну НКТ вместе с застрявшими в ее нижней части
приборами. Компания Phillips подготовила план капи21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
тальных работ и представила его на рассмотрение в
Нефтяной директорат Норвегии.
Чтобы поднять колонну НКТ, необходимо было заменить фонтанную арматуру на противовыбросовый
превентор (ВОР). Во время замены устье скважины
предполагалось оставить на некоторое время открытым. Правила безопасности требуют, чтобы между
пластом с высоким давлением и устьем скважины было
два барьера, и их необходимо было установить перед
демонтажем фонтанной арматуры. Сначала скважину заглушили буровым раствором, закачав его через
колонну НКТ. Поскольку последние данные о пластовом давлении в скважине отсутствовали, бригаде по
эксплуатации скважин пришлось прибегнуть к методу
проб и ошибок для подбора оптимальной плотности
бурового раствора.
Барьер, созданный с помощью бурового раствора, зависел от динамического равновесия в стволе
скважины. Поэтому было решено, что скважинный
предохранительный клапан, используемый в закрытом
состоянии в качестве механической пробки, послужит
вторым барьером. В колонне НКТ на разных уровнях
имелись посадочные гнезда, в которые можно было
устанавливать пробки и прочие устройства.
Нанятый субподрядчиком инженер по операциям
на канате при установке пробки столкнулся с целым
рядом проблем. Он испробовал различные подходы с
использованием разных типов клапанов и пробок, некоторые из которых пришлось доставлять по воздуху
с материка. Инженер сделал две попытки установить
скважинный предохранительный клапан в положение «закрыто». После ликвидации аварии компанияизготовитель клапана определила, что данный тип клапан нельзя было устанавливать в буровом растворе,
но в инструкции, прилагаемой к данному клапану, об
этом обстоятельстве не упоминалось.
Инженер также предпринял попытку установить
пробку, состоящую из двух частей, однако пробка не
обеспечивала герметичность. После ликвидации аварии было установлено, что эти две части относились
к пробкам с немного различающимися размерами.
Однако из-за недостаточно полной маркировки частей у инженера не было возможности обнаружить
это различие.
В процессе проведения морских операций важную
роль играют культура выполнения работ, импровизация, выносливость, воплощение замыслов и соответствие целей. Поэтому возникшие проблемы не стали
причиной прекращения операций, законсервирования скважины и подготовки к капитальному ремонту
с открытым устьем с привлечением еще одной специализированной бригады. «Культура производства» и
трудовая этика (дисциплина) членов бригады вполне
сочетались, поэтому предпочтение отдавалось одному
решению перед другим.
Инженер по операциям на канате работал без сна
более 30 часов. Наконец с седьмой попытки ему удалось установить скважинный предохранительный
клапан. Однако прежде, чем он смог проверить правильность посадки клапана, ему пришлось прервать
свою работу на несколько часов в связи с небольшим
происшествием. Он оставил клапан в месте его рас22
положения, однако не зафиксировал его. Вернувшись,
инженер зафиксировал клапан и проверил надежность
его фиксации, натянув канат. Он оценил результаты
проверки как удовлетворительные и сообщил, что
пробка установлена. Теперь можно было демонтировать фонтанную арматуру.
ПОИСК ОБЪЯСНЕНИЙ
В процессе демонтажа фонтанной арматуры было
замечено, что из линии управления недавно установленного скважинного предохранительного клапана
вытекает буровой раствор. Для членов бригады это означало необходимость проведения анализа возможных
причин появления бурового раствора, и определение
состояния пробки. Предстояло также понять, достаточно ли серьезна проблема, чтобы приостановить
работы (рис. 2).
У такой задачи также имелся некий набор решений
и, как минимум, два возможных объяснения. Первое
объяснение – предохранительный клапан установили неправильно, в результате чего прокладки не находились в положенном месте и пропускали буровой
раствор. Второе объяснение – клапан установили
правильно, но в одной из прокладок имелась утечка,
что и стало причиной поступления бурового раствора
в линию управления.
Набор решений, связанных с поступлением бурового раствора из линии управления, был тесно связан
с задачей как можно более быстрого восстановления
добычи. Поэтому буровики искали решение, которое
максимально быстро вернуло бы скважину в эксплуатацию. И никто не задумывался о решении, которое имело бы наименее серьезные последствия для
завершения операции. Объяснение, предложенное
инженером-буровиком, состояло в том, что в нижней
прокладке клапана, по-видимому, имелась утечка, и
что причиной просачивания бурового раствора стало его тепловое расширение в результате нагревания
пластом. Однако это обстоятельство не имело существенного значения, поскольку вторая прокладка была
по-прежнему на месте и герметична.
Инженера-буровика, как и инженера по операциям на канате, нанял субподрядчик – специализированная буровая компания. Контракты между
эксплуатирующей компанией и субподрядчиками
были заключены лишь несколько лет назад. Статистические данные о показателях работы, собранные
за истекший период контрактов, появились во время переговоров о возобновлении контрактов. В зависимости от условий контракта, приостановка работ
по инициативе работника подрядчика может иметь
прямые экономические последствия для подряжаемой компании, начиная с приостановки платежей и
заканчивая риском ответственности за нанесенный
ущерб. Это обстоятельство объясняло нежелание
работников подрядных компаний говорить о любых
настораживающих моментах.
Общепринятая в морских операциях практика разделения последовательности работ и заключения контрактов на выполнение конкретных работ со специализированными компаниями также влекла за собой
разделение и распределение ответственности. Тогда
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
Колонна НКТ
Концевая муфта
Линия управления
Замковый узел
Седло клапана
Стопорное кольцо
Верхняя прокладка
Посадочный ниппель.
Нижняя прокладка
Колонна НКТ
Рис. 2. Рабочая жидкость из линии управления поступала
в скважинный предохранительный клапан через круглое
отверстие, которое изолировалось от продукции скважины
двумя прокладками. Инженер-буровик предположил, что
наблюдаемое течение бурового раствора из линии управления
было обусловлено утечкой в одной из прокладок
как в соответствии с норвежским законодательством,
за все выполняемые от ее имени работы, в конечном
итоге, отвечала эксплуатирующая компания. Ответственность субподрядчиков ограничивалась той частью работ, которая предусматривалась контрактом.
Эта ответственность не распространялась на сферы
специализации других субподрядчиков.
Доклад инженера по канатным операциям о том,
что предохранительный клапан установлен и проверен, повлиял на мнение инженера-буровика, который объяснил вытекание бурового раствора из линии
управления результатом утечки в нижней прокладке
и тепловым расширением бурового раствора. Такой
вывод появился как готовый шаблон из набора объяснений инженера-буровика, основанный на его подготовке и профессиональном опыте. Его последний опыт
был связан с платформой Bravo, которая находилась
в обычном режиме эксплуатации, при котором операции с открытым устьем были редким явлением.
Другое объяснение – вывод о том, что вытекание
бурового раствора из линии управления могло означать неправильную установку пробки – потребовало
бы проведения более подробного анализа. Это также
поставило бы под сомнение опыт и квалификацию обоих инженеров и еще больше затормозило ход работ.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Руководитель работ согласился с объяснениями инженера и приказал демонтировать фонтанную арматуру. Затем он отправился спать, в то время как устье
скважины было открыто, а противовыбросовый превентор еще не собран.
РЕАЛИЗАЦИЯ
ПРИНЯТОГО РЕШЕНИЯ
После демонтажа фонтанной арматуры головка
колонны НКТ на эксплуатационной палубе оказалась
заполненной до краев буровым раствором. Превентор предстояло установить выше, на палубе буровой
установки. Между устьем скважины и превентором
необходимо было установить стояк. Между тем, буровой раствор начал медленно переливаться через край
колонны.
Инженер-буровик и руководитель работ только
что пришли к выводу, что вытекание бурового раствора из линии управления было вызвано тепловым
расширением раствора, что в одной из прокладок,
возможно, имелась утечка, но при этом предохранительный клапан, согласно докладу инженера по
канатным операциям, был установлен правильно.
Поэтому факт медленного перелива бурового раствора через край колонны не требовал нового поиска
набора объяснений этого явления. Вывод уже был
сделан: перелив раствора через край колонны тоже
был обусловлен тепловым расширением и, следовательно, не будет иметь никаких последствий. Поэтому
можно приступать, как и запланировано, к установке стояка между эксплуатационной палубой и палубой буровой установки и сборке превентора. После
установки стояка он медленно заполнился буровым
раствором.
Сборка превентора – редко выполняемая операция. Буровой мастер, осуществляющий контроль над
этой операцией на платформе Bravo, прежде никогда ее не проводил. В его практике на других точках
бурения предварительную сборку превентора всегда
проводили на берегу. Сейчас же превентор лежал на
палубе в виде двух тяжелых блоков, которые нужно
было переместить в помещение для сборки, а затем
установить на палубе. На эту операцию ушло бы несколько часов.
Устье скважины было открыто, а превентор еще
не собран, когда интенсивность переливания бурового раствора через край колонны начала возрастать.
Теперь версия о «тепловом расширении» уже не подтверждалась. Структура задач вновь поменялась. Из
ситуации, когда предполагалось, что скважина находится под контролем, возникла задача выхода из потенциально опасной ситуации, поскольку ни у кого не
было сомнений, что скважина выходит из-под контроля. Одновременно резко сократились сроки принятия
решений. При условии, что пробка установлена правильно, имелось достаточно времени на сборку превентора. В условиях, когда интенсивность вытекания
бурового раствора росла, времени на поиск грамотного решения возникшей проблемы уже не оставалось. Одно из решений, которое казалось очевидным,
воспользоваться оборудованием для предотвращения
выброса.
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
Члены бригады бросились собирать превентор, чтобы механически закупорить или закрыть им открытый
конец стояка. Им удалось собрать превентор, и они
попытались установить его на верхнюю часть стояка.
Однако им не удалось сдержать нарастающий поток
бурового раствора, который постепенно все более был
смешан с нефтью. Открытый фонтан был неминуем.
Им не оставалось ничего другого, как эвакуироваться
с платформы.
Семь дней спустя скважинный предохранительный
клапан нашли на платформе неповрежденным. Вероятно, он не был правильно установлен, и застрял в колонне. Усилие, приложенное инженером по канатным
операциям, для проверки его установки, оказалось недостаточным для его освобождения. Выяснилось также, что превентор установили «вверх ногами».
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Провал операции по сохранению и последующему восстановлению контроля над скважиной стал
результатом возникшей уязвимости системы, которая затронула различные уровни организации. Причинный анализ данной аварии нельзя свести только к
ошибкам рабочих, инженера по канатным операциям,
инженера-буровика или бурового мастера. За качество
ведения учета и организацию технического обслуживания несет ответственность руководство на берегу.
Оно также отвечает за то, чтобы члены морских бригад
владели разнообразными методами, которые необходимы для предупреждения, предотвращения и ликвидации аварий.
Приступив к добыче нефти на месторождении
Экофиск, компания-оператор не удосужилась организовать надежный учет типоразмеров оборудования,
установленного на платформе. Инженеру по канатным
операциям пришлось перепробовать различные типы
пробок и клапанов, чтобы найти тот, который бы подошел. После демонтажа фонтанной арматуры инженеру пришлось при открытом устье рукой проверять
внутри верхней части колонны наличие ниппелей для
установки предохранительного клапана. Однако дело
не только в улучшении ведения учета и практической
подготовки.
Одинаково важно признать тот факт, что задачи,
связанные с оптимизацией ведения операций, и ключевые задачи безопасности, связанные с капитальным
ремонтом или переналадкой, имеют разную логику.
Компания, как коммерческая структура, старается
оптимизировать затраты и повысить доход акционеров, поскольку рост затрат и изменения на фондовых
биржах влияют на финансовое состояние компании.
Способность компании поставлять нефть и газ в объемах, предусмотренных уже заключенными контрактами и в соответствии с условиями контрактов, имеет
первостепенное значение.
Методы, утвержденные компанией, как коммерческой структурой, мешают правильному поиску набора решений в важных (с точки зрения безопасности)
работах на уровне организации технических систем.
Необходимость обеспечить стабильную добычу (в
соответствии с требованиями контрактов) влияет на
эксплуатацию морских добывающих установок. Кон24
тракты с субподрядчиками являются частью того же
решения оптимизации бизнеса. Условия контрактов
поощряют время работы и производственную эффективность и не поощряют время простоя. Именно в этих
контрактах ценится время.
Уроки, которые можно извлечь из аварии на платформе Bravo в 1977 г. и других крупных аварий, будут
необходимы сотрудникам, работающим в организации
на различных уровнях. Один из уроков – признание
того факта, что логика ведения и оптимизации бизнеса
мешает процессу поиска решений, необходимых для
безопасной и надежной работы технических систем,
имеющих ключевое значение для безопасности. Она
может повлиять на ограничение числа возможных решений. Решение, являющееся самым простым, определяется необходимостью обеспечить стабильную
добычу. Однако оно не всегда является наилучшим
с точки зрения технической интеграции. При этом
следует учесть, что целый ряд событий, приведших к
фонтанированию скважины на платформе Bravo, компания не смогла предотвратить. Тем не менее, данный
случай показывает, что если сложившаяся культура
производства допускает ухудшение системы ведения учета, технической целостности оборудования и
квалификации рабочих, то способность организации
адекватно реагировать в аварийных ситуациях также
снижается.
Решение данной проблемы следует искать в разработке механизмов, которые предусматривают
приостановку работ, чтобы впоследствии обеспечить
стабильную добычу. Всякий раз, когда происходит
существенное изменение структуры задач, необходимо делать паузу для поиска наиболее безопасного
и надежного решения и сосредоточения ресурсов,
эффективных реализации этого решения. Должна
быть возможность временного отказа от практики
оценки времени при разработке, планировании и выполнении важных с точки зрения безопасности работ.
Необходимо заранее закладывать некий временной
запас (в нештатных ситуациях) в качестве ресурса
безопасности. Это потребует внесения изменений в
принятую практику ведения финансовых операций и
в условиях контрактов. Беспокоит лишь тот момент,
что в деле повышения безопасности инновации экономистов, финансистов и юристов, заключающих
контракты, могут оказаться более важными, чем работа инженеров.
Перевел С. Сорокин
Ger Wackers (Г. Уаккерс) адъюнкт-профессор (доцент)
инженерного факультета в колледже университета
г. Нарвик (Narvik University College) в Норвегии. Основные направления его научной деятельности касаются
уязвимости сложных технологических систем в морских разработках в Северном море. Помимо работы,
посвященной открытому фонтану на платформе Bravo
в 1977 г., он проводил причинный анализ аварии утечки
на платформе Sleipner-A в 1991 г., аварии вертолета на
месторождении Норне в 1997 г. и подводного выброса
газа на платформе Snorre A в 2004 г. Д-р Ваккерс имеет степень доктора
по научным и техническим исследованиям, полученную в университете
г. Маастрихт в Нидерландах.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОКЛАД ПО ЮЖНОЙ АМЕРИКЕ
РАЗВИТИЕ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ
ЮЖНОЙ АМЕРИКИ
И ЭКОНОМИЧЕСКИЙ КРИЗИС
P. H. Wertheim, D. Abrantes, Рио-де-Жанейро
Бразилия надеется продолжать разработку подсоляных пластов. Аргентина помогает отрасли,
чтобы удовлетворить растущий спрос на энергоресурсы
К началу мирового экономического кризиса нефтяная и газовая отрасли Бразилии, Аргентины и
Венесуэлы находились на разных этапах развития.
Несмотря на это, экономический кризис негативно
отразился на реализации отраслевых проектов. Административные власти Бразилии, которая занимает
почти половину территории Южной Америки, не желают соглашаться с тем, что снижение цен на сырую
нефть связано с большим риском для глубоководных
проектов. Реализация этих проектов поможет Бразилии стать одним из десяти ведущих экспортеров
нефти и повлиять на изменение геополитического
баланса в регионе.
В Колумбии, достаточно дружелюбной к иностранным инвесторам, последнее время отмечалось развитие нефтяной и газовой отраслей. Успешная борьба
против левого партизанского движения (гражданского
конфликта на протяжении сорока лет) принесла долгожданную стабильность экономики.
Аргентина – сторонница полунационалистического пути развития, подразумевающего государственный
контроль цен в нефтяной и газовой отраслях. Однако
высокая инфляция и необходимость повышения добычи заставляет правительство проявлять гибкость и
принимать такие решения как возврат переплаченных
налогов, которые с готовностью выплачивались нефтяными компаниями.
Национализм Венесуэлы наряду с одержимостью
контролировать активы компаний не предвещает ничего хорошего с точки зрения реализации проектов.
Хотя Китай и Россия являются сильными и надежными экономическими партнерами Венесуэлы, экономика страны полностью зависит от нефтяных доходов.
Это может в значительной степени влиять на цены на
нефть.
НАДЕЖДА НА РАЗРАБОТКИ В БРАЗИЛИИ
Геополитическая значимость Бразилии стала особенно ясной в 2007 г. после первого открытия запасов
нефти и газа в подсоляных пластах морского басс.
Сантос. К середине 2009 г. доказанные запасы нефти
Бразилии могут удвоиться и достигнуть 14,4 млрд брл
с учетом запасов басс. Тупи 5–8 млрд брл. К этому
можно также прибавить доказанные запасы месторождения Иара (3 млрд брл), расположенного на участке BM-S-11 в басс. Сантос.
Неофициальная оценка запасов нефти составляет
50 млрд брл нефти. В средствах массовой информа-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Глубина, м
Бразилия
Вода
Витория
Эспириту
Санту
Кампос
Рио-де-Жанейро
Кампос
Сан-Паулу
Соляной
пласт
Подсоляная
нефть
Сантос
Атлантический
океан
Тупи
Подсоляной
участок
500 км
Рис. 1. Расположение группы бразильских подсоляных месторождений
ции неоднократно появлялись статьи о группе подсоляных месторождений, которые сделают Бразилию одним из ведущих поставщиков нефти в мире
(см. рис.). И не только, особенно, если на нефть достигнут 150 долл/брл. Это ставит Бразилию в один
ряд с такими поставщиками как Нигерия и Венесуэла.
Однако катастрофическое снижение цен на нефть
может негативно повлиять на реализацию важных
проектов в Бразилии. По словам Дилмы Розефф, члена правительства и одной из руководителей компании
Petrobras, страна столкнулась с двумя проблемами:
сохранение инвестиций в бурение и сохранение так
называемого «курса на нефть».
Бывший министр энергетики и природных ресурсов отмечал, что разведка подсоляных пластов обеспечит стабильное будущее страны. Г-жа Розефф также
считает, что «разработка подсоляных пластов сейчас
станет правильным решением, ключом к позиционированию Бразилии и росту экономики страны». «Для
развития экономики и увеличения числа рабочих мест
будут арендоваться буровые установки и буровые суда,
заключаться долговременные контракты, развиваться
морская отрасль и расширяться мощности», – отмечает г-жа Розефф.
Президент компании Petrobras Хосе Сержио Габриэлли также считает необходимой разработку
подсоляных залежей, несмотря на спад мировой
экономики и снижение цен на нефть. «Разработ25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОКЛАД ПО ЮЖНОЙ АМЕРИКЕ
ка подсоляных залежей возможна даже при ценах
35 долл/брл», – отметил г-н Габриэлли в своем интервью на пресс-конференции. Г-жа Розефф также
отметила, что в марте 2009 г. была проведена тестовая
программа добычи нефти на месторождении Тупи,
подтвердившая показатель в 30 тыс. брл/сут. Тестовая
программа была реализована с целью определения
возможного повышения добычи до 100 тыс. брл/сут.
«Но для реализации программы повышения добычи
необходимы, прежде всего, инвестиции в размере
4,5 млрд долл.», – сказала г-жа Розефф.
Возможные регулятивные изменения. Министр
энергетики и природных ресурсов Эдисон Лобао
сказал в интервью WO, что министерская комиссия
планирует послать Президенту страны письмо с предложением изменить регулятивные требования к разработке подсоляных пластов. Хотя министр не вдавался
в детали, аналитики страны считают, что в следующем
(2010 г.) правительство представит в Конгресс законопроект с изменениями концессионной модели.
Описывая в деталях новую регулятивную модель,
г-н Лобао сказал: «Я еще ничего не знаю. Я могу только
проголосовать». Кроме того, г-н Лобао поддерживает
создание второй нефтяной компании в соответствии
с моделью норвежской компании Petoro. Эта модель
включает правительственный контроль в вопросах
заключения соглашений на получение доли добычи.
Совместные операции государственных и частных
компаний и разработку нефтяных депозитов. Кроме
того, создание фонда для использования средств на
развитие нефтяной отрасли и для реализации нефтяных проектов.
Глубоководные контракты. Несмотря ни на что
глубоководный сектор нефтяной отрасли Бразилии
развивается. Несколько подрядчиков заняли деньги
на завершение строительства буровых установок (более 600 млн долл. каждая). Следует продолжать борьбу. Бразилия надеется увеличить к 2015 г. добычу до
2 млн брл/сут. Конечно, существуют различные риски. Строительство двенадцати буровых установок,
предназначенных для бурения подсоляных пластов,
обойдется компании Petrobras в 8 млрд долл. «В настоящее время компания Petrobras отложила строительство
28 глубоководных буровых установок до конца
2009 г.», – отметил Хосе Жорджи Мораэс, ведущий
менеджер отдела E&P.
Оценка месторождения Жубарте. Добыча углеводородов из подсолевого продуктивного пласта месторождения Жубарте началась в сентябре 2008 г. и
составляла 10 тыс. брл/сут легкой нефти (28° API) и
17,7 млн фут3/сут попутного газа. Месторождение находится в северной части бассейна Кампос в 48 милях
к югу от побережья Эспириту Санту, на участке ВС-60
в водах глубиной 3431 фут (1 фут = 0,3048 м).
Г-н Габриэлли отметил, что доходы от продажи
первой добычи будут направлены на разработку
других подсолевых бассейнов, таких как Эспириту
Санту, Кампос и Сантос. «Бурение и добыча из этой
первой скважины станет примером, как надо эксплуатировать скважины на месторождениях Тупи,
Юпитер и Кариоса», – прокомментировал г-н Габриэлли. В соответствии с прогнозом добыча в под26
солевом бассейне Эспириту Санту составит 36 тыс.
брл/сут тяжелой нефти (17° API). Компания Petrobras
уже осуществляет добычу из аналогичных горизонтов
месторождения Жубарте, запасы которого оцениваются в 600 млн брл нефти. Большая часть необходимой инфраструктуры уже имеется. Расстояние от
месторождения до побережья меньше чем подсолевых месторождений бассейна Сантос до Сан-Паулу
или Рио-де-Жанейро.
Разработки компанииAnadarko. Компания Anadarko объявила об открытии нефтяного подсолевого месторождения раньше, чем Petrobras. Компания
является оператором (и владеет 30 % активов) разработок на участке BM-C-30 в бассейне Эспириту
Санту, расположенном в водах глубиной 4650 фут.
Разработки компания осуществляет в партнерстве с
Devon (25 %), EnCana Brasil Petroleo Ltd. (отделением
Bharat Petro Resources Ltd. и Videocon Industries, 25 %)
и SK do Brazil (отделением южнокорейской компании
SK Energy, 20 %). Результаты исследования скважины 1-APL-1-ESS на участке Ваху показали наличие
195-футового продуктивного горизонта с характеристиками, аналогичными характеристикам продуктивных горизонтов Жубарте. Скважина была пробурена
в 25 милях (1 миля = 1,609 км) к юго-востоку от скважины 1-ESS-103A (месторождение Жубарте).
Другие разработки. Начиная с 1999 г. после проведения в Бразилии девяти лицензионных раундов,
организованных национальным агентством по биотопливам, нефти и газу (National Petroleum, Natural Gas
and Biofuel Agency – ANP), разведочные операции на
нефть и газ проводятся на 470 участках.
По данным ANP совокупная добыча нефти в Бразилии в октябре 2008 г. на 10 бассейнах и 284 месторождениях составила 2,2 млн брл/сут. Это больше чем
80 % добычи на 40 месторождениях бассейна Кампос,
где разработка осуществляется международными
компаниями, организовавшими четыре концессии
(Repsol-YPF и Petrobras – месторождение Альбакора
Лесте, Royal Dutch Shell и Petrobras – месторождения
Бижупира и Салема, Devon Energy и SK do Brasil –
месторождение Полво).
Разрабатывается также еще 86 месторождений в
бассейне Реконкаво (шт. Бахиа). Оператором являются
бразильские компании, в основном Petrobras.
В бассейне Потигуа (шт. Рио-Гранде де Норте)
эксплуатируется 64 месторождения, в основном наземные. Этот бассейн занимает в стране третье место
по продуктивности. Не стоит забывать еще о трех месторождениях, разрабатываемых Petrobras в партнерстве с Unopaso (совместным предприятием Unocal и
El Paso).
В бассейне Эспириту Санту насчитывается 42 месторождения – наземных и морских. Этот бассейн,
разрабатываемый Petrobras, занимает второе место
по продуктивности. Совокупная добыча в бассейне
составляет 3,00 млрд фут3/сут газа и 110 тыс. брл/сут
нефти (в 2006 г. добыча нефти составляла всего 30 тыс.
брл/сут).
В бассейне Сержипи-Алагоас, расположенном на
северо-восточном побережье, насчитывается 36 месторождений. В то же время в знаменитом бассейне
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОКЛАД ПО ЮЖНОЙ АМЕРИКЕ
Сантос – всего три. Также три месторождения открыто в бассейне Солимекс (шт. Амазон). Этот бассейн
считается второй наземной провинцией по объемам
добычи нефти (после Потигуа). Наиболее продуктивным месторождением бассейна является Уруку.
В бассейне Тукано насчитывается пять месторождений, бассейне Камаму – одно. Оба бассейна расположены в шт. Баиа. В бассейне Кеара открыто четыре
месторождения. Бассейн находится на северо-востоке
шт. Кеара. В настоящее время разработка осуществляется на 67 месторождениях; 19 из них расположены в
бассейне Кампос.
Компания Chevron планирует начать добычу нефти
на месторождении Фрейд (басс. Кампос) во втором
квартале 2009 г. Chevron является оператором и владеет
51,7 % активов с Petrobras (30 %) и Frade Japan (18,3 %).
Компания планирует пробурить на месторождении
шесть скважин. Прогнозируемая добыча составит к
2011 г. 85 тыс. брл/сут.
Представитель Chevron Дж. Кикланд сказал, что
бурение скважин будет осуществлять с динамически
позиционируемого бурового судна Noble Leo Segerius,
в водах глубиной 8668–12 464 фут.
В бассейне Сантос эксплуатируется 12 месторождений, включая проекты разработки месторождений,
реализуемые в партнерстве с компаниями Shell, Chevron и Petrobras, Norse Energy и Petrobras.
Компания Shell Brasil осуществляет разведку четырех участков в бассейне Сантос. Разведку участка
BM-S-54 компания проводит самостоятельно, владея
100 % активов. Shell уже объявила о начале реализации
проекта бурения на соляные пласты в конце 2009 г.
Сокращения инвестиций не будет. Руководитель
отдела Petrobras E&P Гильермо Эстрелла заявил, что
никаких преград для разработки подсоляных горизонтов не будет.
«Petrobras не планирует сокращение инвестиций
и не собирается откладывать реализацию проектов»,
– заявил г-н Эстрелла, повторяя слова, сказанные
президентом Лула во время утверждения пятилетнего
инвестиционного бюджета, составляющего 112 млрд
долл., который не включал инвестиции в разработку подсоляных горизонтов. По словам г-на Эстрелла
бизнес-план на 2009–2013 гг. еще будет дорабатываться, но сокращения инвестиций не планируется, кроме
того, в план будут добавлены инвестиции в разработку
подсоляных месторождений.
«Усиление доллара (по сравнению с сегодняшней
ситуацией) положительно повлияет на цены на сырую
нефть», – отметил на пресс-конференции в Рио-деЖанейро Алмир Барбасса, один из руководителей
Petrobras. В третьем квартале 2008 г. компания получила рекордную прибыль в 4,9 млрд долл. «Мы не потеряли так много как компании, продающие нефть только
на внутреннем рынке», – отметил г-н Барбасса.
В 2008 г. Petrobras экспортировала в среднем
574 тыс. брл/сут сырой нефти. Из них 65 % отправлялось в США, 24 % в Китай, 5,5 % в Европу и 5,2 %
в страны Южной Америки.
В 1997 г. компания Petrobras заключила ряд контрактов с международными партнерами. В тот период примерно 50 национальных нефтяных компаний
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
имели концессии по всей стране, большая их часть
работала в партнерстве с Petrobras. Экономические,
финансовые и производственные результаты показали, что даже в условиях конкуренции (последние
10 лет) доход компании увеличился с 1,553 мдрд долл. в
1997 г. до 21,512 млрд долл. в 2007 г. или на 1330 %.
Последние результаты бурения разведочных скважин показали, что успешность возросла на 59 % с 64
до 109 скважин.
Petrobras также планирует экспортировать продукты переработки, но для этого необходимо построить
еще пять нефтеперерабатывающих заводов, чтобы
увеличить объемы производства бензина, дизельного
и авиационного топлива и масел. Компания уже имеет
15 перерабатывающих мощностей: 11 в Бразилии и 4 за
границей, включая совместное предприятие Astra Oil
Trading NV в Пасадене (Техас, США). Однако большая
часть бразильских заводов построена в 1980-х годах и
нуждается в модернизации.
Планы повышения добычи. Г-н Габриэлли сказал,
что Petrobras планирует повысить к 2015 г. добычу
нефти с 2,4 млн до 4,1 млн брл/сут. Кроме того, в начале 2009 г. проводились исследования продуктивности скважин на месторождении Фрейд (оператором
месторождения является компания Chevron) и месторождении Парк да Кончак (оператор – компания
Shell). Оба месторождения расположены в бассейне
Кампос.
Добыча нефти на каждом из месторождений составляет 100 тыс. брл/сут.
В конце 2008 г. правительство Бразилии объявило о
начале добычи нефти на месторождении Тупи в четвертом квартале 2010 г. первоначальная добыча составит
100 тыс. брл/сут. Для реализации проекта потребуется
4,5 млрд долл. В 2010 г. планируется начать добычу на
месторождениях Кашалот и Балейа Франка (басс. Эспириту Санту). Добыча будет осуществляться с плавучей
системы добычи, хранения и отгрузки (floating production, storage and offloading unit – FPSO) Capixaba. По
прогнозу добыча составит 100 тыс. брл/сут.
В 2011 г. добыча на модуле 3 месторождения Марлим Сулл (басс. Кампос) составит 100 тыс. брл/сут.
Добыча будет осуществляться с платформы Р-56.
К этому периоду добыча на месторождении Жубарте
увеличится до 180 тыс. брл/сут.
К 2012 г. запланировано начало добычи на модуле 3
месторождения Эспадарте и модуле 4 месторождения Ронкадор (басс. Кампос). Добыча на каждом из
месторождений составит 100 тыс. брл/сут. Компания
Petrobras также запланировала завершить к 2012 г.
реализацию двух пилотных программ. Добыча на месторождениях Иара и Гуара, расположенных в басс.
Кампос и разрабатываемых в рамках программы, составит 100 тыс. брл/сут.
РАЗВИТИЕ ОТРАСЛИ В КОЛУМБИИ
По словам Армандо Замора, генерального директора национального агентства по углеводородам Agencia
Nacional de Hidrocarburos (ANH), в настоящее время
Колумбия – самая популярная страна в Латинской
Америке для иностранных инвестиций в нефтегазовые
разработки.
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОКЛАД ПО ЮЖНОЙ АМЕРИКЕ
В 2008 г. инвестиции возросли до 3,5 млрд долл. ( по
сравнению с 1,8 млрд долл. В 2006 г.). в соответствии
с прогнозом в 2009 г. Инвестиции возрастут до 5 млрд
долл. г-н Замора сообщил о планах повышения в 2009 г.
добычи нефти до 1 млн брл/сут (по сравнению с
531 тыс. брл/сут в 2007 г.).
Хотя государственная компания Ecopetrol подтвердила оценку запасов в 1,4 млрд брл, министр энергетики предоставил другую информацию, сказав, что
запасы месторождений тяжелой нефти содержат
20 млрд брл извлекаемых запасов.
В настоящее время в Колумбии реализуется
470 проектов разведки, разработки и добычи запасов.
В период с января по октябрь 2008 г. было пробурено
123 разведочные скважины.
Кастилла, Тенай, Тело, Ла Кира, Касабе и Орито
– наиболее крупные месторождения, управляемые
Ecopetrol. Месторождения Рубиалес, Наре, Косеча,
Карикаре и Како Лимун управляются Ecopetrol в партнерстве с частными компаниями.
В сентябре 2008 г. французская нефтяная компания
Maurel & Prom подписала с ANH E&P-контракт на поведение разведочных операций на площади 914 миль2.
Участок Муиска в восточных Кордильерах в 62 милях
к северо-востоку от Боготы. В этом регионе компания
планирует реализацию двухгодичной программы проведения 2D-сейсмических исследований и бурения
одной разведочной скважины.
В начале декабря 2008 г. Gran Tierra Energy закончила новую скважину Costayaco-6 на месторождении Костайако, на участке Чаза в бассейне Путумаой
на юге Колумбии. Компания осуществляет разведку на нефть в более глубоких горизонтах (8571–
8867 фут). В настоящее время планируется проведение тестирования. Месторождением Костайако
управляет Calgary – канадская компания со штабквартирой в Альберте. Компания владеет 100 % активов месторождения.
В конце 2009 г. Gran Tierra Energy планирует приступить к реализации проекта дальнейшей разработки месторождения Костайако, затраты на который
составят 198 млн долл. в рамках проекта буду пробурены четыре эксплуатационные скважины и три эксплуатационные скважины для повышения отдачи.
Одновременно будут сооружаться производственные
линии для транспортировки воды и нефти, две насосные станции, резервуарный парк и сопутствующие
мощности. К северу от Костайако планируется также
бурение разведочной скважины Moqueta-1 для проведения сейсмических исследований.
В басс. Кагон-Путумайо (Амазония) запланирована реализация 36 проектов. В январе 2009 г. были
подписаны контракты на разработку еще четырнадцати участков. С частными компаниями подписано
13 контрактов на проведение разведочных операций
на площади 1200 миль2.
На месторождении Виджиа компания Emerald
Energy Plc закончила на нефть скважину Vigia-6.
Скважина была закончена на нефтеносный пласт
качета мелового возраста. Первоначальная добыча
нефти с небольшой концентрацией воды составила
850 брл/сут.
28
После бурения Vigia-5 и Vigia-6 и получения первых
результатов, компания Emerald Energy Plc решила продолжить кампанию и пробурить еще несколько скважин. Для реализации этого плана компания использует
ствол 1500-футовой скважины Vigia-4, пробуренной
в 2007 г. Результаты тестирования этой скважины показали отсутствие углеводородов.
На лицензионном раунде Колумбии, проводившемся в 2008 г., было предложено 50 из 102 открытых
новых участков, включая бассейны Истерн Лианос,
Мидл Магдалена, Аппе Магдалена и регион восточных Кордильер. Совокупные инвестиции в разработку
новых участков составят 346 млн долл. «Всего в 2008 г.
было открыто около 100 участков с прогнозируемыми
инвестициями в разработку в размере 1 млрд долл.», –
отметил в своем интервью BNamericas А. Замора.
В лицензионном раунде приняли участие компании
из Колумбии, Франции, Аргентины, Канады и Венесуэлы. Ecopetrol получила права на разработку четырех
участков – Лианос 4, Лианос 9, Лианос 14 и VMM 6.
Государственная компания планирует в ближайшие
три года инвестирование в разработки 90 млн долл.
Компании, получившие права на разработку участков
подписали контракты с ANH в первые месяцы 2009 г.
УВЕЛИЧЕНИЕ ДОБЫЧИ В АРГЕНТИНЕ
Энергетическая информационная служба США
(Energy Information Administration - EIA) прогнозирует,
что добыча нефти в Аргентине в 2009 г. составит в среднем 760 тыс. брл/сут (по сравнению с 770 тыс. брл/сут в
2008 г.). В первые месяцы 2008 г. добыча нефти в Аргентине в среднем составляла 625 тыс. брл/сут и газа
4,916 млрд фут3/сут. Аргентина располагает доказанными запасами нефти в 2,6 млрд брл. По данным EIA в
начале 2007 г. этот показатель составлял 2,5 млрд брл.
Новые инициативы. В ноябре 2008 г. президент
Кристина Фернандес де Кирчнер объявила о начале
реализации программы «Petroleum Plus». Программой
предусмотрено поощрение компаний, осуществляющих разведку и добычу нефти.
После подписания контрактов с восемью национальными нефтяными компаниями. Министр планирования Хулио де Видо на пресс-конференции отметил, что на реализацию этой программы выделяется
8,57 млрд долл., из которых 6,45 млрд долл. будет направлено на проведение разведочных работ и примерно 2,1 млрд долл. будет направлено на модернизацию
перерабатывающих мощностей страны и строительство установок по получению дизельного топлива.
Министр заявил, что в ближайшие 5 лет планируется 13 %-ное увеличение добычи нефти. Газовые
компании планируют инвестировать в реализацию восемнадцати проектов разведки и разработки в период
2009–2013 гг. 1,5 млрд долл. Это будет способствовать
увеличению к 2012 г. добычи природного газа в стране
на 300 млн фут3/сут. Инвестирование в реализацию
газовых проектов будет осуществляться в рамках программы «Gas Plus».
Контракты на инвестирование в реализацию проектов добычи подписали такие компании как BP, Chevron, ExxonMobil, Occidental Petroleum, Repsol-YPF,
Royal Dutch Shell и Petrobras. По условиям контрактов
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОКЛАД ПО ЮЖНОЙ АМЕРИКЕ
разведочные скважины будут буриться на месторождениях Акамбуко, Антиклиналь Гранде, Керро Драгон,
Ла Калера, Рамос и Рамос Мехиа. Г-н Де Видо добавил,
что для разработки месторождений Сентенарио и Сенал Пикада-Пунта Брадас будут использоваться новые
технологии.
В настоящее время проводится анализ возможной реализации еще 20 проектов. «Благодаря этим
проектам добыча газа может увеличиться на 706 млн
фут3/сут», – отметил представитель Repsol-YPF – самого крупного оператора Испании в Аргентине, контролирующего 45 % нефтяных запасов и 40 % запасов
природного газа страны. Компания планирует пробурить еще три разведочные скважины на шельфе пров.
Чубут и Санта Крус. В ближайшее время планируется
проводить разведочные операции в басс. Сан Жорж.
Для бурения скважин на этих участках необходимы
будут мелководные самоподъемные буровые установки. Такие же буровые установки понадобятся и для
бурения скважин в басс. Аустрал.
Repsol-YPF планирует пробурить еще три разведочные скважины в басс. Сан Жорж в рамках проекта Аврора и одну – две разведочные скважины в
рамках реализации проекта Геликс по лицензии Е-2
(совместно с аргентинской государственной компанией Enarsa). Бурение скважин будет осуществляться
в водах глубиной 8200 фут.
По словам г-на Де Видо, для компаний, принимающих участие в реализации новой программы,
предусмотрены льготные тарифные ставки. В рамках
программы также будет регулярно осуществляться
сравнительная оценка запасов и добычи.
Планы операторов на 2009 г. Одной из первых
компаний, объявивших о присоединении к программе «Petroleum Plus», стала Pan American Energy (PAE).
РАЕ добывает 17 % совокупной добычи нефти и 14 %
совокупной добычи газа в стране. Компания заявила,
что может инвестировать в строительство нового перерабатывающего завода производственной мощностью
100 брл/сут 2,5 млрд долл. специалисты РАЕ составили
документ с оценкой и подробным анализом проекта.
Компания Gran Tierra Energy Inc. также планирует инвестировать в 2009 г. 10 млн долл. в проведение
операций в басс. Нороэсте, где будет реализовываться
один из самых масштабных исследовательских проектов Аргентины. Разведка будет проводиться на площади 1,6 млн акров (1 акр = 4046,86 м2).
Компания также планирует проводить 3D-сейсмические исследования на участках Чивил и Сурубу. Разведка будет проводиться на площади 162 км2 с целью
подготовки стратиграфических карт нефтяного месторождения Проа-X1. Кроме того, планируется бурение
девяти скважин и строительство перерабатывающих
мощностей.
Начало реализации этих проектов запланировано
на 2010 г.
РАЗВИТИЕ ОТРАСЛИ В ВЕНЕСУЭЛЕ
По данным Oxford Analytica доходы нефтяной отрасли составляют 90 % доходов от экспорта страны.
Это на 50 % больше бюджетных доходов и на 30 % больше ВВП. И в Венесуэле, и за границей расхождение
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
данных, приводящихся аналитиками, значительное.
Например, государственная компания Petroleos de
Venezuela SA (PDVSA) недавно объявила, что в стране
эксплуатируется 172 буровые установки, но для бурения новых скважин используются только 84 системы.
По данным Baker Hughes Inc. в октябре 2008 г. в Венесуэле насчитывалось 76 буровых установок, из них восемь систем работали на газовых месторождениях.
PDVSA настаивает, что нефтяные буровые установки, о которых упоминает Baker Hughes, «затерялись»
среди систем других категорий, используемых для капитального ремонта или повышения продуктивности
старых скважин.
Официальные представители страны заявили, что
государство владеет и контролирует более 50 % буровых установок, эксплуатирующихся в Венесуэле. Не
так давно, PDVSA купила 13 нефтяных буровых установок в Китае, затем президент Уго Чавес подписал
контракт с китайскими компаниями на сооружение в
Венесуэле верфей для строительства буровых установок. Прежде всего, этот сделано для удовлетворения
спроса на эти системы в стране. Чтобы не обнародовать численность парка буровых установок Венесуэлы,
три четверти систем закупаются посредством контрактов с международными поставщиками.
В конце ноября 2008 г. министр энергетики официально объявил, что Венесуэла увеличила запасы нефти до 152,5 млрд брл. В тот же день президент Чавес
сказал, что добыча нефти в стране составляет 3,3 млн
брл/сут, но планируется снизить этот показатель на
129 тыс. брл/сут, чтобы пополнить запасы ОПЕК.
По данным PDVSA добыча нефти в стране в 2007 г.
составляла 3,15 млн брл/сут. Однако по данным ОПЕК
этот показатель составлял 2,41 млн брл/сут. По данным ВР добыча нефти в Венесуэле в 2007 г. составляла
2,6 млн брл/сут, но наиболее низкий показатель приведен Международным энергетическим агентством
International Energy Agency (IEA) и составляет 2,35 млн
брл/сут.
Разработка нефтяного пояса Ориноко. После
официального визита в Венесуэлу президента России
Д. Медведева российская компания Gazprom заключила соглашение с министерством энергетики Венесуэлы
на выполнение второй фазы совместного анализа и
оценки газовых запасов участков Хунин-3, Аукучо-2 и
Аукучо-3, расположенных в нефтяном поясе Ориноко.
Первое соглашение было подписано в июле 2008 г.
Хотя PDVSA обладает эксклюзивными правами
на добычу природного газа, между сторонами была
достигнута договоренность об участии компании
Gazprom в разведочных операциях газового участка
Урумако-1. Эти работы планируется проводить в рамках проекта Rafael Urdaneta. Разведка будет осуществляться на площади 12 тыс. миль2. По предварительным данным запасы газа на этом участке составляют
23 млрд фут3.
В начале ноября 2008 г. приступили к бурению с
платформы Escorpiуn Vigilante на горизонт, расположенный на глубине 15 тыс. фут (на участке Урумако-1).
По данным PDVSA на этом участке содержится
3,8 млрд фут3 попутного газа. На этом участке запланировано бурение двух разведочных скважин.
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОКЛАД ПО ЮЖНОЙ АМЕРИКЕ
PDVSA также подписала с российской нефтяной
компанией Lukoil и российско-британской компанией TNK-BP меморандум о совместной разработке нефтяных запасов Ориноко, которые в мае 2007 г. были
национализированы.
Компания Lukoil недавно приобрела нефтеперерабатывающий завод в Италии, производительной
мощностью 320 тыс. брл/сут, на котором может перерабатываться венесуэльская тяжелая нефть.
Президент PDVSA Рафаэл Рамирес заявил, что нефтяной пояс Ориноко содержит 1,3 млрд брл углеводородов, из которых 272 млн брл с использованием
современных технологий могут быть добыты.
По словам г-на Рамиреса запасы нефтяного пояса
Ориноко и Венесуэльского залива, составляющие примерно 1 млрд брл, могут быть добыты к концу 2010 г.
Проект разработки пояса Ориноко включает строительство обширной инфраструктуры – нефтеперерабатывающих мощностей и резервуаров для хранения.
PDVSA уже подписала ряд контрактов с международными компаниями, включая ExxonMobil, ChevronTexaco, Statoil, ConocoPhillips и BP, на реализацию этого
проекта.
Перевел Г. Кочетков
Peter Howard Wertheim (П. Х. Вертейм) журналистмеждународник. Работает в Рио-де-Жанейро, занимается
вопросами развития нефтегазовой отрасли Бразилии и
стран Латинской Америки более 20 лет. Г-н Вертейм защитил дипломную работу по литературе в университете
Эссекса (Великобритания) и является соавтором книги
по нефтяной отрасли Бразилии, написанной совместно с Dayse Abrantes.
Связаться с г-ном Вертеймом можно
по адресу: peterhw@frionline.com.br.
Dayse Abrantes (Д. Абрантес) независимый журналист,
работающий в Рио-де-Жанейро, (Бразилия) и редакторконсультант WO. Связаться с г-жой Абрантес можно по
адресу: daysew@frionline.com.br.
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ФОНТАННАЯ АРМАТУРА
НКТ ДЛЯ ГЛУБОКОВОДНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Компания FloaTEC LLC закончила второй этап фонтанной арматуры
НКТ для освоения сверхглубоководных месторождений при использовании полупогружных платформ с
удлиняющимися стабилизирующими колоннами (E-Semi) и для полупогружных платформ со стабилизирующими колоннами решетчатой
конструкции (T-Semi). Программы
испытаний моделей проводились в
Гидродинамическом центре испытаний судов в Варне, Болгария, и в
Центре исследования технологий
для освоения морского шельфа в Техасском A & M-университете, США.
Полупогружные платформы обеих
конструкций имели небольшие перемещения, которые необходимы
для использования связанных с елками морских стояков при очень больших глубинах, вплоть до 10 000 фут.
Важной особенностью является возможность монтажа конструкций
платформы с причаливанием судов к
борту, что устраняет необходимость
использования крановых судов для
подъема тяжелых конструкций на
палубы платформ. Задачи модельных
испытаний были следующие:
проверка применимости конструкций такого оборудования
для Мексиканского залива с
учетом метеоусловий, как во
время урагана Катрина;
подтверждение достаточности
времени в циклах бурения;
30
численное прогнозирование
локального глобального воздействия, включая возможности смещения платформ с
точки бурения, смещения палуб платформ относительно их
подводных частей и натяжения тросов якорной системы
и морских стояков;
измерение сил, действующих на
соединения фермы с корпусом
полупогружной платформы.
Расчетные параметры для модельных исследований были выбраны с учетом возможных глубин моря
около 4300 фут (1 фут = 0,3048 м),
применения таких платформ в районе Этвотер Вэлли в центральной части Мексиканского залива и темпов
добычи нефти около 80 000 брл/сут
и газа около100 млн фут3/сут. Исследовались модели с восемью
эксплуатационными морскими
стояками с верхним натяжением
(Top-Tensioned Risers – TTR), одним
TTR для бурения и двумя стальными
поворотными морскими стояками
с трубопроводами экспорта нефти/газа. Вес работающей буровой
был около 8000 т, суммарный вес
верхнего корпуса равен 18 000 т
и полный вес полезного груза равен
около 21 000 т. Расчетная грузовая
осадка E-Semi платформы была
около 115 м, а T-Semi платформы –
около 72 м. Высота надводного
корпуса E-Semi платформы равна
65 фут, а T-Semi платформы – 75 м.
Рабочие размеры конструкции
платформы могли изменяться для
размещения полезных грузов, требуемых при эксплуатации платформы на глубинах до 10 000 фут. В
обеих конструкциях используется
модифицированный вариант конструкции корпуса полупогружной
платформы с большой осадкой, разработанный компанией FloaTEC с
учетом гидродинамического взаимодействия между поднимающейся вверх при вертикальной качке
плитой и корпусом платформы для
уменьшения вертикальных перемещений. За счет осадки можно
выполнять монтаж конструкций
платформы с причаливанием прямо к борту. Эта возможность обеспечивает максимальную гибкость
монтажа при изменении вариантов
конструкции платформы. Перемещения ограничиваются, что позволяет использовать выпускаемые промышленностью натяжные
устройства, максимальный ход у
которых не превышает 30 фут.
www.floatec.com
Перевел В. Клепинин
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НАДЕЖНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ УТЕЧЕК
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
P. A. Fischer, редактор WO, L. Richards, Hy-Bon Engineering
Модернизация позволяет лучше и с большей точностью проводить оценку и устранять утечки
углеводородных газов из транспортных линий
С летучими органическими соединениями (Volatile
Organic Compounds – VOC) сталкиваются все отраслевые предприятия. Они присутствуют в попутном
газе, выделяются при распределении или переработке
газа, выделяются в хранилищах, где хранится газ при
низком давлении с большим содержанием VOC. Как
правило, VOC либо выпускаются, либо сжигаются.
Последнее время был разработан ряд технологий
определения утечек, названный LDAR (Leak Detection And Repair). Эти технологии позволяют идентифицировать утечки и защищать от воздействия VOC.
Новые технологии в значительной степени облегчают
мониторинг окружающей среды. Что еще достаточно
важно, особенно, если учесть недавние цены на газ
в диапазоне 7–10 долл/тыс. фут3, улавливание VOC
выгодно и с экономической точки зрения.
Безусловно, наиболее оптимальной из этих технологий является камера, которая позволяет специалистам видеть эти утечки. До изобретения этой технологии утечки, возможно, было либо рассчитать, либо
смоделировать процесс.
ПРЕДЫСТОРИЯ
В 1993 г. Д. Фарри, сотрудник небольшой компании LSI из шт. Техас, занимающейся разработкой
оборудования для определения утечек, решил разработать технологию, позволяющую увидеть утечки
углеводородов. В июне 2003 г. он решил запатентовать
новую технологию, включающую фильтрацию света
с целью исключения теплового спектра диапазона
3–5 мкм (который соответствует широкому диапазону молекул углеводородов). Спектр определения
молекул углеводородов достаточно широк [2]: бензин,
бутан, этан, этилбензин, этилен, гептан, гексан, изопрен, МЕК, метан, метанол, MIBK, октан, пентан, пентан-1, пропан, пропилен, толуол и ксилен. В камере
газы представлены в виде черного или белого дыма.
Хотя Фарри был изобретателем и владельцем патента, необходимо было наладить производство новой
системы, сделать ее компактной, прочной и легкой
(весом менее 5 фунт, 1 фунт = 0,453 кг). Идеальным
производителем оказалась компания FLIR, которая
занималась выпуском аналогичных термальных камер для других отраслей и вооруженных сил. Итак,
задача была поставлена и камера изготовлена компанией FLIR.
ПРИМЕНЕНИЕ
Впервые увидеть оборудование или завод через эту
камеру – большой сюрприз. Многие солидные компа-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Рис. 1. Клапан, в котором зафиксирована утечка газа.
Фото предоставлено компанией Hy-Bon
нии, такие Hy-Bon Engineering разрабатывают оборудование для определения утечек уже на протяжении
55 лет. Однако новая камера за два года ее использования позволила специалистам узнать об источниках
утечек и свойствах газа значительно больше.
Определение утечек. Традиционно для определения утечек используется газовый детектор или просто
мыльный раствор. Это медленный процесс, требующий, чтобы рядом с клапаном или прибором находился
техник, который мог бы зафиксировать утечку. Как
отмечал Д. Фарри, использование традиционных методов заключалось в технике, который должен был
определить около 500 утечек в день. Камера может
определить до 3000 утечек в час [1].
Чувствительность камеры позволяет определять
источник утечек широкого диапазона веществ. Незначительные утечки из клапанов, резьбовых соединений
труб или пневматического оборудования могут быть
распределены по основным компонентам (рис. 1). Что
еще более важно, при помощи камеры можно увидеть
всю зону утечек и определить все параметры от расстояния до объема утекающих газов. Камеру можно
применять для определения утечек на любом оборудовании, включая хранилища, транспортный трубопровод. Камеру можно монтировать где угодно, даже
проводить тестирование с борта самолета или вертолета. Стоимость такой камеры сравнительно невысока
от 50 тыс. до 100 тыс. долл. Система для использования
на самолетах и вертолетах стоит примерно 600 тыс.
долл. [1].
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НАДЕЖНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ
Рис. 2. Использование камеры для определения незначительных
утечек, которые выглядят как «смог».
Фото предоставлено компанией Hy-Bon
Камера распознает различные углеводородные
газы, но не дает им названия. Однако дает ключ, и
специалист всегда сможет определить, с чем имеет
дело. Например, происходит утечка метана. Метан –
самый легкий углеводородный газ, поэтому поднимается вверх. В отличие от метана более тяжелые газы
разносятся бесформенным потоком или стелются по
земле (рис. 2).
Многие компании, по крайней мере, те, кто может
себе это позволить, располагают одной или несколькими камерами и при проведении наблюдений приобретают некоторый опыт. Однако некоторые компании
пользуются услугами сервисных служб для определения утечек. Год назад весной 2008 г. компания Hy-Bon
помогала определять утечки одной из нефтяных компаний, имеющих резервуарный парк на юго-западе
Техаса. В результате был установлен ряд утечек. После
проведения тестирования было установлено оборудование для улавливания. После проведения расчетов
был сделан вывод, что благодаря этому было сэкономлено 100 тыс. фут3/сут газа. Это миллионы долларов
при стоимости газа 7 долл/тыс. фут3. Математика, как
видите, проста.
Компания Chesapeake также недавно использовала новую технологию на своем газоперерабатывающем заводе в Техасе. Улавливающее оборудование
уже было установлено, но никаких утечек не определялось. Однако оператор был серьезно обеспокоен
сокращением объемов газа. После трехдневного обследования специалист сервисной службы не обнаружил никаких нарушений работы установки. Тогда
исследовательская группа установила камеру, после
чего началось тестирование утечек. Через несколько
часов было выявлено 12 различных источников утечек,
включая неудовлетворительную работу предохранительного клапана, повреждение пробоотборных люков
и незначительные трещины на одном из резервуаров.
Специалисты видели утекающий из источников газ на
экране. Представителям компании надо было срочно
идентифицировать утекающий газ. Впоследствии было
32
определено, что из резервуаров утекало до 56 тыс.
фут3/сут газа. В целом на комплексе за последние три
месяца утечка составляла 45 тыс. фут3/сут. Даже при
таких незначительных товарных ценах эти утечки
обойдутся предприятию более115 тыс. долл.
Chevron и Chesapeake стали первыми компаниями,
использующими новую технологию и получившими
благодаря ей значительную экономию средств.
Замер утечек. Если вы планируете определять утечки самостоятельно, следует знать несколько правил.
Первое правило – 90/10: 90 % утекающего газа поступает из 10 % утечек. Второе правило – первопричина утечек заключается в свойствах газа и возможном
местоположении. Как правило, утечки возникают в
резервуарах для хранения газа или конденсата, в месте
расположения клапанов, на компрессорных станциях,
на устьевой головке газовой скважины – т.е. везде, где
могут быть резьбовые соединения или сварные швы.
Благодаря камере определить утечки газа можно
значительно быстрее. Б. Гидни из Hy-Bon разработал
инновационный метод, аналогично цветовому диапазону, который используется химиками для определения уровня рН. Он использовал изображение утечек
и сравнил их с другими картинками утечек, объемы и
свойства которых были известны.
Затем потоки газа были идентифицированы. Суть
заключалась в точном определении таких свойств
как чрезвычайно низкое давление, высокие БТЕ,
влажность, содержание сероводорода (Н2S) и других
компонентов. Интересно, что до сих пор не было разработано аналогичного универсального метода. Если
утечки обнаружено несколько источников утечек, но
они незначительные (примерно 3 фут3) их необходимо,
прежде всего, зафиксировать. Затем найти источник
– муфту, клапан или другой. Затем необходимо с помощью таймера определить интенсивность утечки.
Если утечка происходит с интенсивностью 3 фут3/мин,
это означает, что за час утекает 180 (3 60) фут3 газа.
Соответственно, за сутки этот показатель составит 4,32
(24 80) тыс. фут3.
В некоторых случаях улавливание утекающего
газа невозможно. Для измерения объемов нефти или
конденсата в резервуарах для хранения потребуется
различная измерительная аппаратура и методика измерения в зависимости от объемов утечек. Например,
утекает ли из небольшого хранилища в Вайоминге
2 тыс. фут3/сут газа или 2 млн фут3/сут газа на добывающих мощностях в Мексике.
Для определения утечек в резервуарах для хранения были разработаны специальные турбинные счетчики, предназначенные для расчета объемов утечек
в пробоотборных люках и клапанах. Для выявления
незначительных утечек и определения объемов газа
был разработан специальный калибровочный прибор
– по существу газоанализатор, подключенный к трубе. Этот прибор и всасывающий утекающий газ. После
всасывания определенного объема прибор определяет концентрацию газа в потоке. Простые вычисления
дают достаточно точный результат.
Если газ утекает по причине, предусмотренной
конструкцией оборудования, или это попутный газ,
может возникнуть необходимость его улавливания.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НАДЕЖНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ
За последние пять лет технологии улавливания были
в значительной степени улучшены. Но особенно важной стала разработка оборудования для определения
объема, давления и анализа непосредственно на местах. Старое правило «измерь дважды», вновь стало
актуальным. В последнее время успешность проектов
улавливания попутного газа буквально удвоилась; проводится идентификация потоков, точное измерение
объемов утекающего газа и качественный анализ.
Результат проведения такой кропотливой работы не
заставил себя ждать – преимущества, как с точки зрения экономии, так и с точки зрения охраны здоровья
и окружающей среды очевидны.
Безусловно, существуют определенные ограничения использования камеры. Для оптимальных показателей необходимы хорошие погодные условия.
Дождь может повлиять на четкость изображения
«смога». Аналогично и ветреную погоду, когда потоки утекающего газа быстро разносятся. Конечно, если
утечка незначительная. Вполне возможно, что большая
утечка газа все-таки будет более четко определена и в
дождливую и в ветреную погоду.
Для определения утечек идеальна безветренная
солнечная погода. В случае незначительного усиления
ветра утечки еще могут быть определены. В ветреных
регионах, таких как Северное море или морские месторождения, камера может использоваться лишь на
протяжении коротких периодов.
Оценка новой системы. Также как и при обычной
термографии термальные свойства камеры обеспечивают изображение сторон резервуара, сепаратора
или контейнера для определения осадка, конденсата,
нефти или воды. Эффективность определения напластования отложений может быть повышена в том
случае, когда известно, что именно идентифицируется
(парафины или другие).
ПЕРСПЕКТИВЫ
В настоящее время взаимопонимание между владельцами, объединениями и регулирующими органами
достигнуто. Обеспечена дополнительная надежность,
как с точки зрения вредного воздействия паров утекающего газов, так и с точки зрения экономии средств.
Преимущества улучшения качества воздуха также
очевидны. Однако какое значение это имеет в перспективе? Будет ли снижаться стоимость этих камер? В
настоящее время выпущено примерно 200 систем. Но
в будущем планируется увеличить их число до тысяч.
Техническое соответствие. На большинстве предприятий выбросы узаконены. Однако, ни операторам,
ни государственным агентствам, ни администрации
штата не известны реальные объемы втекающего газа.
В некоторых населенных пунктах, таких как крупные
города с несколькими перерабатывающими заводами
(например, Хьюстон) тестирование качества воздуха
показывает значительное загрязнение. Соответственно, этот показатель ограничен регулирующими органами. В 2008 г. список выбрасываемых в атмосферу
углеводородных газов увеличился. Уже сегодня и в будущем эти камеры будут играть положительную роль
в определении утечек из трубопроводов, на перерабатывающих заводах и других мощностях.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Регулирующие органы Техаса (Texas regulators –
TCEQ) уже закупили шесть камер. Администрация
других штатов также последовала их примеру. Были
проведены исследования. Камера была смонтирована
на борту вертолета и исследованы территории Бьюмонта и Хьюстона. При помощи камеры было обнаружено 175 новых (до сих пор неизвестных) источников
утечек [3].
При помощи одной из камер, приобретенных
TCEQ, Дж. Харрис провел мониторинг утечек в г.
Шоуракрес, расположенном к востоку от Хьюстона.
В результате были выявлены значительные утечки в
сепарационном оборудовании, размещенном на крупном газоперерабатывающем предприятии.
Ограничения по утечкам VOC в промышленных
районах составляют 25 т/год. Администрация предприятий докладывает о 4,7 т/год. Но после проведения
тестирования выяснилось, что действительные объемы
утечек VOC составляют 386 т/год. TCEQ начало кампанию по борьбе с утечками и компании установили
оборудование для улавливания выбросов. В результате
утечки сократились до 1,3 допустимых объемов.
Первое использование камеры в 2005 г. помогло
выявить утечки в объеме более 70 000 т/год (в состав
утекающих газов входили пары бензина). В результате утечки были ликвидированы, концентрация паров
бензина в воздухе значительно сократилась. На территории Хьюстона размещены три станции для проведения мониторинга: Lynchburg Ferry, Texas City и
Galena Park [3].
Интересно было бы понять, как именно агентства
планируют использовать собранные при помощи камер данные. TCEQ разработало правила («GasFindIR
Use Protocol»), которые размещены на вебсайте агентства. С ними можно ознакомиться.
Как только агентства поняли, что располагают лучшим средством для выявления утечек, были разработаны требования к использованию этой системы, обязательные для всех отраслевых предприятий страны. В
настоящее время ограничения на выбросы могут быть
ужесточены. Это похоже на игру «кошки-мышки». По
мере улучшения тестирования утечек и их предотвращения, требования ужесточаются.
Торговля углеродом. Рынок торговли углеродом
представляет собой необычную ситуацию. С тех пор
как концентрация метана стала в 21 раз больше, чем
концентрация СО2 (в виде выбросов в атмосферу парниковых газов), любые утечки документируются и тестируются. Однако следует беспокоиться о том, что
утечки составляют значительную часть доходов.
Торговля углеродом не так распространена в США,
как в Европе. Вопрос, что именно будет и что не будет
приносить доход потребует ответа. Пока операторы
радуются разработке новой системы.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Эта технология еще будет модернизироваться и ее
стоимость будет снижаться. Спрос на международных
рынках на систему выявления утечек растет, поэтому
таким компаниям как Hy-Bon и LSI придется упорно
работать и в будущем. Д. Фарри планирует открыть
представительства компании в Европе. Компания
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НАДЕЖНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ
Hy-Bon планирует проводить мониторинг утечек в
Никарагуа, Сальвадоре, Южной Африке, Малайзии,
Сингапуре, Франции и Индонезии.
В США разработана программа Natural Gas STAR,
которая сфокусирована на ликвидации утечек. Благодаря реализации этой программы было сэкономлено
свыше 29,9 млрд фут3 газа. При ценах в 7 долл/тыс. фут3
получаем цифру в половину миллиона долларов. В среднем экономия на предприятиях составляет от 15 тыс.
до 50 тыс. долл/мес.
Следует также принять во внимание, что в настоящее время за пределами США построено много новых
газопроводов и заводов СПГ. Все эти мощности являются возможными источниками утечек.
В рамках программы Gas STAR постоянно проводятся семинары и симпозиумы. Последний семинар
проводился в Сан Антонио, Техас (в ноябре 2008 г.).
И это только небольшая часть проводящейся работы.
Более подробную информацию можно получить на
сайте: epa.gov/gasstar.
Перевел Г. Кочетков
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Emison, C., «Early man’s ‘Hawk’ a hit», Abilene Reporter-News (online
version), June 3, 2007.
2. FLIR company literature on its GasFinderIR camera.
3. Texas Commission on Environmental Quality, Natural Outlook newsletter,
Spring 2008.
Larry Richards (Л. Ричардс), президент и исполнительный директор Hy-Bon Engineering Company (Мидланд,
Техас). Г-н Ричардс закончил техасский университет
Texas A&M University. Г-н Ричардс имеет 18-летний
опыт работы в нефтяных компаниях. Последнее время
г-н Ричардс сотрудничает с компанией Hy-Bon, которая
реализует свои проекты в 28 странах мира.
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
КАТАЛОГ
ПРИСАДОЧНЫХ МЕТАЛЛОВ
Компания Hobart Brothers
предлагает свой новый каталог
малолегированных присадочных
металлов в качестве ресурса для
поддержки своей линии низколегированных присадочных металлов
марок Hobart и Tri-Mark. В каталоге приводится информация о низколегированных штучных электродах и присадочной проволоке
из низколегированного металла,
присадочной стальной проволоке
с флюсовым сердечником и с легированным сердечником. У всех
этих марок присадочных металлов
предел прочности на разрыв обычно равен около 80 000 psi (1 psi =
6,9 кПа). Они специально предназначены для сварки высокопрочных сталей, сталей, используемых
в неблагоприятных погодных условиях, подвергающихся высокому
нагреву или коррозии и применяемых в других подобных случаях.
Для помощи в выборе нужного присадочного металла в новом каталоге
приведена последовательная классификация присадочных металлов
Американского общества сварки,
а также указаны особенности
низколегированных присадочных
металлов, входящих в основной
список. В этом списке приведена
стандартная классификация низколегированных присадочных металлов (от А до W), их описания, а
также названия соответствующих
присадочных металлов (штучных
34
электродов и электродной проволоки) для каждого из классов.
www.hobartbrothers.com
НАЗЕМНАЯ СЕЙСМОРАЗВЕДКА
Компания Schlumberger объявила о выпуске WesternGeco UniQ
интегрированной системы сбора и
обработки данных, записываемых
наземными точечными сейсмографами. Новая система сейсморазведки построена на базе технологии
точечных сейсмографов для записи
колебаний в крайних каналах и современной техники одновременной
записи в точке источника колебаний.
UniQ-система с широкополосными
сейсмографами-акселерометрами
(Geophone Accelerometer – GAC) с
высокой точностью записи обеспечивает поддержку до 150 000 активных каналов и обеспечивает запись
с интервалом 0,2 мс. Возможность
непрерывной записи и поддержка
за счет использования современной
техники одновременной записи в
точке источника колебаний позволяет использовать эту систему для
сейсморазведки и определения характеристик коллекторов, находящихся близко друг от друга, а также
для сейсморазведки разбросанных
на большой площади объектов исследований с быстрым перемещением из одной точки в другую. Эта
система также позволяет получить
значительные преимущества при
наличии комплексных помех и в
областях со сложной геологией.
UniQ-система предназначена для
полной азимутальной съемки с точностью, обеспечиваемой точечными
сейсмографами. Она осуществляет
непрерывную запись, поэтому совместима со всеми стандартными
высокопроизводительными источниками сейсмических колебаний. С
ее помощью может выполнять сейсморазведку в различных средах и
условиях от пустыни до Арктики.
Программные средства планирования разведки месторождений, системы управления источниками и
приемниками сейсмических колебаний и устройства обработки данных
в стационарных пунктах, все предназначены для работы в составе одного комплекса. Это позволяет эффективно размещать оборудование
и оптимизировать обработку данных
и в то же время максимально сократить время от момента подрыва зарядов до обработки сейсмограмм.
Система предназначена для совместного использования с WesternGeco
сейсмоисточниками, включая источники с максимальным распространением по дальности (Maximum
Displacement Sweep – MD Sweep) и
DX-80-вибратор. Пакет современных средств геофизической разведки включает средства для электромагнитной разведки и платформу с
одним сейсмографом, соответствующим Q-технологии, для сбора и инверсии высокоточных сейсмических
данных.
www.westerngeco.com/UniQ
Перевел В. Клепинин
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ОБУЧЕНИЕ ПЕРСОНАЛА
ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ПРИХВАТА ТРУБ
Специалисты школы управления скважинами
(Well Control School) разработали новую онлайновую программу обучения. Эта программа, названная
Программой обучения предотвращению прихватов
труб, предназначена, главным образом, для персонала буровых установок – рабочих буровой вышки,
бурильщиков, буровых мастеров и представителей
компаний. Она может использоваться в качестве вспомогательного средства для разработки и внедрения
производственных операций для борьбы с прихватом
труб. Онлайновой курс обучения, включенный в эту
программу, простой и эффективный; легкий доступ к
ней возможен в любое время.
www.wellcontrol.com
КАРТЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
НЕФТИ И ГАЗА В США
Компания Ventуx в 2008 г. выпустила серии карт
нефтяных и газовых месторождений на территории
США. На этих картах приводится подробная географическая информация для трех главных районов добычи нефти, нефтеносных сланцев, природного газа и
метана из угольных пластов на территории США: Скалистых гор, Юго-западных штатов/Побережья Мексиканского залива и Среднеконтинентальных регионов.
Три карты были изготовлены Bolder Geographics под
именем компании Ventуx. Эти карты цветные и имеют
размер 36 55". На каждой из трех карт приведены
основные рыночные сведения, важные для принятия
обоснованных решений по добыче нефти и газа. Они
включают число газовых скважин (действующих и
остановленных), газопроводы (с размерами диаметров), число нефтяных скважин (действующих и остановленных), нефтепроводы (с размерами диаметров), число скважин на месторождениях нефтеносных
сланцев и метана, добываемого из угольных пластов.
Также показаны графства и штаты, автодороги, города
и поселки, озера и реки и приведены спутниковые
изображения с топографией этих районов.
www.ventyx.com
УПРАВЛЕНИЕ ДАННЫМИ
Компания Geotrace внедрила компьютерную программу Tigres Live! E&P, которая позволяет экономить
время и деньги небольшим и средним нефтяным компаниям, связанным с обработкой и хранением данных
эксплуатации. Программные средства управления используются в течение всего жизненного цикла месторождения с помощью интегрированной среды реального
масштаба времени, подобной той, которая используется крупными компаниями. Эта программа тщательно
анализирует данные из имеющихся источников, таких
как существующие архивы физической и цифровой
информации, системы дешифровки измерений, потоки
геофизических данных из сервисных компаний. Программа осуществляет загрузку с помощью используемой
в компании технологии удаления и вставки. Программа
№5 • май 2009
обеспечивает легкий доступ, обновление и распределение в реальном времени документации с параметрами
добычи, характеристиками скважин и данными анализа.
В программе имеется свой собственный инструментарий, охватывающий все аспекты процесса поиска и разведки - от сейсморазведки для определения геологических и петрофизических данных и составления карт до
технологии добычи и техники замеров пластовых исследований. Известно, что нефтяные и газовые компании
предпочитают просматривать и анализировать данные
исследований, представленные в виде карт, поэтому
база данных включает гибкий графический браузер
для просмотра и каталогизации данных. Этот же браузер используется для составления проспектов, которые
включают изображения, необходимую инфраструктуру
и выбранную информацию из базы данных.
www.geotrace.com
ПРИБОР КОНТРОЛЯ
ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
МАШИН И МЕХАНИЗМОВ
Компания Emerson Process Management внедрила
CSI 6500 Масhinery Health Monitor (Устройство контроля технического состояния машин и механизмов),
новую систему серии интеллектуальных приборов
контроля технического состояния машин и механизмов. Этот новый прибор контроля дает возможность
пользователям объединять модули защиты из CSI 6000
Масhinery Health Monitor с новыми встраиваемыми
модулями прогноза для создания единой системы полного онлайнового мониторинга. Ключевой компонент
этой системы это архитектура цифрового оборудования PlantWeb. Подобно приборам контроля CSI 6000,
прибор CSI 6500 полностью соответствует требованиям защиты промышленного стандарта API 670, принятого во всем мире и проверенного в практике защиты
турбомашин. В приборе контроля CSI 6500 используются прогнозирующие диагностические возможности
пакета программ AMS Suite, семейства самых лучших
в этом классе диагностических прикладных программ,
позволяющих пользователям обнаруживать проблемы
в оборудовании прежде, чем они станут критичными.
AMS Suite обеспечивает простое графическое изображение параметров процесса и устройств защиты
машин и механизмов, информацию о техническом
состоянии и рабочих характеристиках машин.
www.emersonprocess.com
ТЕХНОЛОГИЯ СВАРКИ ТРУБ
Видеоролики метода и технологии сварки труб компании Miller Electric Mfg, Co. можно свободно загрузить на web-cайте компании. Видеоролики объясняют
метод и технологию сварки, что позволяет увеличить
производительность сварки труб. Темы включают новые достижения в технологии сварки труб, подготовку
стыков для сварки труб, регулируемое наплавление металла (Regulated Metal Deposition – RMD) при сварке
труб из углеродистой стали, RMD при сварке труб из
нержавеющей стали и проходы для заполнения раз35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
делки и нанесения последнего верхнего многослойного шва при импульсной сварке по методу Pro-Pulse.
Бесплатные CD с этими изображениями могут быть
также заказаны на этом сайте. Методы сварки RMD и
Pro-Pulse являются оптимальными для сварки труб из
углеродистой и нержавеющей стали. При использовании RMD-метода получаем исключительно спокойную,
устойчивую дугу и сварочную ванну, что делает этот
метод идеальным для сварки с проваркой корня шва. Этот метод обеспечивает хорошее качество сварных швов
с минимальной заваркой дефектных
швов. Метод легко использовать, для
обучения требуется меньше времени
по сравнению с другими методами, он
позволяет наплавлять больше металла за один проход, исключает необходимость использования проходов
с подогревом и позволяет удалять
газ, защищающий обратную сторону сварного шва, для повышения качества технологии
сварки нержавеющей стали. Метод сварки Pro-Pulse
– новый подход к импульсной сварке c проходами для
заполнения разделки и нанесения последнего верхнего
многослойного шва, который обеспечивает получение
более короткой сварочной дуги с ядром пламени меньшего диаметра и может использоваться для сварки в
неудобном положении. Он обеспечивает улучшенное
плавление металла и проварку корня шва при меньшем
подводе тепла (рис. 1).
MillerWelds.com
БЕСПРОВОДНОЙ ИНТЕРНЕТ
ДЛЯ МОРСКИХ БУРОВЫХ
Компания CapRock Communications, провайдер спутниковой связи для удаленных сред, объявила о запуске
предоставляемого по запросу беспроводного Интернет-сервиса NetSpot, предназначенного для буровых
установок в Мексиканском заливе, оборудованных готовыми к использованию компанией малыми станциями спутниковой связи VSAT. NetSpot-сервис позволяет
владельцам и операторам буровых установок и сервисным компаниям по-новому использовать беспроводной
выделенный канал для нахождения местоположения
удаленных буровых. Любой настольный компьютер,
оборудованный платой для беспроводного подключения,
может соединяться с NetSpot-сервисом. Такая возможность позволяет увеличить гибкость сервисных компаний, которым требуется возможность подключения и
взаимодействия на короткие сроки: от нескольких дней
до нескольких месяцев. Этот сервис также обеспечивает
доступ к системе Интернет персонала береговых служб
без входа в коммерческую сеть.
www.caprock.com
СПУСКНАЯ ПРОБКА
ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Компания Lee Company разработала новый вариант своей (Axial Force Only – AFO) пробки осевой нагрузки с кольцевым уплотнением, применяемой для
дополнительного уплотнения инструментов в нефтяных скважинах. AFO-пробка с двойным уплотнением
36
предназначена для удаления воздуха из рабочей жидкости при заполнении ею гидравлической линии или
для стравливания газа высокого давления. Конструктивно пробка выполнена так, что ее можно извлекать и
повторно использовать. Особенностью ее конструкции
является наличие плавающего самоустанавливающегося уплотнения, что позволяет использовать ее для резьбовых отверстий с неконцентрической резьбой. Конструктивно эта пробка выполнена из
двух частей, что предотвращает износ
седла за счет отсутствия вращения
уплотнения во время установки пробки. Изготовленная из коррозионностойкой стали 303 и нержавеющей
стали 15-5, эта пробка может выдерживать давления до 56 000 psi
(1 psi = 6,9 кПа) и температуры до
600 F (315,6 C).
Рис. 1
www.TheLeeCo.com
ИНСТРУМЕНТ
ДЛЯ ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ
ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
Компания APS Technology Inc. внедрила инструмент
измерения удельного сопротивления при распространении волн (Wave Propagation Resistivity – WPR). Он
представляет собой инструмент для проведения пластовых исследований с уравновешенной геометрической
схемой, двумя разнесенными датчиками, работающими на двух частотах 400 кГц и 2 МГц. Он предназначен
для геофизических исследований всех типов скважин
во время бурения и после. Этот инструмент работает
во всех типах буровых растворов, включая буровые
растворы на углеводородной основе и буровые растворы, насыщенные солями. Инструмент измеряет
удельные сопротивления в реальном времени и использует различные форматы передачи измеренных
данных. Полученные данные высокого разрешения
хранятся в блоке памяти на забое. Емкость этой памяти равна 32 Мбайт и есть еще дополнительная память
(32 Мбайт) в МWD-приборе (прибор измерения забойных параметров в процессе бурения). В памяти хранится до 8 Мбайт данных WPR-измерений на забое и данных гамма-каротажа, которые собираются в течение
120 ч и могут загружаться в систему сбора и хранения
приблизительно за 10 мин во время спуска-подъема инструмента. Этот инструмент используется для контроля
и корректировки проходки скважины, анализа градиента давления, выбора интервала обсаживания, замены
троса, каротажа во время спускоподъемных операций
и каротажа с включением и без включения гидрореле
(при бурении скважин с очисткой забоя воздухом и с
использованием вспенивающих агентов). Возможность
удаленного доступа включает диагностику, передачу
данных как в реальном времени, так и после исследований с помощью WISML-системы и дистанционное
управление направлением проходки скважины. Компания также включила в этот инструмент полный пакет программных средств, позволяющий управлять и
корректировать направление ствола скважины.
www.aps-tech.com
Перевел В. Клепинин
№5 • май 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
Впервые после 1983 г. прогноз IEA 2008 г. мирового спроса на сырую нефть показывает снижение на
0,2 млн брл/сут по сравнению с 2007 г. (до 85,8 млн
брл/сут). IEA также прогнозирует снижение спроса
на сырую нефть в 2008 г. по сравнению с 2007 г. Аналогичная тенденция будет характерна и для 2009 г.
Спрос на нефть снизится на 450 тыс. брл/сут. В первые три декады спрос на сырую нефть также будет
ниже по сравнению с предыдущими годами.
В ноябре 2008 г. мировые поставки нефти снизились на 0,79 млн брл/сут до 85,54 млн брл/сут. Наибольшое снижение поставок зарегистрировано в Саудовской Аравии и ОАЭ (на 340 тыс. и 240 тыс. брл/сут
соответственно). Осенью ОПЕК объявила о решении
снизить добычу нефти на 2,2 млн. После этого поставки из стран ОПЕК составят 24,8 млн брл/сут. На следующий день после собрания министров ОПЕК цены
на нефть снизились до 36 долл/брл.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Ноябрь 2008 г.*
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кентукки
Луизиана
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью-Мексико
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Техас
Юта
Вайоминг
Другие***
Всего
48 нижних штатов
21,0
758,0
17,0
658,0
62,0
6,0
26,0
106,0
8,0
1297,0
17,0
59,0
86,0
6,0
162,0
192,0
16,0
173,0
1244,0
59,0
143,0
27,0
5143,0
4385,0
Средняя дневная добыча за месяц
Ноябрь 2007 г.**
Разница, %
20,0
743,0
17,0
666,0
68,0
6,0
26,0
106,0
7,0
1150,0
14,0
61,0
92,0
7,0
163,0
131,0
14,0
175,0
1322,0
54,0
150,0
26,0
5018,0
4275,0
Страна, регион
Октябрь 2008 г.*
5,0
2,0
0,0
–1,2
–8,8
0,0
0,0
0,0
14,3
12,8
21,4
–3,3
–6,5
–14,3
–0,6
46,6
14,3
–1,1
–5,9
9,3
–4,7
3,8
2,5
2,6
22,0
757,0
17,0
662,0
60,0
5,0
25,0
102,0
10,0
1046,0
17,0
54,0
85,0
7,0
163,0
148,0
16,0
174,0
1192,0
54,0
146,0
27,0
4785,0
4028,0
* Оценка API.
** Данные DOE за 10 месяцев.
*** Включая Аризону, Индиану Миссури, Неваду, Нью Йорк, Пенсильванию, Южную Дакоту, Теннеси, Виргинию и Западную Виргинию.
**** Включая добычу конденсата.
Число буровых установок для капитального ремонта в США*
Регион
Ноябрь
2008 г.
Техас, Мексиканский залив
199
Арклатекс
181
Восточный регион США
71
Южная Луизиана
53
Центральная часть США
446
Западный Техас/Пермский басс. 744
Скалистые горы
361
Западное побережье Аляски
414
Всего в США
2469
Канада
656
Октябрь Сентябрь Ноябрь
2008 г.
2008 г.
2007 г.
212
190
78
59
469
799
368
416
2591
720
202
191
83
68
466
825
369
409
2612
699
204
187
78
58
434
750
349
348
2408
627
Изменение, %
По месяцам По годам
5,0
–0,5
–6,0
–13,2
0,6
–3,2
0,0
1,7
–4,7
–8,9
3,9
1,6
0,0
1,7
8,1
6,5
5,4
19,5
2,5
4,6
Источник: Baker Hughes Inc.
* Включая работы по извлечению труб из скважин, за исключением скважин глубиной менее 1500 фут.
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
12 месяцев
Действительные данные
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
8,93
3,91
1,90
2,62
2,21
0,58
0,82
1,37
2,24
1,71
1,35
0,54
2,56
0,89
4,63
36,26
7,44
3,48
3,32
1,66
2,56
0,73
0,55
0,08
19,82
7,34
3,68
3,19
1,66
2,78
0,74
0,53
0,05
19,97
12,77
3,73
0,76
0,81
1,11
0,13
2,14
0,75
0,54
0,43
0,72
0,40
0,34
0,63
0,23
1,84
27,33
2,17
85,27
12,25
3,67
0,75
0,79
1,17
0,15
2,10
0,77
0,53
0,45
0,75
0,42
0,38
0,67
0,23
1,82
26,90
2,04
85,17
Источник: International Energy Agency.
* Данные по Анголе должны быть в страны ОПЕК.
** Включая сырую нефть, конденсат, природный конденсат и нетрадиционные ресурсы.
*** За исключением стран бывшего СССР, Китая и европейских стран, не входящих в организацию экономического содружества.
Цены на сырую нефть, долл/брл
Источник:DOE
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
8,48
3,98
2,09
2,52
2,16
0,56
0,80
1,61
2,13
1,71
1,36
0,46
2,39
0,84
4,81
35,95
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник: The Gas Price Report
Т
Ноябрь 2008 г. Октябрь 2008 г. Август 2007 г. Август 2006 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
8,78
9,12
Иран
3,80
3,85
Ирак
2,33
2,26
ОАЭ
2,30
2,54
Кувейт
2,31
2,36
Нейтральная зона
0,55
0,56
Катар
0,83
0,85
Ангола
1,79
1,83
Нигерия
1,90
1,94
Ливия
1,71
1,73
Алжир
1,35
1,37
Эквадор
0,50
0,50
Венесуэла
2,35
2,35
Индонезия
0,85
0,85
Природный газоконденсат и конденсат
5,17
5,17
Всего в ОПЕК
36,52
37,28
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
7,62
7,13
Мексика
3,13
3,12
Канада
3,34
3,32
Великобритания
1,42
1,38
Норвегия
2,41
2,54
Европа – другие
0,73
0,70
Австралия
0,61
0,60
Страны тихоокеанского бассейна
0,11
0,11
Всего
19,37
18,90
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
12,52
12,75
Китай
3,85
3,91
Малайзия
0,73
0,77
Индия
0,82
0,81
Азия – другие
1,04
1,08
Европа
0,12
0,12
Бразилия
2,24
2,38
Аргентина
0,76
0,76
Колумбия
0,59
0,60
Латинская Америка – другие
0,42
0,43
Оман
0,72
0,71
Сирия
0,39
0,39
Йемен
0,30
0,30
Египет
0,70
0,70
Габон
0,24
0,24
Африка/Ближний Восток – другие
1,92
1,91
Всего
27,36
27,86
Прирост***
2,29
2,29
Итого
85,54
86,33
№5 • май 2009
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Число буровых установок для капитального Число буровых установок вращательного
ремонта
бурения в мире в целом
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Источник: Weatherford.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Страна, регион
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
Абу-Даби
Иран
Оман
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
Другие
Африка
Алжир
Египет
Ливия
Нигерия
Судан
Другие
Латинская Америка
Аргентина
Бразилия
Колумбия
Мексика
Венесуэла
Другие
Дальний Восток
Австралия
Китай, шельф
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Таиланд
Вьетнам
Другие
Всего
Ноябрь 2008 г.
Наземные Морские
416
49
12
3
0
0
2
2
30
244
8
61
54
64
20
6
31
118
25
45
14
2
28
4
320
77
29
42
78
68
26
157
15
0
55
46
0
4
22
2
0
13
1304
Октябрь 2008 г.
Наземные Морские
2
52
0
1
2
21
1
23
4
37
3
11
0
12
0
0
11
24
0
10
1
2
0
11
77
1
30
0
29
12
5
118
13
22
27
15
16
2
0
11
6
6
310
444
47
10
2
0
0
2
3
30
248
8
61
54
65
20
6
34
124
25
48
15
2
28
6
325
83
29
43
70
69
31
157
14
0
54
48
0
4
24
2
0
11
1345
2
48
1
1
3
16
0
21
7
34
2
11
0
12
0
0
9
24
0
12
1
4
0
7
78
1
29
0
29
15
4
111
14
21
25
16
12
1
0
10
5
7
297
Ноябрь 2007 г.
Наземные Морские
369
29
4
4
2
0
2
3
14
233
9
50
51
68
18
5
32
113
27
37
14
2
25
8
271
75
21
38
56
56
25
149
11
0
55
42
0
7
20
4
0
10
1164
3
37
1
1
4
14
0
14
3
26
4
7
0
7
0
0
8
29
0
11
0
8
0
10
69
0
21
0
27
14
7
118
12
21
30
22
11
0
0
8
4
10
282
Источник: Baker Hughes Inc.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Ноябрь 2008 г.
Всего буровых установок
2007 г.
Аренда по контракту
2007 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2007 г.
Мексиканский залив
Европа/Средиземное
В мире в целом
море
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
122
128
93
93
54
58
31
25
101
102
100
102
107
107
104
107
703
676
625
599
296
294
252
240
Источник: IHS Energy.
38
2008 г.
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
Ноябрь
Октябрь
Ноябрь
2007 г.
4
3
0
1
11
8
3
58
44
44
0
123
1
10
10
188
95
21
22
50
1
16
7
0
7
79
5
89
12
188
28
1
2
899
7
1
27
33
65
92
169
127
28
62
126
29
45
84
44
26
77
10
61
1935
5
4
0
1
8
5
3
57
46
46
0
116
2
12
12
192
82
21
29
60
2
16
9
0
4
93
6
78
10
196
27
1
3
925
8
0
27
35
64
88
185
134
28
67
127
28
41
97
39
30
77
10
72
1976
5
4
0
1
10
10
0
49
40
39
2
113
0
15
7
165
61
26
29
49
1
8
10
0
3
71
5
49
14
198
18
0
6
860
9
2
21
35
66
87
179
114
39
63
117
22
42
66
41
32
72
6
87
1798
57,4
98,8
97,2
88,9
85,1
Источник: Baker Hughes Inc.
72,7
43,1
100,0
100,0
88,6
81,6
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Регионы
Число буровых установок вращательного бурения в США
75,9
Источник: ODC-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Скалистые горы
Центральный район
Юго-запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Декабрь 2008 г.
9
21
15
10
9
19
73
Ноябрь 2008 г.
7
20
14
12
8
10
71
Декабрь 2007 г.
5
26
10
11
15
8
75
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Разница, %,
Ноябрь 2008 г. Ноябрь 2007 г.
–20,0
–25,0
–
–
10,0
–20,0
–
18,4
10,0
12,8
–
8,8
–
–33,3
42,9
13,9
55,7
–19,2
–24,1
2,0
0,0
–
–30,0
–
–
11,3
0,0
81,6
–14,3
–5,1
55,6
–
–66,7
4,5
–22,2
–50,0
28,6
–5,7
–1,5
5,7
–5,6
11,4
–28,2
6,3
7,7
31,8
7,1
27,3
7,3
–18,8
6,9
66,7
–29,9
7,6
Декабрь 2008 г.
Ноябрь 2008 г.
Декабрь 2007 г.
74
15
47
37
72
35
37
73
390
73
14
47
38
71
35
33
71
382
58
17
41
21
42
15
29
75
298
Источник: IHS Energy.
* Включая Китай.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
2009 Tubing Reference Tables
СПРАВОЧНЫЕ ТАБЛИЦЫ
ПО НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫМ
ТРУБАМ
Издательство «Топливо и Энергетика»
Москва 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
СПРАВОЧНЫЕ ТАБЛИЦЫ ПО НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫМ
ТРУБАМ, 2009 г.
WO представляет скорректированный вариант таблиц по обсадным трубам и эксплуатационным насоснокомпрессорным трубам с наружным диаметром 5” и специальным соединительным замком. Опубликованные
материалы содержат информацию о размерах модернизированных соединений. Таблицы упорядочены в соответствии с названием компании-изготовителя соединений. Кроме того, на страницах справочника помещены
схематические изображения разреза соединительных замков (без соблюдения масштаба), что в значительной
степени упрощает работу с табличными данными. В описании типов соединений и механизмов уплотнений
указано название изготовителя и марка соединительного замка. Трубы и соединения могут использоваться как
при минимальной пластической деформации, так и в условиях достижения пределов прочности конструкции.
Соединения используются также для расчета прочности на растяжение соединительного замка. Для удобства
читателей на страницах справочника приведена информация об изготовителе соединительного замка. При
разработке программ использования колонны труб эти таблицы могут служить справочным пособием. Тем
не менее, перед принятием окончательного решения желательно проконсультироваться с представителем
компании-изготовителя. Кроме того, на веб-сайте журнала можно найти полезную информацию о сталях различных групп прочности, технических прикладных программах, содержащих 96 уравнений из бюллетеня API
5C3, минимальные значения прочности и многое другое. Адрес сайта: www.worldoil.com.
УКАЗАТЕЛЬ
Benoit Machine, LLC
BTS-4 ...........................................................47
BTS-6 ...........................................................47
BTS-8 ...........................................................47
Echo/F4 ........................................................47
Echo/SS ........................................................47
Fiber Glass Systems, L.P
Aliphatic Amine Cured Epoxy – T&C (200 °F)......47
Aliphatic Amine Cured Epoxy –
Integral (200 °F) ..............................................48
Anhydride Cured Epoxy (150 °F) ......................48
Aromatic Amine Cured Epoxy (200 °F) ...............48
Halliburton Energy Services
Oeco A&B ......................................................48
Oeco C&D ......................................................48
Hunting Energy Services
Seal-Lock APEX ..............................................49
Seal-Lock FGL ................................................49
Seal-Lock Flush ..............................................49
Seal-Lock HD LOCK-IT ....................................49
Seal-Lock HT ..................................................49
Seal-Lock XP ..................................................49
TKC 4040 .......................................................49
TKC ...............................................................50
TKC Convertible..............................................50
TKC MMS.......................................................50
TS-HD............................................................50
TS-HP ............................................................50
Wedge 513 .....................................................53
Wedge 533 .....................................................53
Wedge 553 .....................................................54
Wedge 563 .....................................................54
JFE Steel/Hunting Energy Services.
FOX ...............................................................50
TPS Technitube Röhrenwerke Techniseal
TPS-Multiseal-TS 6/TS 6 TR ............................54
TPS-Multiseal-TS 8/TS 8 TR ............................54
TPS-External-Upset Optiflow ...........................55
TPS-Multiseal-TS 4 .........................................55
TPS-Non-Upset Optiflow .................................55
JFE Steel
JFEBEAR........................................................51
Metal One Corp.
FLUSHMAX ....................................................51
FLUSHMAX-II .................................................51
SUPERMAX ....................................................51
SUPERMAX-TS ...............................................51
TenarisHydril
3SB ...............................................................51
Blue ...............................................................52
Blue SAGD .....................................................52
CS/PH-6/PH-4 ...............................................52
MS.................................................................53
MS XT/XC ......................................................53
PJD ...............................................................53
Wedge 503 .....................................................53
Wedge 511 .....................................................53
V & M Atlas Bradford
HD-L ..............................................................55
RTS-6 ............................................................55
RTS-8 ............................................................55
SB-6 ..............................................................55
SB-8 ..............................................................55
ST-L ..............................................................56
TC-II ..............................................................56
VAM Connections
VAM FJL .........................................................56
VAM SLIJII ......................................................56
VAM TOP........................................................57
VAM TOP HC ..................................................57
VAM TOP HT ...................................................57
ОБОЗНАЧЕНИЕ РАЗМЕРОВ
D – номинальный наружный диаметр
трубы, дюйм
w – вес трубных изделий, фунт/фут
d – внутренний проходной диаметр, дюйм
t – толщина стенок трубы, дюйм
Dс – наружный диаметр соединительного
замка, дюйм
Dsс –
наружный диаметр
соединительного замка (специальный
или выточенный на станке зазор), дюйм
At – критическая площадь поперечного
сечения трубы, дюйм2
Aс – критическая площадь поперечного
сечения замкового соединения, дюйм2
Lm – уменьшение длины при свинчивании,
дюйм
40
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Benoit BTS – двухступенчатое замковое
соединение с несколькими уплотнениями, обладающее превосходными эксплуатационными
характеристиками и долговечностью. Соединение изготавливается с четырехниточной (BTS-4),
шестиниточной (BTS-6) и восьминиточной
(BTS-8) резьбой и имеет предохранительное
кольцо для труб с защитным покрытием.
Benoit Echo/F4 – соединение, использующееся в колоннах НКТ диаметром 23/8 – 5".
Наружная поверхность соединения свинчивается с трубами «заподлицо» и имеет сжатый
и расточенный конец. Многокомпонентное
уплотнение включает в себя 15-градусный заплечик, внешнее уплотнение, металлическое
уплотнение ниппеля, уплотнение на резьбовом
контакте и дополнительное тефлоновое кольцо.
Отличительной особенностью этого соединения
является максимальная прочность.
Benoit Echo/SS – замковое соединение
улучшенной конструкции, составляющее одно
целое с трубой. Это соединение характеризуется
повышенной прочностью и максимально эффективным сопротивлением утечкам. Соединение
используется в глубоких скважинах с высоким
давлением. Многокомпонентное уплотнение
включает в себя заплечик, тефлоновое кольцо
и уплотнение на резьбовом контакте. Возможно изготовление конфигурации с уплотнением
ниппеля «металл-металл» и предохранительным
кольцом PR для труб с защитным покрытием.
Fiber Glass Systems ACT Threaded
and Coupled – представляет собой формованное высококачественное соединение,
разработанное в соответствии со стандартом
API 8 EUE и наружной высадкой труб. Соединение имеет удлиненную конфигурацию и
особую резьбу для достижения после свинчивания деталей равномерной, уплотненной,
антикоррозийной поверхности. Для дополнительной прочности материал соединения имеет графитовые и керамические вкраплениями.
Соединение сконструировано и изготовлено
с учетом предотвращения проскальзывания
резьбы, развинчивания и обеспечения прочности соединения. Слоистый материал уплотнения
выдерживает давление свыше 4000 psi (1 psi =
6,89 кПа) и температуру 104,4 °С.
Fiber Glass Systems ACT Integral
Joint –представляет собой формованное
высококачественное соединение, разработанное в соответствии со стандартом API 8
EUE и наружной высадкой труб. Соединение
имеет удлиненную конфигурацию и особую
резьбу для достижения после свинчивания
деталей равномерной, уплотненной, антикоррозийной поверхности. Для дополнительной прочности материал соединения имеет
графитовые и керамические вкраплениями.
Соединение сконструировано и изготовлено
с учетом предотвращения проскальзывания
резьбы, развинчивания и обеспечения прочности соединения. Слоистый материал уплотнения
выдерживает давление свыше 4000 psi (1 psi =
6,89 кПа) и температуру 104,4 °С.
Halliburton Oeco Type А – замковое
соединение для колонн НКТ среднего веса.
Это двухступенчатое соединение, составляющее
одно целое с трубой имеет уплотнение ниппеля
«металл-металл» и внешний конусообразный заплечик, что обеспечивает уплотнение и плотность соединения, характерные для конструкций
Oeco. Соединение характеризуется быстрым
свинчиванием и развинчиванием и прочностью,
превышающей прочность трубы. Соединение
имеет заплечик, рассчитано на повышенный
момент свинчивания, что позволяет использовать его в рабочих колоннах и колоннах для
заканчивания скважин. Соединение Oeco типа В
оснащено кольцом для защиты от коррозии.
Halliburton Oeco Type С – замковое
соединение для колонн НКТ среднего веса. Это
двухступенчатое соединение, составляющее
одно целое с трубой имеет уплотнение ниппеля «металл-металл» и внешний конусообразный
заплечик, что обеспечивает уплотнение и плотность соединения, характерные для конструкций
Oeco. Соединение характеризуется быстрым
свинчиванием и развинчиванием и 100 %-ной
прочностью, превышающей прочность трубы,
как и тип А. Соединение имеет заплечик, рассчитано на повышенный момент свинчивания,
что позволяет использовать его в рабочих колоннах и колоннах для заканчивания скважин.
Соединение оснащено кольцом для защиты от
коррозии.
Hunting Energy Services Seal-Lock
APEX – соединение с резьбой и муфтой для
труб с гладкими невысаженными концами, обеспечивает высококачественное свинчивание.
Соединение имеет 100 %-ную устойчивость к
воздействию внутреннего и внешнего давлений,
даже при высоких осевых нагрузках. В системе используется запатентованное резьбовое
уплотнение и дополнительное металлическое
уплотнение для обеспечения надежности в трудных рабочих условиях. Предохраняет резьбовую
часть от воздействия отрицательных нагрузок.
Преимущество геометрии заключается в плавном и быстром свинчивании и развинчивании.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Hunting Energy Services Seal-Lock
FGL – соединение, сочетающее высокие рабочие характеристики и герметичность металлического уплотнения с коррозионной стойкостью внутреннего покрытия из стекловолокна.
Это соединение с резьбой и муфтой для труб
с гладкими концами. Соединение можно также
использовать и для труб, оснащенных вкладышем DUO-LINE компании Rice Engineering, что
обеспечивает высокую производительность в
условиях закачки или добычи СО2.
Hunting Energy Services
Seal-Lock ХР – соединение
предназначено для рабочих и эксплуатационных колон всех типов. К
особенностям можно отнести металлическое герметичное (для газа)
уплотнение, два упорных заплечика
и коническую пятиниточную резьбу криволинейного профиля. Это
соединение идеально подходит для
многократных спусков и подъемов
колонны; для плотного свинчивания
труб требуется 4–5 оборотов. Резьбу
можно нарезать повторно на любом
наружно высаженном конце стандартной длины или на двухступенчатых
улучшенных высаженных концах.
42
Hunting Energy Services Seal-Lock
Flush – соединение, обеспечивающее свинчивание наружных поверхностей «заподлицо»,
что обеспечивает максимальный зазор при
использовании в скважинах малого диаметра. Запатентованная форма резьбы является
оптимальной для данной толщины труб, обеспечивает прочность свинчивания и предотвращает развинчивание. Кроме того, такая форма
резьбы обеспечивает прочность свинчивания
при воздействии чрезмерных нагрузок, что делает возможным использовать это соединение
в горизонтальных скважинах. Металлическое
уплотнение выполнено в соответствии с требованиями API и гарантирует надежность при
воздействии высоких давлений.
Hunting Energy Services
ТКС – соединение с восьминиточной резьбой для которого характерна прямая раззенкованная муфта
укороченной длины со скошенной
кромкой. Это соединение обеспечивает правильное свинчивание. Внутренний заплечик служит надежным
ограничителем вращающего момента
при свинчивании. Соединение имеет
металлическое уплотнение, может
противостоять продольно изгибающим и сворачивающим нагрузкам
в пределах расчетных параметров.
Независимые внутренние уплотнения изолируют резьбовую часть от
воздействия давления.
Hunting Energy Services Seal-Lock
HD LOCK-IT – соединение с резьбой и
муфтой для труб с гладкими невысаженными
концами. Возможен вариант со специальными
зазорами. Предел прочности на растяжение,
даже при растяжке вручную, превышает предел
текучести для труб всех диаметров, линейных
плотностей и групп прочности. Для обеспечения
герметичности можно устанавливать упругие
уплотнительные кольца и использовать узлы
низкого напряжения в агрессивных средах.
Несущая нагрузку резьбовая часть муфты с
отрицательным углом выдерживает рабочие
усилия, как минимум соответствующие пределу
текучести тела трубы.
Hunting Energy Services
ТКС Convertible – улучшенное
обратимое муфтовое соединение
для критических условий. Конвертерное кольцо запрессовывается в
J-образное пространство муфты. Это
кольцо обеспечивает равнопроходное
сечение и служит надежным ограничителем вращающего момента при
свинчивании. Соединение идеально
подходит для рабочей колонны. В
условиях регулирования вращающего
момента при свинчивании обеспечивается достаточное опорное давление. Конвертерное кольцо создает
металлическое уплотнение, обеспечивающее герметичность при давлении,
превышающем допустимое.
Hunting Energy Services Seal-Lock
HT – соединение с резьбой и муфтой, предназначенное высоких вращающих моментов и
скважин с отклоненным стволом. В этом соединении используется резьба криволинейного
профиля для обеспечения дополнительного
уплотнения и уникальный упорный заплечик
между ниппелями свинчиваемых труб, чтобы
выдерживать крутящий момент и изгибающие
нагрузки. Форма резьбы соединения улучшенной конфигурации способствует более глубокому заходу при посадке муфты и быстрому
свинчиванию и развинчиванию без пересечения ниток.
Hunting Energy Services
ТКС MMS – соединение обеспечивает ровное полнопроходное сечение колоны и отсутствие пропусков во
внутреннем защитном покрытии, когда применяется для труб с правильно
нанесенным внутренним покрытием
и наружной высадкой концов. Максимальный эффект достигается при
использовании этих соединений в
агрессивных средах. Для свинчивания
колонны используется запатентованная муфта и система калибровки для
точного соединения труб, что снижает
усредненное напряжение в ниппельных концах при сжатии и позволяет
использовать центрированное уплотнение из полимерного материала
для стыков и ниппельных концов с
внутренним покрытием.
Hunting Energy Services
ТКС 4040 – соединение для колонны НКТ, обеспечивающее повышенный срок службы, применительно
к конфигурации труб с невысаженными концами. Конвертерное кольцо
запрессовывается в J-образное пространство муфты. Это кольцо служит
надежным ограничителем вращающего момента при свинчивании и обеспечивает продольное нагруженное
металлическое уплотнение.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Hunting Energy Services ТS-НР и
ТS- HD – соединение с двухступенчатой
резьбой для труб с высаженными концами.
Соединение составляет одно целое с трубой.
Эти соединения предназначены для использования в скважинах с критическими условиями.
Резьба параллельного не взаимодействующего профиля гарантирует быстрое и легкое
свинчивание. При этом соединении можно
осуществлять многократные операции спуска/
подъема колонны. Множественные металлические уплотнения и большой упорный заплечик
обеспечивают долговечность и надежную работу
в критических скважинных условиях. Имеется
дополнительное кольцо для свинчивания труб
с пластиковым покрытием.
JFE Steel/Hunting Energy Services
Fox – улучшенное соединение для насоснокомпрессорных и обсадных труб с гладкими
невысаженными концами. Характерной особенностью соединения является прочность на
растяжение, разрыв от внутреннего давления,
сжатие и изгиб. Усовершенствованное профильное уплотнение и заплечики обеспечивают превосходную уплотняющую способность и
высокое сопротивление чрезмерной затяжке
при свинчивании труб. Использование резьбы
с минимальным шагом гарантирует предотвращение развинчивания колонны.
JFE Steel JFEBEAR – улучшенное соединение для насосно-компрессорных и обсадных
труб с гладкими невысаженными концами. Характерной особенностью соединения является
прочность на растяжение, разрыв от внутреннего
давления, сжатие и изгиб. Усовершенствованное
профильное уплотнение и заплечики обеспечивают превосходную уплотняющую способность
и высокое сопротивление чрезмерной затяжке
при свинчивании труб. Использование резьбы
с минимальным шагом гарантирует предотвращение развинчивания колонны. Рекомендуемый
диапазон размеров от 23/8 до 95/8".
Metal One Corp. FLUSHMAX и
FLUSHMAX-II – модифицированное
соединение SUPERMAX. При свинчивании образует поверхность «заподлицо» на внешней и
внутренней сторонах трубы. Соединение снабжено резьбовым уплотнением и имеет заплечики на внутренней и внешней сторонах трубы.
Двойные заплечики обеспечивают высокую
устойчивость к воздействию высокого давления, сопротивляемость вращающим моментам
при свинчивании. Идеально подходит для использования в обсадных колоннах. Применяется при операциях заполнения скважинным
гравием. Соединения FLUSHMAX и FLUSHMAXII не являются заменой стандартной системы
SUPERMAX.
Metal One Corp. SUPERMAX – муфтовое
соединение для труб с невысаженными концами. Нарезка резьбы по всей длине муфты
обеспечивает предотвращение утечки, что эквивалентно герметичности трубы. Коническая
с 2-градусным наклоном резьба обеспечивает
прочность на разрыв. Это соединение используется, когда требуется меньший наружный
диаметр, чем имеют высаженные наружу концы
труб и более высокая прочность соединения.
Кроме того, это соединение используется в
насосно-компрессорных трубах с недостаточной длиной высаженных концов.
Metal One Corp. SUPERMAX–TS –
модифицированное соединение SUPERMAX с
внутренним заплечиком на муфте. Особенностью соединения является то, что оно предотвращает турбулентность потока и обеспечивает
лучшую сопротивляемость вращающим моментам при свинчивании. Система SUPERMAX–TS
оснащена упругим кольцевым уплотнением,
устойчивым к высоким давлениям в газовых
скважинах. Эта система может полностью заменить стандартную систему SUPERMAX.
TenarisHydril 3SB – высококачественное
соединение с резьбой и муфтой для насоснокомпрессорных труб со стандартной толщиной
стенки и без высаженных концов. Соединение
разработано с учетом высокого сопротивления
утечкам без подготовки концов труб, поскольку в
пределах участка, на котором находится основное уплотнение толщина стенок трубы вполне
достаточная. Соединение имеет ровное проходное сечение, металлическое уплотнение с внутренним заплечиком и сдвигом тангенциального
точечного контакта, надежный ограничитель
свинчивания, цилиндрическую резьбовую часть,
несущую нагрузку (О°) и 45-градусную часть посадочной муфты для трубного ниппеля.
TenarisHydril Blue – высококачественное
соединение с улучшенными характеристиками
и улучшенным резьбовым уплотнением. Соединение обеспечивает превосходное уплотнение,
конструктивную целостность при высоких сжимающих и изгибающих нагрузках, а также при
высоких вращающих моментах. Эти соединения
не требуют использования обычных смазочных
составов. Для смазки используется состав
DopelessTМ, который не оказывает негативного
воздействия на окружающую среду. Система
рекомендуется для использования в трубах
из углеродистой стали или в стальных трубах
прочности CRA, может использоваться с трубами диаметром 23/8–133/8".
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
TenarisHydril CS/PH-6/ PH-4 – соединение рекомендуется для рабочих колонн и
колонн НКТ. Особенностью этого соединения
является долговечность благодаря резьбовому
соединению, металлическому уплотнению и
сопротивляемости вращающим моментам при
свинчивании. Соединения CS/PH-6/ PH-4 можно
использовать с гибкими трубами.
TenarisHydril MS и MS XT/XC – соединение с улучшенным металлическим уплотнением; превосходит другие виды металлических
уплотнений, изготовленных в соответствии со
стандартами API. По прочности соединение
не уступает характеристикам трубы. Резьба на
ниппельном конце с защищенной конической
уплотняющей поверхностью нарезается непосредственно на трубе. Через внутренний упорный заплечик с обратным углом соединительная
муфта активизирует коническую уплотняющую
поверхность. Соединения XT/XC обеспечивают
высокую сопротивляемость вращающим моментам при свинчивании, что характерно для
стандартной конструкции MS.
TenarisHydril PJD – замковое соединение составляющее одно целое с трубой с
высаженными концами. Машинная обработка
внутреннего и внешнего диаметра труб позволяет получить максимальный зазор и максимальный поток флюидов. Заплечики обеспечивают
надлежащее свинчивание и сопротивляемость
развиваемым напряжениям. Прочность высококачественной модифицированной конической
трапецеидальной резьбы превосходит прочность самой трубы. Внутреннее металлическое
уплотнение сохраняет свою функциональность
после повторного свинчивания, обеспечивая
превосходную герметичность в скважинах с
высоким давлением.
TenarisHydril Wedge 503 – соединение
разработано для эксплуатационных и рабочих
колонн, компонуемых из труб наименьшей
линейной плотности. Соединительный замок
типа 503 составляет одно целое с трубой и выполняется на насосно-компрессорных трубах с
высаженными концами. Вместе с металлическим уплотнением этот замок по прочности не
уступает самой трубе. Конструкция 503 может
использоваться вместо типов 533, 553 и 563.
TenarisHydril Wedge 511 – соединение
рекомендовано для колонн, использующихся
при ремонте скважин и хвостовиков-накладок
для колонн, спускаемых в горизонтальные
скважины. Резьба нарезается на невысаженных
концах труб и пригодна для создания соединительного замка, составляющего одно целое с
наружной поверхностью трубы. Замковые соединения могут использоваться для хвостовиков,
горизонтальных хвостовиков в боковых стволах
скважин, для длинных колонн, использующихся
при ремонте скважин и хвостовиков, использующихся в скважинах малого диаметра.
TenarisHydril Wedge 513 – соединение также рекомендовано для колонн,
использующихся при ремонте скважин и
хвостовиков-накладок для колонн, спускаемых
в горизонтальные скважины. Резьба нарезается
на невысаженных концах труб и может применяться для создания соединительного замка,
составляющего одно целое с наружной поверхностью трубы. Замковые соединения могут использоваться для хвостовиков, горизонтальных
хвостовиков в боковых стволах скважин, для
длинных колонн, использующихся при ремонте скважин и хвостовиков, использующихся в
скважинах малого диаметра.
TenarisHydril Wedge 533 – соединение
разработано для эксплуатационных и рабочих
колонн. В нем сочетаются преимущества соединительного замка, составляющего одно целое с
трубой. Трубы оснащены одним внутренне или
наружно высаженным концом. Тип 533 сочетает в себе прочность и надежное уплотнение.
Соединение снабжено дополнительным элементом для использования с гибкими трубами.
Конструкция 533 может использоваться вместо
соединительных замков типа 503, 553 и 563.
TenarisHydril Wedge 553 – соединение
разработано для эксплуатационных и рабочих
колонн. В нем сочетаются преимущества соединительного замка, составляющего одно целое с
трубой. Трубы оснащены одним внутренне или
наружно высаженным концом (one end internal/
external upset – OEU) трубы. Металлическое
уплотнение надежно для достижения нужной
герметичности и обеспечивает превосходные
структурные характеристики конструкции Wedge
Thread для газа при высоком давлении. Соединение снабжено элементом для использования
с гибкими трубами. Конструкция 553 может использоваться вместо соединительных замков
типа 503, 533 и 563.
44
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
TenarisHydril Wedge 563 – это соединение разработано для современных эксплуатационных и
рабочих колонн, скомпонованных из толстостенных труб. Муфта имеет трапецеидальную резьбу
Wedge Thread, обладающую герметизирующими свойствами металлического уплотнения.
Соединение может использоваться для труб из
высоколегированных сплавов или нержавеющей
стали без высаженных концов. Выпускается дополнительно с элементом для использования с
гибкими трубами, и может полностью заменить
соединительные замки типа 503, 533 и 553.
TPS Technitube-Techniseal – высококачественное муфтовое соединение для насоснокомпрессорных и обсадных труб с невысаженными концами, имеет трапецеидальную
коническую резьбу, металлическое уплотнение
с высокой степенью сжатия и заплечики с обратным углом. Соединение имеет высокую
прочность на растяжение, сжатие и изгиб при
воздействии внутреннего и внешнего давлений.
Соединение выдерживает повторные операции
по свинчиванию и развинчиванию, а гладкопроходное отверстие минимизирует процессы
коррозии и эрозии. Соединение рекомендуется
также при использовании высокопрочных материалов и специальных сплавов.
TPS Technitube-Optiflow – муфтовые соединения для стандартных насосно-компрессорных
труб с высаженными наружу и невысаженными
концами. Это соединение герметично для газа и
предотвращает возникновение турбулентности
потока, особенно при использовании труб с внутренним пластиковым покрытием. В соединении
с восьминиточной резьбой и уменьшенным зазором отсутствует межниппельное пространство. Два профилированных HG-уплотнительных
кольца, устанавливающихся в специальных
профилированных проточках резьбовой части
муфты; защищают от коррозии.
TPS Technitube Multiseal-TS4 – улучшенный
двухступенчатый соединительный замок, составляющий одно целое с трубой, предназначен
для обслуживания и ремонта систем при высоком давлении и использовании в НКТ средней и
высокой линейной плотности. Профиль резьбы
с несколькими металлическими уплотнениями и
упорными заплечиками определяет шаг в четыре
нитки на 0,25 м. Увеличенная длина высаженных
концов на 90 % гарантирует возможность проведения ремонтных работ и повторного нарезания
в случае повреждения резьбы.
TPS Technitube Multiseal-TS6 – двухступенчатый соединительный замок, составляющий одно целое с трубой, предназначен для
обслуживания и ремонта систем при высоком
давлении и использовании НКТ средней и высокой линейной плотности. Двухступенчатая
резьба невзаимодействующего профиля с
несколькими герметичными металлическими
уплотнениями и упорными заплечиками определяет шаг в шесть ниток на 0,25 м. Увеличенная
длина высаженных концов на 90 % гарантирует
возможность проведения ремонтных работ и
повторного нарезания в случае повреждения
резьбы.
Модификация TS 6 TR включает тефлоновое
кольцо.
TPS Technitube Multiseal-TS8 – двухступенчатый соединительный замок, составляющий одно целое с трубой, предназначен для
обслуживания и ремонта систем при высоком
давлении и использовании НКТ стандартной линейной плотности. Профиль резьбы включает
несколько герметичных уплотнений и упорных
заплечиков. По прочности на разрыв, смятие и
предел текучести замок превосходит характеристики трубы. Увеличенная длина высаженных
концов на 90 % гарантирует возможность проведения ремонтных работ и повторного нарезания
в случае повреждения резьбы.
Модификация TS 8 TR включает тефлоновое
кольцо.
V & M Atlas Bradford HD-L – высококачественное бесфланцевое соединение, которое
обеспечивает устойчивость к высоким давлениям и структурную целостность. Соединение
имеет модифицированную резьбу и внутреннее уплотнение, соответствующее стандарту
API. Уплотнение гарантирует дополнительную
устойчивость к воздействию высоких давлений.
По прочности на разрыв, смятие и предел текучести соединение превосходит характеристики
трубы. Соединение предназначено для использования в различных направленных скважинах с
повышенными нагрузками.
V & M Atlas Bradford RTS-6 – заменяемое и специальное соединение с двухступенчатой резьбой. По прочности на разрыв и эластичности соединение не уступает характеристикам
трубы. Металлическое уплотнение обеспечивает
герметичность и устойчивость к высоким давлениям, а также напряжениям при свинчивании.
Заплечики обеспечивают дополнительную прочность свинчивания и устойчивость к высоким
вращающим моментам. Система оснащена четырьмя внутренними пластиковыми уплотнениями, а также тефлоновым и стекловолоконным
кольцевым уплотнениями.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
V & M Atlas Bradford RTS-8 – заменяемое и специальное соединение с двухступенчатой резьбой. По прочности на разрыв и эластичности соединение не уступает характеристикам
трубы. Металлическое уплотнение обеспечивает
герметичность и устойчивость к высоким давлениям, а также напряжениям при свинчивании.
Модифицированная форма резьбы гарантируют
прочность свинчивания и устойчивость к высоким вращающим моментам.
V & M Atlas Bradford SВ-6 и SВ-8
(для специальных скважин) – модификация
соединения RTS немного увеличенного диаметра с высаженным внутренним концом, что
обеспечивает эквивалентность внутреннего диаметра на конце соединения диаметру трубы. Это
решение предотвращает нарезание стандартной
двухступенчатой резьбы. Такое решение предотвращает возникновение турбулентности потока,
облегчает спуск инструмента на канате, более
подходит для труб с пластиковым покрытием
и снижает риск повреждения линии связи или
пластикового покрытия. Конструкция может
объединяться со стандартным решением RTS;
обеспечивает полную надежность в условиях
высокого давления и устойчива к нагрузкам.
V & M Atlas Bradford ST-L – соединение обеспечивающее свинчивание «заподлицо».
Коническая резьба муфты имеет отрицательный
угол; сдвоенная конфигурация резьбы обеспечивает дополнительную прочность свинчивания.
Металлическое и дополнительное уплотнения
гарантируют защиту от воздействия внутренних
и внешних давлений. 15-градусный наклон наружного заплечика обеспечивает устойчивость
к высоким вращающим моментам. Конструкция
предназначена для быстрого свинчивания и развинчивания.
V & M Atlas Bradford TC-II – соединение с резьбой и муфтой, предназначенное для
гибких и обсадных труб. Разработана также
модификация TC-4S. Эта конструкция имеет
модифицированную форму резьбы, внутренне
металлическое уплотнительное кольцо, дополнительное упругое тефлоновое уплотнительное
кольцо и 15-градусный наклон внутреннего заплечика. Соединение обеспечивает внутренне
свинчивание «заподлицо» с поверхностью
трубы. Кроме того, в конструкции минимизирован наружный диаметр муфты. Соединение
устойчиво к высоким внутренним и внешним
давлениям, нагрузкам и напряжениям.
VAM Connections - VAM FJL – соединительный замок с внутренней муфтой для труб
хвостовика. Наружная поверхность свинчивается заподлицо с трубами, внутренний диаметр
расточен для превышения проходного диаметра
труб и устранения нарушений сплошной поверхности по внутреннему сечению. Коническая
резьба муфты имеет отрицательный угол и
45-градусную посадочную часть. Конструкцией
предусмотрено предотвращение возможности
свинчивания «через нить». Замок рассчитан на
прочность при растяжении и 65 –процентную
прочность НКТ со средней толщиной стенки.
VAM Connections - VAM ТОР – соединительная муфта для НКТ с диаметром обычных
и обсадных труб. Соединение предназначено
для труб диаметром более 41/2». Конструкция
крутого конического металлического уплотнения
обеспечивает герметичность для газа применительно к НКТ большого наружного диаметра и
эксплуатационным обсадным колоннам, даже
при значительных комбинированных механических и тепловых нагрузках. Это соединение
пригодно для материалов всех типов и подходит
для горизонтальных и наклонно-направленных
скважин.
VAM Connections – VAM ТОР НТ (для
высоких вращательных моментов) и НС (для
сильного сжатия) – два соединения основанные на технологии VAM ТОР. Система VAM ТОР
НТ идеальна в случае возникновения высоких
вращательных моментов. Система VAM ТОР
НС обычно используется в тех случаях, когда
имеет место высокая сжимающая нагрузка на
колонну.
VAM Connections – VAM SLIJ-II – высококачественное соединение, обеспечивающее
безупречную герметичность для газа. Конструкция совмещает эффективную устойчивость к
высоким сжимающим нагрузкам. Система VAM
SLIJ-II используется, когда необходима высокая прочность. Соединение используется для
насосно-компрессорных и обсадных труб, а
также колонн хвостовиков.
46
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
48
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
50
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
52
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Ö
Ö
Ö
54
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Ö
Ö
Ö
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
56
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
КОНТАКТНЫЕ ДАННЫЕ
Benoit Machine, LLC
P.O. Box 1419
Houma, LA 70361 USA
Tel: +1 (985) 879-2487
Fax: +1 (985) 872-0798
Email: tubulardept@benoit-inc.com
Web: http://www.benoit-inc.com
Fiber Glass Systems, L.P.
P.O. Box 37389
San Antonio, TX 78237 USA
Tel: +1 (210) 434-5043
Fax: +1 (210) 434-7543
Email: info@starfiberglass.com
Web: www.starfiberglass.com
Halliburton Energy Services
2601 Belt Line Rd.
Carrollton, TX 75006 USA
Tel: +1 (972) 418-3000
Fax: +1 (972) 418-3199
Web: www.halliburton.com
Hunting Energy Services
2 Northpoint Dr., Ste. 400
Houston, TX 77060 USA
Tel: +1 (281) 442-7382
Fax: +1 (281) 931-2450
Web: www.hunting-intl.com
Hydril
См. Tenaris
JFE Steel
10777 Westheimer, Ste. 1010
Houston, TX 77042 USA
Tel: +1 (713) 532-0052
Fax: +1 (713) 532-0062
Web: www.jfe-holdings.co.jp/en/
58
Metal One Corporation
Energy Project International Dept.
3-23-1, Shiba, Minato-Ku
Tokyo 105-0014 Japan
Tel: +3-6400-2529
Fax: +3-6400-2939
Email: teruaki.suzuki@mtlo.co.jp
Web: www.mtlo.co.jp/us/energy/index.
html
Tenaris
2200 West Loop S, 8th Fl.
Houston, TX 77027 USA
Email: usa@tenaris.com
Tel: +1 (713) 767-4400
Fax: +1 (713) 767-4444
Email:
Techinical Inquiries:
technical.tenarishydril@tenaris.com
Commercial Inquiries:
commercial.oilfield@tenaris.com
Web: www.tenaris.com
400, 530-8th Ave. SW
Calgary, AB T2P 3S8
Tel: +1 (403) 767-0100
Fax: +1 (403) 767-0299
Email:
Techinical Inquiries:
technical.tenarishydril@tenaris.com
Commercial Inquiries:
commercial.oilfield@tenaris.com
Web: www.tenaris.com
TPS Technitube Röhrenwerke
P.O. Box 1509
D-54541 Daun Germany
Tel: +49-6592-712-0
Fax: +49-6592-130-5
Email: service@tpsd.de
Web: www.tps-technitube.de
V & M Atlas Bradford
4424 West Sam Houston
Parkway North
Houston, TX 77041
Tel: +1 (281) 821-5510
Fax: +1 (281) 821-77650
Web: www.vallourec.com
VAM Connections
Vallourec Mannesmann
Oil & Gas –VAM Services
21, route de Leval
59620 Aulnoye-Aymeries
France
Tel: +33-3-27-69-66-15
Fax: +33-3-27-66-45-75
Email: mister.help@vamservices.com
Web: www.vamservices.com
VAM USA
19210 East Hardy Rd.
Houston, TX 77073 USA
Tel: +1 (281) 821-5510
Fax: +1 (281) 821-7760
Email: faq@vam-usa.com
Web: www.vamservices.com
Перевел Д. Баранаев
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING, Vol. 88, № 1, 2 – 2009
T. Phalen, J. Scotti,
Fluor Corp., Houston, Texas
WHAT IS THE OUTLOOK FOR BUILDING
NEW LNG FACILITIES?
B. Burr, L. Lyddon,
Bryan Research Engineering Inc., Bryan, Texas
WHICH PHYSICAL SOLVENT IS BEST
FOR ACID GAS REMOVAL?
J. G. Speight, CD&W, Inc., Laramie, Wyoming
NATURAL GAS, THE CLEAN FUEL
S. Kapur, S. Vaidyanathan, A. Rajguru, D. Menegaz,
Fluor Corp., Sugar Land, Texas
WHY INTEGRATE REFINERIES
AND PETROCHEMICAL PLANTS?
N. Høygaard Michaelsen, R. Egeberg,
Haldor Topsøe, Lyndby, Danmark;
S. Nyström, Preem AB, Gothenburg, Sweden
CONSIDER NEW TECHNOLOGY
TO PRODUCE RENEWABLE DIESEL
K. Luckwal, K. K. Mandal,
Indian Oil Corp. Ltd., Vadodara, Gujarat, India
IMPROVE HYDROGEN MANAGEMENT OF YOUR REFINERY
R. Smith, AESSEAL plc, Rotherham, UK
RECONCILING REQUIREMENTS IN API-628 DUAL-SEAL
DESIGN CONFIGURATIONS
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, главный редактор HP
ОЦЕНКА КРЕДИТОСПОСОБНОСТИ НЕФТЕГАЗОВОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Нефтегазовая промышленность находится в круговороте событий последних месяцев прошлого
года и начала нынешнего года. Озабоченность по
поводу глобального кризиса, падение цен на нефть
с рекордных высот лета 2008 г. (147 долл/брл) до
40–50 долл/брл, и спекулятивное бегство инвесторов
от товарного производства быстро изменили облик
нефтегазового рынка. Однако, несмотря на все эти
неопределенности, оценка кредитоспособности нефтяных и газовых компаний остается в большинстве
случаев безопасной, – сообщают авторы доклада,
опубликованного Stan-dard & Poor Rating Services.
«Мы ожидаем, что при нашем видении нынешней
ситуации в промышленности оценки кредитоспособности останутся сравнительно стабильными, наши консервативные ценовые предположения положительны, потому что многие разведочные и
нефтегазодобывающие компании застраховали
себя от возможных потерь и продолжают занимать
прочные позиции.
Профиль ликвидации в этом секторе выглядит
сравнительно неплохо, потому что нефтегазовые компании имеют более высокую степень основанных на
активах кредитов по сравнению с другими отраслями
промышленности. Кроме того, до наступления
финансового кризиса многие корпорации завершили
рефинансирование своего долга, что продлевает
наступление сроков долговых обязательств.
В соответствующих анализах S&P–компания
сообщает, что президент Барак Обама представил
достаточно амбициозный энергетический план,
который вряд ли будет реализован в современной
экономической ситуации и в условиях падения цен на
нефть.
Судя по анализу рынка, необходимость оказания
помощи экономике США в таких отраслях как автомобильная промышленность, финансовый сектор
и жилищное строительство, не позволит в полной
мере осуществлять амбициозную политику в области
энергетики.
Новая администрация, вероятно, будет поддерживать разведку и добычу природного газа, несмотря
на то, что именно природный газ является непосредственным конкурентом альтернативных топлив.
ОБРАЩЕНИЕ ПРЕДСТАВИТЕЛЕЙ
ХИМИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ ВЕЛИКОБРИТАНИИ
К ПРАВИТЕЛЬСТВУ СТРАНЫ
Стив Эллиот, высшее должностное лицо Ассоциации
химической промышленности Великобритании, заявил, что «небольшого послабления в налогообложении
и нормативно-правовой базе хватило бы для укрепле60
ния позиций этого сектора в условиях финансового и
экономического кризиса». Среди перечисленных им
изменений – правительственные кредиты, изменение налогов на доходы, получаемые за пределами страны, в противном случае Англия перестанет
быть привлекательным местом для размещения
корпоративных штаб-квартир. «Из года в год химическая промышленность Великобритании приносит
профицитный баланс для страны, который в настоящее время составляет 3 млрд евро. В данный момент
сокращение затрат и другие нормативно-правовые
предложения, в частности, схема эмиссий и торговли Европейского союза угрожают будущим инвестициям и занятости в химической отрасли экономики», – полагает г-н Эллиотт.
КОЛЕБАНИЕ СПРОСА НА ДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО
В ЕВРОПЕ
Традиционно владельцы НПЗ вырабатывают одну
треть бензина, одну треть керосина и дизельного топлива и одну треть тяжелых топлив. В целом Европа
имеет избыточные производственные мощности.
Некоторые НПЗ в состоянии увеличить производство
дизельного топлива за счет крекинга тяжелого сырья
или обессеривания котельного топлива. Для достижения этого НПЗ были вынуждены интенсивно инвестировать в эти процессы с колоссальным расходом
энергии и водорода, что существенно повлияет на
удорожание нефтепереработки. Но, несмотря на это,
Европа продолжает импортировать дизельное топливо и экспортировать бензин – главным образом в
США. Выступая на заседании Французской национальной ассамблеи высшее должностное лицо Total
Кристофер де Марири заявил: «В минувшие пять лет
мы напрасно пытались объяснить, что следовать политике полной дизелизации без увеличения производства
дизельного топлива это то же самое, что на большой
скорости направлять свой автомобиль на каменную
стену».
ГОВОРЯ О ДИЗЕЛЬНОМ ТОПЛИВЕ…
Exxon Mobil Refining & Supply недавно заявила о
том, что компания планирует вложить более 1 млрд
долл. в три НПЗ для увеличения производства экологически чистого дизельного топлива на 6 млн галл/сут.
Компания стремится построить новые системы и модифицировать существующие установки в Батон-Руж
(Луизиана), Бейтауне (Техас), а также в Антверпене
(Бельгия). «Увеличение производства дизельного топлива на наших трех НПЗ равноценно объему производства дизельного топлива на четырех НПЗ среднего размера», – говорит Шерман Глас, президент
Refining & Supply. Модификации и расширение этих
НПЗ будут завершены к 2010 г., увеличив производство
дизельного топлива с содержанием серы 15 млн–1 или
меньше.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НАЧАЛО ЭКСПЛУАТАЦИИ КРУПНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОНДЕНСАТА
И ПРИРОДНОГО ГАЗА В ИРАНЕ
Сданы в эксплуатацию шестой и седьмой этапы на
месторождении Южный Парс. Каждый из этих этапов дает 1,3 млрд ст. фут3/сут природного газа и около
52 тыс. брл/сут конденсатов. Ввод в эксплуатацию восьмого этапа планировался на апрель 2009 г. В настоящее
время Иран получает 200 тыс. брл/сут конденсата, добываемого на месторождении Южный Парс, который
почти полностью поставляется Shell, National Oil Co
ОАЭ и Japan Energy, – сообщает Facts Global Energy
(www.FGEnergy.com). Эти новые приращения в соответствии с прогнозами к концу 2009 г. вдвое увеличат
производство конденсата в Иране. Кроме того, Иран
планирует построить три установки разделения конденсата в Бандар Аббасе к 2012 г.
ПЛАН СНАБЖЕНИЯ США
А. Станислав, независимый старший советник компании Deloitte LLP, признает, что «нет быстрого реше-
ния критических энергетических проблем» в современных условиях производства и потребления энергии.
Мост к новой энергии будущего, по его мнению, может
быть проложен только при неуклонном движении вперед в следующих пяти областях.
• Образование: знания в области энергетики могут
быть приобретены только через образование.
• Эффективность использования энергии: самые
крупные доказанные запасы ископаемых биотоплив
Америки находятся в баках их автомобилей, топках печей и электростанций (цель заключается не в том, чтобы сделать меньше с помощью меньшего, а в том, чтобы
с помощью меньшего сделать больше).
• Честное и справедливое ценообразование на
энергию для разработки передовых умных технологий
и альтернативных форм энергии.
• Технологии, ограничивающие образование и выбросы СО2 – чистый уголь, энергия ветра, прилива-отлива, солнца, биомассы, атомная энергия – для процветания и конкуренции.
• Глобальное лидерство в энергетике.
ФАКТОРЫ ВЛИЯНИЯ
ОСЛАБЛЕНИЕ ПОЗИЦИЙ ХИМИЧЕСКОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ США НА МИРОВОМ РЫНКЕ
В конце 2008 г. США вступили в минимально умеренную рецессию, вызвавшую значительное замедление экономического роста во всем мире. Многие развитые страны (Германия, Великобритания, Япония и др.)
и страны Восточной Европы (Эстония, Венгрия и др.)
также впали в рецессию, – отмечают авторы аналитического обзора Американского химического совета
(American Chemistry Council – ACC), опубликованного
недавно.
Прогнозирование в этом сложном сплетении событий таит в себе значительный элемент неопределенности, но общий консенсус заключается в том, что рецессия распространяется по всему миру, и это станет
характерной особенностью мирового бизнеса в 2009 г.
Это влияет на мировое потребление химической продукции. Глобальный химический бизнес существенно
замедлился с конца 2008 г., особенно резким это снижение было в индустриально развитых странах.
В результате, глобальный объем производства, значительно снизившийся в 2008 г., будет продолжать снижаться и в 2009 г. прежде, чем начнется оживление в
2010 г., – прогнозирует АСС.
По данным АСС глобальное химическое производство в 2008 г. увеличилось только на 2,2 % (против пикового прироста на 5,4 % в 2004 г.). В 2009 г. ожидается
прирост на 1,5 % с тенденцией к повышению до 3,3 % в
2010 г. В последующие два года особенно высокие темпы роста будут наблюдаться в Азиатско-Тихоокеанском
регионе, Африке, Ближнем Востоке, развивающихся
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
странах Восточной Европы и в Латинской Америке.
«Хороший прогноз роста составлен для Китая, Индии и
России, неплохие перспективы для Кореи, Сингапура
и Тайваня. В развивающихся странах в 2008 г. прирост
составил 6,8 %, 5,2 % ожидаются в 2009 г. и 5,7 % – в
2010 г.».
В развитых странах в 2009 г. объем химического
производства снизится на 0,9 %; стабильное оживление произойдет в 2010 г., но значительное влияние
окажет растущее производство развивающихся рынков. Среди развитых стран максимальное оживление
ожидается в Ирландии и Германии, тогда как в США,
Испании и ряде других стран прогнозируется дальнейший спад деловой активности.
Глобальный химический бизнес инвестировал
214,6 млрд долл. в новые мощности в 2007 г. В 2008 г.
темп прироста снизился на 8,8 %, и капитальные затраты составили 233 млрд долл. Несмотря на объявленные проекты, капиталовложения в ближайшие
годы будут умеренными с учетом замедленной динамики развития промышленности.
В результате, глобальный инвестиционный цикл будет иметь урезанные перспективы роста. Глобальные
капиталовложения в химический бизнес в 2009 г. увеличатся только на 8,3 % и достигнут 253 млрд долл., а в
2010 г., вероятно, увеличатся до 275 млрд долл. Причем
87 % прироста к 2010 г. будут достигнуты за счет Китая,
АТР, Африки и Ближнего Востока.
Состояние сбыта химической продукции в США. В
первой половине 2008 г. продажи химической продукции были довольно оживленными, отчасти из-за высо61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Таблица 1. Состояние и перспективы химической промышленности США
Годовые изменения
(если не указано иначе), %
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Выпуск химической продукции
Суммарно по сегменту
3,5
3,0
1,4
-1,5
-1,5
1,9
Фармацевтические продукты
4,0
6,3
3,3
1,1
1,9
3,0
Химические продукты
(кроме фармацевтических продуктов)
3,1
1,0
0,2
-3,1
-3,6
1,2
Продукты широкого потребления
7,5
4,9
-3,8
-0,3
-1,1
1,1
Сельскохозяйственные химикаты
4,1
6,4
-7,4
-4,5
-0,4
0,9
Специальные продукты
–1,5
–3,4
0,2
–1,7
–2,2
0,9
Покрытия
–2,4
–5,9
–3,9
–2,5
–0,2
0,9
Прочие специальные продукты
–1,0
–2,2
2,2
–1,3
–3,2
1,0
Базовые химические продукты
2,7
0,5
2,7
–3,2
–5,7
1,3
Неорганические химические продукты
3,7
–3,4
2,9
2,4
–5,5
1,2
1,4
Нефтехимические продукты и органика
0,6
3,1
3,5
–4,9
–6,5
Пластические смолы
9,2
–0,9
1,5
–4,2
–4,6
1,7
Синтетический каучук
–1,1
–4,8
4,7
1,0
–4,2
0,6
–10,0
–1,3
–4,9
–8,6
–4,7
–1,8
Синтетические волокна
Мощности
Прочие химические показатели
2,3
0,8
1,0
1,5
1,0
0,8
Использование мощностей, %
77,2
78,9
79,2
76,8
75,0
75,7
Капитальные затраты, млрд долл.
21,10
22,46
24,25
25,24
24,79
25,16
1,5
6,5
8,0
4,1
–1,8
1,5
Изменения, %
ких энергетических затрат. В табл. 1 приведены сводные
данные по объему производства и сбыта химической
продукции в США за период с 2005 по 2010 гг. в разбивку
по отдельным сегментам. Тогда глобальное потребление
химической продукции было высоким и США, впервые
после 2001 г., были близки к торговому профициту.
Однако в сентябре 2008 г. финансовые рынки были
заморожены, и глобальный спрос начал снижаться; мировая торговля химическими продуктами и другими товарами широкого потребления заметно затормозилась.
К концу 2008 г. экспорт из США составил 171,1 млрд долл.
(на 15,1 % выше уровня 2007 г.), а импорт возрос на 14,4 %
и составил 177,4 млрд долл. (дефицит 0,3 млрд долл.).
В 2009 г. в самый разгар жесточайшей рецессии за
последние несколько десятков лет ожидается спад: экспорт упадет на 4,8 % до 168,6 млрд долл. и потом возрастет
на 5,4 % до 177,7 млрд долл. в 2010 г. Дефицит химической
торговли в 2009 г. усугубится (до 4,5 млрд долл.), затем
в 2010 г. сократится до 2,3 млрд долл.
Капиталовложения в США. По мере снижения прибыльности, ужесточения рыночных условий, сокращения объема производства и усугубления неопределенности многие проекты продлеваются или откладываются «до лучших времен». В 2008 г. капитальные затраты
повысились на 4,1 %, до 25,2 млрд долл., в 2009 г. прогнозируется снижение на 1,8 % до 24,8 млрд долл. В 2010 г.
они несколько повысятся до 25,2 млрд долл.
Индекс АСС измеряет производство фармацевтических продуктов, мыл и моющих средств, предметов
индивидуального ухода, удобрений и других химических продуктов в дополнение к продуктам неорганической химии, органическим химическим продуктам,
пластикам, синтетическим волокнам, адгезивам, уплотнениям, покрытиям и другим специальным химикатам.
62
ИССЛЕДОВАНИЯ: КИТАЙСКАЯ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА
ОСТАЕТСЯ «ПРИВЛЕКАТЕЛЬНОЙ»
Потери из-за предельно допустимых цен на топлива
внутри страны не вызвали натиска в стремлении инвестировать в нефтеперерабатывающий сектор Китая, –
полагают авторы доклада PFC Energy «Мониторинг
нефтеперерабатывающей промышленности Китая».
При сохранении цен на топлива внутри страны
ниже стоимости нефти Китайская нефтеперерабатывающая промышленность недавно оказалась в состоянии
финансовой депрессии. Две крупнейшие нефтехимические компании Китая Sinopec и PetroChina сообщили
об общих убытках в нефтепереработке в первой половине 2008 г. в размере 11,7 млрд долл. Несмотря на то, что
эти убытки частично связаны не только с технологией
нефтепереработки, обе компании стремятся получить
правительственные субсидии для ограничения своих
финансовых потерь.
При таком спаде можно было бы не ожидать серьезных новых инвестиций в китайскую нефтепереработку, но вопреки ожиданиям, как иностранные, так и
китайские компании выстроились в очередь инвесторов, готовых вкладывать миллиарды долларов в новые
нефтеперерабатывающие мощности, иногда объявляя о
планах расширения еще задолго до начала эксплуатации
исходной установки. Почему такой ажиотаж в стремлении вступить в этот сектор, причинивший такой ущерб
Sinopec и PetroChina?
Компании, инвестирующие в настоящее время в
нефтепереработку, пренебрегающие существующими
трудностями, делают ставку на будущее, – полагают
авторы из PFC Energy. «Вполне понятно, что о размерах
рынка и потенциале роста, больших, чем в Китае, мечтать невозможно. Инвестиции в Китай могут открыть
широкие возможности создания интегрированной сис-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
темы нефтепереработки и нефтехимии, – полагают авторы. «Иностранные компании считают, что рано или
поздно контроль над ценами, субсидии и другие нормативно-правовые условия, существующие в Китае, изменятся в их пользу, а китайские нефтепереработчики
ожидают, что они смогут работать на бесприбыльном
– безубыточном уровне уже при ценах на нефть около 90 долл/брл.
Более высокая активность. Для многих экспортирующих национальных нефтяных компаний (national oil
companies – NOC) инвестиции в нефтеперерабатывающую промышленность Китая обеспечивают им долгосрочный надежный рынок сбыта. Полагают, что зависимость Китая от импортируемой нефти перевалит за 50 %
в 2010 г. и достигнет 60 % к 2020 г.
Ряд ближневосточных NOC объединились с китайскими игроками в совместных нефтеперерабатывающих
проектах. Так, например, Aramco из Саудовской Аравии
совместно с Sinopec и ExxonMobil осуществляют реконструкцию НПЗ мощностью 240 тыс. брл/сут в Фуцзяне, а
Кувейтская КРС вместе с китайскими государственными компаниями Sinopec и Sinochem осуществляют проекты в провинциях Гуандун и Фуцзянь, соответственно.
Между тем, перед лицом ограниченных перспектив
роста Международные нефтяные компании (international
oil companies – IOC) стремятся к рынкам с масштабным
потенциалом роста. Среди IOC в последнее время наблюдается тенденция к отказу от некоторых мелких позиций в пользу концентрации усилий на долгосрочных
инвестициях в такие развивающиеся рынки как Китай.
Total и ExxonMobil уже активно присутствуют в этом
рынке, а ВР и Shell – среди «китов», стремящихся к благоприятным возможностям.
«Многие из новых нефтеперерабатывающих мощностей имеют в своих схемах дополнительные нефтехимические установки как средства генерирования дополнительных доходов в условиях сохранения невыгодно
низких цен на автомобильные топлива внутри страны.
Международные компании привносят сюда свои технологии и опыт, тогда как для многих национальных компаний это способ диверсифицирования своих операций в
том, что «вероятно, станет крупнейшим центром мирового роста в ближайшие десятилетия», – заключает
г-н Пэзи из PFC.
ПОИСКИ БЛАГОПРИЯТНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ
«Три фактора будут характеризовать бизнес в 2009 г.
и ближайшем будущем», – полагает Билл Хейл, лидер
Ernst and Young LLP по консультантским услугам в области нефти и газа. Он нарисовал картину CFO по материалам Energy Execs Ops Insight Forum в Хьюстоне
(events@gulfpub.com).
Во-первых, г-н Хейл заявил, что главные финансовые руководители (Chief Financial Officer – CFO)
должны идентифицировать текущее положение своих
организаций. Эти компании подвержены значительному риску, имеют проблемы с движением денежной
наличности, неплатежеспособности и т.д., и, следовательно, находятся в состоянии экстремального на-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
пряжения. С другой стороны, руководители должны
задаться вопросом, находятся ли их компании в состоянии «движения ликвидности». Такая организация обладает значительным оборотным капиталом, ликвидностью, стабильностью поставщиков и оптимизированным
портфелем ценных бумаг и т.д.
«В действительности большинство компаний находятся в экстремальном положении и под прессом мер,
направленных на снижение рисков, поэтому нуждаются в улучшении своих кассовых резервов», – сказал
г-н Хейл. Напряженность внутри рынка является движущей силой мер, направленных на снижение затрат
по всем организациям и сокращение инвестиций. Вовторых, CFO и компании должны выполнять более глубокие исследования в области управления внутренними рисками. Такие исследования позволяют находить
возможности снижения рисков и сокращения отходов.
И что еще важнее, компании должны проводить аудиторские проверки рисков за пределами своих организаций. Они должны идентифицировать воздействие на
их компании со стороны своих поставщиков, потребителей и кредитно-финансовых ассоциаций.
Эти аудиторские проверки должны проводиться
ежеквартально для поддержания точной оценки состояния организации. Как никогда ранее, внимание будет
фокусироваться на ликвидности активов и управлении
оборотным капиталом.
Компании также должны прилагать усилия к улучшению методов бюджетного планирования и прогнозирования. Последние события на нефтегазовом рынке
продемонстрировали, как быстро бюджеты устаревают
и утрачивают силу под влиянием внешних факторов.
Компании нуждаются в лучших методах и процедурах
быстрого прогнозирования для своевременной и безболезненной реакции их изменяющихся внешних и внутренних факторов на ежемесячной основе.
Рис. 1. Значительное снижение затрат на содержание
руководящих работников высшего и среднего звена
по результатам глобального исследования
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
В-третьих, CFO обязаны учитывать расходы и инвестиции. Множество представленных на усмотрение затрат было отменено во второй половине 2008 г. Большее
внимание будет уделяться контролю организационных
затрат и затрат на используемый капитал.
Квалифицированные кадры. Компаниям необходимо сохранить свои квалифицированные кадры
посредством установления более тесных контактов,
как с опытными менеджерами, имеющими большой
опыт работы, так и с молодыми талантливыми кадрами.
Положительная сторона современного финансового
кризиса заключается в том, что достигая пенсионного
возраста специалисты откладывают выход на пенсию
на несколько лет, что создает возможность для передачи опыта и знаний молодым сотрудникам в рамках специальных программ наставничества.
В современных экономических условиях успешные
CFO стремятся к получению большей ликвидности для
своих компаний (рис. 1). Причем это должно достигаться не за счет новых технологий программного обеспечения или аппаратурного оформления. Эффективные
компании должны улучшать свои бизнес-операции
для получения больших прибылей в виде свободных
денежных средств. Они должны стремиться к снижению затрат на поставляемые материалы. Жесткие экономические условия вынуждают компании изыскивать
средства как внутри, так и вне своих организаций.
Компании будут делать приобретения, вступать в
совместные предприятия, если у них будут достаточные денежные средства. В настоящее время нет ни одной компании, которая считала бы себя по достоинству
оцененной на рынке. Поэтому следует ожидать новых
приобретений и поглощений. «В 2009 г. компании будут
менее расточительными и более дисциплинированными в своих планах по затратам и экономии средств», –
заключает г-н Хейл.
вечности. Крупные инвестиции для достижения этого в
значительной степени способствовали бы оживлению
экономики США. К такому заключению пришли специалисты компании McIlvaine Co в недавно опубликованном анализе с применением разработанного ими
индекса «экологического бремени» на электростанции.
«Мы не должны ждать пока технологии улавливания
СО2 будут внедрены в промышленность. СО2 и другие
эквивалентные выбросы могут быть снижены на 85 % с
помощью недорогостоящего, но инновационного комплексного подхода. Приняв европейскую стратегию замены устаревших угольных электростанций на новые
эффективные энергогенерирующие объекты, мы тоже
можем извлечь значительные выгоды: улучшить экологию и экономику без повышения расходов на электроэнергию» – говорит Роберт Макилвейн.
Концепции необходимости экологической эффективности и устойчивости предполагают некую цифровую оценку ряда экологических факторов, влияющих
на экономику электростанций. McIlvaine разработала
индекс, включающий в себя ряд загрязнителей воздуха и парниковых газов. Все выбросы с электростанций,
работающих на угле в США, или количественно выражены в тоннах или умножены на индекс экологической
нагрузки.
Если принять относительную цену СО2 за 20 долл/т,
то комбинация полной замены и модификации существующих угольных электростанций привела бы к снижению нагрузки на окружающую среду с 5,3 млрд до
только 1,6 млрд т (табл. 2). Это означало бы снижение на
69 % и, в соответствии с анализом, – сжигание на 30 %
меньше угля. Суммарные затраты на генерирование
электроэнергии не увеличились бы. Капиталовложения
в размере 450 млрд долл. благоприятно отразились бы
на экономике страны, и способствовали созданию рабочих мест в проектно-конструкторских, строительных
и производственных секторах, утверждают авторы исследования.
Наибольшие преимущества могли бы быть достигнуты при комплексном подходе. У Европы есть программа ликвидации свалок и превращения отходов в
энергию. Европейские котельные установки на угольных электростанциях заменяют до 15 % угля на биомассу. На некоторых электростанциях в качестве побочно-
«ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ НОРМЫ» ДЛЯ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, РАБОТАЮЩИХ НА УГЛЕ
«Владельцы электростанций, работающих на
угле, могут значительно снизить фактические выбросы парниковых газов и других вредных веществ.
Эксплуатационные затраты могут быть снижены без
повышения затрат на электроэнергию и цикл долго-
Таблица 2. Экологическая нагрузка угольных электростанций США, млн т
Цена СО2 20 долл/т
Загрязнитель
Цена СО2 10 долл/т
Выбросы
в настоящее
время
Лучшая из
имеющихся
дешевых
технологий
Дешевый
комплексный
подход
СО2
2000
1400
Твердые частицы
1000
100
SO2
900
30
NOx
400
Ртуть
500
Токсичные вещества в воздухе
Суммарно
Снижение, %
Выбросы
в настоящее
время
Лучшая из
имеющихся
дешевых
технологий
Дешевый комплексный
подход
840
1000
700
420
95
1000
100
95
28
900
30
28
40
38
400
40
38
25
25
500
25
25
500
25
25
500
25
25
5300
1620
1051
4300
920
631
69
80
79
85
Источник: The McIlvaine Co.
64
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
го продукта получают хлористоводородную (соляную)
кислоту. Одна угольная электростанция в США достигнет 66%-ного эквивалента теплового КПД, поставляя отработанное тепло для производства этанола.
Замена существующего парка угольных электростанций на новые более мощные электростанции могла
бы быть осуществлена не более чем за семь лет. «Китай
построил много таких электростанций всего за четыре
года. Это был бы значительный стимул для экономики. Выбросы и образование парниковых газов были
бы снижены намного быстрее, чем посредством инвестирования в любой иной источник энергии».
ПЕРЕСМОТР ПРОГНОЗА ГЛОБАЛЬНОГО
ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭНЕРГИИ
Ряд интегрированных решений потребуется для
удовлетворения растущего глобального потребления
энергии и снижения выбросов парниковых газов в результате роста народонаселения и развития экономики, – говорится в предисловии к изданному в декабре
2008 г. прогнозу «Outlook for Energy: a View to 2030»
компаний Exxon Mobil Corp.
Прогноз был составлен в результате глубокого
анализа ста стран, пятнадцати секторов потребления
и двадцати типов топлив, подкрепленного данными по
ожидаемому росту численности населения и экономики с учетом перспектив значительного совершенствования эффективности использования энергии и
технологического прогресса.
Ниже приведены основные положения этого аналитического обзора.
В период с 2005 по 2030 гг. потребление энергии будет увеличиваться в среднем на 1,2 % в год под
влиянием роста численности населения мира и развития мировой экономики. Глобальное потребление
энергии возрастет на 35 % от 229 млн брл/сут нефти
(в эквивалентном исчислении) в 2005 г. до 310 млн
брл/сут в 2030 г. Этот прогноз несколько ниже прогноза, сделанного в 2007 г. (когда показатель прироста увеличился на 1,3 % в год). Изменения касаются
•
различных секторов и отражают более эффективное
использование энергии.
Нефть, газ и уголь и впредь будут удовлетворять
большинство глобальных энергетических потребностей – до 80 % в период до 2030 г. – благодаря их изобилию, приемлемым ценам и доступности.
Потребление атомной энергии будет расти по мере
расширения тенденции к снижению выбросов СО2 с
отработавшими газами автомобилей. Сектор возобновляемых топлив (ветра, солнца и биотоплив) также будет
быстро развиваться.
Генерирование энергии будет крупнейшим и быстрейшим по темпам роста сектором энергопотребления
до 2030 г. Китай, который сегодня удовлетворяет 90 %
своих энергетических потребностей за счет угля и почти удвоил потребление энергоресурсов на генерирование электроэнергии к 2030 г., более чем на одну треть
превзойдет США по общему потреблению энергии.
Прогнозируется существенный рост численности
автотранспортных средств, ответственных более чем за
50 % общего потребления энергоносителей. С 2005 по
2030 гг. потребление энергии в развитых странах останется сравнительно стабильным, так как рост численности автомобилей компенсируется значительным повышением их экономичности. В отличие от этих стран, в
развивающихся странах потребление, вероятно, удвоится по мере роста экономики, благосостояния и резкого
роста парка легковых автомобилей.
Прогнозируется рост выбросов СО2 на 30 % в период с 2005 по 2030 гг. даже при условии повышения эффективности использования энергии и применения ядерных и возобновляемых источников энергии. Если ожидается снижение выбросов СО2 в США и Европе в прогнозируемый период, то это снижение более, чем перекрывается крупными выбросами в развивающихся странах.
Например, к 2030 г. выбросы СО2 в Китае будут сопоставимы с выбросами в США и Европе, вместе взятыми.
•
•
•
•
Связаться с главным редактором НР Wendy Weirauch (В. Вейрах)
можно по адресу: WW@HydrocarbonProcessing.com.
СТРАТЕГИИ ИНТЕГРАЦИИ
R. Novak, внештатный редактор НР
УПРАВЛЕНИЕ ИНФОРМАЦИЕЙ О СОСТОЯНИИ
Владельцы/эксплуатационники инвестируют капитал в новые установки и в модернизацию существующих технологических установок для того, чтобы укрепить свои позиции, получить преимущества на рынке.
Если капитальные затраты и сроки реализации проекта
можно оценить заблаговременно и использовать эту
оценку на ранних этапах «жизненного» цикла, то проект
нельзя считать успешным до тех пор, пока строящийся
объект не достиг операционной готовности.
Предприятие считается в стадии операционной готовности, когда оно в состоянии приносить доходы. Это
определение отличается от типичных проектно-конст-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
рукторских ориентиров тем, что в понятие операционной готовности включены кадры и операции. Кадры
и операции подразумевают персонал, обученный для
эксплуатации и технического обслуживания оборудования, плюс операции, придающие уверенность в том,
что обслуживающий персонал имеет достаточные
навыки и знания и сделает эту работу в полном соответствии с нормативными документами и соблюдением норм и правил безопасности. Операционная готовность включает в себя системы, которые управляют
процессами, следят за календарными сроками и использованием результатов этих операций. Операционная
готовность включает в себя также запасные части,
необходимые для того, чтобы вся система работала исправно и надежно.
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Все это отнимает время. Производственники и специалисты по техническому обслуживанию нуждаются
в приобретении опыта и необходимых навыков, а проектировщики должны быть готовы к внесению необходимых модификаций в случае каких-либо сбоев в работе оборудования.
На ARC мы определяем операционную готовность
как состояние, при котором новое предприятие или
установка после крупной реконструкции выдает продукцию, отвечающую требованиям спецификаций,
с желаемой производительностью и заданными эксплуатационными затратами на протяжении длительного срока службы.
Для достижения этого состояния проектные, финансовые, строительные и кадровые подразделения должны быть полностью укомплектованы, все
испытания должны быть выполнены для проверки
соответствия рынкам капитальных затрат по данному проекту. Вся информация, необходимая для поддержания требуемого уровня производства, должна была быть передана проектно-конструкторской
группой операторам и бригадам технического обслуживания для обеспечения рабочих условий, системы безопасности, проверки качества и технического обслуживания. Осуществлен MRO-контроль
всех материалов и объектов общезаводского хозяйства. Вот почему эффективное управление информацией по активам имеет такое огромное значение. И, наконец, весь персонал полностью обучен
по всем аспектам эксплуатации и поддержания своих знаний и навыков, приобретенных во время освоения строящегося объекта.
Затраты из-за запаздывания в достижении операционной готовности модернизируемых или вновь
строящихся объектов могут быть неимоверно высоки. Современные установки могут стоить миллиарды
долларов, и только проценты за каждый просроченный день могут вылиться в очень крупные суммы.
Если установка не приносит компании доходов, она
убыточна. Время выхода на рынок также очень важно для многих отраслей промышленности.
Роль управления информацией в области активов. Эффективный обмен информацией в области
активов является критическим элементом достижения операционной готовности, а существующие
организационные и контрактные проблемы могут
затруднить их преодоление.
Время, необходимое для достижения полной операционной готовности, в значительной степени зависит
от хорошей координации действий на этапах проектирования и строительства. Операционная группа должна иметь доступ к отчетам о ходе реализации проектов,
связанных с информацией, необходимой для правильного отражения всех этапов проекта.
Первоначально проекты будут нуждаться в глубоком
проникновении в базовое проектирование, исходные
предположения, ограничения, масштабы проекта и т.д.
По мере реализации проекта он будет нуждаться в специальной информации (проектных данных, паспортах
безопасности на материалы, пакеты документации изготовителей оборудования и т.д.) для разработки материальных планов и программ подготовки, обмена передовым опытом по эксплуатации нового оборудования.
Передача информации. Многое из информации,
необходимой для операционной готовности, создается
как составная часть ЕРС. Если не принимать специальных мер, то передача информации будет протекать естественным путем в графике развития проекта. Это может оказаться слишком поздним для плавного перехода от сдачи объекта в эксплуатацию до полной эксплуатационной готовности. Проектно-конструкторские
компании и подрядчики, как правило, не знают, какого рода информация требуется для операторов.
Операционная группа должна четко ставить условия,
включая специфическое содержание, временные рамки и желаемый формат. Это должно быть решено на
ранней стадии проекта.
С учетом вида обмениваемой информации передача
должна быть построена как непрерывно продолжающийся процесс со специфическими этапами, установленными
для контроля выполнения проекта в соответствии с календарным планом группы операционной готовности.
Атмосфера проекта динамична по своей природе.
Корректировка изменений является критической проблемой. Любое значительное изменение информации,
ранее переданной операционной группе, должно быть
учтено ЕРС и должным образом согласовано с операционной группой.
Russ Novak (Р. Новак) – президент и управляющий директор консалтинговой компании ARC с
1999 г. Имеет ученые степени бакалавра по химической технологии и магистра по компьютерным
технологиям. Связаться с г-ном Новаком можно по
адресу: rnovak@arcweb.com
НОВОСТИ АССОЦИАЦИЙ
B. Thinnes, редактор раздела «Новости» НР
ERTC 2008: ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ
Как меняются времена! Прошел всего один год! Во
время ежегодной конференции нефтепереработчиков
в Барселоне в ноябре 2007 г. нефть стоила 90 долл/брл,
а в ноябре 2008 г., во время 13-ой ежегодной конференции ERTC в Вене баррель нефти стоил уже
47 долл. Все доклады и выступления, представлен66
ные на этой конференции, связывали сложившуюся ситуацию с экономическим спадом, начавшимся в США и быстро распространившимся по всему
миру.
В день открытия пленарного заседания глубокому анализу была подвергнута глобальная экономика и связь с промышленностью, перерабатывающей
углеводородное сырье. Софер Али Керамати, старший экономист-аналитик ОПЕК, в своем докладе
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 • май 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
заявил, что обвал цен на нефть объясняется резким укреплением американского доллара. Пересмотрены в
сторону понижения прогнозы на рост
потребления нефти, которые были ранее опубликованы IEA, FIA и ОРЕС.
По его оценкам, рост глобального ВВП
Иоганнес
в 2009 г. будет ниже среднего за посБенигни
ледние 20 лет, финансовый кризис
будет набирать обороты, и в мире будет ощущаться значительный избыток энергии в
связи с экономическим кризисом. Он цитировал
заявление МВФ, по оценке которого потери мирового финансового рынка уже превышают 1,6 трлн
долл. Возросла систематическая угроза глобальной
финансовой системе. В этом контексте возникла
очевидная необходимость разработки фискальной
политики, стимулирующей рост производства. Без
этого будет нарастать хаос на рынках обменных
курсов валют.
Прогнозируя будущее, г-н Керамати считает, что
основным источником поставок нефти из стран, не
входящих в ОПЕК станут Азербайджан, Бразилия,
США и Канада. Нефтеперерабатывающую промышленность ожидают слабая прибыльность и
избыточные мощности. Товарные запасы нефти в
странах, не входящих в ОЭСР, находятся на вполне комфортабельном уровне. Кроме того, поставки
нефти из стран, не входящих в ОПЕК, будут опережать рост потребления в 2009 г.
Другой докладчик, Иоганнес Бенигни, управляющий директор IBC Energy, полагает, что мировое потребление нефти составит 88,4 млн брл/сут
в 2010 г. и 96,4 млн брл/сут в 2020 г., причем основными движущими силами роста потребления
нефти, по его мнению, будут проблемы снижения
выбросов СО2. Он считает, что пик потребления в
США уже пройден, и самая большая доля роста мирового потребления нефти будет приходиться на
Ближний Восток; значительно снизится потребление нефти в странах, не входящих в «восьмерку»,
но вряд ли дело дойдет до негативного баланса.
«Чтобы ни случилось в США, бензиновый рынок
оказывает колоссальное влияние на всех нас», –
сказал г-н Бенигни. Большую роль сыграют два новых правительственных документа. Повышенные
требования к экономичности автомобилей, известные как CAFE-стандарты и новые требования к
возобновляемым топливам (особенно в области
биоэтанола), изменяют картину потребления бензина в США.
В зависимости от степени изменений в объеме
переработки нефти и выходах бензина г-н Бенигни
рассчитал два сценария нетто-импорта бензина и
дизельного топлива в США и их влияние на европейских нефтепереработчиков. Отрицательный
сценарий – США – нетто-экспортер дизельного
топлива и бензина к 2020 г. и положительный –
США – нетто-импортер в 2020 г.
«Структурная проблема бензина очень серьезна,
и эта головная боль еще долго будет беспокоить нефтепереработчиков», – считает г-н Бенигни.
Далее речь шла о возможности закрытия нескольких НПЗ в Европе и США. «Когда мы гово-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
рим о современном нефтяном рынке,
наши оценки строятся на эмоциях,
подогреваемых ОПЕК, не говоря уже
о реагировании на мировой финансовый кризис. Для сбалансирования
рынка необходимы более высокие
цены на нефть – стремиться нужно
Дэвуд
к 80 долл/брл. По его оценкам в блиНассиф
жайшие годы в мире будет ощущаться
избыток бензина.
Технические доклады. Дэвуд Нассиф, генеральный менеджер Bapco по стратегии и развитию
бизнеса, в своем докладе на ERTC 2008 подробно
описал состояние НПЗ ком-пании Bapco мощностью 267 тыс. брл/сут, на котором недавно была
успешно введена в эксплуатацию установка гидрокрекинга, и осуществляется инвестиционная
программа до 2015 г. и далее. (Текущие инвестиции
составляют 1,3 млрд долл.). Г-н Нассиф рекомендует нефтепереработчикам концентрировать свои
усилия на локальных бензиновых рынках, соблюдая глобальные нормативные требования и развивая современную технологию по всем процессам
нефтепереработки.
Будущие планы Bapco связаны с расширением
разведочных работ в области нефти и газа, наращиванием нефтеперерабатывающих мощностей до
350 тыс. брл/сут и прокладкой еще одного нефтепровода (оператор – Aramco KSA). В ближайшие
планы Bapco входят две технологии по переработке остаточного сырья – LC Fining с интегрированными установками гидрокрекинга и замедленного
коксования. Основным препятствием для своей
компании г-н Нассиф считает дефицит квалифицированной рабочей силы. И в этой связи Bapco
выступала с инициативой оказания помощи студентам в продвижении по карьерной лестнице в
области нефтехимической технологии.
Большой интерес у делегатов конференции вызвал технический доклад Пола Вилбоурие, директора компании Johnson Matthey, по удалению ртути
из жидких углеводородов. Он описал технологию
удаления ртути с помощью процесса, разработанного компанией, осуществляемого в стационарном слое адсорбентов при минимальном участии
операторов, благодаря применению современных
средств автоматизации. Удаление ртути снижает
степень отравления катализаторов и коррозии оборудования, к тому же нефтепродукты, маркированные лейблом «не содержит ртути», продаются по
премиальным ценам.
Оживленную дискуссию вызвал доклад Абхилаша Менонона из Sulzer Chemtech по проблеме
улавливания СО2, образующегося после сгорания
топлива, с помощью технологии массообмена, основанной на опыте современной энергетики.
Для более полного ознакомления с материалами
ERTC посетите сайт: www.hydrocarbonprocessing.
com/hpinformer.
Перевел Г. Липкин
Связаться с редактором раздела «Новости» HP В. Thinnes
(Б. Тиннесом) можно по адресу: bt@HydrocarbonProcessing.com
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
ПРИРОДНЫЙ ГАЗ – ЭКОЛОГИЧЕСКИ ЧИСТОЕ
ТОПЛИВО
J. G. Speight, CD&W, Inc., Ларами, Вайоминг
Ограничение выбросов и аспекты охраны окружающей среды
Все ископаемые топлива – уголь, нефть и природный газ (natural gas – NG) выделяют загрязняющие
вещества в атмосферу при их сжигании для получения энергии. Однако NG является самым экологически безвредным ископаемым топливом. Он сгорает
чище, чем уголь или нефть, поскольку в нем содержится меньше углерода. NG также содержит меньше
соединений серы (S) и азота (N2) и при его сгорании
выбрасывает в воздух меньше твердых частиц, чем
угольные или нефтяные топлива.
В настоящее время на долю NG приходятся более
25 % всей энергии, потребляемой в США, с прогнозируемым увеличением до 27 % к 2020 г. NG – крайне
важный источник энергии с учетом незначительного
загрязнения и поддержания чистой и здоровой окружающей среды плюс его изобилие и надежность как
источника энергии в США. На рис. 1 показано текущее и прогнозируемое потребление ископаемых
топлив.
Применение любых топлив вызывает экологическую озабоченность. Как и в случае других ископаемых топлив, при сгорании NG образуется СО2, который являются самым высокопрофильным парниковым газом (greenhouse gases – GHG). Несколько
ведущих ученых полагают, что увеличение уровней
СО2 и других GHG в атмосфере Земли изменяет
глобальный климат. Как и другие топлива, NG также влияет на окружающую среду при его добыче,
хранении и транспорте. Поскольку NG чаще всего представлен метаном (СН4) – еще одним GHG,
небольшие его количества иногда могут попадать в
атмосферу из скважин, резервуаров для хранения и
газопроводов. Газоперерабатывающая промышленность принимает меры для предотврадения каких
бы то ни было утечек СН4.
Газопроводы и резервуары для хранения имеют
хороший послужной список безопасности. Это важно, потому что утечки NG могут вызвать взрывы.
Поскольку сырой NG не имеет запаха, газовые компании вводят в газ одорирующее химическое вещество
(обычно мерканоном, R-SH) с тем, чтобы утечку можно было легко обнаружить. После добычи NG из недр
его подвергают очистке для удаления загрязняющих
примесей – воды, песка и других газов и соединений.
Некоторые углеводороды удаляют и продают раздельно, включая пропан и бутан. Другие загрязняющие примеси, например, сероводород (H2S) также
удаляют и используют для получения серы, которую
также продают отдельно. После очистки NG поступает в распределительную газопроводную сеть.
При сгорании угля и нефти в атмосферу выделяются высокие уровни вредных выбросов, включая
оксиды азота (NОx) и диоксид серы (SO2) с более высоким потенциалом образования СО2. Уголь и котельное топливо также выделяют частицы золы в окружающую среду. Эти вещества не горят, они попадают в
атмосферу и увеличивают ее загрязнение. NG при
сгорании выделяет небольшие количества SO2. NОx,
практически не выделяет золы или твердых частиц и
более низкие уровни СО, СО2 и других реакционно
способных углеводородов. Данные по выбросам приведены в таблице.
Как показано на рис. 2, считая на единицу объема,
NG выделяет меньшее количество GHG и других
загрязнителей в атмосферу, чем другие ископаемые топлива. Например, уголь США содержит 1,6 %
S (средневзвешенное национальное содержание).
Котельное топливо, сжигаемое на электростанциях,
содержит от 0,5 до 1,4 % серы. Дизельное топливо содержит менее 0,05 %, тогда как средневзвешенное
содержание серы в бензине составляет 0,034 %. Для
Выбросы при сгорании природного газа, нефти и угля. Уровни
выбросов при сгорании ископаемых топлив с энергосодержанием,
фунт/106 БТЕ
Загрязнитель
СО2
СО
NOx
SO2
Твердые частицы
Ртуть
NG
Нефть
Уголь
117 000
164 000
208 000
40
92
1
7
0,000
33
448
1122
84
0,007
208
457
2591
2744
0,016
Источник: EIA–Natural Gas issues and Trends 1998.
68
Рис. 1. Потребление энергии по отдельным видам топлив
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Рис. 2. Мировые выбросы СО2
сравнения напомним, что на наконечнике горелки
NG имеет менее 0,0005 % соединений серы.
До тех пор, пока экономика других стран базируется на ископаемых топливах, их сжигание будет приводить к экологическим проблемам. Кроме того, попадание или утечка NG в атмосферу может привести
к значительным последствиям, связанным с парниковыми газами, потому что СН4 намного эффективнее в
улавливании этих газов, чем СО. Разведка, добыча и
транспортировка NG может оказывать вредное воздействие на окружающую среду.
ВЫБРОСЫ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ (GHG)
Глобальное потепление, или парниковый эффект
– это экологическая проблема, связанная с потенциальным глобальным изменением климата вследствие
повышенных уровней GHG в атмосфере. Это газы,
служащие для регулирования количества тепла, удерживаемого близко к поверхности Земли. Существуют
спекулятивные взгляды, в соответствии с которыми
увеличение содержания GHG в атмосфере приведет
к повышению температуры вокруг Земного шара, в
результате чего, могут произойти катастрофические
экологические эффекты.
В принципе GHG содержат пары воды, СО2, СН4,
NOx и некоторые промышленные химикаты типа
хлорфторуглеродов (chloreftorocarbons – CFC).
Поскольку большинство этих газов естественно присутствует в атмосфере, некоторые ученые полагают,
что их уровни увеличиваются вследствие широко распространенного сжигания ископаемых топлив растущим народонаселением планеты. Снижение выбросов GHG находится в центре внимания экологических
программ во многих странах.
Одним из основных компонентов GHG является
СО2 и, хотя СО2 не так эффективно поглощает тепло
как другие GHG, его общий объем, выбрасываемый в
атмосферу, все же очень велик. Большинство выбросов GHG происходят от СО2, являющегося непосредственным следствием сгорания ископаемых топлив.
Поэтому снижение выбросов СО2 может сыграть огромную роль в борьбе с парниковым эффектом и глобальным потеплением. При сгорании NG выбросы
СО2 на 30 % меньше, чем при сжигании нефти и на
45 % ниже, чем при сгорании угля.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Проблема, возникшая в связи с NG и парниковым
эффектом, заключается в том, что СН4 рассматривают как газ с очень высоким парниковым потенциалом. СН4 фактически способен поглощать тепло почти в 21 раз больше, чем СО2. Источниками выбросов
СН4 являются мусорные свалки, сельскохозяйственное производство, а также утечки и выбросы непосредственно на предприятиях нефтегазовой промышленности. Полагают, что снижение выбросов СО2
вследствие более широкого применения NG перевешивает негативный эффект повышенных выбросов СН4. Следовательно, усиленное применение NG
вместо других, более грязных ископаемых топлив
может повлиять на снижение выбросов парниковых
газов. Короче говоря, NG получают главным образом
из обычных залежей нефти и залежей непопутного
газа и, во-вторых, из угольных пластов, плотных песчаников и девонских сланцев. Некоторые NG также
получают из таких небольших источников как мусорные свалки. В не очень отдаленном будущем NG,
возможно, также будут добывать из NG–гидратных
месторождений, расположенных под морским дном
на больших глубинах континентальных шельфов или
из зон вечной мерзлоты в Арктике. Несмотря на то,
что основным компонентом NG является СН4, в нем
могут содержаться небольшие количества других углеводородов, в частности, этан и различные изомеры
пропана, бутана и пентана, а также следы высококипящих углеводородов вплоть до октана.
Неуглеводородные газы – СО2, гелий, H2S, N2 и
водяной пар – также могут содержаться в нем. В зависимости от условий давления и температуры в залежи, в ней может залегать NG без газовых пузырьков или в растворенном виде – в виде сырой нефти
или рапы. В NG газопроводного качества содержится не менее 80 % СН4 с минимальным теплосодержанием 870 БТЕ/фут3. Большинство NG газопроводов
значительно превышают минимальные требования
спецификаций. Поскольку NG имеет самую низкую
энергетическую плотность среди обычных углеводородных топлив (по объему, а не по массе), его объемный расход намного превышает объемный расход
других топлив для получения заданного количества
энергии. Очищенный NG (особенно СН4, но не высококипящие компоненты) также имеет намного более
низкую физическую плотность наполовину легче (на
55 %) чем равный объем сухого воздуха при равном
давлении. Следовательно, NG содержится в воздухе и
горюч в концентрациях от 5 до 15 %.
ЗАГРЯЗНИТЕЛИ ВОЗДУХА
И ПАРНИКОВЫЕ ГАЗЫ (GHG)
Атмосфера Земли в основном содержит смесь газообразных N2 и О2 (суммарно 99 %); около 1 % Н2О и
небольшие количества других газов и веществ, причем некоторые из них обладают химической реакционной активностью. За исключением О2, N2 и Н2О –
инертные газы, все они могут вызывать беспокойство
из-за потенциально вредного воздействия на людей,
животных и растительность или влияния на климат.
Загрязняющие газы – СО, NOx, летучие органические соединения и SO2. Эти реакционно-способные
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
газы при солнечном свете могут способствовать образованию озона на уровне земли, смолы и кислотного
дождя. СН4 не классифицируют как летучее органическое соединение, потому что он обладает меньшей
реакционной активностью, чем другие углеводороды.
Негазообразные загрязнители – твердые частицы –
состояли из металлов и веществ, содержащих пыльцу, пыль и более крупные частицы, например, сажу
вследствие лесных пожаров и твердые частицы, выбрасываемые с выхлопными газами дизельных автомобилей.
Водяной пар является самым обычным парниковым газом, его содержание в атмосфере составляет
около 1 мас.%, за ним следует СО2 (0,04 %), СН4, NOx
и искусственные соединения типа CFC. Каждый газ
имеет различное время пребывания в атмосфере:
10 лет для СО2, 120 лет для NOx и вплоть до 50 тыс.
лет для некоторые CFCs. Водяные пары вездесущи
и непрерывно циркулируют в и из атмосферы. При
оценке влияния GHGs на климат необходимо учитывать как потенциал глобального потепления, так и количество газа для каждого GHG. Китай является крупнейшим производителем СО2.
ГАЗОПЕРЕРАБОТКА
Переработка NG обычно не представляет большого риска для окружающей среды, потому что он имеет
простой и сравнительно чистый состав. Типичными
процессами на газоперерабатывающих предприятиях являются выделение углеводородов тяжелее, чем
СН4 в виде сжиженных нефтяных газов, стабилизация конденсата путем удаления легких углеводородов
из потока конденсата и обессеривания газа. Кроме
того, производится последующее производство серы
и обезвоживание, достаточное для избежания образования СН4 гидратов в транспортном газопроводе.
Опасными источниками загрязнения воздуха
(harardous air pollutant – НАР) являются вентиляционные каналы ребойлеров установок дегридатации
гликолей, резервуары для хранения и утечки из узлов обработки углеводородных потоков, содержащих
загрязняющие примеси. Другими потенциальными
источниками выбросов НАР являются потоки газов,
отходящих с процессов аминной очистки и установок отбора серы. Существуют разные способы удаления загрязнителей из NG – H2S, CO2, N2 и H2O.
N2S обычно превращают в твердую серу на продажу.
Аналогичным образом выделяют углерод и N2 для извлечения экономической выгоды, а остальные газы
выпускают в атмосферу, тогда как Н2О подвергают
очистке перед выбросами. Компрессоры на газоперерабатывающих установках оказывают такое же
влияние на окружающую среду, как компрессоры,
работающие в других областях применения. Иногда
отходящие газы выпускают в атмосферу или сжигают на факеле. В мировой практике отходящие газы
выпускают в атмосферу или сжигают на факеле, если
затраты на его транспортировку и сбыт превышают
потенциальную выручку от продажи газа. Выбросы
отходящих газов с установок обессеривания газа имеют место только в том случае, если отходящий газ с
установок аминной очистки направляют на факел или
70
сжигают. Чаще всего сернистый газ используют в качестве сырья для установок по производству серы или
серной кислоты, расположенных рядом.
При сжигании сернистых отходящих газов SO2
является основным загрязнителем. На большинстве
установок применяют высокие бездымные факелы
или печи для полного сжигания всех компонентов отходящих газов, включая 100%-ную конверсию H2S
в SO2. Из них выделяется мало твердых частиц, дыма
или углеводородов, и благодаря тому, что температуры обычно не превышают 650 °С, значительных количество NOx обычно не образуется. В этих факелах газ
сжигают при более низких температурах, чем требуется для полного сгорания, поэтому могут образовываться выбросы более высших углеводородов и твердых частиц, а также H2S. Эта практика применяется
реже, чем несколько десятилетий тому назад, когда
нефть была единственным ценным продуктом и не
было рынка для сопутствующего NG.
СГОРАНИЕ
Одной из причин широкого применения NG, особенно для генерирования электроэнергии является
чистота его сгорания. NG химически менее сложен,
чем другие топлива, в нем меньше загрязняющих
примесей, и при его сгорании образуется меньше
вредных веществ. В простейшем случае, полная реакция сгорания одной молекулы СН4 с двумя молекулами чистого О2 дает одну молекулу СО2, две молекулы
воды в паровой форме и теплоту.
На практике, процесс сгорания не всегда протекает безупречно. Часто он сопровождается образованием СО и твердых частиц. Фактически, поскольку NG
никогда не бывает чистым СН4 и в нем в небольших
количествах содержатся загрязняющие примеси,
загрязнители непременно образуются при его сжигании. Таким образом, при сгорании NG также образуются нежелательные соединения, но в значительно
меньших количествах, чем при сгорании угля, нефти
и нефтепродуктов. Твердые частицы, образующиеся
при сгорании NG, обычно имеют менее 1 мкм в диаметре и состоят из низкомолекулярных углеводородов, не полностью сгоревших.
СМОГ И КИСЛОТНЫЙ ДОЖДЬ
Сжигание NG незначительно влияет на образование смога, потому что при его сгорании уровни NOx
низкие, и практически отсутствуют выбросы твердых частиц. Поэтому его применение рекомендуется
для борьбы со смогом в местах, где неадекватно количество воздуха на уровне земли. Усиленное применение NG в генерировании электроэнергии, сдвиг к
экологически чистым автомобилям на сжатом газе,
или усиленное применение NG для индустриальных
котельных установок может способствовать снижению смогообразования, особенно в крупных городах.
Особенно в летнее время, когда потребление NG невелико, а проблемы смогообразования обостряются,
перевод индустриальных установок и электростанций на NG вместо других, более грязных ископаемых топлив, мог бы эффективно снизить выбросы
смогообразующих химических веществ и привести
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
к более чистому и более здоровому воздуху в американских городах.
Выбросы твердых частиц также ухудшают качество воздуха. Это сажа, зола и другие взвешенные в
воздухе частицы. Выбросы твердых частиц при сжигании NG на 90 % ниже, чем при сжигании нефти и
на 99 % ниже, чем при сжигании угля. Чем больше ископаемых топлив будет замещено природным газом,
тем меньше будут выбросы твердых частиц.
Кислотный дождь – еще одна экологическая
проблема, поражающая многие индустриальные регионы мира, приводящая к потерям урожая, гибели
лесов, флоры и фауны и вызывающая серьезные заболевания органов дыхания и других органов человека. Кислотный дождь образуется в результате реакции SO2 и NOx с парами воды и других химических
веществ в присутствии солнечного света с образованием различных кислотных соединений в воздухе.
Основным источником загрязнителей, вызывающих
кислотные дожди – SO2 и NOx – являются электростанции, работающие на угле. NG практически не
выделяет SO2 и на 80 % меньше, чем уголь при сгорании, поэтому, чем более широко применение NG, тем
меньше вероятность образования кислотных дождей.
По данным EIA, несмотря на то, что выбросы СН4
составляют только 1,1 % в выбросах парниковых газов,
в потенциале глобального потепления доля СН4 в GHG
достигает 8,5 %. К источникам выбросов СН4 в США
относятся мусороперерабатывающие центры, свалки,
сельскохозяйственные операции, утечка и выбросы
с нефтегазоперерабатывающих предприятий. Еще в
1997 г. Агентство по охране окружающей среды США
(ЕПА) и Институт по исследованию NG исследовали
влияние усиленного применения NG на снижение выбросов СО2 и возможное увеличение выбросов СН4. В
результате этого исследования было установлено, что
выигрыш в снижении СО2 намного перекрывает потенциально вредные эффекты некоторого увеличения
выбросов СН4 вследствие широкого применения NG.
Следовательно, широкое применение NG вместо более
грязных ископаемых топлив может послужить смягчению проблемы выбросов парниковых газов в США.
Перевел Г. Липкин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Speight, J. G., Gas Processing: Environmental Aspects and
Methods, Oxford, England, 1993.
2. Speight, J. G., The Chemistry and Technology of Petroleum,
Fourth Edition, Boca Raton, Florida, 2007.
James G. Speight – консультант по топливам
и технологиям охраны окружающей среды, приват-профессор университета Тринидада и Тобаго.
Признанный международный эксперт по оценке
свойств и переработке обычных и синтетических
топлив с более, чем 40-летним опытом. Автор и редактор 35 книг, связанных с ископаемыми топливами. Удостоен многих наград, в том числе медалью Эйнштейна и медалью Российской Академии Наук за выдающийся вклад в области
геологических исследований. Д-р Спейт имеет ученые степени бакалавра и доктора по химии и органической химии от Манчестерского
университета.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Borealis AG подписала контракт с LyondellBasell
на реализацию проекта строительства нового завода
по производству полиэтилена низкой плотности (low
density polyethylene – LDPE) с производственной
мощностью 350 кт/год. Введение в эксплуатацию нового завода намечено на 2013 г.
Foster Wheeler Italiana S.p.A. подписала контракт
с Zwara Oil Refinery Co. Ltd. (ZORCO) на оказание
консультационных и сервисных услуг, а также управление проектом нефтеперерабатывающего завода в
мелите (Ливия). Производственная мощность предприятия составляет 200 тыс. брл/сут. Проект включает разработку и модернизацию производственных
линий. Завершение проекта намечено на 2014 г.
Sonatrach подписала контракт с Saipem на строительство завода СПГ. Завод будет построен рядом
с нефтегазовым комплексом Hassi Messaoud (Центральная Аргентина). В рамках контракта – подготовка технического обеспечения и сооружение трех
линий по сжижению газа производственной мощностью 8 млн м3/сут каждая. Затраты на реализацию проекта составят примерно 1,3 млрд евро. Проект будет
завершен в 2012 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Foster Wheeler USA Corp. and Process Consultants,
Inc. подписала контракт с Ecopetrol S.A. на оказание консультационных услуг (project management
consultancy – PMC) и техническое обеспечение
(frontend engineering design – FEED) проекта модернизации перерабатывающего предприятия
Barrancabermeja в Колумбии. Производственная мощность составляет 250 – 300 тыс. брл/сут. На предприятии перерабатывается тяжелая нефть. Завершение
проекта намечено на 2013 г. Проектом предусмотрены
следующие операции: строительство установки по переработке сырой нефти, гидроочистки нафты, установки по извлечению серы и другие.
АЗИТСКО-ТИХООКЕАНСКИЙ РЕГИОН
Компании Black & Veatch и SK Engineering &
Construction (SKEC) подписали на контракт с PT Indogas
Kriya Dwiguna (Indogas) на выполнение технического
обеспечения СПГ-завода в Индонезии. После завершения реализации проекта завод будет осуществлять
поставки чистого топлива на электростанции о-ва Бали.
Завод будет построен в 250 км от острова. Производственная мощность предприятия составит 50 млн фут3/
сут природного газа, который будет направляться на
хранение в резервуары вместимостью 20 тыс. м3.
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
ПЕРСПЕКТИВЫ СТРОИТЕЛЬСТВА
НОВЫХ УСТАНОВОК
ПО СЖИГАНИЮ ПРИРОДНОГО ГАЗА
T. Phalen, J. Scotti, Fluor Corp, Хьюстон, Техас
Растущие затраты на строительство будут играть большую роль в определении типа строящихся установок
НЕОБХОДИМОСТЬ НОВЫХ ПОСТАВОК СПГ
В стадии строительства находятся несколько заводов по производству СПГ, которые будут введены в
эксплуатацию в ближайшие годы для удовлетворения
текущего спроса. Полагают, что, несмотря на строящиеся объекты, к 2015 г. [2] будет ощущаться дефицит в
поставках СПГ. Фрэнк Гаррис, глава отдела глобального снабжения СПГ компании Wood Mackenzie прогнозирует ликвидацию разрыва между спросом и предложением в 2013–2014 гг. [3]. В нынешних условиях для
реализации нового проекта требуются четыре года. Для
удовлетворения будущего спроса в стадии исследования находится очередная волна СПГ-проектов. В действительности Woodside Energy объявила о своих планах строительства новой установки с периодичностью
в два года будет реализовано 17 новых СПГ-проектов в
Австралии, море Тимора и Папуа Новая Гвинея [4].
Однако, растущие затраты на строительство в сочетании с неопределенностью в выполнении проектов побуждают владельцев установок к оценке рентабельности предлагаемых проектов. Неустойчивость и
риск, отмечающиеся в глобальной экономике в последние месяцы, усиливает неопределенность реализации этих проектов (рис. 1).
Исходя из перечня объявленных проектов, наиболее вероятным регионом для очередного раунда
реализации СПГ-проектов и объектом интенсивной конкуренции за ресурсы является Западная
Австралия. Известно, что для реализации проектов
недостаточно проектно-конструкторских, строительных мощностей и мощностей по производству оборудования (engineering, procurement and
construction–EPC) (рис. 2).
Почему рынок скептически относится к параллельному выполнению этих проектов? Ответ заключается в одном слове: риск. Проекты, связанные со сжижением природного газа, капиталоемки,
сложны, размещаются в удаленных регионах мира
и нуждаются в масштабной новой инфраструктуре.
Крупные мощности, связанные с каждым из предложенных проектов в сочетании с неопределенностью будущего рынка, длительными сроками изготовления оборудования и ввода объектов в эксплуатацию, усугубляют риск неконкурентоспособности
строящегося объекта (обычно 5 лет с момента разрешения на строительство до ввода в эксплуатацию).
Масштаб каждого проекта может стать причиной
колоссальных трудностей в поставках региональных
ресурсов.
Рис. 1. Тенденции в задолженности подрядчиков. Задолженность
ЕРС-подрядчиков увеличилась в два раза за последние три года
Рис. 2. Объем зарегистрированных заказов подрядчиков на
строительство установок СПГ. Потребности в рабочей силе
возросли более чем на 90 % с начала 2004 по конец 2007 гг.
Глобальное потребление природного газа (natural
gas – NG) будет расти в среднем на 2 % в год. В мировом масштабе поставки NG превышают его потребление. Однако существует несоответствие между
газодобывающими и газопотребляющими регионами.
Производство СПГ и его перевозка являются ответом
для разрешения этого несоответствия. Поэтому большинство прогнозов, включая Международное энергетическое агентство (International Energy Agency –
IEA), WEO 2006 определяет, что до 70 % увеличения
торговли газом между регионами будет приходиться
на СПГ. В общем, в период с 2004 по 2030 гг. IEA ожидает прирост на 6,6 % в год, аналогичный росту в прошлом десятилетии [1].
72
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
90
Трубы:
товарная нержавеющая сталь
250
Кумулятивное повышение с 2004 г., %
Кумулятивное повышение с 2004 г., %
Компрессоры
80
200
70
60
150
50
40
100
30
20
10
0
2005
2006
2007
Год
50
0
2008 2005
2006
2007
Год
2008
Рис. 3. Прогноз эскалации цен на оборудование и установки –
компрессоры и нержавеющая сталь
Беспрецедентная эскалация цен осложняет финансовую жизнеспособность проекта. С 2005 по 2008 гг.,
показывают, что затраты растут более, чем на 20 % в
год по сравнению с другими проектами, что усиливает степень экономической неопределенности.
Затраты на производство СПГ в 2005 г. [5] составляли 200 долл/мт в год. В настоящее время затраты
находятся в пределах от 1300 до 1500 долл/мт в год,
считая на мощность объекта, т.е. повышение цены
на 50–60 % за каждую тонну СПГ [6, 7].
Факторы, влияющие на резкое повышение затрат
на строительство СПГ-установок. Спрос на проектно-конструкторские услуги, изготовление оборудования и поставки материалов возрос до рекордных
показателей во всех секторах бурно развивающейся
инфраструктуры рынка после многих лет запустения.
Этот быстрый рост создал напряженность в некоторых областях материального снабжения и услуг, что
негативно влияет на выполнение СПГ-проектов. Эти
ограничения связаны со следующими факторами.
Вдвое увеличилась потребность в инженернотехнических работниках за период с 2005 по 2007 гг.
По прогнозам CERA (Cambridge Energy Research
Associates – CERA) к 2010 г. может ощущаться нехватка 10–15 % инженеров и техников [8].
Каждый из цехов, производящих оборудование,
загружен на 70–100 % своих мощностей (против в
среднем 60 % в прошлом десятилетии).
Эскалация заказов на трубы из нержавеющей
стали и мощные компрессоры и газовые турбины для
СПГ-установок на 90–150 и 20–50 %, соответственно в 2006–2007 гг. В 2008 г. эскалация снизилась до
10–20 % по трубам из нержавеющей стали и 5–15 %
по компрессорам и турбинам, однако на 70–90 % возросли цены на изделия из углеродистой стали.
Ограничения, связанные с дефицитом квалифицированной и неквалифицированной рабочей силы
на 15 % в 2008 г. [9].
Каждый из этих факторов вносит вклад в общую
эскалацию затрат, т.к. промышленность прибегает к
старым методам – скупится на создание резервов –
•
•
•
•
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
и в результате: рост цен. Кроме того, дефициты и ограничения приводят к увеличению сроков разработки и строительства объектов, что, в конечном счете,
ведет к напряженности в экономике и ресурсах для
соответствующих проектов.
Конвергенция каждого из этих факторов в тех же
временных рамках ускоряет и расширяет размеры
эскалации цен и нарушает календарные графики, создавая неопределенность в проектно-конструкторском секторе.
Подрядчики назначают повышенные цены в условиях борьбы за своевременное получение необходимых ресурсов и материалов по прогнозируемым ценам. Это особенно справедливо для СПГ-рынка, где
объекты сооружаются в удаленных регионах мира с
ограниченной инфраструктурой. Это сложные проекты с вовлечением многих партнеров и крупных капиталовложений.
ОГРАНИЧЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ
ПОДРЯДЧИКОВ
Глобальный энергетический сектор сталкивается
с серьезным дефицитом квалифицированных технических специалистов. С начала 80-х годов инвестиции
в энергию и инфраструктуру были сравнительно слабыми. Промышленность как таковая стремилась к повышению внутренней эффективности и снижению
затрат с целью усиления прибыльности. И как следствие, резкое снижение численности инженеров и техников, занятых в этой отрасли промышленности.
Одновременный рост капиталовложений во всех
секторах рынков энергии и инфраструктуры в последние месяцы довел напряженность на рынке технических кадров до крайней точки, особенно для выполнения проектно-конструкторских работ. По оценкам
CERA дефицит технических кадров для 400 проектов,
рассчитанных на ввод в эксплуатацию в ближайшие
5 лет, может превысить 10–15 %, причем за последние три года задолженность крупных 12 подрядных
компаний по проектированию и строительству увеличилась вдвое. Несмотря на то, что эта тенденция, как
полагают, изменится в сторону понижения в ближайшем будущем, сообщество подрядчиков продолжает
испытывать беспрецедентные перегрузки. Резервные
мощности в этой системе ограничены.
Растущая задолженность подрядных организаций
выражается в спросе на технических специалистов.
Ускоренное развитие промышленности, сталкивающейся со старением рабочей силы и падением темпов
роста народонаселения, создает острую проблему набора кадров. Подрядные компании пытаются смягчить ситуацию путем повышения цен на оказываемые
услуги и увеличение сроков выполнения проектов. В
результате этого повышаются затраты на инженерные услуги и управление и отодвигаются сроки ввода
объектов в строй действующих.
На СПГ-рынке этот эффект многократно усиливается. В прошлом на СПГ-рынке доминировали всего несколько подрядных компаний, теперь их стало
больше, но источник квалифицированной рабочей
силы все равно остается ограниченным, потому что
такие же специалисты требуются для нефтегазопере73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
рабатывающих и химических предприятий, испытывающих такие же
трудности с квалифицированными
кадрами.
Поскольку растет спрос на крупные, сложные СПГ-проекты растяжки в ценовом и календарном диапазоне несколько снижают активный
спрос. С учетом нынешних условий
рынка, повышение цен на услуги выливается в непосредственное повышение общих капитальных затрат на
СПГ-установку. Скудость основных
ресурсов означает увеличение сроков
выполнения проектно-конструкторских работ.
Подрядчики должны вовлекаться в
проекты на ранних стадиях их разработки во избежание вышеописанных
проблем. Старая стратегия проведения конкурсных тендеров на каждом Рис. 4. Глобальный интенсивный спрос на строительные кадры
этапе проектирования в современных
приводит к его аннулированию. Даже среди поставусловиях привела бы к снижению числа участников в
щиков готовых изделий, не обремененных проблематоргах и риску надбавок к назначаемым ценам, а такми рабочей силы или производственных мощностей
же неопределенности доступа к квалифицированным
для своей продукции, существует конкуренция за сыбригадам проектировщиков. Будучи вовлеченным в
рье с другими производителями оборудования. Эти
проект на ранней стадии. ЕРС-подрядчик работает с
ограничения охватывают сырье, готовые материалы и
владельцем над выработкой жизнеспособной стратеоборудование.
гии с увязкой ценных ресурсов и снижением риска.
Все это приводит к непрерывному росту цен, увеПреимущества этого подхода, заключающиеся в собличению сроков поставки и нагрузок на производилюдении календарных графиков и снижении рисков,
телей оборудования (рис. 3). Только в 2005 г. цены на
могут перевесить любые затратные преимущества,
трубы из нержавеющей стали повысились на 45–60 %
связанные с традиционным конкурентным подходом.
с последующим повышением еще на 25–40 % в 2007 г.
Кроме того, заказчик СПГ-проекта может расшиВ те же годы цены на компрессоры и газовые турбирить доступ к основным ресурсам за счет привлечены повысились на 15–25 и 8–20 %, соответственно.
ния лучших подрядных компаний к своему проекту.
Резко повысились также цены на другие товары.
Часть проекта, связанная непосредственно с процесВлияние эскалации цен на стоимость СПГ-устасом сжижения природного газа, составляет 34–38%
новок было значительным. Проекты, рассчитанные
от общего проекта – это очень серьезная часть предна автоматизацию, в этот период столкнулись с
приятия. Путем вовлечения нескольких подрядчиков
неопределенностью в вопросе цен и сроков поставки
в работы, не связанные со сжижением NG, владелец
основных материалов. В этих условиях было трудно
может снизить риски нехватки квалифицированной
спрогнозировать экономику проекта, который, в корабочей силы для выполнения этих работ. Кроме того,
нечном счете, претерпел несколько отсрочек.
владелец может воспользоваться относительными
В 2008 г. эта тенденция продолжалась, однако попреимуществами каждого подрядчика.
явились признаки некоторой умеренности в ценах.
В ближайшее время – с середины 2009 по 2010 гг.,
ЭСКАЛАЦИЯ ЦЕН НА ОБОРУДОВАНИЕ
включительно, ожидается снижение цен на изделия
И МАТЕРИАЛЫ
из стали. Возможно, появятся «хорошие новости» для
Растущий спрос на оборудование и материалы для
СПГ-проектов. Цены на материалы и оборудование
проектов, связанных с энергетикой и инфраструктудолжны стабилизироваться и создать «окно благоприрой, мешает поставщикам своевременно откликаться
ятных возможностей» для продвижения проектов с
на запросы, что приводит к увеличению сроков поснекоторым уровнем уверенности.
тавки и повышению цен. Логистические проблемы
еще более осложняют ситуацию. Перевозка оборуСТРАТЕГИЯ РАННЕЙ ЗАКУПКИ ОБОРУДОВАНИЯ
дования и материалов с одного континента на другой,
Для того чтобы воспользоваться этим «окном блав сочетании с растущим глобальным потреблением
гоприятных возможностей» владельцы проектов мопривели к необходимости предварительного планирогут прибегнуть к ранней стратегии закупки оборудования сроков поставок. В результате даже если мавания. Это позволит им лавировать в ценах и избавить
териалы и оборудование могут быть закуплены в репроект от воздействия инфляции в будущем. Кроме
гионах с более низкими ценами, высокие цены на их
того, ранняя закупка оборудования оказалась успешперевозку и увеличение сроков поставки все же неганой для соблюдения календарных сроков и бюджеттивно влияет на финансирование проекта и нередко
74
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Мощность, т/год
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
2007
Имеющиеся
мощности
2008
Прогнозируемый
спрос
2009
Год
2010
2011
Рис. 3. Глобальный спрос на модули заводского изготовления
ных обязательств. Путем идентификации позиций
оборудования и материалов с длительными сроками
исполнения и поставки на этапе первоначального
проектирования закупка становится стратегической
функцией, способствующей своевременному исполнению проекта с соблюдением всех заданных параметров.
Для этого подхода требуется тесная интеграция
ЕРС-подрядчика и поставщика, который сотрудничает с владельцем, для приоритетного решения проблем, связанных с поставкой дефицитных материалов. Поставщики, в сущности, становятся партнерами в процессе проектирования. Дополнительное
преимущество этого подхода заключается в исключении дублирования в цепочке снабжения. Это
снижает потребность в критически важных инженерных работниках и квалифицированной рабочей
силе. Эта стратегия апробирована исследованиями
Института строительной индустрии и имеет важное значение в современной непростой ситуации.
Партнерство с основными поставщиками на этапе
разработки проекта может способствовать более
эффективной прогнозируемости в цепочке материально-технического снабжения. Результатом будет
более контролируемый, управляемый проект как по
затратам, так и по срокам исполнения.
НЕХВАТКА СТРОИТЕЛЬНЫХ РАБОЧИХ
Растущая нехватка строительных рабочих для
выполнения проектов по всему спектру деятельности проектно-конструкторских компаний высветила
проблему снижения численности квалифицированной рабочей силы. В настоящее время в нескольких регионах повысилась активность строительства. Это Альберта (Канада), Западная Австралия,
Западная Африка и Ближний Восток. Из этих регионов
Западная Австралия, кроме того, является фактической и потенциальной зоной активного строительства
СПГ-объектов. Марк Гринвид, аналитик компании JP
Morgan отмечает, что нехватка квалифицированной рабочей силы ставит под угрозу срыва некоторые проекты. В Западной Австралии и на Северной Территории
реализуется восемь крупных СПГ-проектов, которые
должны быть завершены в период с 2012 по 2015 гг.,
и мы полагаем, что только два-три из них фактически
будут введены в эксплуатацию, а остальные отодвинуты на неопределенный срок или канут в вечность изза недостаточности квалифицированного инженернотехнического персонала» (рис. 4).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Нехватка квалифицированных рабочих приводит
к повышению заработной платы рабочих и удорожанию проектов. За последние четыре года зарплата
местных австралийских строителей возросла на 38 %.
Получение доступа к источникам набора опытных
кадров становится долговременной проблемой для
проектов на фоне общей напряженной ситуации с
рабочей силой в Австралии, причем в ближайшем будущем никаких изменений к лучшему не ожидается»,
– отмечает Джим Уиллетс из Woodside Energy.
Австралийский строительный бизнес в прошлом не
использовал существовавшую практику «457 Visa», дававшую австралийскому бизнесу право спонсировать
квалифицированных рабочих за пределами Австралии
для заполнения недостающих рабочих мест на временной основе. В настоящее время осуществляются
реформы в спонсировании, мониторинге и выполнении обязательств, связанные с набором иностранных
рабочих. Оплата труда и условия проживания этих
квалифицированных иностранных рабочих приводятся в соответствие с требованиями международных
профсоюзных организаций. В результате, затраты на
иностранную рабочую силу превышают затраты на
аналогичную местную рабочую силу.
Одним из вариантов повышения производительности труда в строительном бизнесе и преодоления
нехватки рабочей силы является усиленное использование новейшей технологии. Однако применение
новейшей технологии в строительной индустрии
опять-таки предполагает определенный уровень квалификации как наемного, так и штатного персонала.
Для обеспечения необходимой для проектов высокой технической компетентности требуются обучение и образование. Ограниченное число таких центров по подготовке специалистов еще более обостряет инфляционно нарастающий дефицит квалифицированной рабочей силы.
МОДУЛЯРИЗАЦИЯ
В прошлом для преодоления дефицита рабочей
силы прибегали к заводскому изготовлению трудоемких узлов конструкций. Это позволяет квалифицированным рабочим в централизованно контролируемых
условиях, причем, не будучи привязанными к конкретному проекту, выполнять ответственные задания,
не тратя времени на переезд от одного проекта к другому. Это также снижает затраты на рабочую силу и
транспорт и открывает рынок квалифицированных
обученных рабочих, которые не могут или не хотят
менять место жительства. Кроме того, это снижает
затраты на топливо и транспортировку модулей.
Применение модуляризации в таких нетрадиционных областях, как СПГ и горно-рудные строительные проекты, а также в нарастающем числе традиционных проектов создает напряженность для сборочных цехов.
Индонезийский завод компании McDermott изготовил модули для пятой поточной линии СПГ в Катаре
(на северо-западном шельфе Австралии) в Карате,
принадлежащей Woodside. Модули для СПГ-проекта
Woodside в настоящее время находятся в стадии изготовления в Таиланде. Морское изготовление модулей
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
оказалось выгодным решением проблемы дефицита
квалифицированной рабочей силы в Австралии. Для
успеха модульного подхода требуется эффективное
инженерное решение конструкции модулей, хорошая
производительность рабочих, занятых в изготовлении
модулей, и надлежащее управление отгрузкой.
Однако крупные СПГ-проекты, предлагаемые в
настоящее время, могут потребовать изготовления
порядка 100 тыс. т модулей для достижения снижения
численности рабочей силы, занятой непосредственно
на объектах. Этот потенциальный объем изготовляемых модулей может создать напряженность на всех
мировых производственных мощностях, которые
уже сейчас эксплуатируются почти на верхнем пределе, не намного смягчая дефицит рабочей силы. Как
показано на рис. 5, прогнозируемый мировой спрос
на изготовление модулей превзойдет прогнозируемое
СПГ-строительство за тот же период. Ключ к успеху
будет заключаться в раннем планировании и обязательствах подрядчиков-изготовителей модулей.
Несмотря на потенциальные трудности, этот подход применялся на протяжении многих лет в первичных звеньях нефтегазового хозяйства. При надлежащем планировании и опыте это будет и впредь лучшим вариантом управления рисками СПГ-установок.
Пока модуляризация СПГ-проектов ограничена, но
авторы полагают что этот подход станет более сложным и найдет более широкое применение в очередном раунде строительства СПГ-объектов.
ПЕРСПЕКТИВЫ
В краткосрочной перспективе можно ожидать
продолжения эскалации затрат на строительство
СПГ-установок. Уже появились признаки стабилизации цен на оборудование и материалы. Если это произойдет в 2009 г., то можно ожидать более стабильный рост затрат, причем с тенденцией к превышению исторических норм.
Для преодоления и управления неопределенностями в затратах, с которыми сталкивается СПГ-рынок,
и для снижения рисков предлагаются следующие
стратегии.
Вовлечение ЕРС-ресурсов на ранней стадии
проекта. Владелец должен установить партнерские
отношения с проектно-конструкторской организацией на ранней стадии разработки проекта.
Вовлечение многих подрядчиков в проект.
Владелец может расширить свой доступ к основным
ресурсам, которыми обладают подрядчики.
Стратегическое извлечение ресурсов и интеграция с поставщиками. Возможность максимального влияния на снижение затрат существует в самом
начале проекта. Вовлечение поставщиков в проект на
ранней стадии позволяет повысить безопасность поставки критически важных компонентов, улучшить
общую оптимизацию объекта и снизить потребности
в инженерных услугах благодаря исключению дублирования.
Модуляризация строящихся установок. Модуляризация – признанная стратегия преодоления проблем, связанных с дефицитом квалифицированной
рабочей силы. Оптимизация рабочих процессов на
•
•
объекте и перемещение рабочей силы в более контролируемые производственные условия снижает риски необоснованных строительных затрат.
Вовлечение изготовителей модулей на ранней
стадии проекта. С учетом загрузки мощностей, выполнение заказа будет гарантировано, если заказ размещен своевременно.
Модификация стратегий заключения контрактов для распределения рисков. Контрактные стратегии, содержащие условия компенсации или другие
договоренности об уплате для распределения рисков
могут снизить премии за риск и непредвиденные обязательства для снижения общих затрат на осуществление проекта.
Растущий спрос на СПГ в ближайшие 20 лет предполагает соответствующий спрос на строительство
СПГ-установок в тот же период. Вопрос заключается в
том: Кто будет строить эти установки для удовлетворения спроса? Растущие затраты на СПГ-строительство
будут играть большую роль в определении размеров
предполагаемой установки. Применение ключевых
стратегий, направленных на сдерживание роста затрат и снижение риска, позволяет улучшить профиль
любого потенциального проекта.
Перевел Г. Липкин
•
•
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. National Petroleum Council, «Facing the Hard Truths about
Energy», July 2007.
2. «Despite rising costs, global LNG supply is set to increase
dramatically over the next eight years», IndustrialInfo.com, Dec. 11, 2007.
3. «LNG likely to be in short supply by 2013, says forecast»,
Hydrocarbon Processing, July 2007, p. 17.
4. «Skill woes cloud LNG Plans», News Limited Australia, Sept. 27,
2008.
5. Yost, C. C. and R. N. DiNapoli, «LNG Plant Costs—Past and Present
Trends and a look at the Future», AIChE Spring Meeting, 5th Topical
Conference on Natural Gas Utilization, April 10–14, 2005.
6. «Samsung Heavy Industries secures $567.8 million floating storage
and offloading LNG order», Industrial Info Resources, Sept. 26, 2008.
7. Jenson, J. T., «Special report: Global LNG Trade to 2020 marked by
uncertainty», Oil and Gas Journal, Feb. 25, 2008.
8. «Engineering Talent Squeeze—‘People Deficit’ Like to Cause
Further Delay in Some Oil & Gas Production Projects through 2010:
CERA», news release, Cambridge Energy Research Associates, Oct. 4,
2007.
9. «2008 Material Market Outlook», Fluor Supply Chain Solutions,
January 2008.
БИБЛИОГРАФИЯ
«Upstream project costs showing signs of peaking, says CERA»,
Hydrocarbon Processing, July
2007, Vol. 86, p. 17.
Phalen, T. and J. Scotti, «Update on LNG facility construction», 2008
OTC conference proceedings, OTC 19306, May 2008.
•
•
76
Tom Phalen (Т. Фален) – вице-президент
Fluor Corp. Имеет 32-летний опыт работы в проектно-конструкторском бизнесе. Ответственен за
осуществление проектов Fluor Corp. в Северной
Америке, а также за СПГ-проекты.
Jim Scotti (Дж. Скотти) – старший вице-президент Fluor Corp. и директор отдела закупок оборудования с бюджетом в 11 млрд долл. для закупок
в более чем 2000 источниках. Ответственен за заключение контрактов, транспорт, логистику и экспортный контроль во всех регионах мира.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
ОПТИМАЛЬНЫЙ ФИЗИЧЕСКИЙ РАСТВОРИТЕЛЬ
ДЛЯ УДАЛЕНИЯ КИСЛЫХ ГАЗОВ
B. Burr, L. Lyddon, Bryan Research Engineering Inc., Брайан, шт. Техас, США
Проведем сравнение четырех известных растворителей
Разработано много методов удаления кислых газов
из потоков продуктовых газов. Наиболее широко применяются химические растворители, физические растворители, мембранное и криогенное фракционирование [1]. Этанол-амины и горячий карбонат калия – это
процессы с химическими растворителями, основанные
на химических реакциях для удаления компонентов
кислых газов из потоков высокосернистого нефтяного
газа. Регенерация химических растворителей достигается за счет воздействия тепла, тогда как физические
растворители часто освобождают от примесей посредством снижения давления без воздействия тепла.
Физические растворители предпочтительнее химических растворителей в случае очень высокой концентрации кислых газов. В отличие от химических растворителей, физические растворители не вызывают коррозии, что позволяет использовать в качестве конструктивного материала только углеродистую сталь.
Вообще на экономику удаления CO2 значительное
влияние оказывает иррациональное давление CO2
в сырьевом газе. При низких парциальных давлениях физические растворители непрактичны, т.к. стоимость компрессии газа для физической абсорбции
слишком велика. Однако при наличии газа с высоким давлением физические растворители могут быть
предпочтительнее химических.
Концентрация тяжелых углеводородов в сырьевом
газе также сказывается на выборе растворителя для обработки газа. Если концентрация тяжелых углеводородов высокая, физический растворитель может быть не
лучшим вариантом из-за более высокой соабсорбции
углеводородов, особенно пентанов и выше. В отличие от
природных газов (natural gases – NG), где соабсорбция
углеводородов может стать проблемой для физических
растворителей, синтез-газы не содержат ощутимых
объемов углеводородов [2]. Поэтому физические растворители больше подходят для обработки синтез-газов.
Мембранный процесс применим для газа высокого
давления, содержащего высокие концентрации кислого газа. Удаление CO2 осуществляется посредством переноса массы под действием давления через проницаемую мембрану, где разделение обусловлено разностями в скорости проникновения различных компонентов.
Кислый газ извлекается при низком давлении. Продукт
высокой чистоты, содержащий приблизительно 95 %
CO2, может быть получен с одной или двумя ступенями
в зависимости от давления сырьевого газа и процента
отбора. Повышение давления сырья и/или использование двухступенчатого разделения с поджатием газа с
первой ступени связано с высоким энергопотреблением и дополнительными капиталовложениями.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Криогенное фракционирование имеет преимущество, заключающееся в том, что CO2 может быть получен при относительно высоком давлении в противоположность другим методам извлечения CO2.
Однако это преимущество может быть сведено на
нет из-за необходимости охлаждения. Для криогенных условий могут также потребоваться специальные конструктивные материалы.
ФИЗИЧЕСКИЕ РАСТВОРИТЕЛИ
ДЛЯ УДАЛЕНИЯ КИСЛЫХ ГАЗОВ
Физические растворители, такие как диметил простые эфиры полиэтиленгликоля (dimethyl ethers of
polyethylene glycol – DEPG), N-метил-2-пирромедон
(NMP), метанол (MeOH), пропиленкарбонат (propylene
carbonate – PC) и другие, приобретают все большую
популярность в качестве растворителей для обработки
газов, особенно в случаях газификации угля. Для сравнения этих физических растворителей с точки зрения
способности к удалению кислых газов, требований к
оборудованию и электроэнергии была использована
программа моделирования процессов [3]. Перед проведением заключительных сравнений результаты моделирования были проверены посредством сопоставления с экспериментальными данными равновесия между парами и жидкостью.
DEPG представляет собой смесь с формулой
[CH3O(C2H4O)nCH3] (n в пределах от 2 до 9) и используется для физической абсорбции H2S, CO2 и меркантанов из газовых потоков. DEPG может быть использован для селективного удаления H2S, которое требует
отпарки под вакуумом или ребойлера. Процесс может
быть рассчитан как на выход сырья с высоким содержанием H2S для установки Клауса, так и на удаление
CO2 в целом. Для селективного удаления H2S с глубоким извлечением CO2 обычно требуется двухступенчатый процесс с двумя колоннами абсорбции и регенерации. H2S селективно удаляется в первой колонне
тощим растворителем, который был тщательно десорбирован водяным паром, тогда как CO2 удаляется во
втором абсорбере. Для глубокого извлечения CO2 растворитель второй ступени может быть регенерирован
воздухом или азотом (в случае, если требуется удаление CO2 – использованием многократного мгновенного испарения). DEPG также обезвоживает газ и удаляет
водородосодержащий цианид.
В сравнении с другими растворителями DEPG обладает более высокой вязкостью, что снижает скорости массопередачи, эффективности тарелок и увеличивает потребность в насадочном материале или числе тарелок, особенно при пониженных температурах.
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Это может быть его слабой стороной, поскольку иногда
для повышения растворимости кислого газа и снижения кратности циркуляции необходимо понизить температуру. DEPG не требует промывки водой для извлечения растворителя ввиду очень низкого давления
паров. DEPG пригоден для работы при температурах
вплоть до 347 °F (175 °C). Минимальная рабочая температура обычно равна 0 °F (–18 °C).
MeOH. Существует много процессов MeOH для
удаления кислых газов. Промышленный процесс с
использованием физического растворителя, который
в настоящее время широко используется для синтезгаза, стал один из самых первых процессов. Он протекает при низких температурах и является сложным по
сравнению с другими процессами с физическими растворителями. Основное применение процесса MeOH
– очистка синтез-газа, полученного из тяжелых нефтепродуктов, а не обработка природных газов (NG)
[4]. Существует двухступенчатый процесс MeOH, который может быть использован для NG. Первая ступень удаляет конденсируемые углеводороды, на второй ступени удаляется кислый газ [5].
Условия обработки и оборудование в значительной степени отличают его от других растворителей [6].
Процесс MeOH очень гибкий, с множеством возможных технологических схем. Спецификации на продукты и цели процесса являются основными факторами,
определяющими оптимальную технологическую схему. Конфигурация процесса MeOH может быть направлена на достижение разделения синтез-газа на
различные компоненты в зависимости от требуемых
готовых продуктов.
MeOH имеет относительно высокое давление паров при нормальных условиях процесса, таким образом для предупреждения больших потерь растворителя требуются глубокое охлаждение или специальные
методы рекуперации. Для извлечения MeOH часто
используется промывка водой выходящих потоков.
Процесс MeOH, как правило, проводят при температуре ниже 32 °F (0 °C), и он может быть проведен при
таких низких температурах, как –95 °F (–70,5 °C).
Обычно процесс осуществляют в интервале от –40 °F
до 80 °F (–40 °C –62°C). Из-за низких температур на
установке MeOH материал из нержавеющей стали составляет примерно 5 % [2].
Высокая селективность MeOH к H2S, по сравнению
с CO2, в сочетании со способностью удалять COS являются преимуществами первостепенного значения [2].
Растворимость H2S и COS в MeOH выше, чем в DEPG.
Сложная технологическая схема MeOH и необходимость охлаждения могут снизить привлекательность
процесса ввиду более высоких капитальных и эксплуатационных затрат [2]. Процесс охлаждения при низких
температурах требует больших затрат электроэнергии. Однако этот недостаток может быть компенсирован значительным снижением расхода растворителя
для удаления CO2 по сравнению с другими процессами, использующими физические растворители [7].
Растворимость кислого газа в физических растворителях значительно повышается с понижением температуры. Низкая температура влияет на сокращение потерь
растворителя в результате снижения давления паров
MeOH в продуктовых потоках. Если H2S удален из газа,
а CO2 остается в обработанном газе, то растворители
DEPG или NMP более пригодны, чем MeOH [7].
NMP. Технологические схемы, используемые для
NMP, аналогичны схемам, используемым для DEPG.
Процесс может протекать либо при окружающей температуре, либо с охлаждением до 5 °F (–15 °C) [8].
NMP имеет относительно высокое давление паров
по сравнению с DEPG или PC, и для извлечения растворителя рекомендуется промывка водой как обработанного газа, так и сбрасываемых кислых газов [9].
Понятно, что NMP не может быть применен для одновременного обезвоживания газа при использовании
промывки водой. Вообще извлечение NMP водой не является обязательным, если процесс проводится при температурах ниже температуры окружающей среды [8].
Среди физических растворителей NMP обладает
самой высокой селективностью к H2S по сравнению
с CO2. COS не так растворима, как H2S, но она гидролизуется растворителем NMP [8]. Процесс NMP в значительной степени подходит для очистки под высоким
давлением синтез-газа с высоким содержанием CO2
для газотурбинных систем с комбинированным циклом
интегрированной газификации (Integrated Gasification
Combined Cycle – IGCC) ввиду высокой селективности к H2S. Высшая степень чистоты по соединениям
серы обычно не требуется для такого топливного газа, и
CO2 в очищенном газе распространяется в газовой турбине, создавая дополнительную мощность [4].
PC. Процесс PC используется с конца 1950-х годов
[6]. PC имеет преимущество перед другими растворителями в случае низкого содержания или отсутствия H2S
и важности удаления CO2. PC обладает более низкой
растворяющей способностью в отношении легких
Таблица 1. Свойства физических растворителей
Растворитель
Вязкость при 25 °C (сП)
Удельный вес при 25 °C (кг/м3)
Молекулярный вес
DEPG
PC
NMP
MeOH
5,8
3,0
1,65
0,6
1030
1195
1027
785
280
102
99
32
0,00073
0,085
0,40
125
Температура замерзания, °C
–28
–48
–24
–92
Температура кипения при 760 мм рт. ст., °С
275
240
202
0,11
0,12
0,095
Давление паров при 25 °C (мм рт. ст.)
Теплопроводность (БТЕ/час х фут х °F)
Максимальная рабочая температура, °C
Удельная теплоемкость при 25 °C
Растворимость CO2 (фут3/галл США) при 25 °C
78
65
0,122
175
65
–
0,49
0,339
0,40
0,566
–
0,485
0,455
0,477
0,425
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
углеводородов в NG и водорода в синтез-газе [6]. рования гидрата при охлаждении сырья используется
Меньшая растворяющая способность приводит к впрыск гликоля перед абсорбером [10]. Рабочая темпеснижению потребности в компрессии рециклового ратура для PC не должна превышать 0 °F (–18 °C); макгаза для газа, испарившегося из насыщенного рас- симальная рабочая температура 149 °F (65 °C).
творителя при промежуточных давлениях, и к снижению потерь углеводородов с потоками CO2, выво- СРАВНЕНИЕ СВОЙСТВ ФИЗИЧЕСКИХ РАСТВОРИТЕЛЕЙ
димыми в атмосферу.
И РАСТВОРИМОСТИ ГАЗОВ
Одним из последних усовершенствований техноРассмотренные здесь физические растворители
логии процесса с растворителем PC является абсорбер не вызывают коррозии, относительно нетоксичны
промежуточного давления для удаления CO2. Этот аб- и требуют использования конструктивных матесорбер существенно сокращает объем повторно ком- риалов только из углеродистой стали. Выбор физипримируемого газа, снижая, таким образом, эксплу- ческого растворителя зависит от целей процесса и
атационные затраты и потери продукта [11]. Другое характеристик растворителя [6]. Некоторые харакновое усовершенствование процесса заключается в теристики включают селективность к H2S, COS,
резком охлаждении сырья для снижения абсорбции HCN и т.д., влияние содержания воды в сырьевом
углеводородов. Охлаждение сырья до 0 °F (–18 °C) газе, одновременную абсорбцию углеводородов с
конденсирует большинство углеводородов. Например, удалением кислых газов, стоимость растворителя,
содержание C5+ может быть снижено до 0,5 мол % и поставку растворителя, арендную плату и термичесменее. Охлаждение также увеличивает емкость рас- кую стабильность. Сравнение выбранных свойств
творителя к кислым газам. Это приводит к снижению четырех физических растворителей представлено в
общей кратности циркуляции растворителя и сни- табл. 1 [7].
жению затрат на установку. PC может работать при
Эти физические растворители более селективны
более низких температурах, не становясь при этом к кислым газам, чем к основному компоненту газа
слишком вязким для хорошей массопередачи.
(например, водороду, окиси углерода, метану и т.д.).
DEPG и NMP более селективны, чем PC, к удале- Растворимость различных газов в растворителях отнонию H2S из газов, содержащих CO2. Кроме того, PC не сительно CO2 при 25 °C показана в табл. 2 [7, 12]. Ввиду
может быть использован для селективной обработки относительно высокой испаряемости MeOH раствоH2S, поскольку он нестабилен при высоких температу- римости в табл. 2 представлены при –25 °C.
рах, необходимых для полного отгона H2S из
насыщенного растворителя (PC становится Таблица 2. Растворимость газов в физических растворителях относительно CO2
нестойким при 200 °F или 93 °C). Вероятно, PC
Компонент газа
DEPG, 25 °C
PC, 25 °C
NMP, 25 °C
MeOH, 25 °C
не следует рекомендовать, если H2S присутсВодород
0,013
0,0078
0,0064
0,0054
твует в больших концентрациях, чем следы,
Азот
0,020
0,0084
–
0,012
так как низкая концентрация H2S, допустиКислород
–
0,026
0,035
0,020
мая в обработанном газе, указывает на то, что
Окись углерода
0,028
0,021
0,021
0,020
удаление H2S находится под контролем [6].
Метан
0,066
0,038
0,072
0,051
Процесс с растворителем PC следует испольЭтан
0,42
0,17
0,38
0,42
зовать для обработки сырьевых газов, содерЭтилен
0,47
0,35
0,55
0,46
жащих низкие уровни H2S (как правило, меДвуокись углерода
1,0
1,0
1,0
1,0
Пропан
1,01
0,51
1,07
2,35
нее 20 млн-1 (об)), когда требование к газу,
n-Бутан
1,84
1,13
2,21
–
поступающему в распределительную сеть,
n-Бутан
2,37
1,75
3,48
–
4 млн-1 (об) [10]. Однако усовершенствованСероокись углерода
2,30
1,88
2,72
3,92
ный стриппинг позволяет очистить до 4 млн-1
n-Пентан
4,47
3,50
–
–
(об) газов, содержащих до 200 млн-1 (об) H2S.
Ацетилен
4,47
2,87
7,37
3,33
Это новое усовершенствование стриппинга
Аммиак
4,80
–
–
23,2
использует газ мгновенного испарения 125 psi
n-Пентан
5,46
5,0
–
–
(среднее давление) в качестве отпаривающей
Сероводород
8,82
3,29
10,2
7,06
среды в вакуумной отпарной колонне [10].
Двуокись азота
–
17,1
–
–
Следует отметить, что потери углеводородов
n-Гексан
11,0
13,5
42,7
–
или водорода возрастают по мере увеличения
Метилмеркантан
22,4
27,2
34,0
–
количества отгоняемого газа.
n-Гептан
23,7
29,2
50,0
–
PC имеет более высокое давление паров,
Дисульфид углерода
23,7
30,9
–
59,5
Циклогексан
–
46,7
–
–
чем DEPG. Однако когда потери растворитеn-Октан
–
65,6
–
–
ля низкие, PC не требует промывки водой для
Этилмеркантан
–
–
78,8
–
извлечения растворителя благодаря низкому
Двуокись серы
92,1
68,6
–
–
давлению паров. PC не полностью растворим
Диметилсульфид
–
–
91,9
–
в воде в отличие от других физических расБензол
250
200
–
–
творителей. Кроме того PC медленно, но неДекан
–
284
–
–
обратимо взаимодействует с водой и CO2 при
540
–
–
–
Тиофен (C4H4S)
температуре около 194 °F (90 °C), что делает
Вода
730
300
4000
–
его непригодным для регулирования водой
Водородосодержащий
1200
–
–
–
цианид
при атмосферной перегонке [8]. Для регули-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Таблица 3. Растворимость выбранных газов в физических растворителях в сравнении с прогнозами на основе моделирования процессов
(1 атм и установленная температура, объем газа/объем растворителя)
DEPG ПРИ 25 °C
Компонент
Двуокись углерода
Водород
NMP при 25 °C
PC при 25 °C
MeOH при –25 °C
Фактические
данные
П/о моделирование
Фактические
данные
П/о моделирование
Фактические
данные
П/о моделирование
Фактические
данные
3,63
0,047
3,69
0,018
3,57
0,020
3,42
0,023
3,41
0,027
3,53
0,025
13,46
0,073
П/о моделирование
13,24
0,069
Окись углерода
0,10
0,062
0,075
0,067
0,072
0,079
0,269
0,135
Метан
Сероокись углерода
0,24
8,46
0,23
12,2
0,26
9,73
0,25
10,19
0,13
6,41
0,29
15,1
0,686
52,75
0,727
56,76
Сероводород
32,4
37,0
36,4
30,94
11,2
14,51
147,0*
172,3*
Таблица 4. Состав сырьевого газа для сравнения
физических растворителей
Компонент
Водород
Азот
МОЛ. %
Компонент
54,7
Метан
Мол. %
2,0
0,2
Двуокись углерода
42,2
Аргон
0,4
Сероводород
0,05
Окись углерода
0,4
Сероокись углерода
0,05
Незначительные примеси газов, например сероокись углерода, сероуглерод и меркаптаны, полностью
растворимы в большинстве органических растворителей. Эти соединения в значительной степени вместе
удаляются с кислыми газами. Растворимость углеводородов в органических растворителях возрастает с увеличением молекулярного веса углеводородов. Так углеводороды выше этана тоже удаляются в значительной степени и отгоняются от растворителя вместе с
кислым газом. Несмотря на то, что для извлечения этих
соединений были предложены специальные решения,
процессы с органическими растворителями, как правило, неэкономичны для обработки углеводородных
потоков, содержащих значительное количество углеводородов от пентана и выше. Тяжелые углеводороды
имеют тенденцию скапливаться в растворителе, если
отпарная колонна используется без ребойлера.
Емкость растворителя и абсорбция кислых газов
возрастает с понижением температуры. Снижение
температуры может понизить кратность циркуляции,
Рис. 1. Удаление кислых газов с MeOH
80
что влияет на снижение эксплуатационных расходов. Кроме того, абсорбция легких углеводородов или
H2 и CO может быть также значительно понижена.
Растворимость CH4, H2 и CO показывает незначительное изменение с изменением температуры, следовательно, абсорбция кислых газов более селективна.
РЕГЕНЕРАЦИЯ ФИЗИЧЕСКОГО РАСТВОРИТЕЛЯ
Простейший вариант процесса и физического растворителя включает абсорбцию, за которой следует регенерация растворителя однократная испарениям при
атмосферном давлении или под вакуумом или отпариванием инертным газом. Если H2S присутствует только
в очень низких концентрациях или полностью отсутствует, эта технологическая схема обычно применяема,
поскольку часто допустимые концентрации CO2 в продуктовом газе могут быть довольно высокими (2 или 3 %).
Если H2S присутствует в значительных количествах, то
обычно необходима термическая регенерация с тщательным отпариванием растворителя для достижения
жестких требований к чистоте по H2S. Как отмечено
ранее, PC не может подвергаться термической регенерации из-за нестабильности при высокой температуре,
которая необходима для полного удаления H2S из насыщенного растворителя. Потребности в тепле для физических растворителей обычно значительно меньше, чем
для химических растворителей, например аминов, так
как теплота десорбции кислых газов у физического растворителя значительно ниже. Кратность циркуляции
физического растворителя также может
быть меньше, особенно при высоком парциальном давлении кислых газов.
ПРОВЕРКА РЕЗУЛЬТАТОВ
МОДЕЛИРОВАНИЯ
Перед проведением сравнения растворителей посредством моделирования процессов необходимо было сравнить прогнозируемые растворимости выбранных компонентов в растворителях с экспериментальными
данными равновесия между парами и жидкостью [6, 7, 13].
Сравнение растворителей. Сравнивались четыре растворителя с использованием имитатора процессов. Поскольку
процессы с физическими растворителями
обычно используются для удаления CO2
из неочищенного водорода и содержащих
аммиак синтез-газов с очень маленьким со-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
держанием углерода, схемы регенерации,
зависящие от требуемого удаления загрязнителя, очень разнообразны. Может быть
использована регенерация мгновенным
испарением – одноступенчатым или многоступенчатым, которое может включать
окончательное испарение под вакуумом,
стриппинг инертным газом (азот, топливный газ или воздух в случае отсутствия разновидностей серы), термическая регенерация или комбинированные методы.
Также используются селективные или
неселективные конфигурации этих процессов с физическими растворителями.
Для простоты сравнивали менее сложные неселективные процессы и состав
сырье-вого газа (на примере базовой неселективной промывки MeOH).
Однако многие параметры, например
расход растворителя, которые не были
предоставлены, оценены ориентировочно.
Расходы и конфигурации для других растворителей были изменены для достижения состава обработанного газа, полученного в имитации MeOH (1,75 мол. % CO2, и
менее 0,5 млн-1 (об) H2S + COS). Для DEPG
и NMP включены оба варианта (охлажденный и неохлажденный) для сравнения с неохлажденными вариантами MeOH и PC.
Конфигурация
технологических
схем. Конфигурация технологической
схемы для имитации MeOH показана на
рис. 1 [7]. Конфигурации технологических схем для вариантов DEPG и NMP без
охлаждения очень сходны между собой.
Конфигурация технологической схемы
DEPG показана на рис. 2. Конфигурации
технологических схем для вариантов охлажденных DEPG и NMP те же самые.
Конфигурация охлажденного растворителя NMP показана на рис. 3.
В случае PC конфигурация технологической схемы отличается от DEPG и NMP
в сырьевой секции. Для PC требуется охладитель сырьевого газа, предварительно
введенный с этиленгликолем, поэтому в
схему включен холодильный аппарат/
сепаратор для дальнейшего охлаждения
газа и отделения гликоля от охлажденного сырья. Поскольку рабочая температура PC не может превышать 65 °C, была
использована отпарная вакуумная колонна 2 psi, использующая газ испарения среднего давления, а не ребойлер,
как для других растворителей [10].
Удаление кислых газов. Растворители
способны снизить содержание CO2 в
обработанном газе до 1,75 % и способны,
исключая PC, снизить содержание H2S +
COS до приемлемых 4 млн-1. Как сообщалось ранее, PC больше подходит в тех
случаях, когда содержание H2S в сырье
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Рис. 2. Удаление кислых газов с DEPG
Рис. 3. Удаление кислых газов с охлажденным NMP
Рис. 4. Удаление кислых газов с охлажденным NMP
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Таблица 5. Необходимое оборудование для каждого варианта
Показатель
MeOH
DEPG
Охлажденный
DEPG
Охлажденный
NMP
Охлажденный
NMP
PC
NMP
Общая кратность циркуляции, ст. галл/мин
4623
15 282
5856
16 195
6188
Диаметр абсорбера, фут
14,5
25
16,5
24,5
15,5
17
Диаметр отпарной колонны 1, фут
13
25
16
25,5
16
18,5
Диаметр отпарной колонны 2, фут
10
–
–
–
–
–
Диаметр отпарной колонны 3, фут
2
–
–
–
–
–
Ребойлер 1, млн БТЕ/час
27
137
65
172
68
–
Ребойлер 2, млн БТЕ/час
2
–
–
–
–
–
Конденсатор, млн БТЕ/час
11
52
46
25
25
–
Холодильный аппарат или холодильник для тощего растворителя, млн БТЕ/час
22
93
26
156
52
2
–
–
–
–
–
10
89
751
458
666
444
–
Холодильный аппарат для сырья, млн БТЕ/час
Теплообменник тощего/насыщенного растворителя, млн БТЕ/час
Теплообменник 1 сырье/продукт, млн БТЕ/час
7
–
6
–
6
6
Теплообмен 2 сырье/продукт, млн БТЕ/час
7
–
–
–
–
–
Перекрестный теплообменник, млн БТЕ/час
0,1
–
–
–
–
–
Компрессор рециркуляции, л.с.
182
606
240
643
223
246
–
2
0,4
2
0,3
0,4
Насос тощего растворителя, л.с.
610
7208
2762
7171
2740
2623
Насос полутощего растворителя, л.с.
Холодильник рециркуляции, млн БТЕ/час
750
–
–
–
–
–
Насос насыщенного растворителя 1, л.с.
1
–
–
–
–
–
Насос насыщенного растворителя 2, л.с.
18
–
–
–
–
–
Вакуумный компрессор, л.с.
–
–
–
–
–
5490
Сепараторы
3
4
4
4
4
4
равно 50 млн-1 (об) (или ниже) или 200 млн-1 (об) при
использовании усовершенствованной конфигурации вакуумного стриппинга (рис. 4). Современное
сырье содержит по 50 млн-1 H2S и COS. Удаление H2S
и COS можно было бы улучшить, используя при наличии дополнительный стриппинг-газ-топливный
газ, или инертный газ. Также в случае экономической целесообразности могла бы быть использована
часть обработанного газа. В этом примере потребовалось бы около 10 млн фут3/сут сухого стриппинггаза в дополнение к 30 млн фут3/сут газа MP мгновенного испарения для достижения спецификации
по H2S плюс COS – 0,5 млн-1.
НЕОБХОДИМОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
В табл. 5 представлен список основного оборудования, необходимого для каждого варианта.
Производительность и мощность (л.с.), рассчитанные по программному обеспечению моделирования,
округлены для удобства сравнения. Процесс MeOH
требует наибольшего количества оборудования.
Однако размеры теплообменников и компрессоров
значительно меньше, чем у соответствующего оборудования при использовании других физических
растворителей. Для процесса PC требуется меньше
оборудования. Нагрузки на теплообменники, потребности насосов в электроэнергии и мощность компрессоров были значительно ниже в случае охлажденных DEPG и NMP по сравнению с неохлажден82
ными процессами ввиду значительно более низких
необходимых кратностей циркуляции. Необходимые
кратности циркуляции даны в табл. 5.
ПОТРЕБНОСТЬ В ЭНЕРГИИ
В табл. 6 представлены режим и энергетические
потребности, рассчитанные для различных растворителей в соответствии с программным обеспечением. Моделирование для достижения 1,75 % CO2 и
менее 0,5 млн-1 (об) H2S + COS в обработанном газе
(или 4 млн-1 H2S + COS для PC). Крайне низкие рабочие температуры в процессе MeOH приводят к
самой низкой необходимой кратности циркуляции и
самой низкой потребляемой мощности. Самая высокая потребляемая мощность у PC, так как необходим
вакуумный компрессор. Более высокое вакуумметрическое давление приведет к значительному снижению нагрузки на вакуумный компрессор. Общая
нагрузка на теплообменники, необходимая для PC
(ниже, чем у других растворителей, ввиду более низкой нагрузки на холодильный аппарат и отсутствия
ребойлера или конденсатора).
Кратности циркуляции процессов DEPG и NMP
без охлаждения значительно выше, чем у процессов с охлаждением. Повышение кратности циркуляции приводит к значительному увеличению энергопотребления насосами и нагрузки на ребойлеры.
Потери растворителей несущественны за исключением MeOH и охлажденного NMP. Если исполь-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Таблица 6. Результаты сравнения растворителей с использованием программного обеспечения моделирования
Показатель
MeOH
DEPG
Охлажденный
DEPG
NMP
4623
15 282
5856
16 195
6188
6085
Температура холодильного аппарата, °F
–21
–
0
–
5
5
Производительность холодильного аппарата, млн БТЕ/час
21,6
–
25,9
–
52,1
1,7
Прозводительность ребойлера, млн БТЕ/час
28,1
136,6
64,9
171,5
67,9
–
30 191
149 526
70 910
188 204
74 464
–
0,3
0,13
0,04
0,14
0,03
0,05
3224*
5
Nil
2963*
8
5
Необходимая полезная мощность, л.с.
1561
7814
3002
417
2963
8358
Тощий растворитель, масс. %
97,1
98,0
98,0
95,5
95,5
99,8
Общая кратность циркуляции, ст. гал/мин
Водяной пар ребойлера, фунт/час
Потери водорода, % от сырья
Потери растворителя, фунт/час
зована промывка водой, большая часть потерь растворителя (MeOH и NMP) может быть рекуперирована.
Это простое сравнение показывает, что у процесса MeOH самые низкие кратность циркуляции
и потребляемая мощность, но наименьшее число
единиц оборудования. Для охлажденного PC необходимы стриппинг-газ и вакуумный компрессор, т.к.
термическая регенерация (ребойлер) не может быть
использована. PC не может быть также использован
для селективного удаления H2S.
Сравнение других физических растворителей
было проведено ранее. В подробном отчете сравниваются процессы DEPG и MeOH применительно к IGCC
установлено, что затраты на обработку DEPG ниже,
чем на MeOH, для секвестирования CO2 в топливном
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Aldana, G., R. Arai and D. G. Elliot, «An Evaluation of Sources of
CO2 for EOR in Venezuela», Proceedings of the Sixty-Third Annual Gas
Processors Association Convention, New Orleans, Louisiana, 1984.
2. Korens, N., D. R. Simbeck and D. J. Wilhelm, «Process
Screening Analysis of Alternative Gas Treating and Sulfur Removal for
Gasification», Prepared for US Department of Energy by SFA Pacific,
Inc., Revised Final Report, December 2002.
3. ProMax 2.0, Process Simulation Software, Bryan Research &
Engineering, Inc., Bryan, Texas, February 2008.
4. Kohl, A. L. and R. B. Nielsen, Gas Purification, Fifth Edition, Gulf
Publishing Company, Houston, Texas, 1997.
5. Larue, J. and A. A. Minkkinen, «IFPEXOL for Environmentally
Sound Gas Processing», Proceedings of the 71st GPA Annual
Convention, Anaheim, California, pp. 20–28, 1992.
6. Bucklin, R. W. and R. L. Schendel, «Comparison of Physical
Solvents Used for Gas Processing», Energy Progress, October 1984.
7. Ranke, G. and V. H. Mohr, «The Rectisol Wash: New
Developments in Acid Gas Removal from Synthesis Gas», from Acid and
Sour Gas Treating Processes, Stephen A. Newman, Ed., Gulf Publishing
Company, Houston, pp. 80–111, 1985.
8. Kriebel, M., Ullmann’s Encyclopedia of Industrial Chemistry,
Gas Production, VCH Verlagsgesellschaft mbH, Weinheim, pp.
253–258, 1989.
9. Hochgesand, G., «Rectisol and Purisol», Industrial and
Engineering Chemistry, Vol. 62, No. 7, July 1970.
10. Mak, J., D. Nielsen and D. Schulte, «An Update of the
FLUOR Solvent Process», Proceedings of the Laurance Reid Gas
Conditioning Conference, Norman, Oklahoma 2007.
11. Freireich, E. and R. N. Tennyson, «Increased Natural Gas
Recovery from Physical Solvent Gas Treating Systems», Proceedings
of the Laurance Reid Gas Conditioning Conference, Norman,
Oklahoma, March 7–9, 1977.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Охлажденный
NMP
Охлажденный
PC
цикле [14]. В другом отчете, где сравниваются PC и
DEPG, установлено, что DEPG имеет преимущество в
случаях применения, включающего удаление как H2S,
так и CO2, в углеводородных системах [6]. В отчете
также установлено, что оба растворителя, PC и DEPG,
пригодны только для удаления CO2.
Все четыре физических растворителя могут быть
успешно использованы для удаления CO2 в целом.
Для выбора самого экономичного растворителя необходимо провести подробный анализ, основанный
на требованиях к продуктам. Состав сырьевого газа,
присутствие компонентов в малых концентрациях и
индивидуальные физические ограничения – все эти
факторы важны для выбора процесса. Инженеры могут легко осуществить эту операцию выбора, используя программы моделирования процессов.
Перевела Н. Иванова
12. Epps, R., «Processing of Landfill Gas for Commercial
Applications: the SELEXOL Solvent Process», Union Carbide Chemicals
and Plastics Technology Corporation. (Prepared for presentation at ECO
WORLD ’92, June 15, 1992, Washington DC).
13. Rousseau, R. W., J. N. Matange and J. K. Ferrell, «Solubilities of
Carbon Dioxide, Hydrogen Sulfide and Nitrogen Mixtures in Methanol»,
AIChE Journal, Vol. 27, No. 4, pp. 605–613, July 1981.
14. Doctor, R. D., J. C. Molburg, P. R. Thimmapuram, G. F. Berry
and C. D. Livengood, Energy Systems Division, Argonne National
Laboratory, Argonne, Illinois, «Gasification Combined Cycle: Carbon
Dioxide Recovery, Transport and Disposal», ANL/ESD-24, work
sponsored by the US Department of Energy, September 1994.
Barry Burr (Б. Барр) инженер-консультант
в Bryan Research & Engineering Inc., Брайан,
Техас. До работы в BR & E занимался разработкой и внедрением технологий нефтепереработки и применения контроля/оптимизации
передовых процессов. Имеет степень бакалавра и доктора по химическим технологиям.
Lili Lyddon (Л. Лиддон) главный инженер по технологической поддержке в Bryan
Research & Engineering Inc., где работает с
1991 г. Г-жа Лиддон занимается моделированием всех типов процессов, используемых в газоперерабатывающей промышленности. Автор
многих статей по моделированию процессов,
связанных с обработкой газов. Имеет степень бакалавра по химическим технологиям.
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
ИНТЕГРИРОВАНИЕ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ И
НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ
S. Kapur, S. Vaidyanathan, A. Rajguru, D. Menegaz, Fluor Corp., Шугар Лэнд, Техас
Новые тенденции рынков сырья и химикатов обеспечивают
бесконечные возможности для нефтеперерабатывающих предприятий
Достижения в области производственных технологий открывают новые возможности интеграции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий.
Модернизация предприятий проводится для того, чтобы адаптироваться к новым требованиям к качеству
топлива и новым видам сырья, в частности, более тяжелым и высокосернистым нефтям. В значительной
степени необходимость модернизации вызвана ростом
спроса на дизельное и дистиллятное топливо по сравнению со спросом на автомобильный бензин. Подобные
изменения оказывают сильное влияние на требования
к процессам переработки сырья.
МЕРЫ ДЛЯ РАЗВИТИЯ СЕКТОРА
С экономической точки зрения программы развития предприятий сектора представляют особенную
трудность для коммерческих НПЗ, поскольку они не
обеспечивают пропорционального увеличения стоимости товара. С аналогичными проблемами сталкиваются менее сложные НПЗ, на которых осуществляется переработка легких нефтей.
Нефтехимические предприятия всегда стремились
к более дешевым и удобно расположенным источникам сырья. К тому же, в последнее время растущий
спрос на сырье для нефтехимической промышленности превысил спрос на моторное топливо. Эти тенденции вынуждают предприятия переходить с производства топлива/энергоносителей на производство
нефтепродуктов и их производных.
Старые предприятия. Нефтеперерабатывающая
и нефтехимическая отрасли считаются зрелыми.
Производственные технологии и методики непрерывно развиваются вслед за изменением рыночных и
нормативных требований. Границы, ранее существовавшие между нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслями, потеряли свою актуальность. Но
что еще важнее, стремление сохранить эти границы
может лишить инвесторов и владельцев предприятий
гибкости, необходимой для полноценного использования своего капитала. В настоящее время, чтобы максимизировать благоприятный эффект, на стадии проектирования большинства новых НПЗ закладываются
меры по интеграции производства.
Затраты. Ключевыми факторами, определяющими
облик нефтеперерабатывающей и нефтехимической
отраслей, являются доступность и дешевизна сырья,
а также постоянные колебания спроса на продукты
производства.
84
На НПЗ затраты на сырье могут составлять 70 % и
более всех производственных затрат. Аналогичный показатель затрат на сырье (примерно 75 %) справедлив
и для установок этиленового крекинга со смешанным
питанием. Таким образом, снижение затрат на сырье
играет важную роль в увеличении рентабельности и
конкурентоспособности. Кроме того, росту прибыльности способствует превращение малоценных побочных веществ в более ценные продукты. Интеграция
позволяет получившимся нефтехимическим и нефтеперерабатывающим комплексам перерабатывать малоценные тяжелые нефти и одновременно увеличивать ценность побочных продуктов. Интегрированные
производства также извлекают выгоду из более эффективного управления структурой углеводородов.
Интеграция помогает позиционировать товар предприятия на рынке. Обратная интеграция гарантирует
бесперебойную поставку сырья, а прогрессивная интеграция помогает закрепиться на рынке. Кроме того,
она способствует формированию более устойчивой
цепи добавления стоимости посредством диверсификации (расширения ассортимента) продуктов. Это
справедливо как для циклического нефтехимического, так и для нециклического (топливных) рынка,
и достигается снижением зависимости от отдельных
рынков. Путем интеграции можно достичь экономии,
как в инвестиционных, так и в эксплуатационных затратах. Инвестиционные затраты снижаются за счет
совместного пользования оборудованием, инфраструктурой, транспортом и минимизации складских
площадей. Эксплуатационные затраты снижаются
за счет сбережения энергоресурсов, минимизации
отходов и сокращения транспортных издержек.
ЗАДАЧИ И СТИМУЛЫ НПЗ
Высокий мировой спрос на топливо вкупе с ограниченными запасами легких малосернистых нефтей
вынуждает нефтепереработчиков обращаться ко всем
возможным источникам сырья. Стоит заметить, что
разведанные запасы тяжелых нефтей более чем в пять
раз превышают доступные запасы обычных нефтей.
Значительные скидки на тяжелое, высокосернистое
сырье создают дополнительный стимул переоборудовать или усовершенствовать действующие НПЗ, чтобы перерабатывать на них такое сырье. Что касается
продукта, структура спроса и предложения постоянно
изменяются, что приводит к нарушению равновесия
в обеспечении нефтепродуктами, как на региональ-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
ном, так и на общемировом уровне. В течение последних пятнадцати лет спрос на бензин в США возрастал
в среднем на 1,5 % в год, в то время как спрос на дизельное топливо – на 4 % в год. Согласно прогнозам
спрос на дизельное топливо будет возрастать и далее,
поскольку оно обладает большей теплотой сгорания
и энергоемкостью, чем бензин. Эксперты прогнозируют наступление перепроизводства бензина и одновременно предупреждают о грядущей в ближайшем
будущем нехватке низкосернистой нефти.
Альтернативные топлива в будущем могут эту нехватку отчасти возместить, но лишь в очень малой степени. Нарушение равновесия на рынке также предсказывается для сжиженного нефтяного газа (СНГ) и керосина; и то и другое является важным сырьем для нефтехимического производства, что может стать причиной
нарушения равновесия в потоках продукции НПЗ.
Еще один ключевой стимул – ужесточение требований по содержанию серы (до ультранизких значений) и моноароматических соединений, а также контроля упругости паров нефти по Рейду (Rvp). В связи
с усилением ценового давления и экологическими
факторами все большее признание получают альтернативные виды топлива.
Спрос на нефтепродукты растет в три-четыре раза
быстрее, чем спрос на топливо; недавние сравнительные прогнозы показали рост спроса на нефтепродукты в 4–6 % (в основном на продукты перегонки
нефти, которые являются ценным исходным сырьем)
Как следствие этих тенденций в нефтяной промышленности наблюдается сдвиг от производства топлива/
энергоносителей к производству нефтепродуктов и
химикатов. В табл.1 показаны сравнительные свойства легких и тяжелых нефтей для иллюстрации влияния на различные фракции прямой перегонки.
Легкие нефти и конденсаты служат идеальным
сырьем для химикатов (олефинов и ароматических
соединений) и топливных продуктов (в основном бензина, керосина и реактивного топлива). Требования
к бензину, в особенности Rvp и содержание бензола,
требует экономного распределения C6-углеводородов
и легких прямогонных фракций. Продукция простейшего НПЗ может не соответствовать требованиям (по
содержанию ароматических соединений) и поэтому
пользоваться ограниченным спросом на рынке. Более
тяжелое сырье требует существенных конверсион-
ных мощностей, чтобы перерабатывать газойль и мазутные фракции. Более высокие капиталовложения,
требуемые для подобной модернизации, окупаются за
счет расширения спектра доступного сырья и улучшения стоимостной цепочки.
ЗАДАЧИ НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Поскольку затраты на сырье составляют столь существенную долю общих производственных затрат,
нефтеперерабатывающие предприятия всегда стремились получить доступ к самым дешевым источникам
сырья. Но традиционное сырье становится менее доступным, из-за этого снижаются прибыли нефтехимических предприятий. Например, на Ближнем Востоке
наблюдается нехватка этанового сырья из-за недавнего увеличения производительности, и одновременно
– переизбыток СНГ и нафты. Поэтому нефтехимические предприятия переходят на переработку СНГ и,
возможно, газоконденсата и нафты.
В настоящее время существует неудовлетворенный мировой спрос на бензол и ксилол. Спрос на
этилен и пропилен и их предложение постоянно изменяются вслед за смещением спроса на соответствующие нефтепродукты (в настоящий момент – в
сторону полипропилена). Быстро возрастают затраты
на производство синтез-газа, что крайне негативно
влияет на доходность. Решение всех этих проблем является для нефтехимической индустрии решающим
стимулом к вертикальной интеграции с нефтепереработчиками.
ПРОМЫШЛЕННЫЙ ЭФФЕКТ
Под действием всех вышеперечисленных стимулов
на современных НПЗ началась установка конверсионных агрегатов, что приводит к усложнению и удорожанию производства. Для гидрообработки крекингового или коксового сырья требуется большое количество водорода, которое трудно обеспечить на предприятиях с ограниченным доступом к природному газу.
Основные конверсионные установки на современном
НПЗ это установки каталитического крекинга (fluid
catalytic cracking – FCC) остаточного сырья, установки для гидрокрекинга, коксования, деасфальтизации и
др., а также, возможно, газифицирующие установки
для переработки нефтяного кокса и одновременного
обеспечения предприятия водородом и паром.
Таблица 1. Свойства типичных сырых нефтей
Северовосточный
шельф
Показатель
Удельный вес API
Каспийская
смесь
61,2
43,4
32
0,734
0,01
10
0,2
0,809
0,59
420
0,10
0,864
0,9
1700
0,12
Нафта и легкие
нефти
68
32
Керосин
Дизельное топливо
Вакуумный газойль
Мазут
19
6
1
–
25
16
19
8
Удельный вес
S, масс %
N, млн-1
Общая кислотность
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Аляска
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Арабская
тяжелая
нефть
27,7
0,89
3
1430
0,2
Фракции, об. %
27
17
13,5
16,5
26
17
12
11
26
34
Хамака
Майя
Эоцен
Керро
Негро
Битуминозная
26
22,2
18,7
16
8,5
0.898
1,6
2470
0,7
0,92
3,3
–
0,28
0,942
3,97
2150
0,2
0,959
3,34
4800
1,9
1,01
4,26
4433
3,1
12
16
8,5
7,5
0,5
16
18
26
28
11
14
20
39
10
12,5
28
41
8,5
20
35
29
0,5
7,5
34
57,5
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Нафту, полученную гидрокрекингом, нужно дополнительно подвергнуть реформингу для увеличения октанового числа. Помимо вышеперечисленных факторов на
НПЗ также необходимы установки вторичной обработки. Эти системы помогают достигнуть требуемых характеристик продукции, что помогает выгодно использовать
различные побочные продукты производства, такие как
низшие алканы (этан, пропан, бутан и т. д. из сырья, конверсионных установок и дополнительных процессов),
низшие олефины (этилен, пропилен и бутены), легкий
бензин, моноароматические соединения (бензол, толуол
и ксилолы) и нефтяной кокс.
Перед всеми НПЗ стоит задача повышения октанового числа производимого моторного топлива, что заставляет непрерывно искать новые высокооктановые компоненты с низким Rvp на замену метил-третбутиловому
эфиру (МТБЭ). Структура современного НПЗ должна
обладать достаточной гибкостью, чтобы оперативно реагировать на смену сырья и изменение спроса на продукты (соотношение спроса на бензин и средние фракции).
Чтобы выдерживать конкуренцию и сохранять прибыльность производства, предпринимателям приходится выходить за привычные рамки.
В нефтехимической промышленности действуют
схожие стимулы и в той же мере, поскольку перед
производителями постоянно стоит вопрос обеспечения
необходимой гибкости производства в отношении
продукта и сырья, а для этого приходится усложнять
производство. Поэтому в этой отрасли также идет
постоянный поиск источников дешевого сырья, поступающего от нефте- и газоперерабатывающих предприятий. Такое сырье необходимо улучшать, чтобы приспособить его для стандартного парофазного крекинга и
повлиять на стоки крекинга, что в свою очередь играет
роль на стадии разделения продуктов и важно для эксплуатационных нужд. Во многих случаях сырье поступает загрязненным; без предварительной очистки его использование может повредить производственному процессу и качеству продукта. Для обеспечения должной
производительности и работоспособности установки
необходимы удаление или обработка загрязнений.
Кроме того, с целью удовлетворения растущего
спроса на продукты основного синтеза производителям
нефтепродуктов приходится использовать различные
дополнительные установки. Например, для дегидрирования или метатезиса, технологии взаимной конверсии
и поиска альтернативных путей нефтехимического производства (превращение метанола/этанола в олефины).
Производственные потоки, требующие дополнительной
обработки, включают водород, C4-углеводороды, бензин
пиролиза, газойль, нефтяное топливо и т.д. Неизбежный
Таблица 2. Выход продукта на установке FCC
в обычном и пропиленовом режимах
Мас. %
Обычный FCC
FCC с высоким
выходом пропилена
Сухой газ
1,5–3
3–9
Этилен
СНГ
Пропилен
Бутены
Бензин
0,5–1,5
16–22
4–7
4–8
47–53
3–7
32–44
12–22
8–14
30–40
вывод таков – для сохранения конкурентоспособности
нефтехимическая промышленность нуждается в доступе к дешевым источникам и разнообразии сырья.
ИНТЕГРАЦИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ И
НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ
Основной стадией переработки химикатов на НПЗ
являются процессы на основе FCC, которые одновременно обеспечивают (в качестве побочного продукта)
около 30 % мирового производства пропилена. Новые
катализаторы и современные технологии сделали возможными тонкое регулирование процесса FCC и увеличение производства пропилена и этилена. На выход продуктов существенно влияет глубина предварительной
очистки сырья FCC (гидрообработка, смягченный или
обычный гидрокрекинг). Поэтому позитивный эффект
интеграции производств и экономическую выгоду необходимо оценивать для всего предприятия. Технологии
на основе FCC позволяют перерабатывать олефиновые
углеводороды, парафинистые фракции нефти и легкие
дистилляты в газойли и мазуты. В табл. 2 сравниваются
выходы продуктов FCC на обычной установке и в режиме усиленного выхода пропилена. Разработка этих
технологий вместе с растущим спросом на пропилен
привели к разработке большого числа новых проектов
на Ближнем Востоке и в Азиатско-Тихоокеанском регионе. В этих проектах используется принцип интеграции НПЗ и нефтехимических заводов.
В отходах FCC содержится этилен и бутены, из которых на установке метатезиса (диспропорционирования) можно получить дополнительный пропилен. С
другой стороны углеводороды С4–С8 можно превращать в легкие олефины посредством взаимной конверсии или возвращать в установку FCC.
В центре производства ароматических соединений
стоят установки каталитического реформинга, служащие для получения бензола и его производных – толуола и ксилола (benzene, toluene, xylene – BTX). На
топливном НПЗ такие установки используются для
максимизирования октанового числа бензина. Чтобы
Таблица 3. Содержание ароматических соединений в производственных потоках
Об. %
Бензин пиролиза
Реформат
с низким
содержанием
Реформат
с высоким
содержанием
Бензин обычного
FCC
Бензин обычного FCC
c высоким C3
Бензин
30–40
2–6
9–12
0,5–1,5
2–5
Толуол
15–20
15–19
22–28
5–10
12–18
Ксилен
5–10
16–22
20–28
2–12
22–30
С9+ароматика
5–10
25–35
16–30
12–18
32–40
67–70
60–75
75–90
20–40
60–80
Всего
86
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Рис. 1. Массовая доля сырья, перерабатываемого в основные
нефтепродукты
удовлетворить требованиям международного союза
автомобильного транспорта (MSAT) и европейским
требованиям по содержанию бензола в топливе, необходимо удалить и рекуперировать ароматические
соединения из бензина, либо удалить исходные вещества бензола из сырья реформинга. Максимальный
выход ароматических соединений достигается путем
увеличения глубины переработки.
Прочие источники ароматических углеводородов
на интегрированном НПЗ включают в себя бензин пиролиза и бензин FCC. В табл. 3 показаны различные
производственные потоки и содержание в них ароматических соединений.
Ценность потоков. Перед нефтепереработчиками
также стоит задача утилизации потоков продуктов,
имеющих либо очень низкую ценность (иногда равную ценности топлива), либо вообще не имеющих
ценности (например, нефтяной кокс).
Потоки малоценных насыщенных соединений
(этан, пропан, бутан и т.д.) служат идеальным сырьем
для установки парофазного крекинга, где они превращаются в высокоценные продукты. Пропан из насыщенного газа на установке дегидрирования пропана
Рис. 2. Структура обычного НПЗ:
LPG Tr – обработка СНГ; ISOM – изомеризация; CCR – калитический
реформинг; NHT – нефтегидроочистка; DHT – диздегидроочистка;
GOHT – гидрообработка газойля; CDU/VDU – колонна вакуумной/
атмосферной перегонки; PRU – установка очистки пропилена;
FCC – установка каталитического крекинга
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
можно превратить в пропилен. Тогда установка крекинга этилена сможет работать с большей глубиной,
что максимизирует выход этилена, а пропан будет селективно превращен в пропилен. Нафту обычно направляют на установки парофазного крекинга. На интегрированном предприятии она становится дополнительным параметром оптимизации общей доходности
предприятия.
При использовании тяжелого сырья неотъемлемыми для НПЗ этапами производства становятся введение и удаление углерода. Потоки таких продуктов,
как асфальт, кокс и т. д., обладают очень низкой ценностью и в значительной степени влияют на общую
доходность предприятия при переработке тяжелого
сырья с высоким выходом углеводородных остатков.
Вдобавок к экологическим последствиям выброса углерода существуют и другие стимулы для применения
газифицирующих технологий переработки этих потоков в синтез-газ. Его можно использовать как топливо
для выработки электроэнергии, производства водорода и различных химикатов (таких как аммиак, метанол, этанол, высшие спирты и т.д.). Такой вариант дает
дополнительные возможности для увеличения производства олефинов путем конверсии метанола или дегидратации этанола. За последнее время технология
газификации существенно усовершенствовалась и,
как утверждается, по надежности современные установки газификации не уступают другим агрегатам на
НПЗ и нефтехимических заводах. Технология газификации может стать для НПЗ действенным средством
удовлетворения растущей потребности в водороде, а
также помочь в обеспечении предприятия топливом,
паром и электроэнергией.
НОВЕЙШИЕ ИНТЕГРИРОВАННЫЕ КОМПЛЕКСЫ
На диаграмме рис. 1, составленной на основании
данных из пресс-релизов и презентаций на общественных форумах, отражено участие различных нефтехимических предприятий в применении интегрированной схемы производства. Базовые нефтепродукты в данном случае – по большей части ароматические углеводороды (ВТХ) и низшие олефины (этилен и
пропилен).
Интегрированные производства можно приблизительно разделить на три категории.
• Уровень интеграции от низкого до среднего. На
таких производствах от 5 до 10% продукта нефтеперегонки перерабатывается в нефтехимические продукты. Последние примеры предприятий этой категории
включают НПЗ Al-Jubail, Takreer, PetroRabigh и IOC
Panipat.
• Высокий уровень интеграции. На таких производствах от 10 до 25 % (обычно от 15 %) продукта нефтеперегонки перерабатывается в нефтехимические
продукты. Последние примеры предприятий этой
категории включают новый НПЗ компании Reliance,
MRPL, IOC Paradip и Ras Tanura.
• Нефтехимические и нефтеперерабатывающие
предприятия. На таких предприятиях доля производимых нефтепродуктов существенно выше, чем доля
топлива. Нефтехимические и нефтеперерабатывающие предприятия по своим масштабам, как правило,
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
и нефтеперерабатывающими предприятиями. Успех
подобных проектов будет в значительной степени зависеть от способности групп планирования прогнозировать требования рынка и находить нужные технические решения, отвечающие поставленным экономическим задачам. Подбор оптимальной структуры будущего
интегрированного предприятия производится через
анализ взаимодействий между нефтепереработкой и
нефтехимическим синтезом и варьирование видов сырья и ассортимента продукции.
Рис. 3. Состав продуктов (мас.%) при различных схемах процесса
меньше, чем НПЗ мирового масштаба, но оснащены
установками мирового класса. Современным примером такого предприятия может служить завод Comperj
в Бразилии. На этом предприятии около половины продукта перегонки тяжелого сырья предназначено для переработки в нефтехимикаты. Предприятие будет перерабатывать около 7,4 млн т/год (150 тыс. брл/сут) нефти
сорта Marlim и производить более 3,6 млн т/год ароматических соединений и легкий олефинов.
Конкуренция и экономические стимулы будут
вынуждать новые НПЗ повышать уровень своей интеграции. Общая структура предприятия в значительной степени зависит от вида сырья, желаемого
продукта и общей требуемой гибкости производства.
Организация нефтехимических и нефтеперерабатывающих предприятий может стать экономически
выгодным вариантом для НПЗ среднего масштаба,
особенно для таких, которые работают с особо легким
или особо тяжелым сырьем.
Существующие НПЗ (особенно оборудованные установками FCC и каталитического реформинга) можно без лишних затрат вывести на низкий или средний
уровень интеграции, что сделает производство более
конкурентоспособным за счет цепочки стоимости и
ассортимента продукции. Некоторые малые и средние
НПЗ имеют хорошие шансы стать нефтехимическими
Рис. 4. Относительная валовая прибыль
88
СИТУАЦИОННЫЙ АНАЛИЗ
В рассмотренном примере объясняется эффект
интеграции нефтехимических и нефтеперерабатывающих предприятий, нацеленной на каталитические
процессы. Поскольку в проведенном исследовании
основное внимание уделялось эффекту объединения
нефтепереработки и основного нефтехимического
синтеза, то установки по производству полимеров и
производных химикатов в расчет не принимались.
Испытания проводились на стандартном НПЗ с производительностью в 300 тыс. брл/сут, оснащенном
установками FCC, замедленного коксования, каталитического реформинга и гидрообработки. В качестве
сырья использовалась тяжелая арабская нефть.
На предприятии производится бензин и дизельное
топливо примерно в равных объемах (1,03:1). В исследовании представлено постепенное изменение экономических параметров по этапам интеграции. В данном
исследовании рассмотрены следующие ситуации.
Ситуация 1: Стандартная конфигурация (рис. 2),
установка FCC работает в режиме высокого выхода
пропилена.
Ситуация 2: Ситуация 1 с большой глубиной FCC
и добавленным узлом производства ароматических
соединений.
Ситуация 3: Ситуация 2 с рекуперацией этилена из
отходящих газов FCC.
Ситуация 4: Ситуация 3 с добавленной установкой
дегидрирования.
Ситуация 5: Ситуация 4 с добавленной установкой
парофазного крекинга нафты.
Ситуация 6: Ситуация 5 с добавленным газогенератором, узлом производства метанола и установкой превращения метанола в олефины.
Материальный баланс для различных ситуаций
приведен на рис. 3. Исходные условия для разработки этих ситуаций следующие: ведется постоянное
производство дизельного топлива и керосина, но сокращение запасов нафты и легких фракций способствует переходу на производство нефтепродуктов.
Представленные экономические показатели относительны и указывают на общие тенденции, даже при
различных ценовых сценариях (даже при долговременных прогнозах уровня цен на тяжелое сырье в
пределах 80–100 долл/брл).
В базовой модели заложена цена на тяжелую
арабскую нефть в 43 долл/брл, а все остальные продукты оценены относительно сырья. (Такой подход
определяет чувствительность относительно абсолютной стоимости сырья). На рис. 4 показаны величины
валовой прибыли для всех ситуаций; валовая при-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
быль определяется как разность между ценностью
ассортимента продуктов и ценностью сырья.
На рис. 5 представлены относительные вложения
для каждой ситуации, причем рост пропорционален
числу дополнительных установок. Как видно из диаграммы рост относительных вложений в Ситуации 6
выше из-за капиталоемкости газогенератора и дополнительных установок.
Хорошим индикатором для оценки влияния на
прибыль может служить коэффициент относительной валовой прибыли (рис. 6). Прибыль возрастает
в каждой последующей ситуации, за исключением
Ситуации 6 – из-за высоких вложений. Стоит отметить, что в Ситуации 6 примененные технологии
позволяют снизить последствия выбросов углерода в окружающую среду это, как минимум, просто
более экологически привлекательный вариант, а в
идеале – источник дополнительного дохода за счет
квот на выброс углерода. Экономические показатели Ситуации 6 могут существенно улучшиться, когда
в общих экономических расчетах будет учтена рыночная стоимость выброса парниковых газов.
Представленная здесь информация основана на
допущении, что цена нефтяного кокса пропорциональна цене угля. На самом деле некоторые нефтепереработчики считают ценность кокса нулевой или
иногда даже отрицательной, в зависимости от месторасположения предприятия и затрат на утилизацию.
На рис. 7 показана чувствительность при нулевой
ценности кокса. Как и ожидалось, это улучшило экономические показатели Ситуации 6.
Преимущества интеграции еще более ярко выражены в случае, когда стоимость сырья повышена, а
цены на продукты сохраняются на прежнем уровне. В
представленном анализе чувствительности цена на сырье считается равной 45 долл/брл вместо 42 долл/брл
(в стандартной ситуации). Эффект показан на примере относительной валовой прибыли (рис. 8) и отношении относительной прибыли к относительным
вложениям (рис. 9).
Относительная прибыль и экономические показатели существенно улучшаются, когда цена на сырье возрастает, а цены на продукты остаются неизменными. Это обычно справедливо в краткосрочной
перспективе, пока цены на продукты не корректируются в соответствии с ценами на сырье. Затраты
Рис. 7. Коэффициент относительной прибыли к относительным
вложениям – чувствительность к ценам на кокс
Рис. 8. Относительная валовая прибыль – чувствительность
к ценам на сырье
Рис. 9. Коэффициент относительной прибыли к относительным
вложениям – чувствительность к ценам на сырье
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Рис. 5. Относительные вложения
Рис. 6. Коэффициент относительной прибыли к относительным
вложениям
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
на сырье обычно достигают 70 % от общих затрат
на производство топлива на НПЗ, и, следовательно,
влияние на валовую прибыль в значительной степени зависит от нестабильности цены. Увеличение
цены на сырье всего на 3 долл/брл существенно сокращает ценовой разрыв, в то время как прибыль
во всех остальных ситуациях остается постоянной.
Коэффициенты растут, а деноминатор в стандартной ситуации уменьшается. Экономические показатели интегрированного предприятия будут лучше, а
рынок сбыта разнообразнее по сравнению с топливным НПЗ. Таким образом, будет обеспечено явное
конкурентное преимущество.
Обобщенные ресурсы. Экономические показатели интегрированного предприятия еще более улучшатся, если принять во внимание эффект от совместного пользования коммунальными и прилегающими
объектами и инфраструктурой. При такой практике
капитальные затраты снижаются по сравнению с отдельным пользованием сооружениями при неинтегрированном подходе, поскольку капитальные затраты на сооружение общезаводских хозяйственных
построек могут превышать общие затраты проекта
на 40 % или больше. Благодаря интеграции вспомогательных построек достигается оптимизация энергопотребления в масштабах всего предприятия, что
повышает общую эффективность и снижает потребление вспомогательных средств и соответствующие
эксплуатационные и капитальные затраты.
Данный анализ основан на типовом предприятии.
Однако мы ожидаем, что похожие тенденции к интеграции начнут проявляться и на сущес твующих НПЗ.
Большинство крупных НПЗ в США уже сейчас перестраиваются для обработки тяжелого высокосернистого сырья. Ассортимент продуктов такого сырья дает
повод к интеграции с предприятиями нефтехимического сектора в области производства ароматических
соединений и олефинов. Например, модернизированный НПЗ, работающий с разбавленным битумом, может ограничить производительность своей установки
каталитического реформинга и производить дополнительное количество нафты для нефтехимического
производства.
Нефтеперерабатывающая индустрия США может получить значительную выгоду от интеграции и
применения методов улучшения малоценных потоков, образовавшихся вследствие изменений в сырьевых поставках и эксплуатационных ограничениях.
Прохождение различных этапов интеграции, как
видно из представленного исследования, лучше всего осуществлять путем точного генерального планирования с учетом общеэкономических показателей
предприятия.
ПЕРСПЕКТИВЫ
Тенденции доступности сырья, спроса на продукцию и требований к ней, а также эффект масштаба – все эти факторы способствуют внедрению
интеграции НПЗ и нефтехимических предприятий.
Развитие технологий позволило преодолеть некоторые традиционные границы между нефтепереработкой и нефтесинтезом. Если вспомнить прошлое,
90
углеводородная промышленность сталкивалась с подобными проблемами в 1970-х годах. Главная разница в том, что теперь ей доступны новые, улучшенные
технологии, предоставляющие владельцам предприятий многочисленные возможности по интеграции и конфигурировании производства. Выгода,
приносимая владельцам предприятий интеграцией,
становится очевидна при анализе экономических
показателей с позиции сводного проектирования. У
подобных проектов высокая капиталоемкость (но и
эффективность капиталовложений тоже выше) по
сравнению с разделенным подходом, при котором
капиталовложения делятся на мелкие части, общие
затраты оказываются выше, а эффективность капиталовложений – ниже.
Разделенные предприятия обычно сталкиваются
с такими проблемами, как повышенное внимание
конкурирующих предприятий, субоптимизация и
трансфертное ценообразование. Поэтому синергичное, интегрированное предприятие оптимально
справляется с минимизацией эксплуатационных затрат и, одновременно, с увеличением производства
высокоценных продуктов и организацией совместного пользования дополнительными средствами.
Интегрированные предприятия, в отличие от самостоятельных НПЗ и нефтехимических заводов, могут оперативно подстраиваться под запросы рынка
благодаря расширению товарного ассортимента.
Перевел А. Локтионов
Sanjeev Kapur (С. Капур) руководитель отделения по разработке технологических процессов
Fluor Corp. Г-н Капур работает в отрасли свыше
28 лет. В настоящее время г-н Капур занимается
вопросами усовершенствования предприятий
нефтехимического и химического секторов. В
сферу его деятельности входит экспертиза таких технологий как олефиновые установки и интеграция нефтехимических и нефтеперерабатывающих предприятий.
Shankar Vaidyanathan (Шанкар Ваидйанатан)
занимает должность технического директора
по нефтепереработке в компании Fluor (Шугар
Лэнд, Техас). Он осуществляет консультации по
проектам модернизации технологий экологически чистых топлив и тяжелых нефтей. До прихода
в Fluor он работал в Chevron Lummus Global and
Engineers India Ltd. За годы работы он принимал
участие в реализации нескольких проектов, связанных с гидрокрекингом и производством дизельного топлива со сверхнизким
содержанием серы. Мистер Ваидйанатан окончил университет
Annamalai в Индии с дипломом бакалавр по химическому машиностроению.
Anil Rajguru (Анил Раджгуру) занимает должность исполнительного директора отделения технологических процессов Fluor.
Г-н Раджгуру работает в инженерной и строительной отраслях
промышленности свыше 30 лет. Его практика включает нефтепереработку и смежные технологии.
Denis Menegaz (Денис Менегаз) занимает
должность вице-президента отделения технологических процессов Fluor. Г-н Менегаз работает в
отрасли свыше 35 лет. Его круг интересов включает управление ходом проектирования на крупных
нефтехимических предприятиях и проектирование технологических процессов на самых разнообразных производственных предприятиях.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА
ВОССТАНОВЛЕННОГО ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
N. Hoygaard
Michaelsen, R. Egeberg, Haldor Topsoe, Линби, Дания;
..
S. Nystrom, Preem AB, Гетеборг, Швеция
Разработан новый метод производства «зеленого» топлива из непищевого сырья
Новый процесс гидроочистки позволяет одновременно перерабатывать легкий газойль (gasoil – GO)
и неочищенное талловое дизельное топливо (raw tall
diesel – RTD). Этот процесс сопровождается производством восстановленного дизельного топлива, которое соответствует спецификациям 590 EN (European
Norm – EN).
В статье рассматривается первая новая установка
по получению восстановленного дизельного топлива, построенная на нефтеперерабатывающем заводе
Preem AB, (Гетеборг, Швеция). При анализе восстановленного сырья столкнулись со многими проблемами, на которые стоит обратить внимание. Успех этого проекта зависел от детального знания технологии
процесса, химического состава, реакции и поведения
катализатора. Этот проект привлек инновационные
решения и дал специалистам по нефтепереработке
возможность поддерживать высокую гидродесульфирующую (hydrodesulfurization – HDS) активность по
всему циклу при одновременной переработке органических и нефтяных веществ. Ожидается, что данная
установка будет введена в эксплуатацию в 2010 г.
Восстановленное сырье это очищенное талловое
масло, которое является низкокачественным побочным продуктом бумажных заводов Крафт (Kraft). В
отличие от другого сырья, используемого для производства восстановленного дизельного топлива, RTD
является непищевым сырьем. По этой причине этот
процесс не создаст проблем, связанных с глобальным
хранением продовольствия или повышением цен на
продукты питания.
ПРОБЛЕМЫ/РЕШЕНИЯ ГИДРООЧИСТКИ
ОРГАНИЧЕСКИХ ВЕЩЕСТВ
«Восстановленное органическое вещество» это
общий термин, обозначающий обширную совокупность энергетических ресурсов, которые являются
результатом недавних биологических процессов.
Восстановленные источники энергии могут быть заменены в относительно короткий период времени в
отличие от замены ископаемых топлив. Растительные
масла и животные жиры обычно состоят из более
чем 95 мас. % триглицеридов, веществ, считающихся «тройными» сложными эфирами – продуктом
реакции спирта (R-OH) и карбоксильной кислоты
(R-COOH). Здесь спирт представляет собой триалкоглицерин. Эти масла и жиры – главные элементы в
рационе человека. В настоящее время вопрос, может
ли производство моторных топлив из пищевых продуктов по технологиям первого поколения привести к
дефициту продуктов питания и более высоким ценам
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
на них обсуждается повсеместно. Соответственно,
желательно развивать технологии, в соответствии с
которыми переработка восстановленных моторных
топлив может осуществляться из другого сырья.
Компания Preem AB сотрудничала с Sunpine AB,
производящей RTD на основе таллового масла, получаемого с бумажных заводов Крафт на севере
Швеции. Талловое масло, в основном, состоит из смоляных кислот, свободных жирных кислот и примесей
в малых концентрациях. В процессе трансэтерификации (образования сложного эфира) большинство
свободных жирных кислот преобразуется в жирные
кислотные метиловые эфиры (fatty acid methyl ester –
FAME), тогда как смоляные кислоты остаются непреобразованными.
На протяжении многих лет было известно и применялось преобразование растительных масел в нормальные парафины, являющиеся компонентами в
диапазоне кипения бензина или дизельного топлива,
с помощью процесса гидроочистки. В этом процессе
восстановленный органический материал при повышенных температурах и давлениях в каталитическом
реакторе вступает в реакцию с водородом, хотя RTD
значительно отличается по химическому составу от
типичных растительных масел. Главным отличием
RTD от ископаемого топлива является высокое содержание кислорода (приблизительно 10 мас. %). Это означает, что новая группа высоко экзотермических и
водородопоглощающих реакций будет проходить при
гидроочистке.
Хотя метод для гидроочистки обычного нефтяного масла в сочетании со значительным количеством
восстановленного органического вещества известен,
традиционная промышленная практика, включающая гидроочистку сырья, состоящего из нефтяного
масла и восстановленного органического вещества,
часто ограничивается использованием малого количества последнего, обычно ниже 5 об. %. Поскольку
для Preem AB очистка более высоких объемов RTD без
строительства новой установки являлась заманчивой,
возникало множество проблем.
Поэтому Preem AB обратилась к лицензиару технологии и катализатора, компании, которая ранее
реконструировала некоторые установки нефтеперерабатывающего завода в Люсекиле и Гетеборге
и поставляла катализаторы для этих установок.
Подразделение лицензиара технологии и катализатора по научно-исследовательским и проектно-конструкторским работам (Research and Development
– R&D) уже активно участвовало в развитии новых
катализаторов для получения биодизельных топлив.
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Рис. 1. Процесс гидроочистки легкого газойля и неочищенного
таллового масла
Специалист по нефтепереработке и каталитическая
компания заключили соглашение об изобретении новой технологии гидроочистки для производства «зеленого» дизельного топлива.
Главной проблемой стала система обработки сырья
и смешивания компонентов. Применение большого
количества смоляной кислоты и свободных жирных
кислот с высоким общим кислотным числом (total acid
number – TAN) связано с производственными убытками за счет повышенного уровня коррозии труб,
теплообменников и огневых нагревателей (до входа в
реактор гидроочистки). До сих пор это накладывало
ограничения на промышленное применение столь заманчивых смесей гидроочистки обычного нефтяного
масла со значительными соотношениями таллового
масла или вещества, полученного из таллового масла.
Чтобы изучить эту проблему и принять необходимые меры, была изобретена новая система подачи
RTD. В новой системе смешивание минерального сырья происходит в несколько этапов. Часть RTD вводят
в виде инжекции после огневого нагревателя и перед
входом в реактор. При этом оборудование процесса не используется. Другую часть сырья RTD вводят
между первыми двумя слоями в реакторе, чтобы управлять температурным профилем. Эта схема также
управляет общим кислотным числом и, таким образом, уменьшает коррозию до минимума (рис. 1).
Другая проблема – большое количество тепла,
образующееся при гидрогенизации таллового масла,
полученного из жирного кислотного метилового эфира (FAME). Эта реакция происходит в реакторе гидроочистки в двух направлениях, как показано на рис. 2.
Рис. 2. Гидрогенизация таллового масла, полученного из жирных
кислотных метиловых эфиров двумя направлениями реакций
92
При гидро-деоксигенировании (hydro-deoxygenation
– HDO) образуется вода, а при декарбоксилировании образуется углекислый газ (CO2). Обе реакции
проходят быстро, потребляют водород и являются
высоко экзотермическими (образуют тепло). Таким
образом, окружающая среда потенциально может
ухудшить катализатор гидроочистки и послужить
причиной загрязнения каталитического слоя путем
коксования и/или смолообразования при реакциях
полимеризации.
При декарбоксилировании используется меньше
водорода, чем при гидро-деоксигенировании (hydrodeoxygenation – HDO). Таким образом, это направление
реакции может считаться предпочтительным. Однако
CO2, образованный путем декарбоксилирования, может
реагировать с водородом, образуя угарный газ (СО) и затем метан (CH4). Кроме того, с CO2 и CO может быть связано несколько других проблем, включая ингибирование
катализатора, и их сложнее удалить, чем воду. Обычно
обе эти реакции являются активными, и распределение
между этими двумя направлениями определяется характерным типом сырья, операционными условиями и типом каталитической системы.
Чтобы контролировать выход тепла, идущего от
первого каталитического слоя в реакторе гидроочистки, RTD смешивают со свежим сырьем, как описано
ранее. Таким образом, можно ограничить использование водорода путем контроля выхода тепла в первом слое, так как RTD способствует быстрому охлаждению. Кроме того, этот метод обеспечивает более
высокое парциальное давление водорода до входа в
реактор и может препятствовать образованию смол и
уменьшить коррозию.
Разделение RTD на несколько потоков и замедление смешивания нефтяного сырья с восстановленным
органическим веществом до гидроочистки удовлетворяет нескольким целям. Это исключает риск возникновения коррозии, особенно на оборудовании производственной линии, и в то же самое время действует
как охладитель жидкости, который контролирует выход тепла от экзотермических реакций.
Результат. Этот метод обработки может способствовать значительному увеличению срока службы катализаторов гидроочистки.
КАТАЛИЗАТОРЫ ДЛЯ ГИДРООЧИСТКИ
ОРГАНИЧЕСКИХ ВЕЩЕСТВ
Выбор катализатора был ориентирован на модификацию процесса и условия реакции. В настоящем
применении желательно контролировать температурный перепад в каждом каталитическом слое. Так как
конверсия большого количества RTD является очень
быстрой реакцией, в процессе которой потребляются
большие объемы водорода, чем при обычной гидроочистке, необходимо использовать специальные катализаторы для восстановленных веществ. Эти катализаторы специально разработаны для осуществления
этих реакций и противодействия коксо- и смолообразованию. К тому же, высокоактивные катализаторы
должны быть надежными в эксплуатации для того,
чтобы гарантировать высокую гидродесульфирующую активность.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Другим фактором для рассмотрения показателей
гидроочистки биотоплив является присутствие в продукте CO2 (см. рис. 2). Катализаторы гидроочистки
часто будут иметь смещение активности, то есть, будут катализировать обратную реакцию водно-газового смещения, при котором образуется СО:
CO + H __ CO + H O
2
2
2
ется использование катализатора, основанного на никеле, который применяется на заводах по получению
аммиака. Эту технологию можно считать доказанной.
Альтернативно, эти компоненты могут быть удалены с помощью адсорбции при переменном давлении
(pressure swing adsorption – PSA), если у специалиста
по нефтепереработке есть резервная мощность установки PSA-адсорбции.
CO, так же как CO2, имеет эффект ингибитора
на катализаторы гидроочистки. Но значение этого
МОДЕРНИЗАЦИЯ PREEM AB ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА
явления зависит от применяемого типа катализато«ЗЕЛЕНОГО» ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
ра. Обычные катализаторы гидроочистки, имеющие
На нефтеперерабатывающем заводе Preem AB
гидродесульфирующую активность, широко известв Гетебортге (рис. 3) эксплуатируется установка для
ны в промышленности и обычно включают кобальт,
умеренного гидрокрекинга (mild hydrocracker unit –
никель и молибден на определенном носителе. Такие
MHC). Однако, для удовлетворения будущих требокатализаторы также будут активными для конверсии
ваний при смешении биотоплив в дизельном топливе,
неочищенного таллового дизельного топлива RTD,
Preem AB заключила договор о модернизации МНСно, как описано ранее, использование таких каталиустановки с целью производства «зеленого» дизельзаторов приведет к более короткой длине цикла. Для
ного топлива на основе RTD. Основное проектировагидроочистки биотоплив были разработаны новые
ние было недавно закончено; модернизация установсерии катализатора. Кроме того, для оптимизации
ки, как ожидают, будет завершена к концу 2009 г., с
относительно ингибитора CO/CO2, этот катализатор
последующим вводом в эксплуатацию в начале 2010 г.
разработан с высокой термоустойчивостью, чтобы
Установка будет производить дизельное топливо
противостоять большому экзотермическому эффекпо спецификациям 590 EN (European Norm – EN) на
ту, вызванному реакциями гидрогенизации.
основе 30 об. % восстановленного органического веБолее того, новый разработанный катализатор
щества и 70 об. % нефтяного масла. Восстановленным
обладал повышенной устойчивостью к коксообразоорганическим веществом является RTD, а нефтяванию. Это важный признак для катализатора в приным маслом – легкий газойль (light gasoil – LGO).
сутствии СО, CO2 и CH4 в рециркулирующем газе,
Модернизированная установка также имеет эксплуатационную гибкость для переработки 100 об. % некоторые снижают парциальное давление водорода и
фтяного LGO в режиме гидродесульфирования и поувеличивают риск образования кокса на гидрогенизалучения спецификаций серы ниже 10 млн-1.
ционных катализаторах.
Разработчик катализатора подтвердил высокую усСодержание парафина, образованного гидриротойчивость этой системы в испытаниях на пилотных
ванием RTD, влияет на увеличение цетонового инустановках. Результаты показали, что все RTD может
декса и снижение плотности. Но это также ухудшабыть конвертировано, и содержание серы в продукте
ет свойства текучести продукта на холоде. Поэтому
уменьшено (до менее 10 млн-1) в течедобавление в смесь RTD первоначальние продолжительного периода обно ограничено 30 об. % для обеспечеслуживания с очень низкой дезактиния достаточно низкой температуры
вацией.
помутнения.
Модификации системы рецирПо сравнению с текущим режикулирующего газа были разработамом работы установки умеренного
ны с учетом обработки образовангидрокрекинга, после модернизации
ных газов, в особенности СО и CO2.
с целью производства «зеленого» диУглекислый газ (CO2) в основном удазельного топлива система будет раболяется в результате нагнетательной
тать при более низкой температуре,
промывки амином. Но чтобы избепри этом потребление водорода будет
жать накопления в системе СО и CH4,
значительно выше. В результате экнеобходима очистка, и для удаления
зотермических реакций гидро-дезокСО после промывки может быть присигенирования (hydro-deoxygenation
менен конвертор. Если промывочный
– HDO), потребление топлива на усгаз сжигается, то конвертор, очевидтановке стало меньше по сравнению
но, не требуется. Однако в случае,
с обычным режимом гидродесульесли промывочный газ восстанавлифирования. Это означает, что при
вается, СО может стать нежелательсовместной обработке RTD и нефтяным компонентом. В конверторе CO
ного LGO, в качестве бонуса, для девступает в реакцию с водородом, обсульфирования газойля потребуется
разуя CH4:
меньшее количество топлива.
Рис. 3. Очистительный завод Preem AB
__
Свободные жирные кислоты в
СО + 3H2
CH4 + H2O
Gothenburg будет управлять первой
таловом
масле имеют свойства, ана«зеленой» дизельной установкой на
Инновационным решением по уда- базе легкого газойля и неочищенного логичные свойствам нафтеновых
лению CO и CO2 в конверторе явля- таллового масла
кислот, и могут вызвать коррозию,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
если не предпринято соответствующее действие,
например, применение коррозионностойких материалов в проблемных областях. С помощью описанной
системы инжекции RTD вводят только после огневого
нагревателя и для охлаждения жидкости – во второй
слой реактора. Аппаратное оборудование из коррозионностойких материалов строго ограничено, и в
предлагаемой установке необходима только незначительная модификация материала. Более того, образовавшийся после реактора CO2 (в присутствии жидкой
воды), может образовать угольную кислоту. Риск возникновения коррозии от воздействия этой кислоты
в воздухоохладителе и холодном сепараторе широко
известен.
Было найдено новое простое решение этой проблемы, которое применяется на всех установках, обрабатывающих сырье с высоким содержанием кислорода.
На нефтеперерабатывающем заводе Preem АВ будет установлен конвертор для удаления следов СО и
CO2, присутствующих в промывочном и рециркулирующем газах после промывки амином. Необходимо
удалять СО, так как промывочный газ используется в других установках нефтеперерабатывающего завода, где СО действует как каталитический яд.
Современная установка восстановления промывочного газа выше криогенной установки, которая не может удалить СО.
КРАТКИЙ ОБЗОР
Preem AB и Лицензиар технологии и катализатора заключили соглашение о разработке метода гидроочистки 70 % легкого газойля (light gasoil – LGO)
и 30 % восстановленного органического вещества в
форме неочищенного таллового дизельного топлива
(RTD). С этой целью была проведена модернизация
установки для умеренного гидрокрекинга (MHC) на
нефтеперерабатывающем заводе Preem в г. Гетеборг.
Возникают многочисленные проблемы, связанные
с гидроочисткой больших количеств восстановленного органического вещества, такие как большие экзотермы в слое катализатора, которые должны быть
исследованы, чтобы избежать дезактивации катализатора или его загрязнения.
Кроме того, гидроочистка RTD приводит к образованию в системе CO2 и CO, которые будут подавлять
активность катализатора, пока не будут удалены.
Наконец, чтобы гарантировать успешную работу
установки гидрообработки, нужно исследовать потенциальные проблемы коррозии, вызванные свободными жирными кислотами и угольной кислотой.
Каталитическая компания, в сотрудничестве с
Preem АВ, разработала инновационные решения с целью предотвращения этих проблем.
Процесс представляет собой экологически безопасную технологию. Этот процесс обладает важным
преимуществом для производства «зеленого» дизельного топлива. Также этот метод не связан с продуктами питания и, соответственно, не повлечет за собой
глобальную нехватку продовольствия, так как основан на очистке полученного таллового масла, а не масел, полученных из зерновых культур, которые могут
использоваться для питания человека.
Перевела И. Аммосова
Niels H. Michaelsen (Н. Х. Михаэлсен) – менеджер группы
продаж технологий/техники нефтеперерабатывающего завода
Haldor Topsшe. Он получил диплом о высшем образовании в
1994 г. со степенью магистра в области химических технологий.
Г-н Михаэлсен работал в Topsшe в течение 10 лет. До этого
назначения он был региональным менеджером в подразделении
катализаторов.
Rasmus G. Egeberg (Р. Г. Эгеберг) – менеджер научноисследовательских и опытно-конструкторских проектов (research and development – R&D) Topsшe в сфере гидроочистки.
Д-р Эгеберг получил степень доктора технических наук в
области физики в Техническом университете Дании (Technical
University of Denmark) в 2001 г.
..
Stefan Nystrom (С. Нистрем) – получил диплом о высшем
образовании в 1976 г. со степенью магистра в области в химических
технологий. Он работал на двух нефтеперерабатывающих заводах
Preem с 1977 г. на протяжении его работы в Preem он занимал
различные должности, включая инженера-технолога, руководителя
операций и начальника отдела планирования производства и
лаборатории. В настоящее время, г-н Нистрем руководит группой
развития нефтеперерабатывающего завода.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
Fluor Corp подписала контракт на управление
проектом и проведение модернизации перерабатывающего предприятия WRB Refining LLC. Решение о
подготовке проекта было принято в 2007 г. Затем план
был разработан в деталях. Предприятие расположено
в Роксана (Иллинойс).
Raven Biofuels International Corp совместно с Price
Biostock планирует разработать проект установки
для получения этанола. В качестве сырья планируется использовать древесную стружку и древесные
отходы. План проекта включает также выполнение
земляных работ. Производственная мощность предприятия составит 33 млн галл/год этанола и 12 млн
галл/год фурфурола и др.
94
FT Services заключила контракт стоимостью 50 млн
долл., по условиям которого должна обеспечить сервисные услуги и управление предприятием в Форт
Саскачеван (Альберта, Канада). Оператором предприятия является компания Shell Canada Ltd.
Greenhunter Biofuels, LLC заключила договор аренды портового участка площадью 22 акра в Порт Саттон
(Флорида). На участке планируется строить терминал
для биотоплив и перерабатывающее предприятие по
получению биодизельного топлива. Арендуемый участок принадлежит порту и расположен в глубоководной акватории порта. Для строительства мощностей
будут использоваться тракторы, баржи и глубоководные транспортные корабли. Проектом предусмотрено
строительство ж/д путей.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
НОВАТОРСКИЙ ПОДХОД К ЭКОНОМИЧНОЙ
РЕКУПЕРАЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ГАЗОВ
K. Luckwal, K. K. Mandal, Indian Oil Corp. Ltd., Вадодара, Гуджарат, Индия
Усовершенствуйте применение водорода на вашем предприятии
Затраты на получение водорода оказывают значительное влияние на операционную прибыль НПЗ.
Поскольку доля тяжелого сырья в нефтепереработке
увеличивается, а экологические требования ужесточаются, эти затраты вынуждают нефтепереработчиков уделять больше внимания эффективному получению водорода (H2) и его экономному использованию.
Установки парового реформинга для получения H2
(генераторы водорода) составляют неотъемлемую
часть любого НПЗ. При более тщательном изучении
проблемы эффективного использования H2 внимание специалистов фокусируется на рекуперации H2
из отходящих газов различных установок, например, гидрокрекинга или каталитического реформинга (catalytic reformer unit – CRU). Наиболее широко
распространенный метод рекуперации H2 – короткоцикловая адсорбция при переменном давлении
(pressure swing adsorber – PSA).
Хотя изменения в потреблении и отражаются
на нагрузке генераторов водорода, для соответствующего изменения объема выработки требуется
время. Поэтому чистый запас водорода на любом
предприятии (разница между общей выработкой
водорода и его общим потреблением) постоянно
колеблется. Причиной тому могут быть изменения
в потреблении водорода из-за смены сырья, температура окружающей среды, работа циклов PSA и
многочисленных установок по получению и потреблению водорода и т.д.
Из-за колебаний запаса водорода меняется его
давление в сети, а резкие падения могут нарушить
технологический режим нефтеперерабатывающих
установок. Чтобы обеспечить неизменное давление водорода в системе, на НПЗ обычно прибегают
к сбросу избытка водорода в сеть топливного газа
(fuel gas – FG). Типичная сеть водорода на НПЗ
представлена на рис. 1.
Сброс водорода или водородонасыщенных газов
в сеть FG для регулирования давления в сети приводит к существенным убыткам. В данном ситуационном анализе описывается создание экономной
системы рекуперации водорода путем интеграции
различных действующих агрегатов НПЗ.
Рис. 1. Сеть водорода на типичном НПЗ
Рис. 2. Сеть водорода на рассматриваемом НПЗ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
ОПИСАНИЕ СЕТИ ВОДОРОДА НА НПЗ
Сеть водорода на рассмотренном НПЗ состоит
из ряда установок получения водорода и гидрообработки, соединенных между собой. Главные источники водорода на предприятии – установки парофазного реформинга нафты с системой PSA (H-I и
H-II) и отходящие газы установки каталитического
крекинг-реформинга (catalytic cracking reformer unit
– CCRU), обрабатываемые направляемые на PSA.
Основные агрегаты гидрообработки – установка
гидрокрекинга и установка дегидродесульфуризации (dehydrodesulfurization – DHDS). На рис. 2
представлена упрощенная схема сети водорода на
данном НПЗ.
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Нормальное рабочее давление в сети водорода колеблется между 19,25 и 19,60 кгс/см2. Отклонения в
чистом запасе водорода могут происходить из-за изменений в поставках сырья, работы циклов PSA, температуры и других параметров и достигать 3 кнм3/час
(кнм – килонорм). Поскольку корректировка нагрузки
генератора водорода сказывается на его выработке со
значительным запаздыванием, то одной корректировки
нагрузки для регулирования давления водорода в сети
недостаточно. Зачастую для этого требуется резкое сокращение потребления водорода установками гидрообработки, что нарушает режим работы. Чтобы обеспечить бесперебойную работу узла гидрообработки и установок PSA и предохранить их от внезапных падений
давления, поддерживается средний избыток водорода в
1–3 кнм3/час. Давление водорода в сети регулируется
двухдиапазонной системой клапанов (PC11A и PC11B).
В случае повышения давления водорода его избыток
сперва сбрасывается в систему FG через регулирующий
клапан (PC11A) до достижения давления в 19,6 кгс/см2.
Второй регулирующий клапан открывается, только
если давление в системе продолжает возрастать даже
при полном открытии клапана PC11A. Клапан PC11B
обычно полностью закрыт.
ИНТЕГРАЦИЯ УСТАНОВОК
ДЛЯ РЕКУПЕРАЦИИ ВОДОРОДА
Рассмотренный НПЗ, как и большинство аналогичных предприятий, располагает сторонним хранилищем
водорода для снабжения установок газом в экстренных
ситуациях, а также при запуске и остановке производства. Сторонний комплекс включает резервуары для
хранения водорода и компрессор для их наполнения.
Интеграция хранилища с существующей сетью позволяет достичь нескольких целей.
•
Сокращение избытка дорогостоящего водорода.
Избытком водорода именуется выработанное количество сверх потребностей установок гидрообработки
(гидрокрекинга, DHDS и т.д.). Часто избыток поддерживается по необходимости, чтобы компенсировать
внезапные падения давления водорода в сети вследствие возросшего потребления и предохранять рабочий
режим от нарушений. Любое сокращение избытка водорода даст НПЗ существенный выигрыш.
Рекуперация большей части избытка. Потеря
водорода из-за сброса избытка в сеть FG оказывается
довольно существенной. Рекуперация водорода предотвратит это.
Обеспечение мгновенной подпитки водорода
при внезапно возросшей потребности. Возросшая потребность в водороде потребует времени, чтобы компенсировать ее за счет выработки газа. Без достаточного
избытка газа такую проблему эффективно не решить.
Доступность дополнительных источников повысит надежность работы НПЗ.
Чтобы оптимизировать использование водорода на
НПЗ, было выделено несколько необходимых конструктивных и технологических модификаций.
Использование одного из существующих буллитов в качестве аварийного запаса на случай внезапного
падения давления.
Рекуперация большей части избытка, подача его в
буллит через действующий сторонний компрессор.
Рекуперация водорода была осуществлена путем
интеграции существующей сети с прилегающим хранилищем водорода. Использовались существующие
линии с незначительными изменениями в операционном подходе. На рис. 3 представлена переработанная
операционная схема интегрированной системы рекуперации водорода и газовой сети. Выделенная линия
(с регулирующим клапаном PC22) использовалась,
чтобы соединить сеть водорода и хранилище для образования системы рекуперации.
Исходная схема предполагала снабжение водородом установки CCRU во время запуска и остановки.
Для системы рекуперации водорода схема была модернизирована. Соединительная линия с PC22 (контрольно-подпиточный водородный клапан) была назначена
для подачи водорода из буллита в сеть для предотвращения падения давления в системе ниже 19,3 кгс/см2.
Выполнение этого задания включало в себя.
Постоянную работу стороннего водородного
компрессора для перемещения водорода из сети в
хранилище. В свою очередь буллит снабжал сеть через
PC22. PC22 поддерживал давление в сети, открываясь,
если оно падало ниже 19,3 кгс/см2. При такой схеме
работы буллит смягчает падение давления в сети водорода. В случае, если давление в системе превышало
19,3 кгс/см2, PC22 закрывался, и компрессор направлял избыток водорода в буллит. Таким образом, избыток водорода сохранялся. Клапаны PC11A и PC11B
продолжали работу в обычном режиме разделенного
диапазона, т.е. при любом увеличении давления свыше 19,6 кгс/см2 PC11A направлял избыток водорода в
сеть FG. PC11B будет открываться только в том случае,
если давление продолжит возрастать даже после полного открытия PC11A.
•
•
•
•
•
Рис. 3. Интеграция различных узлов в систему рекуперации
водорода
96
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Рис. 4. Тенденция сброса водорода в сеть FG
•
Уменьшалась нагрузка генератора водорода до
близкого к нулевому избытку водорода (т.е. PC11A
остается в закрытом состоянии). В то же время давление в резервуаре менялось в среднем не очень
сильно. Это предотвращало быструю декомпрессию
и постоянно поддерживало давление в буллите на
заданном уровне.
Нагрузка генератора водорода возрастала, когда избыток водорода приближался к нулю. В буллите создавалось постепенное нарастание давления,
по крайней мере, до достижения нижнего предела
рабочего давления.
Корректировка нагрузки генератора водорода
проводилась таким образом, чтобы в буллите всегда
сохранялось давление, достаточное для компенсации
внезапных падений давления в сети. В то же время,
давление в буллите не должно было превышать допустимых пределов. С последней задачей справлялся перепускной регулирующий клапан (PC33) стороннего компрессора. Рабочий диапазон давления в
буллите был выбран равным от 28,0 до 40,0 кгс/см2,
что позволило выполнить оба требования.
•
•
РАБОТОСПОСОБНОСТЬ СИСТЕМЫ
РЕКУПЕРАЦИИ ВОДОРОДА
После модернизации системы рекуперации водорода были отмечены следующие существенные
улучшения.
Средний сброс избытка водорода в сеть FG сократился более чем на 85 %. Снижение потерь водорода показано на рис.4. Подобным образом отмечено
сокращение расхода водорода через регулирующий
клапан сети FG (PC11A), как показано на рис. 5. Даже
при таком радикальном снижении избытка внезапные нехватки водорода эффективно компенсировались немедленной подпиткой из резервуара. Таким
образом, было обеспечено устойчивое функционирование гидрообработки и установок PSA при почти незначительной потере водорода в сети FG.
На рис. 6 представлен момент работы системы
рекуперации водорода. Показаны обе стадии операционного процесса – увеличения и уменьшения давления в сети водорода. В случае увеличения давления
клапан PC22 закрывается, и избыток водорода направляется в резервуар через сторонний компрессор.
Тогда давление в резервуаре возрастает. Нагрузка ге-
Рис. 5. Тенденция сброса избытка водорода через регулирующий
клапан FG
нератора водорода снижается до значений, при которых клапан PC11A остается закрытым, а давление в
резервуаре превышает верхний предел.
В случае уменьшения давления в сети открывается
клапан PC22 и производится немедленная подпитка
водородом из буллита. При этом давление в буллите
снижается, и возрастает нагрузка генератора водорода (H-I), чтобы отрегулировать его. Соответственно,
давление остается выше нижнего предела.
ОГРАНИЧЕНИЯ СИСТЕМЫ
РЕКУПЕРАЦИИ ВОДОРОДА
В работе сети водорода было выявлено несколько
системных ограничений.
Мощность компрессора. Рекуперация избытка
водорода в резервуаре после увеличения давления в
сети регулируется емкостью резервуара и производительностью компрессора. Избыток водорода сверх
производительности компрессора рекуперировать
невозможно. Поэтому низкая производительность
•
•
•
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Рис. 6. Типичное поведение различных параметров в ходе
реальной работы системы рекуперации водорода
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
компрессора препятствует полному прекращению
сброса избытка водорода в сеть FG.
Частые изменения нагрузки генератора водорода. Цель работы системы рекуперации водорода –
свести к нулю сброс водорода в сеть FG и постоянно
поддерживать достаточное давление водорода в резервуаре. Для этого требуется чаще менять нагрузку
генератора водорода, а значит – более частое вмешательство оператора. Помочь с решением этой проблемы может отчетливая программа автоматического
контроля нагрузки.
Размер контрольно-подпиточного водородного клапана. Малый размер контрольно-подпиточного
водородного клапана (PC22) ограничивает поток водорода из резервуара, который можно подать в сеть
в случае необходимости усиленной подпитки. Чтобы
частично обойти это ограничение, между PC22 и PC33
установлен переключатель, открывающий перепускной регулирующий клапан стороннего компрессора.
В случае увеличения потребности в подпитке водородом нагнетаемый поток компрессора направляется
назад, во всасывающую линию, через перепускной
регулирующий клапан, вместо PC22. Нагнетаемый
поток компрессора, проходящий через клапан PC22 в
сеть водорода, не компенсирует нехватку водорода в
сети. Циркуляция нагнетаемого потока через клапан
PC33 предоставляет резерв для увеличения потока через клапан PC22, что делает возможным дополнительную подпитку сети водородом из резервуара.
•
•
ПРЕИМУЩЕСТВА
Интеграция действующих узлов предприятия позволяет радикально уменьшить сброс дорогого водорода в сеть FG. При этом система рекуперации оказалась
очень экономичной, поскольку потребовала лишь незначительных модификаций системы без какого-либо
нового оборудования.
За сокращением избытка водорода последовало
соответствующее сокращение выработки водорода.
Система регенерации создала источник для экстренной подпитки водородом, что позволило сохранить
стабильность работы даже в случаях резкой нехватки
водорода по причине изменений в сырье и температуре среды, простоях PSA, отказах и замене оборудования. Наконец, снижение выбросов водорода стабилизировало состав FG и, как следствие, улучшило контроль над работой печей.
РЕКОМЕНДАЦИИ
Две главные задачи, связанные с эксплуатацией
сетей водорода, включают следующее.
Как рекуперировать избыток водорода, возникший при внезапном падении потребления газа?
Как предотвратить или минимизировать вред,
наносимый установкам гидрообработки, внезапной
нехваткой водорода?
Первая задача обычно решается сбросом избыточного водорода в сеть FG. С другой стороны, для решения второй задачи в сети часто поддерживают постоянный избыток водорода, идущего в сеть FG. Этот
избыток водорода используется для экстренной подпитки в случае нехватки. Кроме того, для поддержания равновесия между уровнями потребления и выработки водорода существуют автоматические системы
контроля нагрузки генератора H2. Но, поскольку все
изменения нагрузки влияют на величину выработки с
задержкой, то эффективность таких систем в неожиданных случаях ограничена.
Описанная здесь система рекуперации водорода основана на идее использования буферного резервуара для
смягчения падений давления в сети водорода. Избыток
водорода рекуперируется путем направления в резервуар при помощи компрессоров. Такая система способна
справиться как с внезапным избытком водорода, так и с
его нехваткой. Она играет важную роль в эффективном
распределении водорода на предприятии.
Перевел А. Локтионов
•
•
Kamleshwar Luckwal (К. Луквал) занимает пост
заместителя технолога (технические службы НПЗ
Гуджарат компании Indian Oil Corp. Ltd., Гуджарат,
Индия. За 9 лет работы в Indian Oil Corp. Ltd. он
имел дело с установками гидрокрекинга, перегонными агрегатами, генераторами водорода и азота.
Г-н Луквал выполнял задания по вводу в эксплуатацию, контролю за процессом и диагностике. Он
окончил технологический университет в Нью-Дели, Индия, со степенью бакалавра по технологии.
Kishore Kumar Mandal (Кишор Кумар Мандал)
занимает пост главного технолога на НПЗ Гуджарат
компании Indian Oil Corp. Ltd., Гуджарат, Индия. За
23 года работы в Indian Oil Corp. Ltd он имел дело с
различными установками, включая установки гидрокрекинга и каталитического флюид-крекинга. Г-н
Мандал выполнял задания по вводу в эксплуатацию,
техническому обслуживанию и проектированию.
Он окончил Индийский Технологический Университет в Кхарагпуре,
Индия, с почетной степенью бакалавра естественных наук в области
химического машиностроения.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
АФРИКА
Foster Wheeler South Africa (Pty) Ltd.
Подписала контракт (front-end engineering design –
FEED) с Sasol Chemical Industries Ltd. На модернизацию
завода Sasolburg Fischer-Tropsch в Южной Африке. По
условиям контракта компания осуществляет разработку и подготовку технической документации оборудования, разработку технологии и обеспечение управления
проектом. После завершения реализации проекта производственная мощность завода повысится на 50 %.
98
ЕВРОПА
Cherepovetsky Azot JSC подписала контракт с
Chemoprojekt SA на строительство завода по производству мочевины с производственной мощностью
1500 т/сут. Завершение проекта намечено на 2011 г.
PanGas AG планирует строительство новой сепарационной установки в Швейцарии. Затраты на проект
составят 44 млн евро. Производственная мощность установки составит 500 т/сут жидкого азота, кислорода и
аргона. Проект будет введен в эксплуатацию в 2010 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: УПЛОТНЕНИЯ
ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ
СДВОЕННЫХ УПЛОТНЕНИЙ
R. Smith, AESSEAL plc, Ротерхам, Великобритания
Предлагается выбор уплотнений по виду охлаждения их поверхности
ГКонструкторы механических уплотнений относятся с достаточным сомнением к разработке сдвоенных уплотнений, хотя в нефтеперерабатывающей
отрасли давно широко применялись такие системы,
выполненные по стандарту API-682/ISO 21049, так
как уплотнения были универсальны к соответствующим требованиям. Некоторые из них пытаются
оптимизировать технологии с учетом их стойкости к
переменному давлению, абразивной или замерзающей среде. Недостаточное охлаждение поверхности
уплотнения может привести к снижению его надежности. Поэтому Стандарт по уплотнениям предлагает
пользователю выбор трех различных конфигураций
уплотнений и, как предполагалось, каждый из вариантов имеет свои преимущества и недостатки.
Несмотря на то, что обусловленное охлаждение
и другие требования могут появиться дополнительно, новейшие конструкции уплотнения в настоящее
время практически удовлетворяют всем поставленным требованиям. Кроме того, методы расчета потоков, таких как вычисление динамики жидкости
(computational fluid dynamics – CFD), облегчают понимание бескомпромиссных наилучших решений,
а полевые испытания полностью подтверждают правильность концепций лежащих в основе конструкций
уплотнений.
РАСПОЛОЖЕНИЕ СДВОЕННЫХ УПЛОТНЕНИЙ
Сдвоенные уплотнения необходимы в большей
степени в процессах переработки углеводородов.
Требования к надежности установок, снижение допускаемых выходов летучих компонентов и стремление к увеличению времени безотказной работы
оборудования являются главным стимулом для усовершенствования уплотнений. Стандарт API-682/3
Edition [1] описывает геометрию герметичных уплотнений в трех положениях (в двух из них имеются
сменные узлы) следующим образом.
• Сдвоенные уплотнения в положении «face-toback» (лицом к обратной стороне), при котором одно
уплотнительное кольцо устанавливают между двумя
гибкими элементами и один гибкий элемент – между
двумя уплотнительными кольцами (рис. 1, а).
• Сдвоенные уплотнения в положении «back-toback» (обратная сторона к обратной стороне), при котором оба гибких элемента устанавливаются между
двумя уплотнительными кольцами (рис. 1, в).
• Сдвоенные уплотнения в положении «face-toface» («лицом к лицу»), при котором оба уплотнительных кольца расположены между двумя гибкими элементами (рис. 1, с).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
Описание, по мнению автора, неполное. Достаточно
принципиальным показателем конфигурации «face-toback» является то, что технологическая жидкость проходит по наружной поверхности уплотнения, а в двух
других конфигурациях технологическая жидкость
проходит по внутренней поверхности уплотнения.
Расположение «face-to-back» предпочтительно [2],
однако покупатель может ориентироваться на приобретение сдвоенных уплотнений «back-to-back» и
«face-to-face». В API-682 негерметичные сдвоенные
уплотнения относят к Arrangement 2, а уплотнения
«face-to-back» классифицированы в соответствии со
стандартом [3].
СРАВНЕНИЕ КОНФИГУРАЦИИ УПЛОТНЕНИЙ
Каждая из конфигураций уплотнений имеет свои
преимущества и недостатки.
Преимущества конфигураций «back-to-back» и
«face-to-face». В нефтеперерабатывающей промыш-
Рис. 1. Три конфигурации уплотнений в соответствии с API-82
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: УПЛОТНЕНИЯ
Рис. 2. В конфигурации уплотнения «back-to-back» возможно
зависание
ленности уплотнения конфигураций «back-to-back»
и «face-to-face» представлены очень широко [4]. Они
потенциально представляют более высокие эксплуатационные качества, касающиеся эффекта охлаждения внутреннего и наружного уплотнений. Но они
также имеют и недостатки.
Недостатки конфигураций «back-to-back» и
«face-to-face». Недостатком уплотнений «back-toback» и «face-to-face» является то, что технологическая жидкость проходит по внутренней поверхности
уплотнения. Под действием центробежных сил захваченные с потоком жидкости абразивные частицы
перемещаются по поверхности уплотнения, при этом
увеличивается вероятность истирания и повреждения уплотнения. Под внутренней поверхностью уплотнения образуется так называемая «мертвая зона»
небольшого объема, где скапливаются твердые частицы, находящиеся в технологическом продукте. Второе
О-образное кольцо будет при этом «зависать» над загрязненной зоной (рис. 2).
Принудительное удерживание кольца, сопряженного с внутренним уплотнением, может быть
затруднено из-за неизбежных загрязнений между
корпусом и уплотнительной камерой. Если уплотнение установлено неправильно, то осевые силы при
действии давления реверсирования могут вытеснить уплотнения.
Рис. 3. Фиксирование колец гидравлически
100
За последние два десятилетия в химической промышленности усовершенствовали систему уплотнений «face-to-back» с точки зрения их надежности.
Преимущества конфигурации «face-to-back».
Конфигурация «face-to-back» фактически не имеет
недостатков, присущих другим конструкциям (при
подаче насоса на наружную поверхность уплотнения). Преимущества этой конфигурации отмечены в
Стандарте API-682 [5], выдержки из которого суммируются в следующем изложении:
«Преимущества этой серии уплотнений заключаются в том, что абразивные загрязнения центрифугируются и имеют меньшее влияние на внутреннее уплотнение». Далее отмечено следующее [6].
Конструкции уплотнения «барьерной» жидкостью
предусмотрены таким образом, что технологическая
жидкость на наружной поверхности уплотнения будет способствовать минимизации накопления твердых частиц на поверхности уплотнения и уменьшению вероятности зависания».
Пригнанные кольца можно удерживать либо принудительно, либо более современными методами, гидравлически (рис. 3). Давление реверсирования обеспечивает большую надежность; оно увеличивает степень допустимых отклонений при нарушениях технологических процессов. В Стандарте API-682 отмечено
следующее [5].
«В каждом случае потери давления жидкости уплотнения будут «вести себя» подобно описанным в
Arrangement 2»
Недостатки традиционной конфигурации «faceto-back». Основным принципом конструкции уплотнения «face-to-back» является охлаждение его
внутренней поверхности. Конструкторы уплотнений
обычно разрабатывают его со встроенными деталями. Однако часть потока жидкости во внутреннем
уплотнении является достаточно слабым притоком,
а иногда и нулевым. Температура в этой застойной
зоне будет увеличиваться за счет тепловой выдержки
и тепла, образованного на поверхности уплотнения. В
Стандарте API-682 Edition 2 довольно четко обосновано следующее предостережение:
«Ограниченные размеры камеры уплотнения и
сменная конструкция сменных деталей могут влиять
Рис. 4. Схема уплотнения «face-to-back», улучшающая охлаждение
внутреннего уплотнения
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: УПЛОТНЕНИЯ
Рис. 4. Схема уплотнения «face-to-back», улучшающая охлаждение
внутреннего уплотнения
Рис. 6. Поток барьерной жидкости с отражательной перегородкой
на способность жидкости охлаждать внутреннее
уплотнение в соответствии с техническими требованиями. Охлаждение внутреннего уплотнения,
не соответствующее техническим требованиям,
в результате снижает надежность уплотнения.
Правильный выбор конфигурации «back-to-back» или
«face-to-face» поможет разрешить проблемы охлаждения внутренних уплотнений.
Таким образом, цель конструкторов по разработке
уплотнений – обеспечить уплотнения «back-to-back»
и «face-to-face» оптимизированным охлаждением и
одновременно с этим – сопротивляемость уплотнений к зависанию.
К счастью, в настоящее время можно достигнуть
превосходного охлаждения включением в систему уплотнений высокоэффективных циркуляционных приспособлений и отражательных перегородок.
Отражательные перегородки отводят поток жидкости
к внутреннему уплотнению. Это обеспечивает охлаждение поверхности внутреннего уплотнения и представляет оптимальное решение при разработке двойных уплотнений.
Отражательная перегородка. Отражательная перегородка применяется на одинарных высокотемпературных уплотнениях, соприкасающихся с резко охлажденным потоком. Ограниченные размеры уплотнительной камеры и относительно большие поперечные
сечения двойных сбалансированных уплотнений не
позволяют широко применять отражательные перегородки. Сильфонные уплотнения с небольшим поперечным сечением (рис. 5), включающие отражательные перегородки, обычно выполняют по специальному заказу
(рис. 6). Разделение между входящим и выходящим
потоками сосредотачивает более холодную входящую
жидкость на внутренней поверхности уплотнения, что
увеличивает срок службы механического уплотнения.
ВЫЧИСЛИТЕЛЬНАЯ ГИДРОДИНАМИКА ПОТОКА
Циркуляция «барьерной» жидкости и режим потока в полости между двойными уплотнениями может
быть сложным и потребует применения вычислительной гидродинамики (computational fluid dynamics –
CFD) для прогнозирования и полного понимания механизма процесса.
Для этих целей была создана полная трехмерная
модель полостей двойного уплотнения (упрощенно показано на рис. 6). Наиболее показательную модель получили путем построения схемы поперечного сечения
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
полости уплотнения и развертки его на 360°. И вход, и
выход представлены надлежащим образом. Были приняты следующие рабочие условия: «барьерный» поток
при расходе жидкости 2 л/мин и скорости вращения
3600, 2500 и 1800 об/мин. Под жидкостью предполагалась вода при окружающих условиях. На рис. 7, а
показано трехмерное изображение некоторой части
следов, указывающих на вход модели. На рис. 7, в показаны следы в области, где жидкость начинает разделяться на два противоположных направления, обеспечивая центробежный поток к отражателю.
ОПТИМИЗАЦИЯ ОТРАЖАТЕЛЯ ПОТОКА
На рис. 8, а проиллюстрировано первоначальное
распределение вектора скорости (по осям Х и У) в области, смежной с отражателем. Предполагалось, что
поток будет разделяться в точке, где он поворачивается на 180° на отражателе. Однако при низких скоростях потока и закругленном профиле поток оставался
«связанным». Относительно небольшое количество
жидкости перемещалось в направлении Х, т.е. к поверхности уплотнения.
Поскольку желательно максимизировать контакт
потока жидкости с внутренней поверхностью уплот-
Рис. 7. Отражательная перегородка в трехмерном изображении (а)
и конечное изображение (в)
Рис. 8. Отражатель перед оптимизацией потока (а)
и модифицированный для оптимизации (в)
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: УПЛОТНЕНИЯ
a
b
c
Рис. 10. Традиционные внутренние циркуляционные
приспособления (а, в) и кольцо с конусообразным профилем (с)
Рис. 9. Схемы 54 (а) и 53 (в) API:
1 – герметизация наружной системы «барьерной жидкости» по
схеме 54 API. Циркуляция осуществляется наружным насосом;
2 – герметизация осуществляется с помощью наружной емкости.
Циркуляция происходит за счет циркуляционного кольца;
3 – внутреннее циркуляционное кольцо или циркуляционное
приспособление
нения, конец отражателя был перепрофилирован в
триангулированный четкий элемент. Анализ (рис. 8, в)
указывает на то, что радиальное перемещение потока
направлено к закругленному концу отражателя. Такая
рециркуляция обеспечивает полный контакт поверхности уплотнения с потоком. Приангулированная
форма конечного элемента отражателя активирует
вихревое перемещение потока и перенаправляет дополнительную охлаждающую жидкость по всей поверхности уплотнения.
ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ ПО СХЕМАМ 52 И 53 API
Циркуляция «барьерной» жидкости по сдвоенному влажному уплотнению может быть достигнута
наружным приспособлением в соответствии со схемой 54 API. Циркуляция также может быть достигнута внутренним циркуляционным механизмом по
схеме 53 API и схеме 52 API (рис. 9). Эффективное
охлаждение уплотнений зависит от эффективности
этих механизмов [8]. Внутренний циркуляционный
механизм является частью системы уплотнения.
Факторы, влияющие на циркуляционный поток,
следующие.
Рис. 11. Напор жидкости в зависимости от скорости вращения вала
102
• Конструкция циркуляционного или насосного
механизма.
• Направление вращения.
• Размер уплотнения.
• Тип уплотнения.
• Плотность «барьерной» жидкости.
• Вязкость «барьерной» жидкости.
• Сосуд для хранения жидкости (или холодильник).
• Размещение сальников: верх/низ.
• Вид соединения труб и схема расположения (изгибы/расстояние).
• Соединение деталей и шероховатость проходного отверстия трубы.
Традиционные внутренние циркуляционные
приспособления подразделяются на две группы
(рис. 10 а, б): с параллельными пазами и винтовое
кольцо. Приспособление с параллельными пазами создает радиальный поток. Оно может работать в двух
направлениях, если только применяется с радиальными отверстиями. Винтовое приспособление – однонаправленное, обеспечивает осевой поток и менее всего зависит от близости выходных отверстий.
Применение многоосевой системы CNC позволит
конструкторам намного более свободно создавать эффективные приспособления для охлаждения уплотнений. На рис. 10с показано современное двунаправленное кольцо с конусообразными направляющими,
которое обеспечивает наилучшую циркуляцию.
Испытание уплотнения «back-to-back» проводили на трех описанных приспособлениях. Для испытания использовали воду, нефть и дизельное топливо (рис. 11). Испытуемый образец представлял
собой 100-миллиметровое сдвоенное уплотнение,
соответствующее API-682. Скорость вращения циркуляционного кольца поддерживалась в пределах
3600, 3000, 1800 и 1500 об/мин. Регулирование потока
жидкости в системе осуществлялось регулирующим
клапаном. Различные испытания показали, что конструкция кольца с конусообразными направляющими
обеспечивает наилучшие характеристики.
ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ
ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ ПРИСПОСОБЛЕНИЙ
Тангенциальное расположение отверстий способствует получению улучшенных характеристик на
приспособлениях всех трех типов и используется на
больших насосных установках. На небольших уста-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: УПЛОТНЕНИЯ
новках ориентация отверстий может быть более проблематичной, так как сальниковые уплотнения скрепляются штифтами, а корпус насоса – литой, что часто
препятствует применению этой системы. Несмотря на
это, можно выбрать приспособления с соответствующей характеристикой путем оптимизации с модифицированием полости. Заслуживают внимания отверстия эксцентриковые или расточенные на конус.
Уменьшение внутреннего радиального зазора
может улучшить характеристику приспособления. Однако весьма желательно, чтобы зазор был
доступным для обеспечения контакта между вращающимися и стационарными деталями в условиях повреждения системы. Стандарт API-682 устанавливает минимальный зазор, равный 1,5 мм [11].
Очень небольшие внутренние зазоры могут также
предупредить термосифонное действие, когда ось
не вращается [12]. Следует отметить, что при таком
движении потока жидкости необходимо предотвратить перегрев уплотнения после остановки системы
(когда насос будет постепенно останавливаться при
той же температуре).
Поток жидкости, требуемый для обслуживания
системы, зависит в значительной степени от количества тепла, которое следует «удалить» от уплотнения. В
литературе подробно публикуются материалы, касающиеся образования тепла, выделенного из процесса,
на поверхности уплотнения [13]. На насосах с небольшой подачей, перекачивающих высокотемпературные жидкости, тепловая нагрузка на систему уплотнения не будет оказывать значительного воздействия.
Как и для некоторых центробежных насосов,
работа циркуляционных приспособлений зависит
от их диаметра и осевой скорости вращения. Работа
системы становится критической, заключающейся в прочности уплотнения на небольших насосах
и насосах, работающих от четырехполюсного двигателя или от привода с переменными скоростями.
Циркуляционные приспособления, которые могут работать эффективно при низких скоростях вращения
на небольших насосах с большими зазорами и радиальным расположением каналов, представляют собой
значительную потенциальную группу их применения.
Бинаправленные приспособления будут исключать
ошибки монтажа и сократят часть требований, предъявляемых к работе циркуляционных приспособлений.
стях с предварительно намеченными условиями испытания. Они включали радиальные зазоры между ротором и статором 1,5 мм, таким образом полностью соответствуя Стандарту API-682. Результаты испытаний
насоса средней величины с S-образной 50-миллиметровой конструкции уплотнения показаны на рис. 13.
РАБОТА НИЗКОСКОРОСТНЫХ
И НЕБОЛЬШИХ НАСОСОВ
Оригинальные двунаправленные приспособления
с конусообразными направляющими применяют в
промышленности с 1999 г. Современные исследования в области создания профилей направляющих и
углов приспособлений позволит увеличить подачу насосов до 40 %. Направляющие приспособления имеют S-образную форму, которая предотвращает циркуляцию потока с обратной стороны направляющих.
Работа этого приспособления фактически аналогична
однонаправленной конфигурации конусообразных
направляющих.
S-образную конструкцию приспособления (рис. 12)
испытывали при различных диаметрах осей и скоро-
Рис. 12. Приспособление с S-образным профилем
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№5 • май 2009
СЛУЧАИ ИЗ ПРАКТИКИ
Представляют интерес три примера из практики,
когда в результате введения некоторых элементов
конструкций повышается надежность уплотнений.
Замена конфигурации «back-to-back» на конфигурацию «face-to-back».
• Многие опубликованные примеры демонстрируют факты повышенной надежности уплотнений
в случае, если уплотнение «back-to-back» заменяют
на «face-to-back». Возможно, одно из наиболее неиспользуемых уплотнений становится относительно
популярным в промышленности. Уплотнения «backto-back» устанавливают в циркуляционных насосах.
Насосы типа ISO работают при температуре 85 °С,
давлении в камере уплотнения 3 бар и размерах уплотнений 28 и 65 мм. Закачанные жидкости, однако,
загрязнены волокнами (хлопковым пухом). Волокна
попадают в камеру уплотнения на внутреннюю поверхность уплотнения. В результате загрязнения уплотнение повреждается. Производитель стремится
получить надежные уплотнения и поэтому выбирает
уплотнения «face-to-back», установка которых повышает среднее время безотказной работы (mean time
– between – failure – MTBF).
• Комплексная нагрузка циркуляционного реактора на химической установке одного из заводов
Великобритании потребовала четыре сдвоенных уплотнения для сдвоенного винтового насоса. Условия
Рис. 13. Результаты испытаний насоса с S-образным профилем
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: УПЛОТНЕНИЯ
технологического процесса были следующими: температура от 25 до 180 °С, диаметр уплотнения 54 мм,
давление в камере уплотнения в пределах от пренебрежимо малого до 3,5 бар, вязкость от 0,5 до 5000 сП и
скорость вращения оси от 180 до 1500 об/мин.
Легкое силиконовое масло было выбрано в качестве «барьерной» жидкости. Это вызвало проблемы
в применении других испытаний вследствие плохих
смазывающей способности и теплопередачи при повышении температуры. Однако силиконовое масло
было выбрано по причине его совместимости с жидкостью технологического процесса. Для этого насоса
с его переменной скоростью вращения привода выбрали конфигурацию приспособления по схеме 54.
Были исследованы несколько вариантов сильфонных уплотнений «back-to-back», но после шести месяцев испытаний эти уплотнения вышли из
строя. Эти повреждения первоначально признали
возникшими из-за давления реверсирования на
выходе, как описано ранее. Поскольку уплотнения
«face-to-back» с отражательной перегородкой хорошо себя зарекомендовали, в винтовом насосе ими
заменили уплотнения «back-to-back». Насосы проработали почти два года и при этом поверхность уплотнений при исследовании оказалась практически
неизношенной.
В настоящее время коррозия автомобильных
корпусов является одной из самых значительных
проблем для автомобилистов. Одним из успешных
решений является полное погружение корпуса в
резервуар с электрическими зарядами. Однако
электростатическая окраска двигателя циркуляционного насоса вызывает трудности. Краска состоит
из абразивных частиц размером меньше микрона.
Это необходимо при облицовке поверхности для сопротивления ее к износу. Температуру краски поддерживают приблизительно близкой к температуре
процесса (25 ±10 °С). Отклонения выше номинального значения рискованны и могут привести к быстрому затвердеванию. Для этой цели используют
ультра-фильтраты, деионизированную воду с другими химическими воздействиями как в качестве
разбавителя, так и как совместимую «барьерную»
жидкость.
Применяют насосы с односторонним всасыванием диаметром оси 50 мм. Сначала охлаждение
уплотнений и незначительная эффективность циркуляционных приспособлений препятствуют надежному функционированию традиционных уплотнений «face-to-back» системы по схеме 53а API.
Сверхпрочная краска «стремится» к преодолению
давления между внутренними поверхностями уплотнения. Тепло, образованное между поверхностями,
способствует затвердеванию краски или ее полимеризации. Поскольку частички краски затвердевают,
они становятся причиной создания зазоров между
уплотнениями, и, несмотря на то, что уплотнения не
повреждены, приводят к значительным утечкам. В
то время как покажется логическим увеличить давление «барьерной» жидкости, это приведет к увеличению температуры и дополнительная тепловая нагрузка только усугубит проблему.
•
104
Надежность традиционно достигается применением высокоскоростных потоков в соответствии со схемой 54 API. Однако это относительно сложная схема
часто требует оснащения контрольно-измерительными приборами, гарантирующими обеспечение равными потоками каждого уплотнения. Это достигается
несколькими насосами, установленными параллельно. Диагностика поврежденных уплотнений может
быть затруднена по схеме 54, по которой обеспечивается циркуляция наружной «барьерной» жидкости от
нескольких насосных установок.
Конструкторы и операторы установок пытаются
найти альтернативные решения. Современные уплотнения «face-to-back» с высокоэффективными циркуляционными приспособлениями и разделением потоков
«барьерной» жидкостью даст превосходные характеристики в схеме 53а API. Система по схеме 53а API
имеет многие преимущества по таким показателям
как затраты и простота в изготовлении и эксплуатации. Эти системы установлены на автомобильном
оборудовании в Европе и на других объектах мира.
Современные уплотнения, выполненные по методике «face-to-back», имеют срок службы на автомобилях
более семи лет.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Технология механических уплотнений продолжает развиваться. Эти обоснованные принципы распространяются на все секторы индустрии. Высокопрочные
конструкции уплотнений «face-to-back» в настоящее
время используют с более интенсивным охлаждением,
что в дальнейшем позволит расширить область применения сдвоенных уплотнений.
Перевел А. Степанов
Автор благодарит за ценное содействие сотрудников Американского нефтяного института, которые разрешили использовать иллюстрации из Стандарта API-682: EEMUA Machinery
Committee; Albany Pumps, Gloucestershire, England; Jaguar Autombile
Manufacturing Company, England; Chris Leeper, Thomas Broadbent
and sons, Ltd, England; д-ра Chris Carmody и Chris Booth BA, MBA.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. API Standard 682/3rd Edition, September 2004; also, ISO 21049,
Shaft Sealing Systems for Centrifugal and Rotary Pumps, American
Petroleum Institute, Washington DC.
2. API Standard 682/3rd Edition, Clause 7.3.4.2.1.
3. API Standard 682/3rd Edition, Figs. 3 and 4.
4. API Standard 682/3rd Edition, Clause 7.3.4.3.
5. API Standard 682/3rd Edition, Clause 7.3.4.2.1 NOTE.
6. API Standard 682/3rd Edition, Clause 7.3.1.1 NOTE 1.
7. API Standard 682/3rd Edition, Clause 6.1.1.7.
8. API 682/2nd Edition, July 2002; note regarding Clause 7.3.4.2.1.
9. API Standard 682/3rd Edition, Annex G.
10. Carmody, C., A. Roddis, J. Amaral Teixeira and D. Schurch,
«Integral pumping devices that improve mechanical seal longevity»,
presented at 19th International Conference on Fluid Sealing, Poitiers,
France, 25–26 September 2007.
11. API Standard 682 3rd Edition, Clause 8.6.2.3.
12. API Standard 682 3rd Edition, Clause 8.2.3.
13. API Standard 682 3rd Edition Annex F.
Richard Smith (Р. Смит), получил первоначальное образование инженера-конструктора в автомобильной промышленности. Спустя 21 год м-р
Смит стал заниматься проблемами уплотнений
оборудования, семнадцать лет работает в компании AES-SEAL plc. В настоящее время м-р Смит
является директором компании и активно занимается разработками уплотнений, в том числе и для нефтеперерабатывающей промышленности.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№5 май • 2009
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Hydrocarbon
Processing
и
Русская версия.
Журнал «Нефтегазовые технологии» содержит материалы 2-х известнейших во всем мире журналов: «World Oil» и
«Hydrocarbon Processing», которые издаются в США компанией Gulf Publishing Co., Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Журнал «Нефтегазовые технологии» выходит в России с 1979 г. и является информационным спонсором известных
международных и региональных нефтегазовых выставок России и СНГ, в том числе Московских международных выставок
«MIOGE»; «НЕФТЕГАЗ», международных конгрессов, конференций.
«НОВЕЙШИЕ МИРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ в РОССИИ и СНГ»
– новая рубрика в журнале «Нефтегазовые технологии»!
Приглашаем к сотрудничеству в новую рубрику, где Вы можете разместить информационные и рекламные материалы о новейших
технологиях, инновациях, разработках Вашей компании с целью продвижения Вашей продукции и услуг на мировом рынке, включающем
Россию, СНГ, Балтию.
nº¾Ã·ÆÓúnºÃ¶Â¾ÇǾµ
sÅƶ¸Á»Ã¾»ÅÄÈÄÀÄÂÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾Ã
bǻǾÁÒÃÑ»ÇÈÄÆÄÃÑöξËÅÆľ½¸ÄºÇȸ»ÃÃÑË
Åĺƶ½º»Á»Ã¾¿Æ¶·ÄȶÔϾËξÆÄÀ¾ÂÊÆÄÃÈÄÂÅĸǻÂÉ
¾ÆÉǸ»º»ÃѸĻº¾ÃÄÅĺĺþÂÂÄÏÃÑ·ÆÓúÄÂ
jÄÂŶþµ©}ÀÇÅÆĪ¸ÇÈÉŶ»È¸ÃĸÉÔÓÆÉÅĽ¾Ì¾ÄþÆɵǻ·µÅĺÃĸÑ·ÆÓúľǻº¾ÃÄ¿
¾ÇǾ»¿§©8FMM'MPX.BOBHFNFOU§ÉÅƶ¸Á»Ã¾»ÅÄÈÄÀÄÂÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾Ãª
jÄÂŶþµ©}ÀÇÅÆĪÃɼöȶ¹º»Ã»Ä·Ëĺ¾ÂÄÄÇÉÏ»ÇȸÁµÈÒ¾½Â»Æ»Ã¾»ÉÁÉÍλþ»ÀÄÃÈÆÄÁÒ
¾Á¾Ä·Æ¶·ÄÈÀÉÅÄÈÄÀ¶ÅÆĺÉÀ̾¾¾½Ã»ÊȵÃÑ˾¹¶½Ä¸ÑËÇÀ¸¶¼¾Ãj¶¼ºÑ¿º»ÃÒöÀ¶½Í¾À¾
¸¾ºµÈÆ»½ÉÁÒȶÈÑöλ¹ÄÄÅÑȶƶ·ÄÈѾÇŻ̾¶ÁÒÃÑ˽öþ¿¸ÇʻƻÉÅƶ¸Á»Ã¾µÅÄÈÄÀÄÂ
ÅÆĺÉÀ̾¾ÇÀ¸¶¼¾ÃÅÄÁÉͶ»ÂÑ»ÇŻ̾¶Á¾Çȶ¾ö̻Á»ÃÃѾöķ»ÇŻͻþ»¸ÑÇÄÀĹÄÀ¶Í»Çȸ¶
Ä·ÇÁɼ¾¸¶Ã¾µÆ¶·ÄȶÔϾ¾öƻ½ÉÁÒȶȾÇÈƻµϾ¾ǵÀÈ»ËÃÄÁĹ¾Í»ÇÀÄÂÉÃĸ¶ÈÄÆÇȸÉ
qȶÈÒ¾ÄÃĸ»¿Î¾ËÈ»ËÃÄÁĹ¾µËÀÄÂŶþ¾Ÿ}ÀÇÅÆÄ bÑ
Âļ»È»ÅÆÄ;ȶÈÒ¸ÆÉÇÇÀĵ½ÑÍÃÄ¿¸»ÆǾ¾¼ÉÆöÁĸŸ8PSME
0JM ¾Ÿ)ZESPDBSCPO1SPDFTTJOH ÀÄÈÄÆÑ»¾½º¶ÔÈǵ¸qx`
ÀÄÂŶþ»¿(VMG1VCMJTIJOH$P1BSUPG&VSPNPOFZ*OTUJUVUJPOBM
*OWFTUPS1-$§¸¼ÉÆöÁ»Ÿm»ÊÈ»¹¶½Ä¸Ñ»È»ËÃÄÁĹ¾¾ XXXPHUQSPN[POFSV
Рубрика предлагает:
 Информацию о современных тенденциях, событиях и фактах
в мире технологий и инноваций, о проходящих международных
конгрессах, конференциях, выставках.
 При размещении рекламы в нашей новой рубрике по
нефтегазовой тематике Ваша компания будет внесена в списки
рекламодателей на веб.сайты: www.worldoil.com или
www.hydrocarbonprocessing.com, которые посещают специалисты
ТЭК всего мира!!!
Журнал “World Oil” / «Мировая нефть» – лидер по размещению
печатного рекламного материала на нефте-газовом мировом рынке!
Наши Партнеры:
 Материалы рубрики планируются для внесения в базы данных
основных НИИ нефтегазовой отрасли России, СНГ, ТорговоПромышленных Палат, посольств зарубежных стран и других
международных институтов.
 Печатные материалы рубрики также будут помещены на сайте
журнала «Нефтегазовые Технологии»: www.ogt.promzone.ru
 Партнерами нашей новой рубрики уже являются известнейшие в
мире компании, такие как Halliburton (США),
EXPRO GROUP (Великобритания – ЭКСПРО ЕВРАЗИЯ Лимитед
Московский филиал), SPIG (Италия).
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
1 264
Размер файла
25 642 Кб
Теги
нефтегазовых, 2009, технология, 1170
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа