close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1189.Нефтегазовые технологии №4 2010

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Безымянный-1.pdf 29.03.2010 16:07:03
C
M
Y
CM
MY
CY
CMY
K
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ
®
Нефть мира
World Oil
World Oil
Научно-технический журнал
Издается с 1979 г.
Рег. ПИ № 77-14588 от 07.02.03
Учредитель:
Издательство «Топливо и энергетика»
В.Ю. Красик Генеральный директор
А.В. Миронова Директор
Редакция:
Л.В. Федотова
А.В. Романихин
Н.В. Кутасова
Л.С. Борисова
Е.М. Сапожников
В.И. Волгарева
С О Д Е Р Ж А Н И Е
Главный редактор издательства
Главный редактор журнала
Научный редактор
Редактор
Верстка
Верстка
Россия, 109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1
Телефон (495) 670-7481
e-mail: art@ogt.su
e-mail: catalog_publ@mtu-net.ru
ngt.reklama@mail.ru
www.ogt.su
Что происходит в нефтяной
и газовой промышленности ...............................................3
Бурение
J. I. Colon, A. C. Juin, H. Melgares, C. V. Terrazas
ДИСТАНЦИОННЫЙ МЕТОД БУРЕНИЯ
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН...................................11
Добыча
H. Angeletti, M. Colla, R. Mazzola,
D. Muse, F. Carrizo, F. D. Telli
ШТАНГОВЫЕ НАСОСЫ С СОЕДИНЕНИЯМИ
ШТАНГ НОВОЙ КОНСТРУКЦИИ..................................................14
Безопасность
K. Kleinwolterink, B. Watson, D. Allison, M. Sharrock
БОРЬБА С БАКТЕРИЯМИ С ПОМОЩЬЮ UV-ОБРАБОТКИ:
УМЕНЬШЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ РИСКОВ ...............................17
D. Freed
ОСОБЕННОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ
СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ТЕРРИТОРИИ ГОРОДА .......21
Анализ
R. T. Oskarsen, J. W. Wright, D. Walzel
РЕКОМЕНДАЦИИ ДЛЯ ПЕРЕДОВЫХ МЕТОДОВ
ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ..................................................................26
K. Newman, D. Traugott, S. Deckert
МОДЕЛИРОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ НА ГИБКИХ ТРУБАХ ..................30
Перспективы
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
В 2010 г. ....................................................................................36
Обзор
D. Abrantes
ДОБЫЧА НЕФТИ В ЛАТИНСКОЙ АМЕРИКЕ ................................41
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА.................................................47, 49
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 T. Royall President/CEO
Ron Higgins Vice President
Pamela Harvey Business Finance Manager
Houston Office:
Mailing Address: P.O. Box 2608
Houston, Texas 77252-2608,U.S.A.
Phone: +1 (713) 529-4301
Fax: +1(713) 520-4433
www.worldoil.com London Office:
Nestor House
Playhouse Yard
London, EC4V 5EX
United Kingdom
Phone: +44 (0) 20 7779 8800
Fax: +44 (0) 20 7779 8996/8899
© 2010 by Gulf Publishing Co. All rights reserved.
© 2010 Издательство «Топливо и энергетика».
Перепечатка, все виды копирования и воспроизведения
публикуемых материалов возможны
только с письменного разрешения редакции.
Редакция оставляет за собой право
сокращения присылаемых материалов.
Мнение редакции не всегда совпадает
с мнением авторов материалов.
На первой странице обложки
Операции плавучей буровой установки 300
(компания Nabor), размещенной около Дир-Айленд
в южной части Луизианы.
Работы ведутся для LLOG Exploration Co.
Фото предоставлено компанией Nabors Offshore.
Коротко о разном.................................................................52
Анализ
D. Nordstrom, T. Waters
Точность настройки в аналитических измерениях.
Часть 2 ....................................................................................62
S. K. Lahiri, K. C. Ghanta
Определение режима транспортировки осадка
по трубопроводам...............................................................66
Менеджмент
S. Kozma
Программные средства и компетентность....................76
D. M. Woodruff
Десять секретов успешности и лидерства ....................79
Технологии
K. R. Tarbert
Контроль загрязнения
экологически чистого воздуха и воды..........................82
Контроль
A.G. Kern
Фактические показатели системы управления
производственным процессом.......................................86
K. Samdani
Упрощение интеграции источника данных
с помощью SOA ....................................................................89
Безопасность
Y. A. Khalil, H. Cheddie
Применение уровней эксплуатационной
пригодности и безопасности...........................................95
Оборудование
F. Rodrigues, E. Tova, M. Morales,
M. A. Portilla, L. Cañadas, L. Vizcaino
Повышение эффективности печей и котлов.................98
Информация о подписке на журнал...................... 103, 104
Дополнительно на CD-диске
Цветная версия журнала
Безопасность–Архив 2007–2008
Содержание подборки статей
Подписной купон
Подписано в печать 01.04.2010. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 13. Общий тираж 2000 экз. Зак.
Отпечатано в ФГУП «ПИК ВИНИТИ». 140010, Россия, Люберцы, 10, Октябрьский пр-кт, 403
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
®
WORLD OIL
Vol. 230, № 12–2009
J. L. Colón,
Petróleos Mexicanos;
A. C. Juin, H. Melgares, C. V. Terrazas,
Schlumberger
DIRECTIONAL WELLS DRILLED REMOTELY USING
ROTARY STEERABLE SYSTEMS
H. Angeletti, M. Colla, R. Mazzola,
Pan American Energy;
D. Muse, F. Carrizo, F. D. Telli,
Tenaris Sucker Rods
SUCKER RODS WITH NEW CONNECTION DESIGN
ENABLE HIGH-LOAD PUMPING IN DEEPER WELLS
K. Kleinwolterink, B. Watson, D. Allison,
Halliburton;
M. Sharrock,
EOG Resources
UV LIGHT TECHNOLOGY CONTROLS BACTERIA
WHILE REDUCING ENVIRONMENTAL RISKS
D. Freed,
Fairfi eldNodal
ACQUIRING SEISMIC IN AN URBAN ENVIRONMENT
R. T. Oskarsen, J. W. Wright, D. Walzel,
Boots & Coots
ANALYSIS OF GAS FL OW YIELDS RECOMMENDATIONS
FOR BEST CEMENTING PRACTICES
K. Newman, D. Traugott,
National Oilwell Varco CTES;
S. Deckert,
BP Exploration
USE OF FINITE-ELEMENT ANALYSIS MODELING
OF WELLHEADS FOR COILED TUBING INTERVENTION
D. Abrantes,
Contributing Editor, Latin America
SOUTH AMERICA’S OIL PRODUCERS LURING
MULTINATIONAL E&P COMPANIES
Publisher Ron Higgins
EDITORIAL
Editor Perry A. Fisher
Managing Editor David Michael Cohen
Associate Editor Nell L. Benton
Contributing News Editor Henry D. Terrell
Contributing Editor Arthur Berman
Contributing Editor Leonard V. Parent
Contributing Editor Jim Redden
Contributing Editor, Washington Dr. Roger Bezdek
Contributing Editor, Middle East Dr. A. F. Alhajji
Contributing Editor, North Sea Dr. ∅ystein Noreng
Contributing Editor, FSU Jacques Sapir
Contributing Editor, Latin America Dayse Abrantes
Contributing Editor, Asia-Pacific Jeffrey M. Moore
Contributing Editor, LNG Saeid Mokhatab
MAGAZINE PRODUCTION +1 (713) 525-4633
Director–Production and Operations Sheryl Stone
Manager–Advertising Production Cheryl Willis
Artist/Illustrator David Weeks
Contractor–Editorial Production Angela Bathe
ADVERTISING SALES
see Advertisers’ index
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director–Circulation Suzanne McGehee
E-mail: circulation@gulfpub.com
EDITORIAL ADVISORY BOARD
Senior Editorial Advisor
Paul L. Kelly, Energy and Ocean Policy Consultant
Editorial Advisors
William Donald (Donnie) Harris III, CEO,
Forrest A. Garb & Associates, Inc.
Alexander G. Kemp, Schlumberger Professor,
Petroleum Economics, University of Aberdeen
Dr. D. Nathan Meehan, Vice President,
Reservoir Technology
and Consulting, Baker Hughes
Robert R. Workman, Group President,
Distribution Services, National Oilwell Varco,
and Chairman, Petroleum Equipment
Suppliers Association
Douglas C. Nester, COO, Prime Offshore LLC
David A. Pursell, Managing Director and Head
of Macro Research, Tudor, Pickering, Holt & Co.
T. Jay Collins, President and CEO,
Oceanearing International, Inc., and Chairman,
National Ocean Industries Association
Robert E. (Bob) Warren, Vice President,
Industry and Governmental Affairs,
Pride International
Tom Price, Jr., Senior Vice President,
Corporate Development, Chesapeake
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ГЕОИНФоРМАТИКА
В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
В начале марта 2010 г. в ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
состоялась 11-я Всероссийская научно-практическая конференция «Геоинформатика в нефтегазовой отрасли». Целью проведения конференции стал обмен опытом использования
геоинформационных систем (ГИС), систем автоматизированного проектирования (САПР), спутниковых навигационных систем GPS и ГЛОНАСС,
программно-аппаратных средств обработки и анализа данных дистанционного зондирования (ДДЗ)
Земли при решении задач управления и производства, стоящих перед нефтегазовыми компаниями,
проектными институтами, геолого-разведочными и
экологическими организациями и предприятиями,
курирующими разведку и разработку месторождений полезных ископаемых. Ключевыми темами конференции стали: современное состояние
информационного обеспечения в нефтегазовой
и горной отраслях; ведение геоинформационных
проектов с целью управления нефтегазодобывающими территориями; информационное обеспечение управления землей и недвижимостью нефтегазовых предприятий и другие.
В рамках конференции проводилась выставка
«Геоинформационные технологии, пространственные данные и услуги для проектирования, строительства и эксплуатации нефтегазовых месторождений, сооружений и коммуникаций».
N. L. Benton, редактор WO
ОДОБРЕНИЕ ПРОБНОГО БУРЕНИЯ
НА АЛЯСКЕ
Минеральное Управление природными ресурсами США (Mineral Management Services – MMS)
одобрило планы Shell Oil Co. бурения трех разведочных скважин в Чукотском море, на шельфе
северо-западного побережья Аляски. Министр
внутренних дел США К. Салазар объявил о решении, отметив, что ключевым элементом снижения зависимости США от иностранной нефти
является экологически безопасная разведка и разработка возобновляемых и традиционных ресурсов. Различные экологические группы пытаются
противостоять этому решению. Они обосновывают свои действия тем, что не было проведено
достаточной работы по оценке экологического
риска в отношении чувствительной морской экосистемы и вновь возвращаются к теме изменения
климата. Некоторые группы ссылаются на то, что
в процессе бурения скважин и эксплуатации месторождений всегда существует риск разливов
нефти, ликвидировать которые в ледовых условиях Северной Аляски особенно сложно. Этот
регион характеризуется коротким световым
днем большую часть года, опасными морями и
№4 • апрель 2010
трудно доступной инфраструктурой, такой как
порты и аэропорты. «MMS одобрил планы бурения Shell Oil Co. еще до окончательного решения основополагающих правовых вопросов», –
считает Д. Диксон, представитель Лиги дикой
природы Аляски (Alaska Wilderness League). Он
отметил, что это решение может нанести ущерб
региону без первого сбора научной информации
и разработки научно-обоснованного плана. В то
же время представители Shell называют решение MMS позитивным шагом. В настоящее время
компания ждет разрешения Агентства по охране окружающей среды (Environmental Protection
Agency).
ЛИЦЕНЗИОННЫЙ РАУНД
В ВЕНЕСУЭЛЕ
Это будет первый в Венесуэле лицензионный
раунд за последнее десятилетие. Венесуэла планирует предложить минимальные доли в совместных
предприятиях с государственной нефтяной компанией Petroleos de Venezuela (PDVSA), чтобы разработать семь нефтяных участков в районе Карабобо,
в поясе тяжелой нефти Ориноко. В декабре 2009 г.
на закрытом заседании в Каракасе министерство
энергетики Венесуэлы предоставило более привлекательные условия для заинтересованных компаний. Первоначально запланированный раунд в
Каракасе был отложен, поскольку правительству
не удалось добиться соглашения с компаниями по
вопросу условий торгов. Компании смогут на протяжении четырех лет осуществлять совместную
добычу (1,2 млн брл/сут). Источники сообщают,
что пересмотренные условия позволят компаниям
увеличить прибыль. Важной уступкой правительства будет выплата бонусов в размере 500 млн –
1 млрд долл. в три этапа, а не единовременно. Несмотря на это, частные компании должны будут
финансировать 60 % расходов PDVSA по проектам в дополнение к своим 40 %. Аналитики считают, что многие компании выразят заинтересованность в участии. К ним относятся японские и
индийские консорциумы, китайская CNPC, Total
и Chevron.
КРУПНЕЙШАЯ СДЕЛКА АВСТРАЛИИ
Chevron подписала генеральное соглашение с
Tokyo Electric Power Company (Tepcо), согласно
которому крупнейшая компания Японии будет
закупать в общей сложности 4,1 млн т/год СПГ и
приобретет долю активов в проекте Wheatstone
(Западная Австралия). Сделка была расценена как
самый крупный в Австралии договор о продаже и
экспорте и является одной из долгосрочных договоренностей о поставках СПГ, эквивалентных 20 %
годового потребления. Tepcо обслуживает 28 млн
клиентов и является одним из крупнейших мировых импортеров СПГ, закупив в 2008 г. 20 млн т.
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
ИНВЕСТИЦИИ ExxonMobil
В РЕАЛИЗАЦИЮ
ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПРОЕКТОВ
в ближайшие пять лет компания Exxon Mobil Corp. планирует вложить 150 млрд долл.
в реализацию перспективных проектов. Один
из представителей руководства корпорацией
сообщил, что компания планирует инвестировать примерно 25–30 млрд ежегодно в энергетические проекты. Выступая на Международной конференции Petroleum Technology,
Р. Крюгер, президент ExxonMobil Production
Company, говорит, что компанией были запланированы колебания цен в энергетической отрасли, и отметил, что уже составлены планы расходов. Г-н Крюгер также призвал к повышению
эффективности использования энергии и сказал,
что благодаря инновационным технологиям добыча нефти в 100 млн брл/сут может поддерживаться
до 2030 г.
глубоководные операции в колумбии
Reliance Exploration and Production DMC (REP),
полностью дочернее предприятие Reliance Industries
Limited и колумбийская национальная нефтяная компания Ecopetrol планируют подписать соглашение
на разработку участков Борохо Северный участок
42 и Борохо Южный участок 43 (Колумбия). Соглашение будет подписано после одобрения правительства. Ecopetrol будет владеть в проекте 20 % активов, компания REP станет оператором проекта. Два
глубоководных блока занимают площадь примерно
8000 км2 в водах глубиной от 60 до 1500 м. REP завершила сбор и обработку 2D-сейсмических исследований и в настоящее время приступает к выполнению многолучевой батиметрии.
ПЕРВАЯ СКВАЖИНА CNOOC
В ЮЖНО-КИТАЙСКОМ МОРЕ
CNOOC объявила о начале бурения одной или
более скважин в Южно-Китайском море в водах
глубиной 1500–1800 м. Это первые глубоководные
скважины, пробуренные компанией в этом регионе. С. Юон, менеджер CNOOC, считает, что добыча нефти и газа в 2009 г. в этом регионе составила
44 млн брл (в нефтяном эквиваленте), что больше
на 13 % по сравнению с предыдущим годом, когда
этот показатель был равен 38,97 млн брл. Всего в
2008 г. CNOOC добыла 2,52 млрд брл углеводородов, из них 960 млн брл в Южно-Китайском море.
ПЕРВЫЕ ДИСТАНЦИОННЫЕ ОПЕРАЦИИ
Det Norske С СУДНА
Det Norske объявила о первом в мире дистанционном забуривании скважины на норвежском
континентальном шельфе (Norwegian Continental
Shelf) с судна, а не с буровой установки. В дополнение к этому дистанционные операции проводились в водах глубиной 886 м. Предыдущий рекорд
глубины составлял 462 фут. После проведения всех
операций скважина была оставлена в соответствии
4
с требованиями Norse Cutting & Abandonment Norway AS (NCA). В процессе проведения операций не
было зарегистрировано ни одного инцидента.
НАЧИНАЕТСЯ РЕАЛИЗАЦИЯ
ГАЗОВОГО ПРОЕКТА ГОРГОНА
Затраты на реализацию газового проекта Горгона (Австралия) оцениваются примерно в 37 млрд
долл. Этот проект является совместным предприятием Chevron, Shell и ExxonMobil. О-в Барроу
станет местом размещения трех СПГ-мощностей,
производственных линий, газовой инфраструктуры, погрузочно-разгрузочного оборудования
СПГ и др. На предприятиях будет занято примерно 10 000 рабочих на этапе строительства и более
3500 рабочих для проведения вспомогательных
операций. Согласно прогнозам запасы природного газа месторождения Горгона оцениваются в
6,7 млрд брл (в нефтяном эквиваленте). В рамках
проекта будут построены три производственные
линии, мощности для погрузки и отгрузки СПГ
(примерно 15 млн т/год) и газоперерабатывающий завод. Проект прошел строгую экологическую оценку, которая проводилась с учетом экологических особенностей региона. Представитель
компании Chevron отметил, что Горгона станет
крупнейшим в мире проектом секвестрирования
CO2. Текущие сметные расходы в размере 37 млрд
долл. включают первый этап реализации. Начало
эксплуатации мощностей запланировано на 2014 г.
Проект управляется Chevron, владеющей 50 % активов, еще по 25 % активов принадлежат ExxonMobil
и Shell.
ПРИЧИНЫ УТЕЧКИ
НА ТРУБОПРОВОДЕ ВР
Предполагается, что одной из причин утечки
из трубопровода в тундру Аляски 46 000 галл нефтепродуктов стали ледяные пробки (в том числе
пробки длиной до 1500 фут). Рентгеноструктурный
анализ, проводимый ВР, показал образование и
увеличение ледяных пробок в трубопроводе. В докладе Департамента по охране окружающей среды
Аляски (Alaska Department of Environmental Conservation) говорится о том, что еще 18 ноября 2009 г.
была обнаружена утечка в 18-дюймовом трубопроводе. Трубопровод был выведен из эксплуатации
неделей раньше из-за обнаружения ледяных пробок. Было запланировано проведение инспекции,
которая была отложена по той причине, что трубопровод по-прежнему находился под давлением.
Затем произошла разгерметизация трубопровода,
и начался разлив нефти, смешанной с водой и природным газом, который распространился на площади примерно 8400 м2 покрытой снегом тундры
рядом с гигантским месторождением Прудо. Как
сообщили официальные представители государственной экологической службы, у компании ВР
могут возникнуть серьезные проблемы из-за этого
происшествия.
№4• апрель 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
СДЕЛКА ExxonMobil
О ПОКУПКЕ XTO Energy
Корпорация Exxon Mobil планирует приобрести
XTO Energy за 41 млрд долл., в том числе 31 млрд долл.
наличными. Оставшаяся сумма в 10 млрд долл. будет
зачислена в счет долга XTO. ExxonMobil будет продавать акции ХТО по 0,7098 долл. Эта сделка поможет
ExxonMobil увеличить свою долю на североамериканских месторождениях нетрадиционных запасов примерно на 45 трлн фут3, включая природный
и сланцевый газ, СВМ и сланцевую нефть. Сделка
должна завершиться во втором квартале 2010 г. это
будет самая крупная сделка компании с 1999 г., когда
была приобретена Mobil Corp. После завершения
сделки ExxonMobil планирует открыть новый офис
на базе отделения XTO в Форт-Уорт, Техас.
ДОБЫЧА Shell
В СВЕРХГЛУБОКИХ ВОДАХ БРАЗИЛИИ
Shell Oil Co. объявила о том, что объем добытых
на месторождении Парк да Кончас, расположенном
в 120 км от побережья Бразилии, углеводородов
превысил 1 млн брл. Несмотря на сложные условия
эксплуатации месторождения в сверхглубоких водах и постоянную зыбь, компании удалось добы-
вать новые запасы углеводородов на глубине почти
2 км. При помощи дистанционного управления,
осуществляемого с подводных лодок (в условиях
высочайшего давления и низких температур воды)
на дне было установлено эксплуатационное оборудование. Была пробурена обширная сеть скважин
и проложены соединительные трубопроводы. Кроме того, на дне были установлены сепараторы для
разделения нефтяной и газовой фаз, а также мощные электронасосы для нагнетания углеводородов
на поверхность на специальные суда для сбора и
транспортировки продукции на берег.
ОЦЕНКА УЩЕРБА ПОСЛЕ ПОЖАРА
НА БУРОВОЙ УСТАНОВКЕ
В конце 2009 – начале 2010 гг. Seadrill провела
оценку ущерба после пожара на самоподъемной буровой установки West Atlas, размещенной на западе
Австралии. Пожар произошел из-за утечки на прилегающей скважине, что стало причиной эвакуации
всего персонала буровой установки. По сообщению
Seadrill, после эвакуации были развернуты операции по ликвидации пожара.
Связаться с г-жой Н. Бентон можно по адресу: Nell.Benton@worldoil.com
КОММЕНТАРИЙ РЕДАКТОРА
D. Cohen, управляющий редактор WO
Общие технологии
Зачастую бывает трудно предвидеть, какие изобретения, разрабатываемые для развития одной
отрасли, могут найти применение в других отраслях. Микроволновая печь была изобретена, когда
американский инженер П. Спенсер обнаружил,
что во время работы с активным радиолокатором
шоколадный батончик в его кармане растаял. Стекловолоконную ткань, созданную для скафандров
астронавтов НАСА, в настоящее время используют
для кровли в нескольких аэропортах и на стадионах
по всему миру. Типография Gutenberg заимствовала пресс для приготовления вина и оливкового
масла. Во время Второй мировой войны из-за нехватки сырья синтетический каучук стали получать
из пластилина Silly Putty.
Но иногда, особенности технологий и их проблемы аналогичны для отраслей, в которых они применяются, что помогает экспертам найти решения.
Интересный факт, несколько лет назад кардиохирург из Хьюстона A. Lumsden посетил списанную
буровую установку Ocean Star, с целью переоборудования ее в музей нефти и газа. Вскоре после этого визита на одном из общественных мероприятий
д-р Lumsden, руководитель медицинского центра
Methodist DeBakey Heart and Vascular Center встретился с представителями ExxonMobil. Разговор
перешел на тему, объединяющую обе профессии.
И кардиологов и нефтяников интересовала проблема продвижения флюидов по тонким, длинным
№4 • апрель 2010
трубкам при помощи насосов и клапанов. И таких
проблем, объединяющих нефтегазовую и другие
отрасли, – несчетное число.
Рассмотрим проблему закупоривания артерий
и затруднения течения флюидов. Потоки необходимо контролировать и в целях выявления проблем, нужно проводить диагностику, найти место
закупоривания. Для этого необходимы средства
дистанционного изображения. Затем необходимы
средства восстановления потока, либо с помощью
химических средств, либо механических. Lumsden
рассуждал, что поскольку это общая проблема для
обеих сфер, должно быть общее решение. В начале
2007 г. д-р У. Е. Кляйн, исследователь ExxonMobil
Upstream Research Company, предложил провести
две координационные конференции с участием
ведущих ученых и специалистов в области медицины и нефтегазовой отрасли с целью обмена опытом и идеями. И. Какадиарис, профессор в области
IT-технологий и биомедицинской инженерии университета Хьюстона, согласился стать одним из координаторов проведении симпозиума, на котором
были представлены достижения обеих отраслей.
В 2008 г. состоялся второй симпозиум The Other
Guy’s Toolkit, на котором был сделан вывод, что все
отрасли, по сути, взаимосвязаны. Таким образом, могут использоваться общие технологии и достижения.
«По сути, мы разрабатываем новые методы, которые позволят нам получить обширную информацию
об изображении, – отметил д-р Какадиарис. –
Эта технология может быть применена как в меди5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
цине (томографии), так и при проведении сейсмических исследований».
В начале 2010 г. в университете Хьюстона состоялась третья конференция под названием
Better Together (Лучше вместе) с сессиями по нанотехнологиям, дистанционному мониторингу и
контролю, а также управлению каналами (артериями или трубопроводами). Расширенный список участников включал Apache, Baker Hughes, BP,
Halliburton, Schlumberger, Shell, Metronics, Hanson
Medical, Bolton Medical, Gore Medical Products и
ряд университетов региона Мексиканского залива.
«У нас есть насосы, у нас есть трубы, мы бурим и получаем изображение, – сказал д-р Клайн. – Сердце человека также является насосом с клапанами,
а значит близко нашему пониманию». Механика
аналогична. Однако означает ли это, что технологии,
разработанные для нефтегазовых месторождений,
могут использоваться в медицине и наоборот? Согласно мнению многих участников, это уже происходит. Д-р Клайн описал один пример. «Невозможно поддержать работу сердца человека (подключить
искусственное сердце) без использования большого
числа проводов, что создает значительные трудности в процессе лечения или проведения операции.
Один из нефтяников предположил, что некоторые
инновационные решения, такие как магнитные диски, использующиеся в легковоспламеняющихся и
коррозионных жидкостях, могут применяться и для
лечения человека. Группа инженеров-нефтяников
недавно приступила к серии консультаций с медицинскими исследователями из Methodist DeBakey
и математиками из университета Хьюстона по проблемам измерений напряжений и деформаций. Подробные технологии применяются в процессе лечения сердечного клапана в медицине и для измерения
добычи нефти и газа в нефтегазовой отрасли. На
основании идей, рожденных на этих конференциях,
исследователи изучают технологии распределения
нефти, использующейся для ликвидации разливов.
Аналогичные технологии применяются для решения
проблемы свертывания крови».
Кардиологи Methodist, занимающиеся проблемой прогнозирования и предотвращения аневризмы, тесно сотрудничают с нефтяниками, изучающими динамику течения флюидов по трубопроводу
с целью предотвращения их разрывов. Промысловики, занимающиеся вопросами изучения реологии и моделирования потока флюидов, также тесно сотрудничают с медиками, изучающими работу
сердечно-сосудистой системы.
Еще одной общей технологией является дистанционная связь. Одной из наиболее важных проблем
медиков при постановке точного диагноза и назначении лечения является физическое расстояние.
На конференции представитель Halliburton описал
технологию управления операциями компании в Африке (на другой стороне земного шара).
«Сегодня, инженеры уже говорят о медицинском
исследовании возможности использования наночастиц для сортировки стволовых клеток, – отметил
д-р Lumsden. – А идею высказал инженер, занимающийся проблемами ликвидации разливов нефти».
Самые интересные идеи выдвигаются, когда медики
и нефтяники собираются вместе. Возможно, некоторые из технологий никогда бы не были разработаны,
если бы медики думали в рамках своих клиник, а нефтяники в рамках месторождений и не собирались
бы вместе для обмена мнениями и идеями.
Связаться с управляющим редактором Д. Коэном
можно по адресу: David.Cohen @ worldoil.com.
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
J. Redden, редактор-консультант WO
как облегчить
бурение подсоляных пластов?
Еще не так давно посоветовать бурильщику держать давление постоянным, в определенных пределах, было аналогично тому, что дать совет гонщику
держать максимальную скорость на дистанции.
Но скажите так специалисту, занимающемуся проблемами контроля скважины, и он ответит, что время таких технологий прошло и сейчас практически
по всему миру приходится иметь дело с технически
сложными, нетрадиционными месторождениями.
В частности, речь шла о бурении сверхсложных соляных и подсоляных горизонтов в глубоких и сверхглубоких регионах Мексиканского залива, Бразилии,
Западной Африки и других. Сверхсложных, потому
что речь идет об условиях, где контроль скважин в
6
уникальных сверхглубоких водах сопровождается
рядом неопределенностей в нижних соляных горизонтах, что может озадачить и даже напугать самых
талантливых специалистов по контролю. Здесь имеют место многочисленные опасности, связанные с
низкими температурами, высоким давлением, условиями глубоких и сверхглубоких вод, эквивалентной
статической плотностью, низким коэффициентом
разрыва, риском выброса газа, не говоря уже о гидратах газа, которые могут закупорить ВОР, фонтанный штуцер или повредить трубопровод. После
появления гидратов газа и прерывания циркуляции
буровой раствор может охладиться. Добавим эти
проблемы к неизвестному давлению, его резкому
повышению и риски значительно возрастают. Если
все-таки бурильщику удается сравнительно благополучно пройти сквозь соляные пласты, остается
№4• апрель 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
риск проходки зоны основного сдвига, сложенной
из булыжников, камней, скальной породы и т.д. В
этой зоне возможны угрозы, связанные с повреждением бурового инструмента, снижения оборотов,
застревания бурильных труб, усложнения режима
бурения. Что самое важное, даже при проведении
сейсмических исследований эти риски невозможно заранее распознать и отрегулировать скорость
бурения. Здесь может помочь только опыт бурильщика и особое чутье.
Все это в значительной степени отличается от
широко применяемой практики бурения. В современных экономических условиях, где суточная
аренда полупогружных буровых установок и буровых судов достаточно высока, безусловно, операторы стараются сократить сроки бурения и приступить к добыче так скоро, как только возможно.
Однако бурение в таких условиях намного сложнее.
Традиционные операции можно сравнить с применением в современных офисах механической
пишущей машинки. Как правило, затраты на такие
операции колеблются в пределах 5–20 млн долл.
Как-то раз специалист по контролю скважин из
Boots & Coot сказал мне: «Для многих философия заключается в фразе «Поверните направо как можно
быстрее». Но это неприменимо в данных условиях.
Я сравниваю эти операции с вождением. Если Вы
едете со скоростью 3 мили/ч, то пострадаете незначительно, но, если Ваша скорость составляет
80 миль/ч – это будет совсем другая ситуация».
Хотя благодаря прогрессу в области сейсмических исследований мы может получить изображение структуры и стратиграфию подсоляных
отложений, определить конкретные границы и
режимы давления до сих пор практически невозможно. Некоторые новые технологии могут помочь
уменьшить риск, например, система Wild Well
Control, в которой используется запатентованное
моделирование, имитирующее резкое повышение
давления. Хотя технология немного помогает бурильщику, но лучшая защита – это просто бурить
медленнее. Вот почему на протяжении последних
двух лет общество инженеров-нефтяников (Society
of Petroleum Engineers – SPE) и другие организации
проводят семинары и тренинги с целью консультации буровиков по вопросам снижения рисков.
И, как отмечали многие, зачастую эти риски
могут быть снижены благодаря изменению принципа «быстрее значит лучше». Например, многие
специалисты соглашаются, что при приближении
к верхней части соляного купола целесообразно
уменьшить ROP и/или нагрузку на долото, чтобы
получить больше времени для интерпретации и
реагирования на какие-либо риски или литологические изменения, с которыми можно столкнуться
перед входом в соляной горизонт. Другие считают,
что башмак должен быть расположен как можно
ближе к основанию соляного горизонта, что позволит сократить протяженность необсаженного
ствола и предотвратить другие возможные проблемы. «С такими неопределенностями, вы не захотите выйти из соляного горизонта и войти в зону
низкого давления (сложенную из булыжников и
скальной породы) или высокого давления (песчаников) и оставить скважину необсаженной», - считает
специалист из Boots & Coots. Кроме того, в связи с
неизвестным давлением, некоторым операторам
придется применять буровые растворы с высокой
плотностью, иногда достигающей 90 %, а это связано с риском потери дорогостоящей жидкости, что
намного вероятнее и нежелательнее, чем резкое
повышение давления.
Подсоляные и глубоководные скважины аналогичны и полны сюрпризов для буровиков. Например,
на подсоляные горизонты на гигантском и старейшем месторождении Хасси Мессауд в алжирской
пустыне пробурено примерно сто скважин и на половине этих скважин возникали проблемы с потерей
циркуляции и контроля. Когда происходит полная
смена рабочих буровой бригады, следует опасаться
возникновения серьезных проблем безопасности.
Хотя первостепенное значение имеет квалифицированная подготовка, особенно важно чутье. Как
сказал один из операторов, несколько опытных рук
могут загубить скважину, поскольку на протяжении всей своей карьеры опытные мастера могут не
реагировать на управление скважиной. Однако в
первую очередь следует сосредоточить внимание
на самих операциях, а не думать о расходах.
Дж. Редден, редактор-консультант и журналист,
выпускник Marshall University, меет опыт более
37-летний опыт работы в отрасли в качестве
журналиста.
Связаться с редактором WO Дж. Редденом можно по
адресу: jimredden@sbcglobal.net.
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
P. Kulkarni, редактор-консультант WO
ДОБЫЧА В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ
И СЕВЕРНОМ МОРЕ
В 2010 г. в двух наиболее известных в мире
морских регионах были приняты различные пла№4 • апрель 2010
ны восстановления добычи. В Северном море, добыча на месторождении Статфьорд будет постепенно переходить с нефти на газ. Запасы нефти
в Северном море, старейшей и крупнейшей области, снижаются после того, как добыча нефти
достигла 60 %. С изменением стратегии компания
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
Statoil и ее партнеры планируют увеличить добычу
газа примерно до 71 % (с 54 %) и продлить жизнь
месторождений. По другую сторону Атлантики, в
Мексиканском заливе складывается совсем другая
ситуация. Прошло более 52 лет после того как была
пробурена первая морская скважина и можно подумать, что большая часть месторождений находится в состоянии сокращения добычи. Для повышения добычи углеводородов на континентальном
шельфе предпринимаются усилия, несколько операторов выбрали рискованную стратегию бурения
в сверхглубоких водах континентального склона
и проводят активную разведку гигантских запасов, залегающих на 26 000 фут ниже дна океана.
В настоящее время объявлено о более чем десяти
крупных открытиях в горизонтах нижнего третичного возраста. В 2010 г. начнут добывать первую
нефть с буровых установок Perdido, Chinook и FPSO
Cascade.
Месторождение Статфьорд. После открытия
в 1974 г. месторождения Статфьорд в этой области были размещены эксплуатационные платформы Statfjord A, B и C. Разработка месторождения Статфьорд А началось в 1979 г. B ноябре
1982 г. начали разрабатывать месторождение
Статфьорд В, а в июне 1985 г. – Статфьорд С. За
30-летнюю историю эксплуатации месторождения было добыто нефти и газа на сумму более чем
212 млрд долл. После того как добыча нефти начала сокращаться, был разработан ряд стратегий
повышения нефтеотдачи путем поддержания пластового давления, нагнетания добываемого газа
и воды и т.д. После применения этой технологии
добыча повысилась на 65 % и была разработана
новая стратегия снижения пластового давления. В
рамках проекта реализации этой стратегии, Statoil
установила восемь новых электрических погружных насосов (electrical submersible pumps – ESP)
на платформе Statfjord В и ведется оценка проекта установки четырех новых электрофильтров
на Statfjord C для откачки воды из продуктивного
пласта. В результате снижения давления, Statoil
планирует добывать на месторождении газ после
2020 г. с двух платформ. Платформа Statfjord А будет закрыта в 2013 г.
Мексиканский залив. Спустя пять десятилетий добычи в Мексиканском заливе открываются новые перспективы: горизонты нижнего третичного возраста в сверхглубоких водах,
простирающиеся от Аламинос Каньон (в Западной части залива) до Китли Каньон и Уокер
Ридж (в центральной части Залива). Фокусируя
внимание на глубоких и старейших горизонтах, операторы открыли значительные запасы
на участке Трайдент (Chevron, в 2001 г.) и Тибр
(ВР, в конце 2009 г.). Месторождение Тибр расположено в Китли Каньон, блоке 102 примерно
в 250 милях (1 миля = 1,609 км) к юго-востоку
от Хьюстона, в водах глубиной 4132 фут воды.
Скважина была пробурена на рекордную глубину 35 055 фут. До сих пор большая часть гори8
зонтов нижнего третичного возраста не тестировалась, но первоначальная оценка потенциала
составляет примерно 15 млрд брл. Для осуществления добычи потребуются технологии строительства скважин и добычи нового поколения
для преодоления проблем высокого давления
(более 20 000 фунт/дюйм2) и высокой температуры (более 400 ° F), а также скважинные условия с
низкой проницаемостью и низкой пористостью.
Несмотря на такие суровые условия, добыча из
этих пластов начнется в 2010 г. с эксплуатационной платформы на столбовом буе Perdido. Позднее
в также в 2010 г. начнется добыча на месторождениях Чинук и Каскад. С плавучей эксплуатационной платформы будет осуществляться бурение и
заканчивание скважин. Первоначальная добыча
нефти на месторождениях Грейт Уайт, Тобаго
и Силвертрип составит 100 000 брл/сут и газа
200 тыс. фут3/сут. Petrobras станет первой компанией, разместившей FPSO в водах США (Мексиканском заливе) на месторождениях Каскад
и Чинук. Также в 2010 г. из Сингапура должно
прибыть на точку бурения FPSO BW Pioneer. Судно способно добывать 80 000 брл/сут нефти и
17,6 млрд фут3/сут газа, и хранить почти 500 000 брл
нефти. На 1 этапе проекта, будет осуществляться
добыча из двух скважин на месторождении Каскад и одной скважины на месторождении Чинук.
На 2 этапе будет пробурено еще семь скважин.
Добыча начнется в середине 2010 г.
Открытия и добыча. Открытия в Мексиканском
заливе и повышение нефтеотдачи на месторождении Статфьорд являются взаимодополняющими
процессами. Новые открытия по-прежнему происходят в Северном море на таких месторождениях, как Лува (Statoil) и новых месторождениях
нижнего третичного возраста. В Мексиканском
заливе по-прежнему будет сокращаться добыча
углеводородов. В следующее десятилетие потребуются новаторские стратегии восстановления добычи. Отрадно видеть, что в нефтегазовой отрасли
сохраняется дух новых открытий и поддержания
дисциплины, необходимых для достижения максимальной отдачи.
Эти стратегии будут необходимы, поскольку запасы углеводородов на шельфе иссякают, и операторы постепенно продвигаются все дальше в глубоководные регионы. Но для разработки глубоководных
регионов потребуются инновационные технологии,
специальные буровые установки и квалифицированные опытные специалисты.
П. Кулкарни, редактор и журналист. Имеет степень
бакалавра по электротехнике, полученную в государственном университете шт. Юта, и степень
магистра в области журналистики в университете шт. Айова, а также степень магистра в области
бизнеса в Университете шт. Хьюстон. Он имеет
более 25 лет опыта работы в нефтегазовой отрасли в секторах разведки, бурения и заканчивания
скважин.
Связаться с г-ном Кулкарни можно по адресу:
pramodk@aol.com.
№4• апрель 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
На пути к использованию
групповых источников
при проведении
сейсморазведочных работ
C. Liner, профессор, Хьюстонский Университет
При проведении поисково-разведочных работ
на нефть и газ, одним из основных назначений
сейсморазведочных работ и анализа получаемых
сейсмических данных является снижение уровня
рисков: уменьшение числа сухих и малодебитных
скважин, а также предотвращение серьезных ошибок при подсчете запасов. Прежде, при проведении
сейсмических съемок, использовались исключительно взрывные источники возбуждения упругих
колебаний, но такой подход неизбежно связан с возникновением проблем с точки зрения безопасности
и охраны окружающей среды. Поскольку природа
используемых взрывных источников и различные
ограничительные факторы в значительной мере
усложняют регулирование формы излучаемого
сейсмического сигнала, по существу, единственным
«рычагом управления», для того чтобы сместиться
в сторону более высоких или более низких частот
сейсмического сигнала, является только мощность
используемого заряда. В журнале Geophysics можно
отметить весьма интересные публикации, в которых авторами приводятся эмпирические уравнения,
связывающие размер заряда, глубину его закладки
и размеры образующейся взрывной воронки. Поскольку вес использовавшихся при проведении работ зарядов достигал 1 млн фунт (1 фунт = 0,453 кг),
то такие оценки, должно быть, представляли обширное поле для работы исследователей.
Однако в то же самое время, когда проводились
эти экспериментальные работы, происходили изменения и в самой сейсморазведочной отрасли.
Взрывной заряд обеспечивает широкополосный
частотный сигнал, а излучаемый импульс передается в среду в течение очень короткого промежутка
времени, возможно, порядка 1/20 с. Более того, исходя из основных положений анализа Фурье, можно
предположить, что единственным способом, обеспечивающим генерацию такого рода, узкого (имеющего малую длительность) импульса, является использование более широкого диапазона излучаемых
частот. В 1954 г., Уильям Доти и Джон Кроуфорд
из компании Conoco получили патент, в котором
описывался новый тип наземного сейсмического
источника, в котором не использовался подрыв заряда. Вместо этого, новая технология, получившая
название Вибросейс, использовала смонтированную
на автомобильной платформе опорную плиту вибратора. При использовании вибросейсмического источника, положения анализа Фурье используются в
настоящем смысле слова – в определенный момент
времени вырабатывается сигнал строго определен№4 • апрель 2010
ной частоты и, затем, в течение считанных 10–14 с,
происходит шаговое изменение частоты излучаемого сигнала в заданном частотном диапазоне. Вскоре
вибросейсмический метод занял свое место в ряду
геофизических методов, используемых при решении самых различных прикладных задач на суше.
За последние четыре десятилетия наземная сейсморазведка прошла путь от отстрела 2D-проектов, с
использованием нескольких десятков сейсмических
каналов, до современных съемок 3D, использующих
десятки тысяч каналов. Большее число каналов позволяет проводить отстрел с более плотным шагом
между трассами (размер бина), более широким
азимутальным покрытием и большей кратностью.
В 1970 г. большой сейсмический проект требовал
нескольких недель работы; в настоящее время на
это может потребоваться год или даже более. И это
не только вопрос привлекаемых для этого денежных
средств, хотя сбор данных в рамках 3D-проектов
вещь весьма затратная – это еще и вопрос тех
временных затрат, которые связаны с обработкой
и интерпретацией получаемых материалов. В настоящее время временные затраты на проведение
масштабных сейсмических съемок и на бурение нескольких скважин сопоставимы межу собой и даже
приближаются к срокам действия лицензионных
соглашений. Если отстрел крупного 3D-проекта занимает два года, и еще год уходит на обработку полученных материалов, то трехлетняя лицензия уже
будет казаться достаточно краткосрочной.
Так что же в этих работах является узким местом
и наиболее острой проблемой? Почему такое время
затрачивается на отстрел исследуемой площади?
Для того чтобы ответить на этот основной вопрос
нам необходимо вернуться к методике проведения
сейсморазведочных работ, которая сформировалась
на самых ранних этапах развития сейсморазведочной отрасли. Основной план проведения таких работ
заключался в том, чтобы осуществить расстановку
сейсмоприемников, подключить их и, затем, перейти к отработке первого пункта возбуждения. Установив сейсмический источник в заданной точке,
производится включение уже развернутой, активной части расстановки сейсмоприемников в режиме
ожидания сигнала от запускающего устройства - для
последующей записи колебаний грунта. По приходу
триггер-сигнала, одновременно срабатывает источник возбуждения, приемники регистрируют сигнал
в течение некоторого промежутка времени, а данные от всех каналов поступают в регистрирующую
систему. После того как первый пункт возбуждения
отработан, источник перемещается на следующий
пункт возбуждения, снова приводится в готовность
соответствующая активная часть расстановки, источник срабатывает, и т. д.
Основная особенность данной методики заключается в том, что в заданный момент времени работает только один источник. Со временем, удалось
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
добиться значительного прогресса в эффективности
применения этой базовой схемы. Одна из широко
известных модификаций этой методики – это отстрел в режиме «пинг-понг», когда задействуется
два или более источника возбуждения, каждый
из которых находится в состоянии готовности –
они срабатывают последовательно, с наиболее коротким (из возможных) временным интервалом,
таким, чтобы обеспечить отсутствие перекрытий
приходящих сейсмических откликов. Имеется также и много других хорошо продуманных методик,
но в любой из них всегда используется технология
одного источника возбуждения в заданный момент
времени. Следовательно, по понятным, и уже упомянутым, соображениям, они изначально несут в себе
существенные временные издержки, поскольку,
никогда оба источника не задействованы в одно и
то же время.
Если два источника действуют одновременно, то
мы получим перекрытие данных. В 80-х годах прошлого столетия, среди компаний-подрядчиков, проводящих сейсмические съемки, были установлены
определенные правила взаимодействия, позволяющие минимизировать возможные эффекты, обусловленные сейсмической интерференцией. Положение
дел оставалось в значительной степени неизменным,
до тех пор, пока, уже сравнительно недавно, не возродился интерес к использованию одновременно
работающих источников, что стало возможным благодаря применению технологии управления и синхронизации работы источников (simultaneous source
technology – SST). Использование данной технологии возможно при проведении как наземных, так и
морских работ, но мы ограничимся здесь наземными
сейсмическими съемками.
Перспективы, связанные с применением данного похода, очевидны и привлекают всеобщее
внимание. Действительно, если удастся каким-то
образом использовать одновременно два источника, то время, затрачиваемое на сбор сейсмических
данных при проведении масштабных сейсмических
съемок, по существу, сократится вдвое. Конечно,
не все здесь так просто и однозначно. Некоторые
вопросы, связанные с бюджетом времени съемок,
такие как время мобилизации и демобилизации,
время раскладки и свертывания системы, останутся
неизменными. Но временные расходы, связанные
с работой сейсмического источника вносят значительный вклад в бюджет времени, и использование
SST напрямую сокращает эти расходы. Полевые испытания, в которых было задействовано четыре или
более одновременно работающих источников, уже
были успешно проведены при выполнении работ
по международным проектам, – пришло время для
полномасштабного использования данной технологии при проведении наземных сейсморазведочных
работ на территории США.
Высокотехнологичные аспекты применения методики Вибросейс ведут к созданию элегантных и
точных методик проведения одновременного отстрела. Мы не будем останавливаться сейчас на тех10
нических деталях, но теоретическая основа данного
подхода уже разработана, и проведены реальные
полевые испытания, которые продемонстрировали различные способы получения вибросейсмических данных с использованием SST. Конечно же,
физическая основа используемых методов осталась
неизменной. Когда работа нескольких источников
перекрывается во времени, волновое поле, которое
мы регистрируем, представляет собой наложение
откликов геологической среды на воздействие каждого из этих источников. Но с учетом тех обширных
возможностей, которые обеспечивает современная
наука, можно практически без потерь выделить требуемый отклик, точно так же, как в шумной комнате нам удается различить речь одного человека на
фоне всех других. Сейсмические данные, связанные с каждым из действующих источников, последовательно извлекаются для того, чтобы получить
сейсмограмму ОПВ, как если бы этот источник был
единственным. Теперь примерно за то время, которое затрачивалось раньше на то чтобы получить
одну сейсмограмму, можно получить множество
сейсмограмм. Сейсмическая съемка, которая потребовала бы пару лет – при работе с единственным
источником, может быть выполнена за пару месяцев, если использовать, скажем, 12 одновременно
работающих источников.
Многие годы отстрел наземных сейсмических
3D-проектов производился с учетом финансовых
затрат – чтобы они были, что называется, по карману, – заставляя компании на каждом шагу идти на
компромиссы. Законы физики указывают нам, что
следует делать, но мы делаем то, что можем себе позволить. Размеры бина слишком велики, кратность
недостаточна, используются сейсмические датчики,
регистрирующие только вертикальную компоненту
смещения, диапазон азимутов регистрации сигналов и выносов тоже далеки от оптимального варианта. Но, когда требования, диктуемые физической
природой разведочных методов и финансовые требования, сталкиваются между собой, возобладают,
как правило, финансовые соображения.
Лишь теперь правила игры начинают меняться.
При использовании групповых источников, создается потенциальная возможность совершить качественный скачок в показателях производительности
сейсмических съемок. Теперь, те данных, которые
на самом деле требуются для получения более точных и качественных изображений геологической
среды и изучения проблем, связанных с описанием
коллекторов в сложных геологических условиях,
могут на самом деле стать нам по средствам.
Перевели Д. Баранаев, Л.Токарь
Christopher L. Liner (К.Л. Лайнер), профессор Хьюстонского университета (США), занимается проблемами нефтяной сейсморазведки и секвестрации CO2. Он является первым редактором журнала Geophysics,
автором вышедшего в 2004 г. учебника «Основы 3D-сейсморазведки»,
членом SEG, AAPG,AGU и Европейской Академии Наук. Более полную
версию материала данной рубрики можно найти по адресу: http://seismosblog.blog-spot.com/2009/12/bell-choir-seismology.html.
№4• апрель 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ДИСТАНЦИОННЫЙ МЕТОД БУРЕНИЯ
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН
J. I. Colon, Petróleos Mexicanos
A. C. Juin, H. Melgares, C. V. Terrazas, Schlumberger
В опытной программе бурения двух скважин испытана комбинированная технология,
предусматривающая использование роторной управляемой системы и дистанционного управления
буровыми насосами
В Южной Мексике в 2008 г. компания Petróleos Mexicanos (Pemex) успешно применила инновационный метод
дистанционного автоматизированного бурения наклоннонаправленных скважин. В этом методе объединены две
усовершенствованные технологии, такие как роторное
управляемое бурение (rotary steerable system – RSS) и
дистанционное управление буровыми насосами буровой
установки, дающие возможность бурильщику направленного бурения из удаленного офиса дистанционно
управлять буровым долотом до достижения требуемого
геологического объекта.
Все управляющие команды выполняются с помощью
устройств управления буровыми насосами, создающими
кодированные импульсы давления в столбе бурового раствора, которые улавливает и интерпретирует роторная
управляемая система. RSS, выполняя команду, в свою очередь, производит необходимую корректировку передней
поверхности бурового инструмента.
Данный метод установки нисходящей линии связи
ранее реализовывался вручную на буровой установке
бурильщиком направленного бурения. Но при ручных
операциях, наличие разных пультов, рукояток управления на насосах и различная регулировка времени приводили к пропущенным командам, так как скважинные
инструменты не могли интерпретировать последовательность импульсов. Частью новой системы дистанционного
включения является автоматизированная генерация импульсов, поэтому все направленные команды единообразны и имеют максимально высокое качество. В результате выполнения описанной в статье опытной программы
бурения двух скважин внедрение дистанционного автоматизированного наклонно-направленного бурения
вместе с автоматической генерацией импульсных кодов
увеличило процент успешных сеансов нисходящей связи
с 0,7 до 0,9, что привело к повышению качества стволов и
получению более плавных траекторий (рис. 1).
усовершенствованные ТЕХНОЛОГИИ
Поскольку RSS постоянно вращается, нет необходимости
останавливать вращение бурильной колонны для того чтобы перейти к скользящему режиму, одновременно изменяя
угол наклона и азимут, как это необходимо в случае использования гидравлических забойных двигателей и переводников кривизны. Это означает, что бурильщику и его бригаде
на буровой необходимо поддерживать вращение вправо,
останавливаясь только для наращивания колонны.
В одной из первых скважин, пробуренной с использованием RSS, средняя скорость проходки за счет исключения скользящего бурения с использованием забойного
двигателя изменилась до 295–558 фут/сут.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Идеальная команда
Выполненная команда
Рис. 1. Контроль в реальном времени нисходящей связи позволяет
бурильщику направленного бурения наблюдать за эффективностью
и качеством связи путем сравнения с идеальным сигналом
При промысловом испытании метода дистанционного
наклонно-направленного бурения совершенствование
технологии RSS способствовало увеличению скорости
проходки и качества траектории ствола. Одним из таких
усовершенствований стало автоматическое поддержание
угла наклона и азимута путем применения системы управления с обратной связью. Такая особенность позволила
бурильщику направленного бурения программировать
инструменты для бурения заранее заданного профиля
скважины, вмешиваясь только тогда, когда долото начинало смещаться со своей траектории. Это положительно
влияло на производительность труда бурильщика.
Совершенствование нисходящей линии связи. Дистанционное наклонно-направленное бурение стало возможным благодаря последним улучшениям дальности и
эффективности нисходящих команд за счет совершенствования возможностей передачи и отношения «сигналшум». В настоящее время нисходящая связь может эффективно осуществляться на расстоянии от поверхности
инструмента 12 200 м, а изменение азимута можно выполнять без приостановки бурения. Чистота сигнала
улучшена благодаря методам автоматической генерации
импульсов, которые также являются важнейшим инструментом усовершенствования дистанционного наклоннонаправленного бурения.
Управление и контроль управляющих команд. В рассматриваемом случае для автоматизации процесса генерации импульсов была разработана новая система управления
буровыми насосами. Система свела «на нет» ошибку человека путем исключения риска передачи в скважину неправильной серии импульсов в ручном режиме. Она также
обеспечила посылку управляющих команд системе RSS без
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ
Для того чтобы проверить способность надежно и безопасно управлять наклонно-направленной скважиной,
были выбраны две скважины. Первая находилась в 150 км
от ближайшего города, и в ней имелся вертикальный участок ствола, пробуренный и обсаженный до глубины 2400 м.
На начальном участке наклонно-направленного ствола
пролегает очень твердый песчаник с максимальной объемной сжимаемостью 163,4 МПа, который является причиной очень низкой скорости проходки (1,27 м/ч). Кроме
того, этот участок ствола состоял из перемежающихся
твердых и мягких пропластков, которые вызывали разрушительную вибрацию долота и аномальный его износ.
В ближайшей соседней скважине для проходки этого
участка ствола потребовалось четыре долота, а буровой
раствор плотностью до 2,02 г/см3 препятствовал передаче
на глубину чистых ручных нисходящих сигналов.
Отдел бурения компании Pemex выбрал RSS PowerDrive
vorteX компании Schlumberger, увеличивающую вращение
верхнего привода благодаря установке прямого гидравлического забойного двигателя непосредственно над системой. Это позволяет вращать долото с очень большой скоростью, используя крутящий момент для проходки твердых
формаций, в то время как наземному оборудованию необходимо быстро вращать только бурильную колонну, чтобы обеспечить эффективную очистку забоя скважины.
Система эффективно подавляла поперечно-крутильные
колебания и позволила пробурить в первой скважине
12 1/4-дюймовый участок ствола за один рейс долота.
В первой скважине 12 1/4-дюймовый наклоннонаправленный участок ствола пробурили от башмака к
башмаку в интервале 2200–3300 м. Угол наклона ствола
на участке набирали от 0 до 23°, и выдерживали азимут
341° (рис. 2). В процессе бурения наклонно-направленного
участка к инструменту RSS из центра бурения в городе
был послан всего 21 нисходящий сигнал. Корреляция
между идеальными нисходящими командами и выполненными последовательностями составила 98 %, а весь интервал пробурили на 170 ч быстрее, чем в соседней скважи-
12
Хвостовик, 5 1/2″
Прямой
участок
Точка начала
набора
кривизны
Прямой
участок
Обсадная
колонна, 9 7/8″
Точка начала набора
кривизны
Прямой участок
Объект
бурения
Обс.
кол., 7 5/8″
Точка
начала
набора
кривизны
Расстояние, м
Обсадная
колонна,
20″
Обсадная
колонна,
13 3/8″
Восток
Север
Запад Расстояние, м
Обсадная
колонна,
9 7/8″
Прямой
участок
Обсадная
колонна, 20″
Устье
Юг
Устье
Глубина, м
привлечения бурильщика. Резервирование системы дает
возможность посылать управляющие команды либо от регистрирующего блока буровой установки, либо из удаленного
центра бурения. Это обеспечивает создание резервной системы в случае нарушения связи «офис-буровая». Бурильщик направленного бурения может связаться с инженером
LWD (logging-while-drilling), который может послать управляющие команды от промыслового блока.
Уникальная система управления позволяет бурильщику направленного бурения контролировать фактическую посылаемую в скважину команду и сравнивать
ее с идеализированной последовательностью. Система
также показывает, принята ли и правильно ли выполнена
управляющая команда.
Блокировка на буровой. Прежде чем буровые бригады компании Pemex приняли идею дистанционного
управления буровыми насосами, их пришлось убедить
в том, что бурильщик на буровой осуществляет полный
контроль над насосами. Чтобы ответить на этот актуальный вопрос, сервисная компания предусмотрела возможность надежной блокировки. Что бы ни делал или
не пытался делать бурильщик дистанционного бурения
из офиса, бурильщик на буровой может блокировать его
действия, если по каким-либо причинам требуется местное управление буровыми насосами.
Обсадная колонна, 7 5/8″
Хвостовик, 5 1/2″
Смещение, м
Рис. 2. Траектория первой дистанционно пробуренной наклоннонаправленной скважины для компании Pemex (жирной линией
показан дистанционно пробуренный участок ствола)
не. Все это время бурильщик направленного бурения был
обеспечен обратной связью в реальном времени, включая
данные о MWD/LWD, ориентации передней поверхности
инструмента, нагрузке на долото в скважинных условиях,
крутящем моменте в скважинных условиях и вибрации
по четырем осям. Между бурильщиком направленного
бурения и бурильщиком на буровой не возникло никакой
несогласованности в действиях.
Во второй скважине, расположенной в 34 км от города,
бурение скважины оказалось более сложным из-за проблем с устойчивостью стенок ствола, высоким крутящим
моментам и трению, а также прихвата КНБК.
Специфической проблемой во второй скважине стало
обнаружение и недопущение вскрытия кровли соляных
отложений. Бурение в соли представляло серьезную
опасность подземного выброса соленой воды, что потребовало бы быстрого увеличения плотности бурового
раствора для его ликвидации, приводящего к возможной
поломке башмака обсадной колонны. Неопределенности
в геологической модели затрудняли определение места
залегания кровли соляных отложений.
В связи с этим специалисты отдела бурения компании
Pemex хотели убедиться в том, что к уже имеющимся не
добавятся проблемы наклонно-направленного бурения
и качества ствола. Группа бурения пришла к выводу, что
основной акцент должен быть сделан на обеспечении
устойчивости ствола и устранении риска повышения давления при максимальном увеличении скорости проходки
и сведении к минимуму периода необсаженного ствола.
Чтобы сохранить эффективную плотность циркуляции
в узких рамках порового давления и градиентов гидроразрыва пласта, был рассмотрен вариант бурения с регулируемым давлением. Чтобы обеспечить максимальную
эффективность бурения наряду с точным размещением
скважины, параметры MWD (measuring-while-drilling)
были также важны, как данные LWD. Группа бурения
разработала действия для координации деятельности всех
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ПРЕИМУЩЕСТВА
Установлено, что присутствие бурильщика направленного бурения и группы принятия решений в Центре
поддержки операций облегчало принятие эффективных
решений. Это положительно сказалось на эффективности бурения, придавая большую уверенность принятия
решений по управлению положением ствола и оптимизации скоростей проходки.
Дистанционное наклонно-направленное бурение вместе
с RSS также обеспечило существенное повышение коэффициента привлечения опытного персонала. Руководители
компании Pemex смогли сократить число специалистов на
буровых и сосредоточить внимание на геологии и строительстве скважин в реальном времени, исключив значительные непроизводительные затраты времени, связанные
с перевозкой персонала на буровую и обратно.
Еще одно преимущество было достигнуто тогда, когда
бурильщики направленного бурения обнаружили, что
могут использовать генератор автоматических импуль-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Хвостовик, 5 1/2″
Точка начала
набора
Прямой
кривизны
участок
Обсадная колонна,
13 3/8″
Прямой
участок
Обсадная колонна, 20″
Юг
Прямой
участок
Устье
Точка
начала
набора
кривизны
Восток
Север
Обсадная
колонна,
20″
Точка начала
набора
кривизны
Расстояние, м
Расстояние, м
Запад
Устье
Глубина, м
участников с операциями, выполняемыми бурильщиком
направленного бурения.
Поступающие в реальном времени (из скважины) данные направлялись в отдаленный офис (Центр поддержки
операций компании Schlumberger), в котором работала
многопрофильная группа экспертов как от компании
Pemex, так и от компании Schlumberger. Кроме того, в
сети работала специализированная бригада оптимизации бурения из Хьюстона и круглосуточно отслеживала
в реальном времени данные бурения для определения на
раннем этапе и быстром предотвращении или нейтрализации происшествий, связанных с устойчивостью ствола
или опасными режимами бурения.
Тесная координация между бурильщиком направленного бурения и бурильщиком на буровой усиливала эффективный производственный контроль процесса строительства
скважины. При дистанционном выполнении управляющих
команд, как в первой скважине, бурильщик направленного
бурения смог помочь бурильщику на буровой своевременным советом по оптимальной частоте вращения, плотности
бурового раствора и нагрузке на долото, фиксируемых по
скважинным данным в реальном времени. Группа бурения
своевременно обнаружила кровлю соляных отложений и
скорректировала плотность бурового раствора и параметры
режима бурения для того, чтобы не допустить притока соленой воды и прихвата колонны. Она также своевременно
обнаружила и нейтрализовала проблемы с устойчивостью
ствола и разрушительную вибрацию.
Как и первую, вторую скважину бурили вертикально
до глубины спуска обсадной колонны 989 м. С этой точки
ее бурили наклонно-направленно дистанционным методом до глубины спуска следующей обсадной колонны
2795 м, сначала управляя азимутом примерно 17° влево, а
затем наращивая угол наклона ствола до 33° (рис. 3). После спуска колонны систему дистанционного управления
использовали для снижения угла наклона вплоть до вертикального. Средняя механическая скорость проходки
составила 106,5 м/сут. Бурение закончили на 39 % быстрее, чем ранее пробуренную самую лучшую скважину
на месторождении и на 18 суток быстрее, чем соседнюю
скважину, пробуренную с той же самой площадки. Если
в соседних скважинах отмечались значительные притоки
соленой воды, которые очень затрудняли спуск обсадной
колонны, на что уходило много времени. Во второй скважине таких осложнений не было.
Обсадная колонна,
13 3/8″
Обсадная
колонна, 9 7/8″
Обсадная
колонна, 7 5/8″
Хвостовик, 5 1/2″
Смещение, м
Рис. 3. Траектория второй дистанционно пробуренной наклонно
направленной скважины для компании Pemex (жирной линией
показан дистанционно пробуренный участок ствола)
сов для выполнения нескольких небольших изменений
текущего управления вместо одного значительного изменения, что дало им возможность бурить более плавные
траектории и сохранять устойчивость стенок ствола.
Хотя блокировка на буровой позволяла находящемуся там бурильщику при необходимости блокировать
команды из офиса, минимальная координация в ходе промыслового испытания дала возможность бурильщику на
буровой и бурильщику дистанционного направленного
бурения выполнять свои обязанности, не мешая друг другу. Буровые бригады сообщали, что они нашли управление буровыми насосами настолько простым, что с трудом
осознавали осуществление нисходящей связи.
Перевел С. Сорокин
J. Leonardo Colon (Х. Л. Колон) – специалист наклонно-направленного бурения компании Pemex, расположенной в г. Вилья-Эрмоса, Мексика. Начал
работать в компании более 24 лет назад и занимал различные должности
на промысле и в офисе. Получил степень по технологии добычи нефти в
Национальном политехническом институте, Мехико.
Alexis Castro Juin (А. Кастро Хуин) – менеджер отдела сбыта и маркетинга в
Мексике и Центральной Америке компании Schlumberger, расположенного
в г. Вилья-Эрмоса, Мексика. Имеет 15-летний опыт работы на нефтяном
промысле. В компании Schlumberger работает с 1995 г. и занимал должности
в Аргентине, Бразилии, Эквадоре и Мексике. Имеет степень бакалавра и
бронзовую медаль, полученные в Национальном университете Кордовы,
Аргентина.
Hernan Melgares (Э. Мелгарес) занимает должность инженера-буровика
компании Schlumberger в Южном регионе Мексики с 2007 г. Начал свою
карьеру в компании в 2001 г. в качестве промыслового инженера по бурению
и измерениям в регионе Каспийского моря. В 2003 г. переехал в Мексику
в качестве инженера наклонного бурения, позже работал в технической
группе бурения в Восточной Мексике и Эквадоре. Имеет степень бакалавра по организации производства, полученную в Universidad Mayor de San
Simon, Кочабамба, Боливия.
Cesar Velez Terrazas (С. В. Таррасас) – менеджер Pemex. Имеет 24-летний
опыт работы на нефтяном месторождении, последние несколько лет посвятил
разработке нескольких видов предпринимательской деятельности. Имеет
степень по организации химического производства, полученную в Технологическом институте Чихуахуа (Мексика) и степень магистра по маркетингу,
полученную в Universidad del Valle de Mexico. Кроме того, является тренером,
получивший диплом Международного тренерского сообщества.
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
ШТАНГОВЫЕ НАСОСЫ С СОЕДИНЕНИЯМИ
ШТАНГ НОВОЙ КОНСТРУКЦИИ
H. Angeletti, M. Colla, R. Mazzola, Pan American Energy
D. Muse, F. Carrizo, F. D. Telli, Tenaris Sucker Rods
При испытаниях в Аргентине новых штанговых насосов уменьшилось число разрушений соединений
штанг и увеличилась добыча продукции
Из-за более тяжелых рабочих
условий, связанных с большей глубиной скважин и более высокой их
производительностью, приходится
использовать в предельных режимах
системы механизированной эксплуатации скважин со штанговыми
насосами. Такая тенденция была отмечена на месторождении Кьерро
Драгон на юге Аргентины (рис. 1),
где оператор эффективно использовал вторичные методы эксплуатации для увеличения общей добычи
из скважин. Увеличение притока
продукции в скважины заставило
использовать системы откачки со
штанговыми насосами в предельных рабочих режимах. Разрушение
соединительных штифтов и муфт
штанг стало обычной проблемой
на месторождении и это доказывает, что соединительные узлы штанг
являются самым слабым местом в
системах откачки штанговыми насосами при работе их при очень высоких нагрузках (рис. 2). Это означает,
что усталостная прочность соединения меньше усталостной прочности
самой штанги. В результате разрушения соединений штанг являются
одним из наиболее значительных
ограничений для использования систем откачки со штанговыми насосами на указанном уже освоенном
месторождении, которое разрабатывается Pan American Energy (PAE),
совместным предприятием компаний BP (60 %) и Bridas Corp. (40 %).
Поскольку почти во всех скважинах месторождения Кьерро Драгон
используются штанговые системы
откачки, было сделано несколько
попыток поиска практического решения этой проблемы. Наконец,
как часть масштабной программы
модернизации, реализуемой в разрабатываемой области, компания
Tenaris разработала штанговые насосы с соединениями новой конструкции. После проведения расчетов по
14
методу конечных элементов и лабораторных испытаний соединения
улучшенной конструкции были испытаны в скважинах месторождения Кьерро Драгон компании PAE.
Опыт использования новых штанг
при очень высоких нагрузках в глубоких скважинах в течение более
10 месяцев (с откачкой продукции
в среднем более 550 брл/сут с глубины 7200 фут (1 фут = 0,3048 м)
продемонстрировал эффективность
новой конструкции при работе в
этих тяжелых условиях.
COЕДИНЕНИЕ
Исследование разрушений ниппелей и муфт штанг, которые стали
настоящей бедой на месторождении Кьерро Драгон, позволило установить ограничения для широко
используемых на месторождении
резьбовых соединений стандартных штанг (рис. 3). Одним из этих
ограничений является склонность к
ослаблению затяжки резьбовых соединений из-за возникновения зазоров между резьбой. В результате
может возникнуть люфт между нитками резьбы ниппеля и муфты при
действии на штангу сжимающих и
(или) ударных нагрузок. Таким образом, повышение объемов добычи
сопровождается увеличением отно-
сительного перемещения ниппеля
и муфты.
Также были выполнены расчеты
по методу конечных элементов для
проверки постоянных деформаций
Рис 1. Местоположение месторождения
Кьерро Драгон
Рис. 2. Обычные разрушения ниппеля и
муфты штанги
Относительные
главные
напряжения,
Tpi /Ty
(Ty = 59,77 кГ/мм2)
Пластическая
деформация, %
Область
Рис. 3. Стандартные ограничения для резьбовых соединений
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
резьбы во время сборки штанг и
спускоподъемных операций. Эти
деформации облегчают возникновение и распространение трещин.
Они также затрудняют сборку
штанг для повторного их спуска в
скважину. Расчеты по методу конечных элементов также позволили установить неравномерное распределение напряжений в профиле
резьбы, которое приводит к возникновению зон концентрации высоких
напряжений, что делает ниппели и
муфты более чувствительными к
возникновению в них трещин. При
эксплуатации были зафиксированы
случаи, когда стандартные соединения штанг легко перекручивались во
время сборки и наращивания, что
может быть следствием постоянных деформаций резьбы. Главные
характеристики соединения новой
конструкции включают:
• резьбу с коническим трапециевидным профилем;
• диаметральное взаимодействие
ниппеля и муфты с контактом
рабочих поверхностей резьбы;
• малое напряжение при сборке
ниппеля.
При таких характеристиках в
стандартном резьбовом соединении между ниппелем и втулкой нет
зазора. За счет этого снижается риск
ослабления резьбы и возникновения
постоянной деформации, в результате значительно улучшается распределение напряжений, возникающих
при сборке и от усталости в процессе эксплуатации. В целом было достигнуто значительное уменьшение
напряжений в зоне контакта заплечика втулки и ниппеля (рис. 4).
установлены в 10 скважинах. В этих
испытаниях решались две задачи на
различных группах испытательных
скважин: уменьшение частоты разрушений и увеличение добычи.
Уменьшение частоты разрушений соединений штанг. Штанги с
соединениями новой конструкции
были установлены в четырех обсаженных скважинах, в которых ранее использовались стандартные
штанговые насосы. Средняя глубина установки насосов в этих четырех скважинах составила 6460 фут
со средней добычей в 634 брл/сут.
Раньше частота разрушений соединений штанг в этих скважинах составляла от двух до пяти случаев в
год (табл. 1). Стандартная продолжительность эксплуатации скважины СW02 увеличилась в два раза, а
скважины СW03 почти в три раза.
Высокие нагрузки/увеличение
добычи. В другой группе, включающей шесть обсаженных СW-скважин, из-за высоких нагрузок было
совершенно невозможно использовать для откачки штанговые насосы со стандартными соединениями
ЭКСПЕРИМЕНТЫ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ
Ко времени испытаний на месторождении Кьерро Драгон уже использовалось 2644 эксплуатационных скважин; при средней добыче
нефти 100 000 брл/сут объем попутно добываемой жидкости доходил до 95 000 брл/сут. В 56 % этих
эксплуатационных скважин добыча проводилась с использованием
вторичных методов путем нагнетания воды в объеме 800 000 брл/сут
в 450 нагнетательных скважин.
Штанговые насосы для откачки
использовались в 75 % эксплуатационных скважин. Для испытаний
на месторождении штанги с соединениями новой конструкции были
Таблица 1. Характеристики скважин при уменьшении частоты разрушений штанг
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
штанг. И в трех скважинах из этой
группы вместо штанговых насосов
использовались погружные насосы с
электроприводом (табл. 2). Средняя
глубина установки насосов и средняя добыча для этих скважин были
равны соответственно 7863 фут и
453 брл/сут.
В скважине СW16 (самой глубокой из испытанных скважин) возникли проблемы с целостностью обсадной колонны, а также высоким
содержанием песка. В результате
не удавалось обеспечить требуемой
высокой добычи, пока в этой скважине не были установлены штанги
с соединениями новой конструкции. Колонна насосных штанг из
стали стандартной марки D должна
была работать при напряжении,
равном почти 200 % от его номинального значения, рассчитанного с
использованием рекомендованной
API модифицированной диаграммы
напряжений Гудмана. Для уменьшения этого напряжения в скважине СW16 была установлена новая облегченная колонна насосных
штанг. Только 13,4 % этой колонны
Относительные
главные
напряжения, Tpi /Ty
(Ty = 59,77 кГ/мм2)
Пластическая
деформация, %
Рис. 4. Достоинства соединения новой конструкции
Скважина
Дата установки новых штанг
Расчетное число циклов, млн
Число дней работы
Число ходов в минуту
Насосный блок
Глубина установки насоса, фут
Суммарная добыча, брл/сут
Состав колонны
насосные штанги, 1″
насосные штанги, 7/8″
насосные штанги, 3/4″
ударные штанги*
Диаметр насоса, дюйм
Частота разрушений в год
CW-02
CW-06
CW-19
CW-21
10.05.2008
2,3
343
4,9
01.08.2009
2,6
248
7,3
06.15.2009
0,9
90
6,8
07.03.2009
0,7
72
6,7
Rotaflex 900X320-360-288
Mark II
912-365-192
Mark II
1280-427-192
Mark II
1280-427-192
6547
925
6724
440
5750
554
6820
616
117
119
0
26 (1″)
78
89
93
9 (1 5/8″)
2
4
103
90
24
13 (1 5/8″)
81
94
72
26 (1″)
2 1/4
2 1/4
5
4
2 3/4
2
* Ударные штанги с соединениями стандартной конструкции
№4 • апрель 2010
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
Таблица. 2. Характеристики скважин при высоких нагрузках
Скважина
CW-03
CW-04
CW-05
CW-16
CW-19
CW-21
Дата установки
новых штанг
Расчетное число
циклов, млн
Число дней
работы
Число ходов
в минуту
Насосный блок
10.14.08
11.2.08
12.24.08
4.20.09
6.18.09
8.25.09
3,6
3,4
2,8
1,6
0,9
0,2
334
315
263
147
87
19
9
7,9
8,1
7,3
6,9
8
Mark II
427-192
Глубина
6724
установки насоса,
фут
Суммарная
21
добыча, брл/сут
Состав колонны
насосные штанги,
106
1″
насосные штанги,
155
7/8″
насосные штанги,
–
3/4″
ударные штанги* 8 (1 5/8″)
Диаметр насоса,
2
дюйм
Частота
4
разрушений в год
Mark II
Mark II
Mark II
Mark II
Mark II
1280-427-192 1280-427-192 912-365-192 1824-427-216 912-365-192
7475
7347
9672
7216
8747
377
528
390
654
346
99
116
52
95
101
111
100
160
116
115
70
65
160
58
119
20(1″)
13 (1 5/8″)
15(15/8″)
20 (1″)
2 1/4
2 1/4
1 3/4
2 1/2
15 (1 5/8″)
2
ESP
2
2
ESP
ESP
*Ударные штанги с соединениями стандартной конструкции
ESP - Погружной насос с электроприводом
состояло из 1-дюймовых штанг, а
оставшаяся часть была составлена
главным образом из 7/8-дюймовых
и 3/4-дюймовых штанг.
Замена погружных насосов с
электроприводом на штанговые
насосы позволила оператору повысить экономичность добычи за счет
уменьшения затрат на электроэнергию, использование оборудования,
уже имеющегося на складе (например, качалок насосов), и уменьшения объема текущего и профилактического ремонта.
ОПЫТ СБОРКИ
Два основных преимущества
новой конструкции соединения
насосных штанг стали очевидны
во время их сборки. При соединении штанг была обеспечена отличная повторяемость перемещения
по окружности, т.е. при заданном
вращающем моменте различные
штанги поворачивались на одинаковый угол (при соединении). Помимо этого применение резьбы с
сопротивлением затягиванию и
наличие заплечиков делает почти
невозможным перекручивание соединений штанг при сборке. Было
только два различия при наращивании и спуске новых штанговых
16
колонн по сравнению со стандартными. Во-первых, калибровка при
соединении новых штанг с использованием автоматических трубных
ключей должна была производиться в два этапа: первый этап должен
был обеспечить контакт втулки с
ниппелем, а на втором этапе производилась затяжка присоединяемой
штанги с требуемым перемещением по окружности. Использование
автоматических трубных ключей
с регулируемым усилием затяжки
важно, поскольку для сборки новых
штанг требуется усилие приблизительно на 10 % больше усилия для
сборки стандартных штанг. Второе отличие заключается в том, что
должны использоваться укороченные переходные штанги для присоединения к стандартному насосу
или полированная штанга к новому
соединительному узлу штанг.
Персонал буровой сообщил, что
операции спуска новых штанг выполнялись просто и легко и все операции сборки штанг выполнялись
без осложнений.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
Компания PAE решила проблему высокой частоты разрушений
соединений насосных штанг в
скважинах при очень высоких нагрузках путем замены стандартных
штанговых колонн на штанговые
колонны с соединениями штанг
новой конструкции. Результаты
испытаний новой конструкции в
10 скважинах были положительными: компания PAE до сих пор не
обнаружила разрушений штанг в
колоннах, хотя колонны поднимались из-за отказов насосов и снова
опускались в скважины. PAE планирует шире использовать этот опыт
в новых скважинах и попытается с
помощью новых штанговых колонн
обеспечить даже более высокую добычу. Компания планирует продолжить испытания облегченных штанговых колонн, таких как в скважине
CW16, для уменьшения мощности
привода качалок насосов и потерь
при подъеме жидкости в колонне
подъемных труб.
Перевел В. Клепинин
Herial Angeletti (Х. Ангелетти) получил диплом инженера по технологии добычи нефти в Национальном университете в Сан-Хуан Боско в Патагонии,
(UNPSJB). Он также получил диплом по специальности управление разработкой проектов в Университете Белграно, Аргентина. Более 20 лет м-р Ангелетти занимался ремонтом скважин и системами
механизированной эксплуатации скважин, работая
на различных должностях в компаниях Cadipsa и
Tecpetrol (Аргентина), и в компании Total, Франция.
С 2002 г. он работает в компании РАЕ, занимается
проблемами добычи, автоматизации и технической
поддержки.
Miguel Colla (М. Колла), руководитель Подразделения технологии добычи и страхования техники
компании PAE в районе месторождения Кьерро
Драгон. Работает в компании с 2001 г. Он получил
диплом инженера по технологии добычи нефти
в университете UNPSJB и имеет 17-летний опыт
работы в области добычи нефти.
Ricardo Mazzola (Р. Маццола) руководитель подразделения Технологии добычи и вторичных
методов добычи нефти в компании PAE в районе
месторождения Кьерро Драгон.Он получил диплом бакалавра по добыче нефти и газа в Университете Санта-Крус, Аргентина. Он имеет более
чем 22-летний опыт работы в нефтяной отрасли,
работая на различных должностях в компаниях
Bridas и PAE
Daniel Muse (Д. Мюзе), руководитель подразделения технического страхования в компании
Tenaris Sucker Rods. Он получил диплом инженера по химической технологии в Национальном
университете в Сан-Луис, Аргентина. М-р Мюзе
работает в компании Tenaris 16 лет.
Félix Carrizo (Ф. Карризо), техник-механик с более чем 40-летним опытом работы в нефтяной
отрасли. Раньше он работал в компаниях YPF
и Baker Hughes, которые управляли новыми
бизнес-проектами для компании Geopatagonia.
М-р Карризо работает в компании Tenaris с 1988 г.
в отделе продаж техники.
Francisco Diaz Telli (Ф. Диаз Телли) получил диплом
инженера по промышленному строительству в Национальном университете, г. Кордова, Аргентина и
диплом инженера-механика в Национальной школе инженеров, Сен-Этьен, Франция. Он также получил диплом магистра в Университете, Аустраль,
Аргентина. M-р Диаз Телли работает в компании
Tenaris с 2003 г. и занимается различными аспектами технической поддержки клиентов компании.
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БЕЗОПАСНОСТЬ
БОРЬБА С БАКТЕРИЯМИ
С ПОМОЩЬЮ UV-ОБРАБОТКИ:
УМЕНЬШЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ РИСКОВ
K. Kleinwolterink, B. Watson, D. Allison, Halliburton
M. Sharrock, EOG Resources
UV-обработка сланцевого пласта свиты хейнсвил подтвердила, что интенсивность борьбы
с бактериями при использовании этого метода аналогочна обработке химическими биоцидами
Бактерии могут значительно повлиять на добычу и не предназначается для добычи такой нефти, и стать
транспортировку углеводородов, ухудшить качество причиной возникновения других опасных ситуаций. В
добываемых жидкостей, повредить трубопроводы и процессе обслуживания и ремонта скважин емкости
значительно нарушить эксплуатационные качества для рабочих жидкостей для гидроразрыва и находяпласта-коллектора. Аэробные бактерии, для жизнедея- щиеся наверху другие складские резервуары являются
тельности которых требуется кислород, создают био- теми местами, где обычно происходит размножение
пленку, которая может уменьшить пористость пласта микроорганизмов. Емкости для рабочих жидкостей
и привести к засорению и биологидля гидроразрыва после провеческому обрастанию резервуаров
дения операций могут содержать
и трубопроводов. Шламообразуюмного галлонов содержащего бакщие виды этих бактерий могут натерии геля. При добавлении новой
капливаться в больших объемах и
порции геля, используемого для гистать причиной возникновения кордроразрыва, бактерии будут иметь
розии или образования язв на стендополнительный источник пищи и
ках оснастки и арматуры в стволе
начнут быстро размножаться, выскважины, в находящихся на поделяя при этом ферменты, расщеверхности трубопроводах и оборупляющие гель в сахара, которые
довании складского хозяйства, что
затем абсорбируются через стенки
значительно укорачивает их полезклеток бактерий.
ный срок службы (рис. 1).
При нагнетании в забой скваПроисходит интенсивный рост
жины расщепленного геля с уменьбез доступа кислорода анаэробных
шенной вязкостью для проведения
сульфатвосстанавливающих бакновой операции гидроразрыва он
терий (sulfate-reducing bacteria –
будет проходить через оборудоваSRB). При попадании глубоко в Рис. 1. Коррозия и язвы в стенках труб в стволе ние, ствол скважины и попадать в
пласт-коллектор во время опера- скважины, вызванные бактериями
пласт. Вместе с гелем будут трансций заводнения или его возбужпортироваться бактерии, что придения посредством гидроразрыва
ведет к распространению и увелиSRB-бактерии могут вызвать зачению бактериального загрязнения
грязнение всего ствола скважины
(рис. 2). Эта проблема обычно наиили продуктивного пласта. Как слеболее остро проявляется в летние
дует из их названия, SRB-бактерии
месяцы, поскольку бактерии наивосстанавливают ионы сульфатов
более активны при температурах
в сульфиды и образуют в результа60–100 °F. Поскольку бактерии
те коррозии трудную для удаления
начали расщеплять используемый
пленку из сульфида железа (FeS) на
для гидроразрыва гель, он уже не
металлических поверхностях. SRBсможет выполнять необходимые
бактерии могут также превратить
функции, такие как перенос песка и
не содержащие активных соединерасклинивающих агентов, иницииний серы добываемые углеводороды
рование трещин, отклонение потока
в высокосернистые (H2S) углеводопластовых флюидов, уменьшение
роды. Значительно коррозионно- Рис. 2. На этой микрофотографии, полученной трения флюидов, усиление кислотагрессивный H2S может вызвать с помощью эпифлуоресцентного микроскопа, ного возбуждения и других необховидеть присутствие обычных водных
катастрофическое повреждение можно
бактерий в растворе инфузорной земли димых работ для повышения успеха
стволов скважин и добывающего (100Х-увеличение). Затененные зоны - это операций возбуждения скважин и
оборудования, которое специально выпавшая в осадок инфузорная земля
интенсификации в них притока.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БЕЗОПАСНОСТЬ
Трубопроводы и другие, находящиеся наверху
сооружения и оборудование для обработки и сбора
продукции, являются дополнительными возможными источниками бактериального загрязнения. Линии
трубопроводов, являющиеся ключевым элементом
доставки углеводородов на рынок, обычно подвергаются гидростатическим испытаниям под давлением в
процессе принятия их в эксплуатацию для гарантии
конструктивной целостности. В этом процессе появляется первая возможность попадания бактерий в
транспортную систему.
ХИМИЧЕСКИЕ БИОЦИДЫ
Обычно с микроорганизмами, которые попадают
в скважины, в пласт на этапах бурения и заканчивания и (или) в трубопроводы и оборудование на этапах
сбора и транспортировки, борются с помощью химических биоцидов. Чтобы биоциды могли работать, они
должны входить в контакт с микроорганизмами, поскольку они предназначены для разрушения стенки
клетки или для прерывания процесса синтеза протеина. Биоциды представляют значительную опасность
для здоровья людей, их использование строго регулируется в большинстве стран. Персонал, работающий
с опасными биоцидами, должен носить специальную
защитную одежду и использовать специальное оборудование. Кроме того, рабочие проходят обучение,
чтобы правильно выполнять требуемые процедуры
обработки, использовать технические средств удаления, не допускать проливания биоцидов и обеспечивать правильное их дозирование. Все это крайне
важно для предотвращения происшествий, опасных
для здоровья и безопасности людей и окружающей
среды.
Также требуется экспертиза для выбора правильного биоцида, чтобы не повлиять на желаемые свойства всей системы флюидов. В противном случае могут возникнуть проблемы химической совместимости,
включая рН, температуру, соленость и растворенные
или нерастворенные материалы, что может сделать обработку биоцидами неэффективной, кроме того, они
могут разрушить другие добавки.
БОРЬБА С БАКТЕРИЯМИ
С ПОМОЩЬЮ UV-ОБРАБОТКИ
Система CleanStream компании Halliburton использует UV-обработку для борьбы с бактериальным
загрязнением нефтяного месторождения и трубопроводов, а также для того, чтобы свести к минимуму или исключить использование опасных биоцидов.
UV-процесс, который широко используется для обработки воды, пищи и в лечебных учреждениях, простой
и очень эффективный. При протекании жидкости через специальные камеры в мобильной установке жидкость подвергается UV-обработке. При прохождении
света через жидкую среду он абсорбируется в стенках
клеток бактерий и разрушает их структуру ДНК, уничтожая колонии бактерий за счет того, что предотвращает продуцирование протеинов или размножение. Во
время испытаний на месторождении UV-метод борьбы
с бактериями дезактивировал присутствующие в воде
бактерии за микросекунды.
18
При скоростях обработки до 120 брл/мин качество
дезинфекции аналогично или выше чем при использовании биоцидов. Эффективность UV-процесса борьбы
с бактериями зависит от следующих факторов:
• скорости потока жидкости;
• интенсивности UV-облучения;
• уровня пропускания света (T) жидкостью (т.e. ее
способности полностью пропускать свет, которая
измеряется как отношение падающего к проходящему через жидкость света).
Для получения наилучших результатов рекомендуется измерять Т при длине волны света около 254 нм,
которая находится в убивающей бактерии непрерывной части UV-спектра. Полученные на месторождении
данные показывают, что уровни пропускания света,
равные, по меньшей мере, 50 % при расходе 50 брл/мин,
обеспечивают минимальный стандарт и позволяют
получать успешные результаты. Если жидкость содержит большое количество нерастворенных твердых
веществ, которые могут потенциально препятствовать
прохождению света и ограничивать уровни его пропускания, то могут потребоваться фильтры между
источником воды и блоком обработки для гарантии
получения высококачественных характеристик. Тестирование перед проведением обработки и мониторинг на месте для контроля качества позволяют это
обнаружить. Наконец, следует отметить, что хотя этот
новый процесс очень эффективно уничтожает бактерии, которые уже находятся в жидкости, он не позволяет уничтожить остатки после такой обработки, которые могут привести к повторному бактериальному
загрязнению. Когда такое загрязнение имеет место,
небольшая доза биоцида (около 10 % от обычной) может использоваться для дополнительной обработки.
Например, для антибактериальной обработки 5 млн
галл воды, используемой в операции гидроразрыва,
обычно требуется 5000 галл биоцида. Теперь это количество воды может быть обработано с использованием
одной UV-установки борьбы с бактериями и 500 галл
биоцида для борьбы с повторным бактериальным загрязнением. Если логистика на месте расположения
скважины позволяет производить UV-обработку непрерывно, то доза биоцида может быть уменьшена до
нуля, если не требуется долговременная защита.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ
В отличие от биоцидов UV-процесс борьбы с бактериями не требует разработки мер безопасности или
сложных процедур, что исключает или значительно
смягчает локальные проблемы, такие как транспортировка опасных материалов и возможность их расплескивания или пролива. Обработка производится с помощью мобильного блока, который не имеет
движущихся частей (рис. 3). Встроенные в каждую
камеру датчики, входящие в компьютерную систему
управления, обеспечивают мониторинг интенсивности
UV-света, электрического тока и температур в камерах, что помогает обеспечить безопасную рабочую
среду. Если происходит снижение интенсивности света, на панели управления будет индицироваться сигнал
тревоги, извещающий об этом оператора. Поскольку
в каждой камере используется множество UV-ламп,
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БЕЗОПАСНОСТЬ
Рис. 3. Во время испытаний на месторождении мобильная
UV-установка борьбы с бактериальным загрязнением деактивировала
находящиеся в воде бактерии со скоростями до 120 брл/мин
Рис.4. Результаты испытаний по борьбе с аэробными бактериями
в 1 ступени скважины Watkins
выход из строя одной из них не повлияет на рабочие
параметры системы. Случайная частота выхода из
строя лампы равна менее трех ламп на 100 млн галл
обрабатываемой воды. Если выходит из строя значительное число ламп, то скорость потока может потребовать регулировки, чтобы обеспечить эффективную
дезинфекцию. В случае выхода из строя всех ламп (что
практически невозможно), может использоваться обводной коллектор вокруг UV-камер, чтобы жидкость
могла продолжать проходить через блок. Это гарантирует, что работа всей системы не будет нарушена, и
позволит завершить ремонт в реальном времени.
РЕЗУЛЬТАТЫ
UV-обработка рабочей жидкости, используемой
для гидроразрыва сланцевого пласта хейнсвилской
свиты, показала, что этот метод позволяет уменьшить
бактериальное загрязнение воды со скоростью, аналогичной скорости реакции при применении для этих
целей химических биоцидов, без какого либо риска,
связанного с использованием последних.
Эти работы были начаты в апреле 2009 г. и проводились компанией EOG Resources, которая к настоящему времени использовала UV-процесс для борьбы
с бактериями на 11 многопластовых горизонтальных
скважинах в Восточном Техасе. Этот регион представляет собой отличную испытательную среду благодаря
теплому климату, высокому уровню осадков и изобилию органики, которая делает борьбу с бактериальным
загрязнением трудной даже при использовании агрессивных биоцидов. Также желательно минимизировать
или уменьшить потенциальные риски для окружающей среды, связанные с использованием биоцидов.
Полученные к настоящему времени результаты показывают, что UV-обработка воды является полезным
и недорогим методом борьбы с бактериями. Разработанные планы предусматривают использование этой
системы еще на шести скважинах, после чего будут
сделаны окончательные выводы, как проводить эти
работы дальше. Предполагается, что метод борьбы с
бактериями с помощью UV-обработки будет шире ис-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Рис. 5. Результаты испытаний по борьбе с анаэробными бактериями
в 1 ступени скважины Watkins
пользоваться на остальных скважинах. В настоящее
время небольшое количество биоцидов используется
для дезинфекции резервуаров перед подачей в них
воды, подвергнутой UV-обработке. На основании результатов анализа, решения по которым еще пока не
приняты, можно предположить, что при выполнении
этой программы в будущем откажутся от использования биоцидов на скважинах. Представленные здесь
результаты испытаний установки на двух скважинах
на указанном месторождении являются характерными общими результатами борьбы с бактериальным
загрязнением с помощью UV-обработки.
Скважина Watkins-1H. Это восьмиступенчатая
горизонтальная скважина (в Шелби, Техас), была
успешно пробурена на измеренную глубину 14 888 фут
(1фут = 0,3048 м). В течение трехдневной операции
около 3,4 млн галл воды подвергли UV-обработке для
борьбы с бактериями со средней скоростью около
80 брл/мин. В ходе этой операции контролировалось пропускание света для проверки прозрачности
с усреднением зарегистрированных значений. Была
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БЕЗОПАСНОСТЬ
Результаты испытаний в скважине Gammage
Уменьшение числа бактерий, %
Уменьшение числа бактерий, %
Результаты испытаний в скважине Watkins
Уменьшение аэробных бактерий, %
Уменьшение анаэробных бактерий, %
Ступень
Уменьшение аэробных бактерий, %
Уменьшение анаэробных бактерий, %
Ступень
Рис. 6. Результаты всех испытаний в скважине Watkins
Рис.7. Результаты всех испытаний в скважине Gammag-1
получена приемлемая величина около 54,6 % при длине
волны около 365 нм при средней скорости обработки
около 80 галл.
Производился отбор проб воды на входе и выходе
из мобильной установки UV-обработки воды. Также
провели несколько испытаний с разбавлением воды
в ступенях скважины 1, 3, 5 и 7 для определения эффективности UV-обработки. Испытания проводились
с учетом соответствующей отраслевым стандартам
оптимальной концентрации биоцида/бактерицида для
процедуры обработки воды. Для выявления присутствия аэробных бактерий использовались пузырьки с
питательной средой, содержащие фенольный бульон
красной декстрозы. Пузырьки с питательной средой
для анаэробных бактерий содержали раствор сульфат с железными гвоздями (рис. 4). До проведения
UV-обработки для борьбы с бактериями, проверка обнаружила уровни бактериального загрязнения от 1–
10 млн образующих колонии бактериальных единиц
на см3 (рис. 4a). После обработки проверка показала
присутствие только 1–10 бактерий на мл; эффективность обработки составила 99,9 % (рис. 4b).
В испытаниях по борьбе с анаэробными бактериями проверка, проведенная перед UV-обработкой, показала наличие от 10 до 100 образующих колонии бактериальных единиц в см3 (рис. 5а). После UV-обработки
SBR-бактерии отсутствовали; эффективность обработки составила 100 % (рис. 5b).
Результаты последовательных испытаний показали, что в среднем число аэробных бактерий уменьшилось до 97,48 % (рис. 6). Эти результаты сравнимы со
скоростями уменьшения численности бактерий при
использовании химических биоцидов, но без риска
для окружающей среды, связанного с использованием
последних.
Скважина Gammage-1. Это девятиступенчатая
скважина в сланцах хейнсвилской свиты (р-н Накогдочес, Техас), была пробурена до глубины 16 070 фут.
В ходе выполнения операций гидроразрыва была произведена UV-обработка с использованием 3,7 млн галл
воды для борьбы с бактериями со средней скоростью
около 80 брл/мин. Было проведено несколько испытаний в ступенях 1, 3, 5, 7 и 9 с использованием стандартной процедуры, опробованной при испытаниях
скважины Watkins-1H. Результаты показали высокую
эффективность борьбы с аэробными и анаэробными
бактериями; было зарегистрировано уменьшение их
числа на 99 % или больше. Результаты всех испытаний
на скважине Gammage-1 показаны на рис. 7.
20
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Использование в сложных условиях конкретных
скважин для борьбы с бактериальным загрязнением
с помощью UV-обработки показало, что этот процесс
позволяет уменьшить количество химических биоцидов, нагнетаемых в пласты-коллекторы и попадающих
в окружающую среду. Эта технология является приемлемой для операторов нефтяных месторождений
и линий трубопроводов и представляет собой жизнеспособный метод.
Перевел В. Клепинин
Kembe Kleinwolterink (К. Клейнволтеринк) осуществляет контроль за
испытаниями на месторождении процесса борьбы с бактериями с помощью UV, поскольку он был первым, кто применил его в Килгор, Техас.
М-р Клейнволтеринк закончил Университет шт. Айова и получил степень
бакалавра по механике, затем он работал в компании Halliburton промысловым инженером, занимаясь технологиями повышения добычи. В
настоящее время м-р Клейнволтеринк является техническим руководителем компании Halliburton в округе Килгор/Боссье.
Brandon B. Watson (Б. Б. Уотсон), представитель заказчика в компании
Halliburton в Тайлере, Техас. М-р Уотсон получил степени бакалавра гуманитарных наук в области менеджмента и управления трудовыми ресурсами в Университете Ламара, Бьюмонт, Техас. М-р Уотсон был техническим
специалистом компании Halliburton в Килгоре, Техас
Dave Allison (Д. Эллисон) проживает в г. Дункан, Oклахома, отвечает за
внедрение и использование новых технологий компании Halliburton и за
соответствие сервисных работ спецификациям. М-р Эллисон стал победителем по разработке новых продуктов в компании Swell Technology и
руководил разработкой новых продуктов для цементирования скважин и
повышения добычи. М-р Эллисон имеет множество патентов и опубликовал несколько статей по возбуждению, заканчиванию, борьбе с песком,
использованию наматываемых на катушки гибких труб, перфорации и
цементированию труб в процессе спуска. М-р Эллисон получил степень
бакалавра по гражданскому строительству в Университете г. Питтсбург
и степень магистра по организации и управлению строительством в Университете штата Оклахома
Matt Sharrock (М. Шарок) инженер-нефтяник компании EOG Resources,
Тайлер, Техас. М-р Шарок получил степень бакалавра по технологии добычи нефти в Университете г. Остин, Техас и степень магистра в университете г.Taйлер, Техас. В 2009 г. м-р Шарок занимался разработкой узлов
заканчивания скважин в пласте хейнсвилской свиты. Раньше м-р Шарок
занимался проблемами исследования, бурения и заканчивания скважин в
продуктивных коллекторах в районах Арканзас, Техас, Луизиана и Миссисипи для компании EOG Resources.
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БЕЗОПАСНОСТЬ
ОСОБЕННОСТИ проведения
СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
НА ТЕРРИТОРИИ ГОРОДА
D. Freed, FairfieldNodal
Использование бескабельной
регистрирующей системы и тесное взаимодействие с общественностью обеспечило компании
Signal Hill Petroleum возможность
успешного выполнения программы
сейсмических съемок в пределах
густонаселенного района Лонг-Бич
на территории шт. Калифорния.
В настоящее время известен
ряд проектов, связанных с проведением сейсморазведочных работ
на территории крупных городских агломераций, таких как, ЛосАнджелес и Лонг-Бич в Калифорнии, а также Париж во Франции.
Однако, даже c условием имеющегося опыта, термин «городские
джунгли» приобретает совершенно новый, особый смысл, когда мы
сталкиваемся c необходимостью
проведения сейсморазведочных
работ в пределах любого муниципального образования. По сути
дела, районы городской застройки и природные джунгли имеют
весьма много схожих особенностей, благодаря чему их можно
сравнивать между собой. И здесь,
и там мы имеем дело с высокой
плотностью популяций: на территории городов – проживающего
в них населения, в дикой природе – различных видов животных
и растений, которые, зачастую,
охраняются законодательством. В
обоих случаях имеют место суточные и сезонные миграции внутри
заполняющих данную среду обитания популяций. Как городская
среда, так и природные джунгли,
как правило, характеризуются высоким уровнем помех, причем для
городских территорий особенно
характерным является наличие
как когерентных, так и случайных
сейсмических шумов. И в городах,
и в джунглях имеется множество
различного вида препятствий и
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
преград, затрудняющих передвижение сейсмических отрядов «по
местности», а также еще целый
ряд ограничений, в отношении
того, где, когда и каким образом
может использоваться самое различное сейсмическое оборудование. И, наконец, как городская, так
и естественная природная среда
весьма чувствительны к любым
видам внешних воздействий, но,
в свою очередь, те эффекты, что
обусловлены, например, близостью портовой акватории и работой портового оборудования (а в
среде города – различного рода
техногенными воздействиями),
также могут приводить к повреждениям и поломкам используемого
сейсмического оборудования.
Для компании Signal Hill Petroleum все вышеперечисленные
трудности явились испытанием
на прочность намеченной ею программы сейсмических 2D-съемок
на территории городов Сигнал
Хилл и Лонг-Бич, расположенных
на территории шт. Калифорния.
Для того чтобы преодолеть эти
проблемы, компания использовала
новейшую наземную, бескабельную, позволяющую осуществлять
непрерывную запись, систему регистрации сейсмических данных,
в сочетании с тщательным предварительным планированием
всех этапов работ, включающим
тесное взаимодействие с государственными должностными лицами и местными жителями. Все
те меры, что были предприняты
компанией, позволили ей достигнуть того, что всего несколько лет
назад было чрезвычайно трудной
задачей, а именно, разработать и
успешно осуществить программу
наземных сейсмических съемок
в районе Лонг-Бич, на территории шт. Калифорния, для кото-
№4 • апрель 2010
рого характерна весьма высокая
плотность населения, программу,
не причинившую каких-либо серьезных беспокойств жителям и
с щадящим воздействием на окружающую среду.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЕ
РАБОТЫ
Город Сигнал Хилл, который
относится к числу малых городов,
имеет площадь 2 мили2, население
его составляет около 10 тыс. человек, и окружен со всех сторон
городом Лонг-Бич, население которого составляет более 500 тыс.
человек. Около 80 % площади,
открытого здесь в 20-х годах прошлого столетия и разрабатываемого по настоящее время нефтяного
месторождения Лонг-Бич – Сигнал Хилл (ЛБ-СХ), расположено
на территории г. Сигнал Хилл, а
остальные 20 % – на территории
Лонг-Бич. Согласно оценкам компании Signal Hill Petroleum Inc.,
которая является оператором на
данном месторождении, общие
запасы нефти данного месторождения составляют около 2 млрд
брл. Летом 2009 г. компания Signal
Hill Petroleum выполнила сейсмические 2D-съемки в пределах возвышенности Сигнал Хилл, к югу
от аэропорта Лонг-Бич, расположенных на территории округа
Лонг-Бич.
Ранее в пределах данной территории уже делались попытки
провести сейсмические съемки.
Так в 1984 г., в пределах намеченной для исследований площади, с
использованием системы DFS-V,
были проведены сейсмические
2D-съемки, а в 2006 г. были начаты
работы в рамках 3D-проекта с использованием дистанционной регистрации сейсмических данных.
При проведении работ, и в 1984
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БЕЗОПАСНОСТЬ
и в 2006 гг., использовался вибросейсмический метод, при этом для
генерации зондирующих сигналов
применялись вибросейсмические
источники. Однако, сейсмические
работы, проводившиеся в 2006 г.,
были завершены досрочно, главным образом, по причине обеспокоенности населения шумовым
и вибрационным воздействием,
связанным с работой вибраторов.
В процессе проведения сейсмических работ жители проявляли
беспокойство, когда они явным
образом начинали ощущать физическое воздействие, связанное
с генерируемыми вибраторами
сигналами, а также с шумовыми
эффектами, создаваемыми работой вибраторов в те промежутки
времени, когда проводились работы по диагностике и устранению
неисправностей на приемных линиях.
Потерпев неудачу и осознав
природу имеющихся трудностей,
компания Signal Hill Petroleum отступила к исходному рубежу и пересмотрела заново всю программу
работ, для того чтобы попытаться
изменить и провести калибровку
как параметров зондирующего
сигнала, так и сам план проведения сейсмических работ, который
она намеревалась использовать, в
случае, если в дальнейшем будет
сделана новая попытка провести
сейсмические съемки в пределах
этой чувствительной к антропогенному и сейсмическому воздействию территории.
ПЛАНИРОВАНИЕ
СЕЙСМИЧЕСКИХ СЪЕМОК
Для того чтобы снизить физическое воздействие, оказываемое
работой сейсмических вибраторов на людей, проживающих в
пределах района проведения работ, были внесены весьма существенные изменения в работу используемой вибросейсмической
системы. Компания Signal Hill
Petroleum и ее дочерняя компания Seismic Imaging Solution Company (SISCO) запустили научноисследовательский проект, целью
которого стал выбор методики
проведения вибросейсмических
работ и определение оптимальных
22
параметров свип-сигнала вибрационного источника, которые, с
одной стороны, сняли бы претензии, предъявляемые компании
обеспокоенной общественностью,
и, в то же время, обеспечили бы
приемлемые показатели качества работы виброисточников и
позволили решить целевые задачи, поставленные перед данными сейсмическими съемками.
Для различных параметров свипсигналов анализировались соотношения сигнал/помеха и проводились определения амплитуд
колебаний грунта с целью контроля возможных эффектов, связанных с воздействием вибросейсмических сигналов на различные
строительные сооружения.
Наряду с осознанием необходимости внесения соответствующей корректировки в параметры
используемого свип-сигнала, компания также отдала себе ясный
отчет в первостепенном значении
проблемы информационной подготовки и разъяснительной работы среди населения, в том числе
среди государственных служащих, в отношении того, что, собственно говоря, следует ожидать
людям на этапе проведения сбора
данных в рамках намеченной программы сейсмических съемок. С
этой целью, для представителей
различных ветвей государственной власти и разрешительных организаций, в пределах предполагаемого района проведения работ,
было проведено несколько испытаний в рабочих полевых условиях, для того чтобы ознакомить
все заинтересованные стороны с
основными этапами и режимами
проведения в дальнейшем практической работы, и продемонстрировать воочию, что широкая
публика может увидеть, услышать
и почувствовать при проведении
этих работ.
Компания получила ряд разрешительных документов, позволяющих осуществлять развертывание
вибросейсмического комплекса.
В дополнение к разрешениям на
проведение «бурения вручную»,
полученным от различных коммунальных комиссий, позволяющих
осуществлять развертывание ре-
гистрирующего оборудования на
территории города, она получила
также так называемое разрешение
на «проезд специализированной
техники по улицам», обеспечивающее возможность доставки смонтированных на автомобильной
базе сейсмических вибраторов
по основным транспортным магистралям города к месту ведения
работ.
После того как все требования
представителей государственной
власти и разрешительных организаций были удовлетворены, была
начата кампания, целью которой
явилось информирование широкой общественности. Компании
Signal Hill Petroleum и SISCO напечатали и распространили среди
населения брошюру, в которой
описывалось, что следует ожидать
жителям при проведении «Геофизических съемок на территории
Лонг-Бич – Сигнал Хилл». Эта
брошюра была вручена каждому
жителю и всем представителям
бизнес-сообщества и сопровождалась также информацией о маршруте следования машин с вибраторами по улицам города.
Время и усилия, затраченные
компаниями на то, чтобы получить все необходимые разрешения
оказали заметный благотворный
эффект и ослабили уровень обеспокоенности населения, вплоть
до того, что граждане, оказывавшиеся в районе дислокации виброкомплекса уже не проявляли
болезненных эмоций и активной
оппозиции в отношении проведения работ.
СЕЙСМИЧЕСКОЕ
ОБОРУДОВАНИЕ
На основании опыта, полученного ранее компаниями Signal Hill
Petroleum и SISCO при попытке
выполнить здесь сейсмические
съемки, был сделан вывод о том,
что наиболее подходящим для
данных условий является отказ от
кабельной и использование бескабельной, пассивной регистрирующей системы, управляемой
дистанционно из единого центра управления. При проведении
съемки в 2006 г. кабельная система
регистрации сейсмических данных
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БЕЗОПАСНОСТЬ
использовалась в минимальном
объеме, но, тем не менее, компания столкнулась со значительными
проблемами, связанными с надежностью функционирования данной
системы.
Недостатки использовавшейся
ранее системы регистрации. Если
рассматривать возможности регистрирующей системы, использовавшейся при проведении съемки в 2006 г. с позиций логистики,
то следует отметить трудность ее
развертывания и необходимость
использования радиочастотных
репитеров для передачи команд с
центральной сейсмической станции на систему дистанционных
регистрирующих устройств и запуска их на прием сейсмических
данных. В силу тех или иных причин, один, или сразу несколько,
удаленных модулей регистрации
могли не срабатывать на команду
записи данных. В результате до
шести связанных с модулем групп
геофонов фактически не регистрировали данные для данного физического наблюдения.
Полевые регистрационные модули, использовавшиеся при проведении съемки в 2006 г., имели
также относительно большие габариты, поскольку включали антенну, внешнее питание и два кабеля,
с помощью каждого из которых
можно было подключить до трех
групп геофонов. Неудивительно,
что эти устройства стали предметом озадаченности населения
и курьезных происшествий. Зачастую проявляемый населением
интерес и действия носили предумышленный характер, и приводил
в результате к повреждению и отказам в работе использовавшегося
оборудования.
Работники сейсмоотряда делали все возможное для того чтобы
кабели не мешали пешеходам,
стараясь прикрепить их лентой к
кромке тротуара или к асфальтовому покрытию, в тех местах где
это было возможно, и обвязывая
связки геофонов. Поскольку кабели подключения к входным
разъемам имели фиксированную
длину, не всегда удавалось выбрать
оптимальное местоположение для
установки групп геофонов. Зача-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Рис. 1. Вид ARU-узла после того как он был
заглублен в грунт и замаскирован листьями
стую, только две или три из шести
возможных групп геофонов могли
быть подключены к соответствующему дистанционному регистрирующему модулю, в результате
чего не всегда развернутое оборудование использовалось наиболее
эффективно.
В тех местах, где заглубить геофоны в грунт было невозможно,
штыри снимались и геофоны устанавливались на основание, при
этом для обеспечения лучшего
контакта датчика с тротуаром или
же с асфальтом на его корпус клались мешочки с песком. К сожалению, ни одна из вышеперечисленных мер не могла полностью
исключить проблемы, которые
могли быть связаны с падением и
получением пешеходами увечья
из-за размещения в пешеходной
зоне сейсмического оборудования.
Новая система регистрации
сейсмических данных. С учетом
указанных ограничительных условий, ответственное за принятие
решений звено компании Signal
Hill Petroleum, достаточно быстро
пришло к заключению о необходимости наладить контакт с компанией Fairfield Industries (в настоящее
время FairfieldNodal) для получения и использования фирменной
разработки данной компании –
бескабельной наземной системы
регистрации сейсмических данных семейства Z-Land. Компания
Fairfield Industries, штаб-квартира
которой находится в г. Шугар
Лэнд, шт. Техас, занимающаяся
геофизическими исследованиями,
предоставила на условиях лизинга
данную систему компании Signal
Hill Petroleum и оказала техническую поддержку специалистам
компании SISCO в использовании
№4 • апрель 2010
и развертывании предоставленного оборудования.
Основным компонентом системы является узел сбора сейсмических данных, представляющий
собой бескабельный, обеспечивающий непрерывную запись,
автономный полевой модуль (Autonomous Recording Unit – ARU).
ARU-узлы представляют собой
сейсмические регистраторы с автономным питанием и могут полностью заглубляться в грунт –
в таком случае они не будут видны на поверхности (рис. 1). Кроме
ARU-узлов компания Fairfield Industries предоставила также синхронизирующее устройство для
управления работой вибраторов
и станцию регистрации данных.
Последняя включает в своем составе устройство, обеспечивающее извлечение данных (data harvester), собранных отдельными
ARU-узлами, и устройство сортировки данных (data sorter), обеспечивающее упорядочивание поступающих сейсмических данных и
их запись в формате SEG-D.
Согласно заявлению компаний
Signal Hill Petroleum и SISCO, использование бескабельной системы регистрации данных позволило
значительно усовершенствовать
рабочий процесс на стадии сбора
сейсмических данных. Удалось
полностью решить проблему, связанную с помехой для пешеходов
и сделать практически невидимыми для взгляда обычного пешехода
полевые регистрирующие модули,
и, таким образом, избежать курьезов и непродуманных действий со
стороны населения. Поскольку в
случае использования предоставленной компанией FairfieldNodal
системы нет необходимости использовать сейсморазведочные
кабели, полевые регистрирующие
модули могут устанавливаться и в
почву и в грунт на любом подходящем участке; отметим, что ни
разу модули не устанавливались
на тротуаре или на асфальтовом
покрытии.
Благодаря тому, что запись
сейсмических данных ARU-узлами
осуществлялась в непрерывном
режиме, ни разу не возникало необходимости отыскивать и устра23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БЕЗОПАСНОСТЬ
нять неисправности сейсмоприемных устройств. Поэтому работа
сейсмических вибраторов на всех
точках возбуждения происходила
без задержек, связанных с ожиданием, когда возникшая с какимлибо регистратором неисправность будет устранена. По словам
вице-президента компании Signal
Hill Petroleum Хиларио Камачо,
занимающегося вопросами, связанными с природными ресурсами и геофизической разведкой –
«Наиболее значимый эффект, связанный с использованием данной системы, состоит в том, что
отсутствие кабелей приводит к
отсутствию проблем поиска и
устранения неисправностей всего
используемого оборудования. Вы
просто осуществляете расстановку
ARU-узлов и запускаете в работу
сейсмовибраторы, в результате
получается, что мы выполняем
съемку за короткий промежуток
времени».
ОТСТРЕЛ ПРОЕКТА
Компания Seismic Imaging Solutions отработала сейсмический
2D-проект на площади месторождения ЛБ-СХ, именуемый и рассматриваемый как 1 этап намеченной
программы сейсморазведочных
работ, используя предоставленную
ей бескабельную наземную регистрирующую систему. Работы на
исследуемой площади были выполнены с использованием методики
Вибросейс. В качестве источников
возбуждения упругих колебаний
использовались 4 вибратора IVI
Hemi-60.
Программа включала отработку четырех 2D-профилей. Два
профиля были ориентированы в
направлении север-юг, по одному
профилю с каждой стороны от возвышенности Сигнал Хилл. Другие
два профиля были сориентированы в направлении восток-запад,
причем оба располагались к северу от возвышенности. Профили
были проложены по сторонам улиц
расположенных на территории
города, причем один из профилей
пересекал автомобильные пути
до взлетно-посадочной полосы и
сами взлетно-посадочные полосы
на аэродроме Лонг-Бич. Три про24
Рис. 2. Установка ARU-узла вдоль оживленной
городской улицы
филя пересекали межштатную автомагистраль № 405.
Развертывание оборудования
на каждом профиле и отстрел
профилей производились независимо. Сейсмоприемники устанавливались на выбранных точках
и располагались вдоль стороны
улицы (рис. 2), а передвижение
виброисточников происходило
в заданном порядке по направлению к средней части улицы.
На тех участках профиля, где
имелось открытое пространство,
сейсмоприемники устанавливались с равными интервалами друг
от друга. Хотя точное местоположение каждого узла было заранее известно, однако, в пределах
жилых и деловых районов города,
оно, по мере необходимости, задавалось уже не всегда с равным
интервалом. Участки, с зелеными
насаждениями, а также с почвенным покровом, в пределах открытых площадок и вдоль тротуаров
и пешеходных дорожек, также
использовались для расстановки,
наряду со всеми другими пригодными для установки местами, где
имелись условия для непосредственного контакта приемного
устройства с грунтом.
На 1 этапе программы использовалось 678 пунктов приема и 465
пунктов возбуждения. На трех отработанных профилях интервал
между пунктами приема и возбуждения был одинаковым и составлял 80 фут; на одном профиле – интервал между пунктами
приема и возбуждения составлял,
соответственно, 55 и 110 фут. Для
всех четырех отработанных профилей использовалась методика,
когда пункт возбуждения и приема
совпадали между собой.
В качестве окончательных параметров свип-сигнала использовались следующие: количество
накопленных воздействий на
пункте возбуждения – 30, использовался режим линейной
частотно-модулированной развертки, длительность свипа (длина
развертки) – 8 с, нижняя и верхняя граничная частота свипа – 5 и
72 Гц, конус в начале свипа – 1,8 с,
в конце свипа – 0,3 с, период ожидания – 6 с. Временные затраты
на отработку одного пункта возбуждения составляли в пределах
420 с. В процессе работ непроизводительных затрат времени между
отдельными свипами не было, за
исключением времени, затрачиваемого на перемещение вибраторов
с точки на точку.
Для снижения воздействия,
связанного с проведением сейсморазведочных работ, часы, в
которые можно было проводить
работы в пределах населенных
районов и местах скопления людей, ограничивались. В этих районах время работы вибрационных
источников ограничивалось временным периодом между 9.00 и
15.00 по местному времени, причем работы производилось только
в будние дни (с понедельника по
пятницу). Этот вопрос рассматривался всеми заинтересованными
сторонами, и было принято решение, что такое расписание работ
будет наиболее приемлемым для
местного населения. В другое
время (например, в часы после
окончания рабочего дня, когда
людей становилось заметно меньше) фронт работ перемещался в
другие части города, такие как
аэропорт или же деловой район
города, район складов и розничных магазинов.
В процессе проведения съемки
машины, на которых были установлены вибраторы, сопровождались по улицам города двумя
полицейскими машинами – одна
впереди, одна в хвосте колонны –
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БЕЗОПАСНОСТЬ
Рис. 3. Машины, с установленными на них вибраторами, продвигаются вдоль Черри-авеню
в сопровождении полицейского эскорта
для сохранения порядка движения
транспортного потока (рис. 3). На
замыкающей колонну машине
был укреплен специальный знак,
имеющий вид стрелки-указателя,
предупреждающий встречный
транспорт о перемещении на машинах вибраторов. В процессе того
как происходило перемещение колонны автомашин по городу, личный состав сейсмоотряда выдвигался вперед колонны и оповещал
людей в жилых домах и в деловых
зданиях о предстоящем начале работ. Такое предварительное оповещение обеспечивало безопасность
жителей и являлось сигналом для
начала работы вибраторов. Наиболее частым замечанием со стороны
сторонних наблюдателей было недоумение относительно масштабов
работ.
Для того чтобы получить квалифицированную поддержку и
оценить возможные эффекты,
связанные с воздействием проводимых работ на близкорасположенные сооружения, компания
Signal Hill Petroleum привлекла
компанию Ameridian Technologies
Inc., занимающуюся вопросами,
связанными с разработкой и использованием технологий сейсмостойкого строительства и поддержкой гражданских судебных
процессов в этой сфере. В процессе проведения сейсмических
работ, технические специалисты
компании Ameridian Technologies
осуществляли контроль на каждом
пункте возбуждения и оценивали
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
уровень воздействия оказываемого работой вибраторов.
Несмотря на ограничения, которых должна была придерживаться
компания в процессе проведения
сейсморазведочных работ, они
были выполнены в сжатые сроки.
Работы на первом пункте возбуждения были начаты утром 20 июля
2009 г., а последний пункт возбуждения рабочего профиля был
отработан уже через 11 дней – во
второй половине дня 31 июля.
В настоящее время уже известно, что первичные данные, полученные в результате проведения
съемки, имеют очень высокое качество. На самом деле, на одном из
отработанных сейсмических профилей, в близповерхностной части
разреза и вблизи от пробуренной
здесь ранее скважины, было выявлена аномалия типа «яркое пятно».
До этих съемок, область, к которой
приурочена сейсмическая аномалия, не была исследовано скважинными методами. Вероятно, это будет сделано в результате бурения
новой скважины.
ДАЛЬНЕЙШИЕ ПЛАНЫ
ИССЛЕДОВАНИЙ
В настоящее время компания
Signal Hill Petroleum включилась в
планирование следующей стадии
работ – проведение сейсмических
3D-съемок в пределах данной территории. Как заявил Дэйв Слэйтер,
исполнительный вице-президент и
управляющий директор по производству и технологиям компании
№4 • апрель 2010
Signal Hill Petroleum: – «В ситуации практически полного отсутствия сейсмических данных, мы
сделали все возможное, что было
в наших силах, для того, чтобы понять очень сложное строение исследуемой площади. Вот почему
мы мотивированы на то, чтобы
получить в дальнейшем данные
сейсмических 3D-съемок», –
продолжает он.
В рамках данного проекта компания планирует воспользоваться
теми преимуществами, которые
обеспечиваются гибкостью процесса развертывания регистрирующей системы, благодаря отсутствию кабелей, и распределить
ARU-узлы на линиях приема под
углом 45° относительно линий возбуждения сигнала на тех участках
в пределах всей изучаемой площади, где только будет иметься такая
возможность. Линии пунктов возбуждения сигнала будут ориентированы по направлению улиц, идущих с север на юг и с востока на
запад. Предполагается, что за счет
случайного характера размещения
узлов регистрации и их положения
под углом 45° относительно линий
возбуждения сигнала должен обеспечиться широкий диапазон выносов и азимутов приема сигнала.
Начало работ в рамках проекта
сейсмических 3D-съемок намечается на первую половину 2010 г.
Перевел Л. Токарь
Dennis Freed (Д. Фрид), технический руководитель отдела
маркетинга в подразделении
технологических систем компании FairfieldNodal в г. Шугар Лэнд, Техас. М-р Фрид
проработал в компании Fairfiel 10 лет. До этого он занимался сейморазведкой в
компаниях GeoSource, Halliburton, OpSeis и Syntron. Он имеет более чем
35-летний опыт работы в области дистанционных измерений, а также в областях, связанных с
проектированием и разработкой оборудования
для аэрокосмических, медицинских, ядерных
и сейсмических исследований. Имеет ученые
степени в области электронных технологий и
компьютерных технологий. С г-ном Фридом
можно связаться по адресу: dfreed@FairfieldNodal.com.
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИЗ
РЕКОМЕНДАЦИИ ДЛЯ ПЕРЕДОВЫХ
МЕТОДОВ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
R. T. Oskarsen, J. W. Wright, D. Walzel, Boots & Coots
Расследование причин притока газа на мелководной платформе после цементирования
9 5/8-дюймовой обсадной колонны показало, что использование передовых методов цементирования
могло бы предотвратить серьезный инцидент, связанный с потерей контроля над скважиной
Хотя приток после цементирования является широко распространенным явлением, он обычно происходит из кондукторной обсадной
колонны, спущенной на небольшую
глубину. Однако инцидент с потерей
контроля над скважиной, который
произошел на мелководной платформе, показывает, что приток после
цементирования может иметь место
для обсадных колонн, спущенных на
большую глубину. В данном случае
9 5/8-дюймовую обсадную колонну установили и зацементировали,
следуя программе цементирования,
обычно применяемой в данном районе. Приток в скважине начался, когда
буровая бригада устанавливала клинья, через 4 ч 45 мин после продавливания цемента. Статическое давление
в обсадной колонне быстро поднялось выше максимально допустимого
статического давления в кольцевом
пространстве, вызвав необходимость
в принятии мер до установления контроля над скважиной.
Последующее расследование показало, что приток произошел в результате потери гидростатического
давления во время перехода цементного раствора. Был сделан вывод, что
простых мер, например, использования передовых методов цементирования, могло быть достаточно для
предупреждения инцидента.
Приток газа после цементирования может быть связан с рядом
факторов, относящихся к физикохимическим свойствам цементного
раствора, продавливанию бурового
раствора, удалению корки на стенках скважины, центрированию обсадной колонны, наклону ствола,
проницаемости пласта и поровому
давлению [1, 2]. Для поиска решений
были предприняты значительные
усилия, но, несмотря на все исследования и достижения, приток после
цементирования до сих пор остается
довольно распространенным явлением во всем мире. При исследовании
внешнего континентального шельфа
26
США в 1992–2006 гг. было установлено, что проблемы с цементированием являются определяющими факторами для выбросов. В сравнении с
предыдущими исследованиями [3],
частота выбросов в Мексиканском
заливе, происходящих во время или
после цементирования скважин, возросла.
Рис. 1. Платформа с шестью окнами и
консольной самоподъемной буровой
установкой в водах глубиной 132 фут
Глубины указаны ниже
отметки пола буровой
средний уровень моря 98 фут
Уровень дна моря 230 фут
Кондуктор, 30″, 525 фут
Обсадная колонна, 18 5/8″,
1453 фут
Обсадная колонна, 13 3/8″,
6356 фут
Газоносный песчаник, 12 516 фут
(измеренная глубина)/9196 фут
(фактическая вертикальная глубина)
Обсадная колонна, 9 5/8″, 12 516 фут
(измеренная глубина)/10 141 фут
(фактическая вертикальная глубина)
Рис. 2. Отклонение в конце 12 1/4-дюймового
участка ствола на глубине 15 000 фут
оказалось практически горизонтальным
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ
СОБЫТИЙ
Рассматриваемую скважину
пробурили с платформы с шестью
окнами в водах глубиной 132 фут
(1 фут = 0,3048 м) с использованием консольной самоподъемной
буровой установки (рис. 1). После
бурения 16-дюймового ствола до измеренной глубины 6570 фут буровая
бригада не смогла спустить до забоя
13 3/8-дюймовую обсадную колонну. Основной ствол ликвидировали
без установки пробки и забурили
второй ствол. В конечном счете,
13 3/8-дюймовую обсадную колонну
установили на глубине 6536 фут примерно в 20 фут в стороне от первоначального 16-дюймового ствола.
К бурению 12 1/4-дюймового
участка ствола приступили с буровым раствором на основе эфира (ester-based mud – EBM) плотностью
10,2 фунт/галл, которую позже увеличили до 11,1 фунт/галл перед бурением через песчаник с повышенным
давлением на глубине 12 516 фут.
Наклон ствола в конце участка на
глубине 15 000 фут был полностью
горизонтальным (рис. 2). Поскольку
скважина была опытной, для очистки
бурового шлама перед его сбросом за
борт использовали вертикальную сушилку. Для удаления мелкодисперсного бурового шлама после вертикальной сушилки рекомендовалось
использовать от трех до четырех
ступеней центрифугирования. Однако воспользовались только одной
ступенью, что оказалось недостаточно. В конце бурения участков ствола
буровой раствор содержал 8–11%
твердой фазы малой плотности, состоящей из мелкодисперсных глин.
Помимо проблем с буровым раствором, не исключено, что диспергированные глины и барит вызвали
стратификацию плотности и вязкости в верхних и нижних интервалах
скважины при прекращении циркуляции. После достижения глубины
спуска 9 5/8-дюймовой обсадной ко-
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИЗ
лонны подъем из скважины осложнялся многочисленными перенатяжками (бурильной колонны), что
потребовало почти постоянного
обратного расширения от забоя к
устью. Для подъема инструмента из
скважины потребовалось 63 ч; еще
23 ч прошло до того, как приступили к работе с обсадной колонной.
Следовательно, забой скважины
оставался без циркуляции в течение
почти 3,5 сут. До того как спустили
9 5/8-дюймовую обсадную колонну,
буровой раствор был настолько вязок, что едва вытекал из чашки.
В связи с прежними проблемами,
возникшими при спуске до забоя
13 3/8-дюймовой обсадной колонны,
центраторы устанавливали на каждую вторую свечу выше башмака.
Никаких дополнительных проблем
при спуске обсадной колонны не
возникло. Когда 9 5/8-дюймовая обсадная колонна оказалась на забое,
скважину промыли (1,5 объемами
кольцевого пространства); показания газа снизились до фоновых значений.
Программа цементирования, использованная для 9 5/8-дюймовой
обсадной колонны, не отличалась от
программы других скважин в районе. Чтобы сохранить ЕВМ для другой
скважины, его вытеснили буровым
раствором на водной основе (waterbased mud – WBM), закачанным в
качестве буферного раствора перед
цементным раствором, за которым
последовало 44 брл промывочной
буферной жидкости. Значительная
первая порция раствора плотностью
12,5 фунт/галл перекрыла продуктивный песчаник. В 13 3/8-дюймовой
обсадной колонне верхняя граница
цементного кольца не была зафиксирована. Нижний 948-футовый
интервал обсадной колонны запланировали перекрыть хвостовой порцией цементного раствора плотностью
15,8 фунт/галл. Цементный раствор вытеснили ЕВМ плотностью
11,1 фунт/галл.
Порции цементного раствора закачивали в соответствии с проектом
без происшествий. Примерно 295 брл
должным образом обработанного
WBM сбросили за борт во время последней стадии задавливания цементного раствора. Следуя программе цементирования, пробку установили с
расчетным числом ходов; в суточный
рапорт бурильщика внесли запись об
операции цементирования.
Однако при установке уплотнительного узла буровая бригада заметила, что из кольцевого пространства
начался приток. На этот момент про-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
шло 4 ч 45 мин после установки пробки. Начальное статическое давление
в обсадной колонне 1400 фунт/дюйм2
возросло до 1850 фунт/дюйм2 и оставалось постоянным. Этого было достаточно для того, чтобы вызвать разрушение 13 3/8-дюймового башмака
(исходя из плотности бурового раствора 11,5 фунт/галл у башмака). Давление в кольцевом пространстве снизилось примерно до 145 фунт/дюйм2
после задавливания в него WBM
плотностью 12,3 фунт/галл в течение
21 цикла.
После восстановления контроля
над устьевым давлением для оценки
возможного перетока и целостности цемента в скважине были сняты диагностические каротажные
диаграммы, включая шумограмму,
термограмму, сегментированную
цементограмму и диаграмму компенсированного нейтронного каротажа. Согласно термограмме и шумограмме, значительный переток
за обсадной колонной отсутствовал.
Диаграмма компенсированного нейтронного каротажа показала, что за
обсадной колонной имелись области
защемленного газа, а сегментированная цементограмма показала очень
неудовлетворительное сцепление
почти всего исследованного интервала. Сцепление было особенно неприемлемым вдоль проницаемых
песчаников и вдоль нижней стенки
ствола. Качество сцепления почти
точно следовало диаграмме гаммакаротажа при перемещении между
песчаником и последовательностью
глин. Однако, судя по всему, имелся
интервал примерно в три свечи с приемлемым сцеплением (как раз выше
газоносного песчаника), который, в
конечном счете, мог препятствовать
перетоку.
Аналогичные программы цементирования 9 5/8-дюймовой обсадной колонны ранее были выполнены
успешно в других скважинах участка.
Однако данная скважина существенно отличалась от соседних, включая
наличие газоносной зоны с повышенным давлением выше башмака
9 5/8-дюймовой обсадной колонны,
неудовлетворительное центрирование обсадной колонны и высоковязкий ЕВМ, что стало причиной оседания барита. Неудовлетворительное
вытеснение бурового раствора могло
быть еще одной определяющей причиной инцидента с потерей контроля
над скважиной, обусловленного недостаточным центрированием обсадной колонны и вязким буровым
раствором. Однако, судя по всему,
главной причиной стал неправиль-
№4 • апрель 2010
ный расчет головной порции раствора для данной конкретной ситуации.
Конечная порция раствора, которая
обладала скорректированными свойствами, не перекрыла продуктивную
зону. Первая порция цементного раствора перекрыла чрезмерно протяженный интервал, в котором могли
происходить водоотдача и потеря
гидростатического давления.
Согласно сообщениям, множество инцидентов, связанных с потерей контроля над скважиной,
происходили в результате притока
газа после цементирования. Одно
из многих опасений состояло в том,
что непрекращающийся приток газа
мог использовать ликвидированный
16-дюймовый ствол в качестве канала
для выброса ниже платформы.
РАССЛЕДОВАНИЕ
После восстановления контроля
над скважиной были предприняты
значительные усилия по определению технических причин инцидента и того, каким образом можно
избежать аналогичных ситуаций в
будущих операциях цементирования.
Существует много предпосылок для
миграции газа с момента установки
обсадной колонны до момента превращения цементного раствора в
непроницаемое твердое вещество.
Анализ выявил некоторые возможные причины притока газа, включая
центрирование, кондиционирование
бурового раствора, продавливание,
буферный раствор, водоотдача, свободная вода и застывание цементного
раствора.
Центраторы устанавливали только
на каждой второй свече выше башмака. Обсадная колонна, следовательно,
располагалась эксцентрично в стволе,
покоясь на нижней стенке. В такой
ситуации вязкий буровой раствор
оставался неподвижным на нижней
стенке ствола на участках с большим
углом, и его было чрезвычайно трудно удалить только за счет циркуляции. Кроме того, цементный раствор
нельзя было полностью разместить
вокруг обсадной колонны там, где
она лежала напротив пласта.
Сообщалось, что ЕВМ имел неудовлетворительные свойства, главным
образом в связи с высоким содержанием твердой фазы малой плотности
(8–11%) в конце участка ствола. Были
выявлены признаки оседания барита,
когда буровой раствор находился в
неподвижном состоянии в скважине.
Были взяты образцы бурового раствора, показывающие разделение со слоем эфира наверху только через 12 ч.
Траектория скважины имела боль-
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИЗ
шой угол наклона, приближающийся
к горизонтальному в продуктивных
зонах. Для расширения скважины от
забоя к устью потребовалось 3,5 сут.
Почти пять суток прошло между
моментом, когда 12 1/4-дюймовый
ствол достиг проектной глубины и
спуском 6 5/8-дюймовой обсадной
колонны до забоя. Сообщалось, что
на этот момент буровой раствор был
очень вязким (210 сП при плотности
11,6 фунт/галл) во время циркуляции
при спуске обсадной колонны. Продолжительный статический период,
вероятно, привел к оседанию барита
на нижней стенке скважины, а статическая фильтрация привела к отложению толстой фильтрационной
корки на стенках скважины вдоль
проницаемых песчаников.
ЕВМ продавили с использованием 547 брл WBM, который согласно
инвентаризационным листкам подрядчика, состоял в основном из воды,
барита и 50 кг полимерного загустителя. Эта вытесняющая жидкость
специально не разрабатывалась,
а смешивалась на буровой. Измерение вязкости, предельного напряжения сдвига и водоотдачи не проводилось. В то время как показатели
реологических свойств не регистрировались, плотность записали равной
11,5 фунт/галл. WBM зарегистрировали на поверхности раньше, чем
ожидалось в объеме примерно 50 и
145 брл, в зависимости от диаметра
ствола, номинального или на 10 %
больше. Поскольку первые 44 брл
вышедшего раствора были загрязнены ЕВМ, это говорило о том, что
вязкий и неподвижный ЕВМ на нижней стенке скважины был обойден,
и фильтрационная корка осталась
на проницаемых песчаниках (рис. 3).
Вышедший загрязненный буровой
раствор также свидетельствовал о
том, что поверхность раздела между
двумя жидкостями не было плоской.
Во время циркуляции не предпринималось попыток расхаживать обсадную колонну.
Скорость циркуляции во время продавливания в основном сохраняли постоянной и равной
13 брл/мин. Объем промывочной
буферной жидкости между WBM
и первой порцией цементного раствора равнялся 44 брл, что соответствует времени контакта со стволом
скважины 5 мин. Эмпирическое правило для качественной очистки ствола гласит, что минимальное время
контакта составляет 8–10 мин при
вытеснении при турбулентном режиме течения там, где это возможно.
Маловероятно, что проталкиваемая
28
Цементный
раствор
Обсадная колонна,
9 5/8″
Вязкий/
неподвижный
буровой раствор
Рис. 3. Вытесняющий буровой раствор,
буферная жидкость и цементный раствор
обходят высоковязкий буровой раствор на
основе эфира
буровым раствором буферная жидкость очистила неподвижный буровой раствор и фильтрационную корку, так как это вероятно привело бы
к непрерывному каналообразованию
в кольцевом пространстве.
Промывочная жидкость плотностью 11,9 фунт/галл имела указанную
вязкость 22 сП, что ниже вязкости
ЕВМ. Кроме того, по-видимому, для
смачивания водой обсадной колонны/
пласта не добавлялся какой-либо ПАВ.
В отсутствии ПАВ на колонне и пласте
остается слой нефти, мешающий сцеплению цемента. В результате, может
образовываться микрокольцевое пространство, которое в данном случае,
вероятно, стало причиной неудовлетворительной операции цементирования и инцидента, связанного с потерей контроля над скважиной.
Определенная степень водоотдачи
из цементного раствора в окружающие пласты происходит всегда, когда
гидростатическое давление превышает пластовое поровое давление.
В процессе гидратации цемента объем уменьшается. Следовательно, гидростатическое давление, которое
воздействует на столб жидкости,
уменьшается. Когда водоотдача происходит выше газоносной зоны, она
интенсифицирует потерю гидростатического давления, что повышает
опасность притока газа. Эмпирическое правило в отрасли гласит «для
того чтобы свести к минимуму этот
эффект, водоотдача в цементных
растворах по нормам API не должна
превышать 50 мл/30 мин». Водоотдача по нормам API, указанная для
пеервой порции раствора, равнялась
135 мл/30 мин.
Участок ствола диаметром 12 1/4″
отклонили от вертикали с окончательным углом наклона 90°. Если цементный раствор оставить на некоторое
время для освобождения свободной
воды, эта вода коалесцируется и об-
разует каналы для миграции газа
на верхней стенке ствола. Нулевая
свободная вода рекомендуется для
цементных растворов с необсаженными продуктивными зонами, подлежащими изоляции [4]. Головная
порция цементного раствора в данной операции имела свободную воду
0,6 мл/250 мл.
Как упоминалось, для получения
неудовлетворительного результата
операции цементирования существовало множество возможных причин,
но ни одна из них не привела к тому,
что был скважина стала частично нестабильной. Следовательно, существовал, вероятно, еще один фактор,
который способствовал снижению
давления в стволе до значения, при
котором мог произойти приток газа.
Статическое напряжение сдвига в
цементном растворе начинает повышаться тогда, кода заканчивается продавливание и скважина находится в статическом состоянии.
Как только статическое напряжение
сдвига достигло величины примерно
500 фунт/100 фут2, газ уже не способен просачиваться через цемент.
Во время этого процесса объем воды
уменьшается за счет гидратации и
фильтрации, которые также снижают давление в цементе. Эксперименты показали, что гидростатическое
давление уменьшается во время
этого периода до уровня смешанной воды. Следовательно, скважина
может стать частично нестабильной,
если протяженная колонна цемента
перекрывает газоносный песчаник,
что характерно для данной скважины.
Критический период наступает
тогда, когда гидростатическое давление колонны цемента уменьшается
ниже порового давления до тех пор,
пока статическое напряжение сдвига
достигает примерно 500 фунт/100 фут2
(рис. 4). Многие цементные растворы
разрабатываются специально с целью снижения критического периода
перехода. Одним из таких растворов
является скорректированный цемент,
который остается жидким и показывает небольшое увеличение статического напряжения сдвига при уменьшении объема. Это продолжается
сравнительно длительный период до
тех пор, пока прочность цементного
раствора не начинает повышаться. В
этот момент статическое напряжение
сдвига увеличивается очень быстро,
что приводит к короткому критическому периоду.
В данной программе цементирования конечная порция цементного
раствора имела скорректированные
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИЗ
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО
ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ
Поскольку нельзя пробурить двух
абсолютно одинаковых скважин, использование одного типового метода недостаточно для всех операций.
К некоторым условиям в скважине,
которые постоянно меняются, относится очистка ствола, гидравлика,
градиенты давления гидроразрыва
пласта, доля необсаженного кольцевого объема по отношению к объему
продавливания, наличие или отсутствие продуктивного пласта и зазор
между обсадными трубами и стенками скважины. Самыми важными
факторами обсадной колонны, хвостовика и работ по цементированию
являются выявление целей и рисков
для конкретной операции и выбор
оборудования и методов для нейтрализации рисков при достижении целей. Сама по себе каждая операция
цементирования должна быть спланирована так, чтобы предотвратить
риски и решить задачи, характерные
для данной скважины.
В предотвращении притока после цементирования могут помочь
следующие советы, основанные на
практике применения передовых
методов цементирования.
• Проведите анализ рисков для
предотвращения возможного притока в скважине после работ по цементированию всех обсадных колонн
и колонн-хвостовиков там, где продуктивные зоны не обсажены и нуждаются в изоляции.
• Держите скважину закрытой в
период затвердения цемента до тех
пор, пока не истечет срок перехода цемента. Некоторые компанииоператоры рекомендуют держать
небольшое противодавление в кольцевом пространстве в период затвердения цемента, чтобы оценить
любые потери и сохранить избыточное давление на коллектор во время
перехода.
• Чтобы не допустить сброса буферных растворов за борт, разработайте хороший план устройства резервуаров на тот случай, когда требуется
вытеснение нескольких жидкостей.
Это обеспечит наличие информации
об увеличении/уменьшении объема
бурового раствора в резервуаре в
процессе продавливания и в целях
контроля над скважиной.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Критический период гидратации цементного раствора
Статическое напряжение сдвига
свойства в отличие от начальной
порции. Если бы конечная порция
цементного раствора перекрыла газоносный песчаник, это могло бы
предотвратить инцидент с потерей
контроля над скважиной.
Гидростатическое давление
Пластовое давление
Критический
период
500 фунт/100 фут2
Конец задавливания
цемента
Время
Рис. 4. Критический период после задавливания цементного раствора в случае
возможной миграции газа
• Буровой раствор, используемый
для бурения участка ствола, следует
кондиционировать и обрабатывать,
чтобы ограничить вязкость до значения, которая необходима для скважинных условий, и для того, чтобы
иметь водоотдачу для регулирования
тонкой фильтрационной корки вдоль
проницаемых песчаников.
• Специально разрабатывайте вытесняющие жидкости (учитывая совместимость, объем, реологию, плотность и химический состав) и подачу
насоса (учитывая ламинарный или
турбулентный режим) исходя из
оборудования буровой установки,
вытесняемого бурового раствора и
скважинных условий. Для ламинарного течения плотность и вязкость буферного раствора должны быть выше
плотности и вязкости вытесняемой
жидкости. Закачиваемая жидкость
должна иметь потери на трение выше
на 20 %, чем вытесняемая жидкость.
• Убедитесь в удовлетворительном
центрировании обсадной колонны в
скважинах с большими углами наклона, в которых необходима изоляция
продуктивной зоны и поддерживайте
нулевую свободную воду в цементном растворе. Последнее обстоятельство особенно важно в искривленных
скважинах.
• Ограничьте высоту протяженной начальной порции цементного
раствора малой плотности без корректирования свойств в случае необходимости изоляции продуктивных
зон, чтобы не допустить образования
протяженных интервалов там, где
может происходить гидростатическая потеря и возбуждаться приток
в процессе перехода цемента. При
необходимости рассмотрите вариант
ступенчатого цементирования.
Корректируйте свойства цементного раствора (или используйте другой аналогичный способ цементирования при миграции газа), который
следует применять выше всех продуктивных интервалов. В качестве
№4 • апрель 2010
эмпирического правила водоотдача
по нормам API не должна превышать
50 мл/30 мин.
• В случае наличия газоносных зон и
применения не блокирующего газ раствора, рассмотрите вариант обработки
цементного раствора поверхностноактивными веществами.
• Во всех случаях старайтесь планировать операцию цементирования
так, чтобы она начиналась от забоя
к устью.
• И наконец, если это возможно,
следует всегда рассматривать вариант смешения компонентов цементного раствора.
Перевел С. Сорокин
Список литературы
1. Watson, D., Brittenham, T. and P. L. Moore,
Advanced Well Control, SPE Textbook Series, Vol.
10, Richardson, Texas, 2003, pp. 237–241.
2. Cheung, P. R. and R. Beirute, «Gas flow in
cements», SPE 11207 presented at the SPE Annual
Technical Conference and Exhibition, New Orleans,
Louisiana, Sept. 26–29, 1982.
3. Izon, D., Danenberger, E. P. and M. Mayes,
«Absence of fatalities in blowouts encouraging in
MMS study of OCS incidents 1992–2006», Drilling
Contractor, July–August 2007, p. 84.
4. Webster, W. W., «Flow after cementing: A field
and laboratory study», SPE 8259 presented at the
SPE Annual Technical Conference and Exhibition,
Las Vegas, Nevada, Sept. 23–26, 2007.
Ray T. Oskarsen (Р. Т. Оскарсен), менеджер технических
служб в Boots & Coots; в круг
его обязанностей входит разработка методов предотвращения рисков при контроле
над скважиной, программного обеспечения и процессов.
Имеет степень бакалавра с
отличием по механике, полученную в Университете Суррея, а также степень магистра и кандидата наук по технологии
добычи нефти, полученные в Техасском A&M
университете.
John Wright (Дж. Райт) основал компанию John Wright в
1989 г. по предоставлению
технических услуг по борьбе
с выбросами и управлению
скважинами для ликвидации
подземных выбросов. С тех
пор он спроектировал 40 скважин для глушения выброса и
создал проекты по пересечению стволов во всем мире. В настоящее время
занимает пост старшего вице-президента по
технологиям в Boots & Coots. Является автором
18 публикаций по скважинам и глушению выбросов. Получил степень бакалавра по механике
в Техасском A&M университете.
Danny Walzel (Д. Уолзел),
инженер по контролю над
скважиной в Boots & Coots,
где принимал участие в предотвращении потери контроля над скважиной по всему
миру, включая подземные и
наземные выбросы. Получил
степень бакалавра по технологии добычи нефти в Техасском A&M университете и является инженером,
прошедшим квалификационные испытания; зарегистрирован как специалист в шт. Техас.
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИЗ
МОДЕЛИРОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
ДЛЯ проведения ОПЕРАЦИЙ
НА ГИБКИХ ТРУБАХ
K. Newman, D. Traugott, National Oilwell Varco CTES
S. Deckert, BP Exploration
Использование результатов промысловых испытаний, проводимых на Северном склоне Аляски,
в моделировании с расчетом методом конечных элементов улучшило оценку изгибающих моментов
и сил, воздействующих на блок для спуска гибких труб
На Северном склоне Аляски для проведения операций в скважинах обычно используют крупные агрегаты, работающие с гибкими трубами (coiled tubing –
CT). В этих агрегатах применяется мачта с тавровой
балкой для поддержки на устье инжектора и блока
контроля над скважиной. В некоторых случаях скважины заканчивают в двух горизонтах или оборудуют
погружным электронасосом с менее крупными элементами на устье. В 2007 г. при планировании (компанией
BP Exploration) операций в таких скважинах возникло опасение, что блок для спуска СТ и оборудование к
нему могут повредить эти небольшие элементы устья в
процессе проведения операций. Наибольшее опасение
вызывал переходник головки НКТ, поскольку он имел
максимальный изгибающий момент 14 400 фунт-фут,
оговоренный производителем. Предметом беспокойства также были 2 9/16-дюймовые элементы фонтанной
арматуры, рассчитанные на давление 5000 фунт/дюйм2,
хотя они имели более высокие предельные изгибающие моменты.
Чтобы оценить силы и изгибающие моменты, связанные с использованием конструкции тавровой балки для
поддержки блока, был выполнен расчет методом конечных элементов (finite element analysis – FEA) с использованием фирменного пакета программного обеспечения,
известного как модель Zeta [1]. Предварительные результаты расчета показали, что если инжектор СТ находится вблизи осевой линии устья и не имеет возможности
вращаться (наклоняться) в направлении барабана при
прикладывании противонатяжения барабана (reel-back
tension – RBT), конструкция блока для спуска СТ разработана с учетом ограничений допустимых предельных
нагрузок. Специалисты решили проверить ситуацию,
при которой в тавровой балке возникает определенный
наклон инжектора СТ в связи с RBT, или инжектор не
центрирован с устьем (т.е. имело место определенное
боковое смещение), то мог бы изгибающий момент на
переходнике головки НКТ превысить оговоренное производителем предельное значение.
С этой целью было выполнено промысловое испытание по проверке неопределенности, связанной с гибкостью опоры тавровой балки и быстрого соединения
в блоке контроля над скважиной. Чтобы осуществлять
измерения в реальном времени в ходе испытания, в
блок контроля над скважиной спустили устройство
измерения изгибающего момента и силы, называемое
30
прибором Zeta. Данную операцию проводили на устье с
более крупными элементами для предотвращения возможной поломки в ходе испытания.
Промысловое испытание дало некоторые неожиданные результаты. Во-первых, опорная конструкция
инжектора крепилась шпильками к опоре тавровой
балки; во время начального моделирования предполагалось, что она имеет жесткую опору. При значительном изменении RBT опора тавровой балки двигалась
горизонтально, и быстрое соединение не было гибким.
Наоборот, оно могло перемещаться до 0,5° изгиба от
осевой линии в любом направлении. В этот момент оно
стопорилось и становилось жестким.
Результаты моделирования совпали с промысловыми данными, как только их скорректировали с учетом
этих результатов. Затем модель вновь тестировалась,
но при менее крупных элементах устья. Было установлено, что операции в скважинах с менее крупными
элементами устья можно безопасно проводить, уделяя
большее внимание центрированию инжектора и блока
контроля над скважиной с устьем.
МОДЕЛЬ
Модель, использованная для проведения расчета
блока спуска СТ, представляла собой специально разработанную трехмерную нелинейную модель расчета
методом FEA. Расчет проводился многократно с небольшими приращениями времени. Для определения
ускорения каждого элемента блока и соответствующих
динамических сил использовалась конечно-разностная
и начально-разностная схема. Хотя в данном случае
блок находился в неподвижном состоянии, динамический расчет был необходим для точного определения
критической силы при продольном изгибе. В модели
рассматривалось три режима разрушения: потеря
устойчивости, изгиб и изгиб фланцев.
Потеря устойчивости происходит в связи с неустойчивостью конструкции. Протяженная колонна теряет
устойчивость при приложении к ней сжимающей «критической силы». В данном случае блок контроля над
скважиной является сравнительно коротким, поэтому
потеря устойчивости не очень актуальный вопрос.
Изгиб или пластическая деформация элемента блока считается «разрушением», но часто не приводит к
катастрофическому событию, например, выходу из
строя блока или освобождению давления в скважи№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИЗ
не. Таким образом, разрушение при изгибе может не щен волоконно-оптическими тензодатчиками, размесчитаться разрушением. Модель FEA рассчитывала на- щенными с интервалами 90° по окружности катушки.
пряжения Фон Мизеса во всех элементах и сравнивала На катушке установлены дополнительные волоконноих с пределом текучести материала. Для безопасной оптические тензодатчики для измерения внутреннего
работы напряжение Фон Мизеса не должно превышать давления и температуры материала лубрикатора; эти
50 % предела текучести материала.
измерения необходимы для точного измерения изгиПредельные рабочие изгибающие моменты флан- бающих моментов и осевой силы.
цев (для фланцев API) приводятся в API 6AF. Эти знаРезультаты измерений от различных тензодатчичения основаны на величине изгиба, который может ков передаются в персональный компьютер, в котором
произойти перед расцеплением уплотняющего коль- для обработки данных используется фирменное проца и освобождением давления. Модель FEA сравнива- граммное обеспечение. Таким образом, прибор покает фактические изгибающие моменты во фланцах с зывает и регистрирует в реальном времени результапредельными значениями, установленными API. Часто ты измерения осевой силы, изгибающего момента и
этот режим разрушения является самым ограничиваю- направление изгиба в месте расположения прибора в
щим. Обратите внимание, что в этом случае уже учтен ходе промысловой операции. Пользователь получает
коэффициент запаса прочности, поэтому работы мож- предупреждение в случае превышения заранее устано проводить при 100%-ном оговоренном предельном новленного предела.
значении.
В данном случае предельный изгибающий момент НАЧАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
переходника головки НКТ был установлен производиСчиталось, что во время операции монтажа будет
телем равным 14 400 фунт-фут. Такое снижение нор- сложно обеспечить точное совпадение осевой линии
мального предельного изгибающего момента по API 6AF инжектора с осевой линий устья. Небольшие перекобыло обусловлено наличием приварного горлышка- сы наверху инжектора по отношению к устью могли
ответвления, используемого для доступа к кабельно- вызвать значительный изгиб устья. Чтобы учесть этот
му вводу для погружного электронасоса. Это значе- перекос в модели, блок либо должен быть изогнут в нение также соответствует предельному изгибающему которой точке, либо «сила смещения» должна толкать
моменту фланца API при давлении 5000 фунт/дюйм2, верх блока от осевой линии. В расчете предполагалось,
поэтому предполагается, что это и есть предельный из- что блок был прямым, и имелась сила смещения.
гибающий момент фланца.
На рис. 1 показаны два первоначально рассмотренМаксимальное рабочее напряжение равно 50 % пре- ных сценария смещения. В сценарии 1 допускалась
дела текучести, а максимальный рабочий изгибающий возможность небольшого вращения верха инжектора,
момент равен 100 % предельного изгибающего момента поэтому имелась сила смещения, однако конструкция
фланца API.
тавровой балки не прикладывала момент к верхней
Первый шаг в применении модели FEA предусма- части инжектора. Результирующее смещение контривает определение элементов блока спуска СТ и струкции имело искривленную форму. В сценарии 2
его физических характеристик, включая длину, диа- конструкция тавровой балки удерживала инжектор
метр, толщину стенки и предел текучести материала. строго вертикально, поэтому он не мог вращаться. В
Следующий шаг предусматривает определение опор этом случае воздействовали как сила смещения, так и
блока (например, оттяжек или использование крана требуемый момент. Результирующая форма конструкили подъемной рамы для поддержки инжектора) и ции была S-образной, при этом в центральной части
их местоположение, а также наличие любого объек- блока момент был нулевым. Позже, во время промыста, который ограничит физическое перемещение или лового испытания выяснилось, что опорная конструкотклонение блока (например, прохождение через пол ция инжектора крепилась шпильками к опоре тавровой
палубы). Далее, модель требует определения любого балки, это означало, что сценарий 1 был правильным.
перемещения устья и/или судна (если нужно). НакоВ процессе начального моделирования предполанец, необходимо определить максимальную нагрузку, галось, что реальная ситуация будет промежуточной
которая будет приложена к блоку спуска СТ во время между сценарием 1 и сценарием 2. Для одной и той же
промысловых операций (например, вес гибких труб и величины перекоса S-образная форма, имеющая место
RBT). Затем модель использует все
в сценарии 2, обладала более высоэти параметры для расчета динамикими изгибающими моментами, чем
Сценарий 1
Сценарий 2
ческого отклонения конструкции,
искривленная форма (сценарий 1),
соответствующих напряжений Фон Сила смещения Сила смещения
указывающая на то, что гибкость
и момент
Мизеса и предельных изгибающих
в тавровой балке будет предпочтимоментов фланцев.
тельной.
RBT вызывает изгибающий моВес инжектора
Вес инжектора
и гибких труб
и гибких труб
мент в верхней части инжектора
ПРИБОР ZETA
Прибор Zeta представляет со(рис. 2). Если бы сценарий 1 был
правильным, изгибающий момент
бой 2-футовый отрезок лубрикаВес блока
Вес блока
вызвал бы вращение инжектора,
тора API (со шпильками на обоих
концах и рассчитанного на рабочее
как это и показано на рис. 2. Чтобы
давление 10 000 фунт/дюйм2), котоне допустить этого изгибающего
рый вставляется в блок спуска СТ во
момента, вызываемого RBT, было
время монтажа. Лубрикатор осна- Рис. 1. Сценарии 1 и 2 изгиба блока
бы лучше, чтобы инжектор был
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИЗ
Смещение
в верхней части, 6″
Предел текучести, %
Момент
тавровой балки
Плечо
момента
Высота, фут
Момент RBT
Смещение
и момент
RBT
Высота, фут
Оттяжка 2
Момент
10 000 фунт-фут
Оттяжка 1
Смещение
Изгибающий момент
Рис. 2. Момент, вызываемый RBT
жестко прикреплен к тавровой балке, вызывая изгиб, описываемый сценарием 2. Таким образом, было
трудно определить, какой сценарий предпочтителен
на месторождении. Во время промыслового испытания данные RBT значительно варьировали. Эти вариации вызывали изменение изгибающего момента, но
оно происходило в направлении, противоположном
ожидаемому. Спустя некоторое время стало понятно,
что RBT не является единственным фактором, вызывающим дополнительный изгибающий момент, но он
также являлся причиной перемещения конструкции
тавровой балки.
При начальном моделировании использовались следующие допущения.
• Все соединения блока моделировались как фланцевые соединения API, несмотря на то, что применялись быстрые соединения. Это было сделано для подстраховки, поскольку быстрые соединения считаются
более гибкими, чем фланцы API, хотя опубликованных
данных не имеется. Повышенная гибкость быстрых
соединений уменьшила бы изгибающие моменты и напряжения и дала возможность большего перемещения
инжектора, чем расчет с жесткими фланцами.
• Фланцы API собирались с использованием высококачественных болтов. В данной промысловой операции
применение высококачественных болтов существенно
не улучшило бы результаты, так как предельный изгибающий момент физически находится на переходнике
головки НКТ, который имеет установленный производителем предельный изгибающий момент.
• Тавровая балка не обеспечивает вертикальную
поддержку блока; следовательно, весь вес блока прикладывается к устью через переходник головки НКТ.
• Все расчеты на модели выполнялись для гибких труб
диаметром 1 1/2" и устьевого давления 100 фунт/дюйм2.
Диаметр гибких труб является единственным параметром, используемым для расчета площади давления
в превенторе. Увеличение диаметра гибких труб до
1 3/4” и устьевого давления до 5000 фунт/дюйм2 снизило расчетный предел текучести менее чем на 1 %.
Характеристики фланцев по API 6AF снижаются при
более высоких устьевых давлениях. Таким образом,
диаметр гибких труб и устьевое давление не считаются
определяющими факторами.
32
Смещение, дюйм
Момент, 1000 фунт-фут
Смещение, дюйм
Смещение, дюйм
Момент, 1000 фунт-фут Момент, 1000 фунт-фут
Рис. 3. Смещения и моменты в прямой трубе, 7″
Начальное моделирование показало, что 4-дюймовый перекос инжектора с осевой линией скважины
вызывает превышение предельного изгибающего
момента 14 400 фут-фут. Такой перекос кажется небольшим в сравнении с 60-футовой высотой блока, и,
следовательно, дальнейший анализ был оправдан.
В начальном моделировании не учитывался пластический момент изгиба гибких труб на направляющей.
Для 1 3/4-дюймовых гибких труб марки 90 с толщиной
стенки 0,156” этот изгибающий момент равен примерно 3000 фунт-фут. После промыслового испытания стало понятно, что эта величина значительна по сравнению с 14 400 фунт-фут, поэтому пластический момент
изгиба учли в окончательном расчете.
ПРОСТОЙ ПРИМЕР С ТРУБОЙ
Хотя интуиция подсказывала, что изгибающий момент должен быть положительным, на самом деле он
был отрицательным. Был приведен простой пример,
показывающий влияние моментов и смещений, прикладываемых в верхней части инжектора. Рассмотрим
прямую трубу наружным диаметром 7”, внутренним
диаметром 5” и длиной 50 фут, полностью поддерживаемую внизу, как будто она зацементирована в земле.
Теперь представим воздействие горизонтальной силы к
верхней части трубы, которая вызывает ее отклонение
на 6» от осевой линии. Рис. 3а показывает смещение и
изгибающий момент по длине трубы для данного случая. Он аналогичен перемещению шпильки горизонтально с тавровой балкой.
Теперь рассмотрим только воздействие изгибающего момента 10 000 фунт-фут в верхней части трубы
без возможности ее смещения горизонтально (рис. 3b).
Этот случай аналогичен воздействию изгибающего момента с RBT и пластическим изгибом, но без возможности перемещения горизонтально шпильки. В этом случае изгибающие моменты в нижней части трубы (там,
где будет расположен прибор Zeta) отрицательны.
Наконец, представим оба действия, т.е. 6-дюймовое
смещение и воздействие изгибающего момента
10 000 фунт-фут (рис. 3с). Это происходит тогда, когда
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИЗ
изгибающие моменты прикладываются за счет RBT и пластического изгиба и когда RBT к тому же вызывает
горизонтальное перемещение опоры
тавровой балки. В этом случае изгибающие моменты положительны во
всей конструкции.
Измеренное значение осевой силы
возросло примерно до –4500 фунт
(сжатие) как только инжектор подсоединили к верхней части блока. Соответствующая осевая сила наверху
устья составила бы примерно –
5000 фунт. Затем конструкцию тавровой балки использовали для воздействия натяжения 15 000 фунт
ПРОМЫСЛОВЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ
ВолоконноПрибор спустили между устьем
к верхней части блока спуска СТ.
оптический
Агрегат для работы
и блоком контроля над скважиной
В результате, осевая сила в нижнем
кабель
с гибкими трубами = ~ 210°
на скважине с более крупными элебыстром соединении возросла приментами устья, чем при начальном
мерно до 728 фунт. Другими словамоделировании. Была выполнена Рис. 4. Ориентация прибора Zeta
ми, нижняя часть блока работала на
серия отклонений блока, как на посжатие, верхняя часть блока рабоверхности, так и на различных глубинах в скважине тала на растяжение (в результате направленной вверх
путем перемещения верхней части инжектора с тав- силы, созданной тавровой балкой), а в средней секции
ровой балкой.
находилась нейтральная точка.
Все отклонения блока выполняли в одном порядке:
Невидимые невооруженным глазом результаты из+Y, –Y, –Z, +Z. RBT прикладывали и снимали до пере- мерения прибором сразу же после монтажа показывамещения инжектора/блока спуска СТ назад к осевой ли- ли, что блок натягивается немного влево (–Z, примерно
нии после каждого отклонения. (Отрицательная осевая 130°) в результате перекоса между инжектором и осевой
сила показывает, что инструмент работает на сжатие, линией блока СТ. Это можно видеть при просмотре веа положительная осевая сила показывает натяжение.) личины изгибающего момента на левой стороне (рис. 6),
Прибор установили в блоке СТ таким образом, что ори- где он составляет примерно 1240 фунт/фут.
ентация изгибающего момента 210° (или +Y) характериЧтобы уменьшить начальный изгибающий момент
зовала смещение инжектора в направлении барабана с или вообще предотвратить его, опору тавровой балки,
СТ. И наоборот, ориентация изгибающего момента 30° задействованную для удержания инжектора, пере(или –Y) показывала, что момент прикладывается за двинули примерно на 3” вправо (+Z); в результате изсчет перемещения инжектора от барабана с СТ.
гибающий момент снизился почти до нуля, как это и
Ориентация изгибающего момента 120° (или –Z) видно на правой стороне (см. рис. 6).
свидетельствовала о воздействии изгибающего моменНа рис. 7 показана первая серия измерений отклонета за счет перемещения инжектора влево от барабана ний блока, записанная прибором. Величина осевой силы
с СТ, а ориентация 300° (или +Z) свидетельствовала и колеблется между сжатием и растяжением, в зависивоздействии изгибающего момента вправо от бараба- мости от направления отклонения блока (к барабану с
на с СТ. (Ориентация влево/вправо предполагает, что СТ или от него). Вероятно, это связано с тем, что опора
вы находитесь на агрегате для работы с СТ, глядя в на- тележки таврового блока не была выровнена. При двиправлении устья.) Волоконно-оптический кабель под- жении тележки по тавровой балке к барабану с гибкими
ключили к прибору с помощью соединителя, который трубами она движется чуть вверх, вызывая натяжение.
выходил из прибора под углом 180° (рис. 4).
При ее движении от барабана с гибкими трубами она
Начальные значения, измеренные прибором, по- движется чуть вниз, вызывая сжатие. Невыровненность
казаны на левой стороне (рис. 5). Они находятся очень тавровой балки была незаметна невооруженным глазом;
близко к нулевым значениям, поскольку прибор об- ее также не учитывали в программном обеспечении.
нулили перед монтажом блока на верхней части инст- Максимальный изгибающий момент наблюдался тогрумента.
да, когда блок отклонялся в направлении +Y. Всплеск
Время
Рис. 5. Начальные измеренные значения при монтаже
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Осевая сила, 1000 фут
Максимальный момент, 1000 фунт-фут
Ориентация момента, градус
Градусы
1000 фунт и 1000 фунт-фут
Градусы
1000 фунт и 1000 фунт-фут
Осевая сила, 1000 фут
Максим. момент, 1000 фунт-фут
Ориентация момента, градус
Время
Рис. 6. Изгибающий момент/повторное центрирование тавровой
балки во время монтажа блока
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Время
Время
Осевая сила, 1000 фут
Максим. момент, 1000 фунт-фут
Ориентация момента, градус
Осевая сила, 1000 фут
Максим. момент, 1000 фунт-фут
Ориентация момента, градус
Осевая сила, 1000 фут
Максим. момент, 1000 фунт-фут
Ориентация момента, градус
Градусы
Градусы
Время
Рис. 8. Серия отклонений блока: чрезмерный вес тавровой балки
1000 фунт и 1000 фунт-фут
Рис. 7. Серия отклонений блока: нормальный вес тавровой балки
1000 фунт и 1000 фунт-фут
Градусы
1000 фунт и 1000 фунт-фут
Градусы
1000 фунт и 1000 фунт-фут
World Oil: АНАЛИЗ
Время
Осевая сила, 1000 фут
Максим. момент, 1000 фунт-фут
Ориентация момента, градус
Рис. 9. Подробный график RBT для отклонения блока в направлении +Y
Рис. 10. Серия отклонений блока с гибкими трубами на глубине
10 000 фут
максимума в середине графика образовался при попытке изменить центровку блока. Увеличение приложенного RBT привело к небольшому росту величины
изгибающего момента в направлении середины каждого
отклонения; однако его влияние на совокупную силу и
изгибающий момент было минимальным.
Серия отклонений блока, показанная на рис. 8, была
выполнена с дополнительной нагрузкой, прикладываемой к устью. Обычно тавровая балка поддерживает
большую часть блока в верхнем направлении. Цель
этого этапа испытания заключалась в том, чтобы проверить, возрастают или уменьшаются изгибающие моменты блока при увеличении (или снижении) осевой
силы (нагрузки) на устье. Как и в предыдущем случае,
когда тележка тавровой балки двигалась в направлении
+Y, регистрировались самые высокие значения изгибающего момента (чуть больше 20 000 фунт-фут). Они
были заведомо ниже допустимого рабочего предельного значения 40 000 фунт-фут для 4 1/16-дюймовых
фланцев API (5000 фунт/дюйм2) в блоке при этих низких давлениях.
Рис. 9 иллюстрирует подробно влияние приложения дополнительного RBT. Изменение RBT вызывало
увеличение показателя изгибающего момента. Сначала полагали, что это увеличение было минимальным,
однако после дальнейшего анализа стало понятно, что
оно может достигать 3000 фунт-фут, что считалось значительным при предельном значении 14 400 фунт-фут.
Кроме того, при дальнейшем рассмотрении стало по-
нятно, что RBT, по-видимому, увеличивает изгибающий момент тогда, когда он должен снижать его. Единственное объяснение этого факта – изменение RBT
вызывает определенное перемещение опоры тавровой
балки. До этого предполагалось, что опора тавровой
балки была жесткой.
При проведении операции в скважине изгибающие
моменты в блоке спуск СТ были минимальными. Сжимающая осевая сила возрастала с увеличением веса
гибких труб. Ориентация (направление) изгибающего
момента во время операции оставалась равной 210°.
Это подтверждает тот факт, что во время операции RBT
плавно тянул блок в направлении барабана с гибкими
трубами (+Y), как и ожидалось.
Еще одну серию отклонений блока выполнили тогда, когда СТ находились на глубине 10 000 фут (рис. 10).
Величины изгибающих моментов были чуть выше в связи с дополнительным весом гибких труб в 21 000 фунт,
но не такие высокие, как они были при приложении чрезмерного веса тавровой балки в 14 000 фунт.
Рис. 11 иллюстрирует результаты, полученные в серии отклонений с положением конца гибких труб на
глубине 5000 фут. Они аналогичны результатам, полученными с гибкими трубами на глубине 10 000 фут
за исключением того, что изгибающие моменты были
немного меньше.
После операции элементы, использованные в первоначальной модели, скорректировали для более точного
учета элементов, используемых в операции. Исходя из
34
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Градусы
1000 фунт и 1000 фунт-фут
World Oil: АНАЛИЗ
Время
Осевая сила, 1000 фут
Максим. момент, 1000 фунт-фут
Ориентация момента, градус
Рис. 11. Серия отклонений блока с гибкими трубами на глубине
5000 фут
конструкции быстрого соединения, было установлено,
что имелся «остаток» 0,5°, величина люфта в быстром
соединении, что означало 4,4” горизонтального перемещения в тавровой балке от осевой линии блока до
тех пор, пока быстрое соединение не станет полностью
жестким. Этот остаток достаточно точно совпадал с
промысловыми результатами. В модели этот остаток
нельзя было учесть напрямую, поэтому модель запустили без остатка, а 4,4” добавили к смещению тавровой балки. Таким образом, информация, полученная
при спуске прибора Zeta, позволила лучше оценить
исходные данные в модели, что привело к получению
более точных данных на выходе модели.
МОДЕЛИРОВАНИЕ ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ
Проанализированные результаты промыслового
испытания были использованы для моделирования
операции в скважине на фонтанной арматуре меньшего размера. Начальное состояние получили путем
итерации Y-смещения, которое дало момент почти нулевого значения на приборе. Это привело к появлению
момента – 670 фунт-фут в нижней части фонтанной
арматуры. Величина отклонения была меньше, чем в
случае фонтанной арматуры большего размера.
Как только было определено начальное состояние,
RBT возрос на 2500 фунт, а тавровая балка переместилась на 2,08”. Это привело к возникновению моментов
значительно меньших, чем в случае фонтанной арматуры большего размера.
Затем были выполнены итерации для определения
максимального отклонения в направлениях +Y, –Y
и Z для получения изгибающего момента 14 400 фунтфут в нижней части фонтанной арматуры. Как и в предыдущем случае, предполагался остаток в 4,4” в связи с
наличием быстрого соединения. Во всех направлениях
могло быть получено перемещение более 10”.
Аналогичные итерации были выполнены с весом
гибких труб 20 000 фунт и RBT, равным 3000 фунт.
Эти значения фактически увеличивали величину отклонения, возможную в направлениях +Y и Z. Однако
величина возможного отклонения в направлении –Y
уменьшилась до 8,78”.
ВЫВОДЫ
Данная работа показала важную роль моделирования блока спуска СТ для улучшения оценки изгибаю-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
щих моментов и сил, прикладываемых к блоку. Была
также определена роль при использовании промысловых данных для калибровки и проверки модели.
Опорную конструкцию тавровой балки можно
точно моделировать, используя главным образом допущения сценария 1, что, по-видимому, обеспечивает
достаточную поддержку блока СТ во время операций
на гибких трубах. Тавровая балка действительно отклоняется незначительно при значительном изменении
RBT.
В промысловом испытании (с данным конкретным
комплектом промыслового оборудования) опора тавровой балки не была, по-видимому, перпендикулярна
мачте во время операций в скважине. Следовательно,
перекос вызывал вариации осевых сил в зависимости
от направления отклонения блока (к- и от барабана с
гибкими трубами). Несмотря на этот перекос, замеренные силы и результирующие изгибающие моменты оставались в пределах ограничений используемого
оборудования.
Наконец, калиброванная на месторождении модель
была использована для расчета возможных операций
в скважине, выполняемых на устье с 2 9/16-дюймовой
устьевой муфтой. Результаты моделирования показывают, что операции в скважине с этой небольшой
устьевой муфтой и блоком СТ могут быть выполнены,
не выходя за пределы рабочих запасов прочности, используемых большинством компаний. Прибор Zeta
можно применять для надежного центрирования блока (чтобы свести к минимуму начальный изгибающий
момент) и контроля напряжений.
Перевел С. Сорокин
Список литературы
1. Smalley, E., Newman, K. and R. Stephens, «Modeling and measuring dynamic well intervention stack stress», SPE 94233 presented at the SPE/ICoTA
Coiled Tubing Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, April
12–13, 2005.
Ken Newman (К. Ньюман), основатель и технический
директор компании NOV CTES, которая является ведущим поставщиком программного обеспечения для
моделирования, систем сбора данных и специальных
датчиков для операций в скважинах. Он также является
основателем компании Cormorant Engineering, которая
разрабатывает и занимается маркетингом гидроприводных систем удаления воды из газовых скважин. Имеет
степень магистра по механике, полученную в MIT, и
является инженером, прошедшим квалификационные испытания и зарегистрированный как специалист в шт. Техас.
David Traugott (Д. Трауготт), инженер по моделированию скважин компании NOV CTES. Отвечает за
модельные расчеты для операций в скважинах и тесно работает с группой программного обеспечения по
предоставлению инновационных идей, независимому
тестированию и проверке программного обеспечения.
Имеет степень бакалавра по электротехнике, полученную в Университете Луизианы в Лафейетте и в настоящее время получает степень магистра в Хьюстонском
университете Виктория.
Steve Deckert (С. Декерт), инженер в BP ExplorationAlaska. Консультирует по скважинным операциям на
Северном склоне Аляски, включая заканчивание скважин, добычу, операции, интенсификацию притока и
целостность. Имеет степень бакалавра по технологии
добычи нефти, полученную в Техасском технологическом университете, и является инженером, прошедшим
квалификационные испытания и зарегистрированный
как специалист в шт. Аляска. Он также является членом
Общества инженеров-нефтяников.
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПЕРСПЕКТИВЫ
Перспективы развития
нефтегазовой отрасли в 2010 г.
В настоящее время аналитики готовят оценку влияния экономической ситуации 2009 г. на перспективы
развития отрасли. Уже очевидно, что прогноз WO снижения активности бурения на 20 %, подготовленный в
начале 2009 г., был слишком оптимистичным. В обзоре
по США, опубликованном в августе 2009 г. (с оценкой
активности бурения в 37 966 скважин), аналитики
оказались ближе к истине. В настоящее время после
подведения итогов года этот показатель снизился до
37 204 скважин, что составило сокращение активности бурения в 2009 г. 32 % (по сравнению с данными
2008 г.). Вопреки предсказаниям некоторых «пророков», вторая волна экономического кризиса нам не
грозит. Операторы считают, что в 2010 г. ситуация
в отрасли постепенно стабилизируется, что связано
также с повышением цен на нефть и природный газ.
В соответствии с прогнозом WO на 2010 г.:
• активность бурения повысится на 14,9 % до 42 749
скважин;
• число буровых установок увеличится на 28 % до
1463 единиц;
• после снижения более чем на 50 % (по сравнению
с 2008 г.) активность бурения в Канаде повысится
на 16 % до 9510 скважин (табл. 1).
ЦЕНЫ В США
В связи с падением цен на нефть до 30 долл/брл в
декабре 2008 г. страны, входящие в ОПЕК, сократили
добычу. Инициаторами этой тенденции стали Иран и
Венесуэла. В связи с возобновившимся повышением
цен во втором полугодии 2009 г. картель разработал
строгую экономическую политику в отношении повышения добычи. В 2009 г. повышение цен на нефть
началось позже, чем предполагали аналитики, но за
достаточно короткий период цены WTI вновь достигли
уровня 61,95 долл/брл. Аналитики компании Groppe,
Long&Littell (GL&L) прогнозируют в 2010 г. увеличение
добычи в странах ОПЕК, спроса на нефть в США и повышение цен в среднем до 80,50 долл/брл.
В соответствии с прогнозом GL&L цены на природный
газ также повысятся в среднем до 7,15 долл/тыс. фут3
(Henry Hub). Эта тенденция объясняется продолжительной холодной зимой, в связи с этим запасы природного газа США значительно сократились. Однако
изобильная добыча газа на сланцевом месторождении
Маркеллус и других может повлиять на снижение цен
до 6,50 долл/тыс. фут3.
ОПРОС ОПЕРАТОРОВ США
WO провел опрос тринадцати ведущих операторов
США (включая независимые компании), разработавших масштабные программы бурения и 145 независимых операторов, имеющих незначительные программы бурения (несколько скважин). Ведущие операторы
пробурили в 2009 г. 4557 скважин, что на 915 единиц
36
Таблица 1. Прогноз на 2010 г. активности бурения в США
Штат, регион
Всего скважин Разница,
%
2010 г.
Алабама1
Аляска
Аляска – море2
Арканзас
Калифорния
Калифорния – море2
Колорадо
Мексиканский залив2
Иллинойс
Индиана
Канзас
Кентукки
Луизиана1
Север
Юг
Мичиган
Миссисипи1
Монтана
Небраска
Нью-Мехико
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннесси
Техас1
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Виргиния
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие3
Всего в США
2009 г.
200
185
145
140
14
9
883
833
1895
1805
22
14
2905
2502
392
397
525
550
215
208
3390
3125
1950
1633
1326
1275
1034
995
292
280
295
185
330
275
270
220
175
125
1815
1580
515
217
650
450
670
650
2298
1695
4570
4315
66
22
190
172
10 967
9843
432
400
379
355
605
540
689
695
1910 1530
825 1029
672
610
1020
850
2251
1719
614
585
950
925
620
605
735
680
695
675
1200
607
3300
2621
146
196
42 749 37 204
Общая
Разница,
протяженность
%
скважин, фут
2010 г.
2009 г.
8,1
3750
3541
3,6
1740
1695
55,6
184
109
6,0
6980
6520
5,0
5032
4785
57,1
149
123
16,1 20 335 17 390
–1,3
5788
5762
–4,5
1365
1430
3,4
516
497
8,5 10 509
9450
19,4
3250
2970
4,0 12 587 12 048
3,9
9565
9164
4,3
3022
2884
59,5
590
389
20,0
2934
2448
22,7
952
780
40,0
613
475
14,9 12 655 11 014
137,3
1287
499
44,4 10 433
7200
3,1
2613
2470
35,6 18 075 13 340
5,9 21 479 20 117
200,0
330
110
10,5
599
516
11,4 90 508 81 968
8,0
2171
1998
6,8
2918
2663
12,0
4920
4381
–0,9
6683
6721
24,8 21 870 17 426
–19,8
8745 10 861
10,2
3830
3428
20,0
7523
6205
30,9 15 757 12 239
5,0 31 131
3036
2,7
5985
6059
2,5
6975
6951
8,1
5586
5163
3,0
1946
1890
97,7
5940
2848
25,9 24 750 21 432
–25,5
127
132
14,9 273 602 239 111
5,9
2,7
68,8
7,1
5,2
21,1
16,9
0,5
–4,5
3,8
11,2
9,4
4,5
4,4
4,8
51,7
19,9
22,1
29,1
14,9
157,9
44,9
5,8
35,5
6,8
200,0
16,1
10,4
8,7
9,6
12,3
–0,6
25,5
–19,5
11,7
21,2
28,7
3,1
–1,2
0,3
8,2
3,0
108,6
15,5
–3,8
14,4
За исключением морских скважин, пробуренных в федеральных и водах штата,
которые включены в суммарный показатель Мексиканского залива;
2
Включая морские скважины, пробуренные в федеральных и водах штата;
3
Включая Аризону, Флориду, Миссури, Неваду, Орегон и Вашингтон.
4
Оценка 2009 г. на основе данных о числе скважин, предоставленных федеральными и агентствами штатов и API.
1
меньше, чем в 2008 г. Независимые операторы пробурили 1396 скважин, что значительно меньше, чем в
2008 г., когда этот показатель составлял 3087 скважин.
К сожалению, каждый год опрос проводится среди
разных респондентов, что снижает объективность
сравнения. В 2009 г. было опрошено значительное
число респондентов, и на основании результатов был
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПЕРСПЕКТИВЫ
ЧИСЛО БУРОВЫХ УСТАНОВОК
По данным Baker Hughes численность парка буровых установок в 2009 г. снизилась на 39 % до 1143
единиц (по сравнению с 1878 буровыми установками в
2008 г.). Сокращение численности парка буровых установок объясняется снижением активности бурения и
числа пробуренных скважин. Снижение показателя
численности парка происходило интенсивнее, чем показателя числа скважин, что сказалось на повышении
эффективности работы буровых установок. Наиболее
низким показатель численности парка буровых установок был в июне 2009 г. (1282 единицы), постепенно
увеличившись к концу 2009 г. В соответствии с прогнозом в 2010 г. средний показатель численности составит
1463 установки, что на 28 % больше, чем в 2009 г. Этому
повышению будет способствовать повышение активности бурения в сланцевых басс. Сан Хуан, Маркеллус
и Хейнесвилл (табл. 3, 4).
ЗА ПРЕДЕЛАМИ США
Активность бурения в Канаде продолжает снижаться. Эта тенденция продолжается с 2006 г. и в 2009 г.
число пробуренных скважин достигло 25 000 единиц.
Одной из причин стало снижение цен и спроса на природный газ в совокупности с нестабильностью курса
доллара США. Мировой экономический кризис стал
причиной снижения активности бурения до 8000 скважин в 2009 г. Сокращение составило более 50 % по
сравнению с данными 2008 г.
За исключением США и Канады снижение активности бурения в мире в среднем составило 500 скважин.
Незначительное снижение этого показателя объясняется увеличением активности в Китае, Бразилии, Мексике и Индонезии. Эти страны показали сравнительно
высокую активность за счет национальных компаний,
которые не так зависят от кредитов как международные компании.
Мексика. Мексика разработала на 2010 г. масштабную программу бурения1714 скважин, что на 80 % больше, чем в предыдущем году. Наибольшее снижение активности бурения приходится на регион Чиконтепек.
Снижение активности происходило интенсивнее, чем
на гигантском морском месторождении Кантарелл, не-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Таблица 2. Планы бурения на 2010 г. тринадцати ведущих операторов1
США
Скважины, пробуренные в
Алабама3
0 0
Аляска
33 2
Арканзас
769 13
Калифорния
1010 0
Шельф
1010 0
Колорадо
346 0
Мексиканский зал. 38 11
Флорида
0 0
Луизиана
30 9
Техас
8 2
Индиана
0 0
Канзас
0 0
Кентукки
3 0
340 55
Луизиана3
Север
331 51
Юг
9 4
Мичиган
0 0
0 0
Миссисипи3
Монтана
0 0
Нью-Мехико
114 5
Север/Запад
41 1
Юго/Восток
73 4
Нью-Йорк
1 1
Северная Дакота
83 4
Оклахома
233 18
Пенсильвания
139 23
Теннеси
0 0
3
1111 33
Техас
Район 1
26 1
Район 2
1 0
Район 3
8 0
Район 4
19 1
Район 5
470 3
Район 6
236 22
Район 7В
10 0
Район 7С
19 0
Район 8
99 4
Район 8А
10 0
Район 9
169 1
Район 10
44 1
Виргиния
0 0
Зап. Виргиния
48 7
Вайоминг
289 1
Всего США
4557 173
Горизонталь- СВМные2
скважины2
2009 г.2010 г. 2009 г. 2010 г.
0
31
756
1010
1010
346
27
0
21
6
0
0
3
285
280
5
0
0
0
109
40
69
0
79
215
116
0
1078
25
1
8
18
467
214
10
19
95
10
168
43
0
41
288
4384
0 0
32 0
700 5
1025 0
1025 0
386 0
68 6
0 0
49 5
19 1
0 0
3 0
0 0
494 32
483 32
11 0
0 0
0 0
40 0
180 12
20 8
160 4
0 0
127 4
267 11
370 46
0 0
1535 51
65 5
1 0
13 0
25 5
672 1
166 39
19 0
36 0
194 0
28 0
251 0
65 1
0 0
136 39
448 4
5811 210
Эксплуатационные
Всего
2010 г.
Эксплуатационные
Разведочные
2009 г.
Разведочные
Штат, регион
Всего
сделан вывод, что программы бурения многих операторов сократились.
В 2010 г. ведущие операторы полагают, что сокращение программ составит 27 % или 5811 скважин. Из
них только 3,8 % придется на разведочные скважины.
Отсюда можно сделать вывод, что компании продолжают фокусировать внимание на разведочном бурении
особенно в шт. Техас, Пенсильвания и Виргиния.
Независимые компании США планируют повысить
добычу по сравнению с ведущими операторами почти
на 70 %. Также они планируют пробурить большее число скважин – в среднем на 2369 единиц. Независимые
операторы продолжают вести активные разведочные
операции. Активность разведочного бурения независимых компаний на 15 % выше активности ведущих
операторов, особенно в Техасе и Канзасе. В совокупности, в 2010 г. ведущие и независимые операторы
США планируют пробурить 8180 скважин (табл. 2).
0
0
0
0
0
32 20 24
0
0
695 766 691
0
0
1025 15 25
0
0
1025 15 25
0
0
386
0
0 15 21
62
0
2
0
0
0
0
0
0
0
44
0
2
0
0
18
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3
0
0
0
0
0
0
0
3
0
462 251 287
0
0
451 251 187
0
0
11
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
40
0
0
0
0
168
5 35
0
0
12
0
3
0
1
156
5 32
0
0
0
0
0
0
0
123
3 11
0
0
256 139 174
0
0
324 109 349
0
0
0
0
0
0
0
1484 770 1151 46
0
60 25 60
0
0
1
0
0
0
0
13
0
0
0
0
20
4
7
0
0
671 458 661
0
0
127 92 92 27
0
19 10 19
0
0
36
0
0
0
0
194
4
0
0
0
28
0
0
0
0
251 149 251 19
0
64 28 61
0
0
0
0
0
0
0
97 43 131
0
0
444
1
0 106 243
5601 2122 2780 170 265
1 Основные операторы, определяемые как интегрированные и дочерние компании
или крупные независимые операторы, разработавшие масштабные программы
бурения в нескольких штатах.
2 Горизонтальные и СВМ-скважины, включая разведочные, эксплуатационные
и другие.
3 За исключением федеральных скважин, включенных в категорию «Мексиканский
залив»
смотря на значительные инвестиции. В декабре 2009 г.
правительство Мексики объявило о 63%-ном сокращении активности в регионе Чиконтепек.
Опираясь на данные программ бурения, аналитики составили прогноз повышения в 2010 г. активности
бурения за пределами США на 6,9 %. Наибольшее повышение активности планируется в Южной Америке
и странах бывшего СССР.
Наиболее активное бурение в Южной Америке в 2009 г. было зарегистрировано в Аргентине
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПЕРСПЕКТИВЫ
Разница, %
Штат, регион
–25,0
0,0
0,0
…
–10,0
–45,0
0,0
–55,3
81,8
0,0
–7,8
33,8
–55,0
–36,0
–26,4
–23,1
–72,7
0,0
–42,3
–66,7
–25,0
–33,3
–52,0
87,0
–100,0
–50,0
–47,3
–50,0
…
–33,3
–47,1
–38,7
–54,4
–47,5
–44,8
–53,3
–53,1
–47,7
–34,6
–35,7
–53,7
–54,8
–20,0
–14,8
–44,6
–16,7
–39,1
Источник: Baker Hughes.
В категорию «Другие» включены Флорида, Индиана, Айова, Мериленд, Мичиган,
Орегон и Вашингтон.
2
38
Скважины,
пробуренные
в 2010 г.
СВМскважины2
2009 г. 2010 г. 2009 г. 2010 г.
Алабама3
29 11 18 42 13 29
0
0
Аризона
0
0
0
0 0
0
0
0
Арканзас
13
3 10 25 4 21
0
0
Калифорния
128 10 118 240 13 227
2
5
Морские
128 10 118 240 13 227
2
5
Колорадо
17 11
6 36 15 21
2 17
Мексиканский зал.
7
2
5 12 3
9
0
0
Луизиана
4
0
4
6 0
6
0
0
Техас
3
2
1
6 3
3
0
0
Иллинойс
3
2
1 10 1
9
0
0
Индиана
10
5
5
6 3
3
1
0
Канзас
103 59 54 151 80 71
0
0
Кентукки
1
1
0
0 0
0
0
0
Луизиана3
123 19 104 114 13 101 27 38
Север
105 10 95 91 7 84 27 38
Юг
18
9
9 23 6 17
0
0
Мичиган
28
0 28 42 2 40
5
5
Миссисипи3
15
1 14 77 5 72
0
0
Монтана
4
3
1
3 2
1
3
2
Небраска
0
0
0
0 0
0
0
0
Невада
1
1
0
1 1
0
0
0
Нью-Мехико
22
5 17 32 5 27
3
7
Северо-Запад
12
0 12 14 0 14
0
0
Юго-Восток
10
5
5 18 5 13
3
7
Нью-Йорк
0
0
0
0 0
0
0
0
Северная Дакота
18
2 16 43 11 32 14 26
Огайо
8
0
8 13 1 12
1
1
Оклахома
28
2 26 55 14 41 13 17
Пенсильвания
18
7 11 42 6 36 12 37
Северная Дакота
5
0
5
7 3
4
5
7
Техас3
783 104 679 1341 141 1200 106 154
Район 1
115
4 111 18 3 15
1 13
Район 2
40 18 22 57 22 35
7 27
Район 3
32 10 22 63 27 36
3 14
Район 4
32
9 23 49 19 30
0 10
Район 5
25
3 22 18 2 16
2
0
Район 6
44
8 36 68 5 63 11 20
Район 7В
52
4 48 47 4 43
6
0
Район 7С
163
9 154 312 19 293
0
1
Район 8
116 11 105 536 9 527
2
1
Район 8А
29 11 18 74 19 55
6 11
Район 9
77 16 61 32 8 24 38
3
Район 10
58
1 57 67 4 63 30 54
Юта
0
0
0
2 2
0
0
1
Виргиния
2
0
2 16 0 16
0
0
Западная Виргиния 15
0 15 34 0 34
5
4
Вайоминг
15
4 11 25 13 12
4
7
Всего США
1396 242 1154 2369 351 2018 203 328
1
(1200 скважин). В 2010 г. этот показатель в соответствии с прогнозом составит 1300 скважин. В связи
с активным освоением подсоляных месторождений
Бразилии активность бурения в этой стране составит
1155 скважин, что на 4,5 % больше, чем в 2009 г. Добыча
нефти на этих месторождениях может в ближайшее
время поставить Бразилию в ряд основных нефтедобывающих регионов. Активность бурения в Венесуэле
сократилась на 40 % в связи с решением стран, входящих в ОПЕК, снизить добычу. В соответствии с прогнозом активность бурения в этой стране составит 800
скважин.
В большинстве стран Западной Европы ситуация
после кризиса стала стабилизироваться. Для таких
стран как Нидерланды, Германия, Италия и Франция
разработаны достаточно оптимистичные прогнозы.
К сожалению, прогноз для таких важных регионов
Скважины,
пробуренные
в 2009 г.
Эксплуатационные
4
1
7
1
50
40
1
114
11
10
167
68
20
25
53
13
11
3
78
6
68
12
200
23
2
4
898
8
2
24
34
62
90
181
125
30
64
128
26
42
82
42
5
27
74
6
1878
Разведочные
2008 г.
Всего
3
1
7
1
45
22
1
51
20
10
154
91
9
16
39
10
3
3
45
2
51
8
96
43
0
2
473
4
0
16
18
38
41
95
69
14
30
67
17
27
38
19
4
23
41
5
1143
Эксплуатационные
2009 г.
Всего
Штат, регион
Алабама – наземные
Алабама – морские
Аляска – наземные
Аляска – морские
Арканзас
Калифорния – наземные
Калифорния – морские
Колорадо
Канзас
Кентукки
Луизиана – всего
Север
Внутренние воды
Юг
Морские
Миссисипи
Монтана
Невада
Нью-Мехико
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас – всего
Морские
Внутренние воды
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Виргиния
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие 2
Всего США
Таблица 4. Планы бурения на 2010 г. 145 независимых операторов
США
Разведочные
Таблица 3. Средняя численность парка буровых установок
вращательного бурения США
26
0
0
0
0
1
0
0
0
40
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
12
12
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
0
0
42
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
10
10
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
16
0
0
66
Независимые компании, представляющие смежные отрасли США.
Горизонтальные и СВМ-скважины, включая разведочные, эксплуатационные и
другие.
3
За исключением федеральных скважин, включенных в категорию «Мексиканский
залив»
1
2
как Норвегия и Великобритания недостаточно обнадеживающий. Это связано со снижением активности в
Норвегии и Западной Европе. В этих регионах в 2009 г.
было пробурено 647 скважин.
В странах бывшего СССР активность бурения
возрастет на 6 %. Однако в других странах Восточной Европы этот показатель снизится на 5,5 % до
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПЕРСПЕКТИВЫ
Таблица 5. Прогноз активности бурения в 2010 г. за пределами
США*
Штат, регион
Северная Америка
Канада
Куба
Мексика
Другие
Южная Америка
Аргентина
Боливия
Бразилия
Чили
Колумбия
Эквадор
Перу
Тринидад и Тобаго
Венесуэла
Другие
Западная Европа
Австрия
Дания
Франция
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Великобритания
Другие
Восточная Европа/
страны бывшего СНГ
Хорватия
Чехия
Страны бывшего СССР
Россия
Другие
Венгрия
Польша
Румыния
Другие**
Африка
Алжир
Ангола
Конго
Египет
Габон
Ливия
Нигерия
Судан
Тунис
Другие
Ближний Восток
Иран
Ирак
Кувейт
Нейтральная зона
Оман
Катар
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
ОАЭ–Абу-Даби
ОАЭ–Дубаи
Йемен
Другие
Дальний Восток
Бруней
Китай
Индия
Индонезия
Япония
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Филиппины
Таиланд
Вьетнам
Другие
АТР
Австралия
Новая Зеландия
Папуа–Новая Гвинея
Всего в мире
2010 г.
2009 г.
11272
9510
30
1714
18
3827
1300
5
1155
15
68
110
140
45
800
189
647
18
25
17
33
34
55
195
252
18
6893
9
8
6490
5310
1180
23
26
310
27
1561
268
80
35
556
24
177
150
175
31
65
1781
135
90
85
65
362
78
375
100
133
205
4
120
29
23 709
45
21 140
420
1230
18
135
68
95
10
445
43
60
225
185
32
8
49 915
8998
8010
27
956
5
3543
1200
5
1105
20
75
105
135
23
775
100
651
25
23
13
28
30
47
239
240
8
6524
13
12
6108
4986
1122
39
31
300
21
1425
263
60
32
545
14
163
140
185
23
64
1709
132
23
83
70
350
73
450
98
129
168
5
100
28
23 655
48
21 050
465
1215
18
133
54
93
9
472
40
58
210
174
28
8
46 715
Оценка некоторых стран
Включая Албанию, Болгарию, Словакию, Словению и Сербию
*
**
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Таблица 6. Прогноз 2010 г. бурения морских разведочных скважин
в мире в целом*
Разница, %
Штат, регион
25,3
18,7
11,1
79,3
260,0
8,0
8,3
0,0
4,5
–25,0
–9,3
4,8
3,7
95,7
3,2
89,0
–0,6
–28,0
8,7
30,8
17,9
13,3
17,0
–18,4
5,0
200,0
5,7
–30,8
–33,3
6,3
6,5
5,2
–41,0
–16,1
3,3
28,6
9,5
1,9
33,3
9,4
2,0
71,4
8,6
7,1
–5,4
34,8
1,6
4,2
2,3
291,3
2,4
–7,1
3,4
6,8
–16,7
2,0
3,1
22,0
–20,0
20,0
3,6
0,2
–6,3
0,4
–9,7
1,2
0,0
1,5
25,9
2,2
11,1
–5,7
7,5
3,4
7,1
6,3
14,3
0,0
6,9
Северная Америка
Канада
Куба
Мексика
США–Аляска
США–Калифорния
США–
Другие
Южная Америка
Аргентина
Бразилия
Чили
Эквадор
Перу
Тринидад и Тобаго
Венесуэла
Другие
Западная Европа
Дания
Франция
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Великобритания
Другие
Восточная Европа/
страны бывшего СНГ
Хорватия
Страны бывшего СССР
Россия
Другие
Польша
Румыния
Другие
Африка
Ангола
Конго
Египет
Габон
Ливия
Нигерия
Южная Африка
Тунис
Другие
Ближний Восток
Иран
Нейтральная зона
Катар
Саудовская Аравия
Турция
ОАЭ–Абу-Даби
ОАЭ–Дубаи
Другие
Дальний Восток
Бруней
Китай
Индия
Индонезия
Япония
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Филиппины
Таиланд
Вьетнам
Другие
АТР
Австралия
Новая Зеландия
Папуа–Новая Гвинея
Всего в мире
2010 г.
2009 г.
496
470
16
12
2
0
50
38
14
9
22
14
392
397
0
0
247
190
1
0
195
165
1
0
1
1
8
6
34
18
н/д
н/д
7
0
488
518
25
23
0
0
3
3
16
14
20
19
195
239
222
214
7
6
116
116
6
12
104
99
Нет данных Нет данных
104
99
2
2
4
2
0
1
343
298
77
58
25
24
64
55
10
7
9
8
119
112
3
4
10
9
26
21
231
210
45
41
6
5
63
57
78
75
5
4
25
18
3
4
6
6
1121
1113
41
44
202
195
123
115
188
195
2
0
135
133
14
13
0
0
9
9
360
367
42
40
5
2
123
112
112
102
11
10
0
0
3165
3027
Разница, %
5,5
33,3
0,0
31,6
55,6
57,1
–1,3
…
30,0
…
18,2
…
…
33,3
88,9
…
…
–5,8
8,7
…
0,0
14,3
5,3
–18,4
3,7
16,7
0,0
–50,0
5,1
…
5,1
0,0
100,0
0,0
15,1
32,8
4,2
16,4
42,9
12,5
6,3
–25,0
11,1
23,8
10,0
9,8
20,0
10,5
4,0
0,0
38,9
–25,0
0,0
0,7
–6,8
3,6
7,0
–3,6
…
1,5
7,7
…
…
–1,9
5,0
150,0
9,8
9,8
10,0
…
4,6
Оценка некоторых стран
*
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПЕРСПЕКТИВЫ
393 скважин. В России активность бурения повысится
на 6,5 % до 5310 скважин. В 2008 г. было пробурено
4986 скважин.
На Ближнем Востоке в Саудовской Аравии активность бурения скважин в 2009 г. незначительно снизилась (в среднем на 15 %). Эта тенденция может продолжиться и в 2010 г. Согласно прогнозам в 2010 г. в
Саудовской Аравии будет пробурено на 375 скважин
меньше, чем в 2009 г. В 2009 г. показатель снижения
числа скважин составил 450 единиц.
Ирак планирует пробурить в 2010 г. 180 скважин и
с 2011 г. 250 скважин ежегодно. Аналитики считают,
что значительного повышения активности бурения в
этом регионе не будет, но 90 скважин Ирак сможет
пробурить. В среднем активность бурения в 2010 г.
увеличится на 4 %.
В Африке повышение активности бурения было
максимальным, составив 10 % или 1560 скважин. Лидирующим регионом стал Египет, показав повышение
активности в 2 % или 556 скважин. В Нигерии 95 %
прибыли от экспорта приходится на нефть. Страна
добывает 2,7 млн брл/сут нефти, но сложная геополитическая ситуация, объясняемая нападением террористических групп, стала причиной снижения добычи
нефти до 2,0 млн брл/сут. В 2010 г. в Нигерии планируется пробурить на 150 скважин больше, чем в 2009 г.
Значительные капиталовложения в нефтегазовый
сектор Китая способствовали повышению активности
на 1200 единиц (и более) до 21 050 скважин. Аналитики полагают, что в 2010 г. активность бурения в Китае
останется такой же высокой. Индонезия также увеличит активность бурения до 1215 скважин. Недавно Индонезия вышла из состава ОПЕК и в настоящее время
добывает 978 тыс. брл/сут нефти. Пик добычи нефти
(1,6 млн брл/сут) в Индонезии был зарегистрирован в
1995 г. К 2015 г. страна надеется увеличить добычу до
1,1 млн брл/сут. Также планируется увеличить производство биотоплив. В соответствии с прогнозом в 2010 г.
будет пробурено 1230 скважин (табл. 5, 6).
СТАТИСТИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ
Таблицы WO содержат данные, предоставленные
различными источниками, включая Американский
нефтяной институт (American Petroleum Institute),
Groppe, Long&Little, ODS-Petrodata Group, HIS Energy,
the Texas Railroad Commission и федеральными агентствами США и мира. Также активное участие в подготовке обзора принимали ведущие операторы.
Перевел Д. Баранаев
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
N. L. Benton,
помощник редактора WO
Компания Total завершила бурение поисково-разведочной скважины
вблизи южной границы блока OPL
223 в Гвинейском заливе на континентальном шельфе Нигерии. Скважина Owowo South B-1 была пробурена в начале 2009 г., глубина моря
в точке бурения составила 2198 фут.
Результаты испытаний скважины
показали, что нефтеносные пластыколлекторы содержат легкую
нефть. Нигерийская национальная
нефтяная корпорация (Nigerian
National Petroleum Corporation –
NNPC) является концессионером
данного блока, а компания Total
Exploration&Production Nigeria выступает в качестве оператора на
блоке и в проекте бурения поисковоразведочной скважины (доля участия
составляет 82 %), остальные 18 % принадлежат компании Nexen.
Оценочная скважина Odum-2,
пробуренная компанией Kosmos
Energy, подтвердила сделанное в начале 2008 г. открытие запасов нефти
в пределах структуры Odum на блоке
Уэст-Кейп-Три-Пойнтс у побережья
Ганы. Результаты испытания скважины и анализ отобранных пластовых
флюидов показали, что скважина
вскрыла содержащий углеводороды
продуктивный пласт мощность ко-
40
торого составляет около 65 фут, расположенный в толще продуктивных
песчаных пластов общая мощность
которой составляет около 597 фут и
характеризующихся высокими коллекторскими свойствами. Kosmos
Energy является оператором проекта (доля 30,875 %) и осуществляет
его в партнерстве с отделениями
компаний Anadarko Petroleum (доля
30 875 %) и Tullow Oil (доля 22,896 %),
а также Ганской национальной нефтяной корпорацией (Ghana National
Petroleum Corporation – GNPC) –
«полуактивное» долевое участие
GNPC составляет 10 %, и еще с двумя
другими компаниями-партнерами.
Компания Jubilant Energy, пробурив поисково-разведочную скважину
на блоке AA-ONN-2002/1 в пределах
басс. Ассам-Арраканского, на территории шт. Трипура, Индия, обнаружила запасы газа. Площадь блока составляет около 18 084 фут2. Скважина
была пройдена до проектной отметки
13 124 фут.
Америка. Компанией Petrobras
завершены испытания пластов для
оценочной скважины 1-BRSA-618-RJS
(1-RJS-656), пробуренной на блоке
BM-S-11 в пределах басс. Сантус у
побережья Бразилии. Результаты
испытаний скважины подтвердили
присутствие легкой нефти, имеющей
плотность по шкале API равную 28°.
Скважина была пробурена в пределах
площадки расположенной на расстоянии 493 мили от Рио-де-Жанейро,
глубина моря в точке бурения скважины составляет 7316 фут. Компания
Petrobras выступает в качестве оператора проекта (доля ее участия –
65 %) и осуществляет его совместно с компаниями-партнерами –
BG Group (доля участия 25 %) и Galp
Energia (доля участия 10 %).
Скважина Wahoo-2, пробуренная компанией Anadarko Petroleum
в пределах басс. Кампус у побережья
Бразилии, обнаружила продуктивный нефтяной пласт, эффективная
мощность которого составляет более
90 фут, характеризующийся высокими емкостно-фильтрационными
свойствами и расположенный в пределах того же надсолевого комплекса
отложений, что был вскрыт при бурении первой поисково-разведочной
скважины в октябре 2008 г. совершившей открытие запасов нефти
на данной структуре. Компания
Anadarko Petroleum, действующая
через принадлежащую ей дочернюю
компанию, является оператором данных проектов (доля участия 30 %) и
осуществляет их в партнерстве с
компаниями: Devon Energy (доля затрат в проекте составляет 25 %), IBV
Brasil Petroleo and Videocon Industries
(25 %), являющейся дочерней структурой Bhart PetroResourcces, а также
SK Energy (20 %).
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
Добыча нефти в латинской Америке
D. Abrantes, Contributing Editor, Latin America
Старая поговорка, что деньги не являются идеологией, правдива для нефтяных регионов
Бразилия, крупнейшая страна в Южной Америке,
совершившая ряд значительных открытий запасов
нефти в подсоляных горизонтах. Petrobras все дальше продвигается в сверхглубоководные регионы и
преодолевает технологические препятствия с целью
добычи нефти и газа под толстыми слоями соли и
стремится стать пятой по величине энергетической
компанией в мире.
Президент Бразилии Л. И. Лула да Силва беспокоится относительно Большой Нефти, отправив в Конгресс четыре законопроекта, чтобы изменить нормы
с целью укрепления правительственного контроля
над запасами. По его словам, ресурсы должны быть
использованы для инвестиций в инфраструктуру,
НИОКР, образование и усовершенствование системы здравоохранения.
Тем не менее, международные нефтяные компании
(international oil companies – IOC) стремятся принять
участие в развитии Бразилии и продолжать инвестировать в разработки Венесуэлы, члена ОПЕК и крупнейшего на континенте нефтедобывающего региона.
Правительство Венесуэлы контролирует нефтяной сектор, а также финансовые сложности в секторе (из-за падения цен на нефть и снижения добычи).
Президент Венесуэлы У. Чавес проводит политику
проведения беспрепятственных операций испанской
компанией Repsol, особенно в разработках гигантского месторождения природного газа.
Аналогичная ситуация складывается в Боливии,
где Repsol планирует инвестировать в разработку
газовых участков 1,5 млн долл. Боливия национализировала свой углеводородный сектор в 2006 г., но не
отпугивала международные нефтяные компании. В
2010 г. президент Боливии Э. Моралес получил высокую оценку Международного валютного фонда
(International Monetary Fund – IMF) за администрирование макроэкономики. Г-н Моралес, стал первым
президентом в Южной Америке, который установил
тесные отношения с У. Чавесом. Однако, поскольку
деньги не являются идеологией, а Боливия – одна из
беднейших стран Латинской Америки, страна приветствует иностранное инвестирование в отрасль в
соответствии со своими строгими условиями.
Мексика, которой управляет консервативное правительство, начиная с 2000 г., не смогла преодолеть
тупиковую ситуацию, сложившуюся в связи с монополией государственной нефтяной компании Pemex,
что не мешает IOC осуществлять операции в заливе.
Запасы нефти сокращаются тревожными темпами,
особенно на месторождении Кантарелл, крупнейшем нефтяном месторождении в Мексике. Pemex не
хватает капитала, знаний и технологий для изучения
многообещающих перспектив в сверхглубоких водах Мексиканского залива, где содержится по пред-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
варительным данным до 50 млрд брл нефти. Чтобы
компенсировать падение добычи и привлечь IOC и
национальные нефтяные компании (national oil companies – NOC), правительство предлагает заключать
контракты, которые не нарушают правовых рамок
Конституции Мексики.
БРАЗИЛИЯ.
ВЗГЛЯД НА ПОДСОЛЯНЫЕ ГОРИЗОНТЫ
Президент Бразилии Л. И. Лула да Силва имеет
четкое представление, что нужно для страны, чтобы
достичь геополитической важности. «Поиск и добыча
нефти и газа в подсоляных горизонтах примерно в
300 км от побережья на глубине до 7000 м может
помочь Бразилии войти в пятерку крупнейших нефтедобывающих государств, но это не следует считать основополагающим фактором преобразования
Бразилии в весомое с точки зрения геополитическое
государство», – говорит Президент. Президент
считает, что каждый гражданин Бразилии должен
получить часть доходов от разработки подсоляных
месторождений и это будет иметь международное
значение. Эти запасы должны будут инвестировать
в образование, технологии, модернизацию инфраструктуры и системы здравоохранения. Г-н Лула да
Силва действительно очень популярен, его рейтинг
составляет около 80 %. В прошлом чистильщик обуви,
затем профсоюзный лидер, г-н Лула является прагматиком, ни левым, ни правым. По данным исследования, проведенного некоторыми университетами
и Бразильским институтом географии и статистики
(Brazilian Institute of Geography and Statistics – IBGE),
страна недавно усовершенствовала методику борьбы
с нищетой. Для многих людей, наиболее важным стал
тот факт, что Президент инициировал разработку социальных программ. Кроме того, после нескольких
десятилетий в качестве крупнейшего должника с
формирующимся рынком, в январе 2008 г. Бразилия
впервые стала чистым иностранным кредитором.
К середине 2008 г., как Fitch Investors Service (Fitch),
так и Standard & Poor (S&P) изменили классификацию
бразильской задолженности со спекулятивного на
инвестиционный уровень. В нескольких интервью,
Президент предупредил об опасности «нефтяного
проклятия», которое затрагивает многие страны, чья
экономика строится в основном на основе нефтепродуктов. Таким образом, он способствует производству
нефтепродуктов, а экспорт сырой нефти создает основу экономического роста, диверсификации экономики, увеличения числа рабочих мест и т.д.
Ужесточение отраслевых норм. В августе 2009 г.
законопроект был направлен в Конгресс, более того,
были внесены поправки в концессионную модель (тем
самым, давая государству возможность расширения
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
контроля над запасами сырой нефти). Бразильское
правительство предложило создать фонд для финансирования здравоохранения и проектов в области образования. Среди всех подписанных контрактов на
добычу 72 % приходится на контракты на разработку
подсоляных месторождений. Petrobras будет оператором всех новых контрактов на разведку и добычу
подсоляных горизонтов и других регионов, которые
входят в стратегические правительственные проекты.
Бразильское правительство может либо предоставить
аренду Petrobras или провести публичные торги с участием любых компаний.
Победителем на торгах будет компания, которая
предложит государству максимальную прибыль от
добычи нефти. В этом случае, Petrobras предложит
определенный процент победителю торгов с условием
своего минимального участия. Petrobras будет иметь
право на минимальное участие в 30 % капитала. В районах, в которых Petrobras имеет преимущества, процент
от прибыли также будет выплачиваться бразильскому
правительству. «Ранее контракты включали приблизительно 28 % прибыли от разработки подсоляных регионов, эта доля останется неизменной», – отметил президент да Силва. Новая модель также включает в себя
создание государственной компании, которая будет
представлять интересы бразильского правительства
в контрактах на добычу углеводородов.
Новая компания (Petrosal) не будет непосредственно осуществлять разведку и добычу или инвестировать
в проекты, но она будет участвовать в работе оперативных комитетов, которые будут определять деятельность консорциумов с правом голоса и правом вето.
В настоящее время ведутся горячие дискуссии среди конгрессменов от имени государства. Хотя возникает ряд споров относительно противоречивых поправок
на голосование; политические аналитики считают, что
эти законопроекты повлияют на изменение основных
норм. Конгресс, как ожидается, примет поправку на
голосование, а по самым оптимистичным оценкам новый раунд National Petroleum and Biofuels Agency (ANP)
состоится к концу первого семестра, после обсуждения в Сенате и голосования по законопроекту. Законопроект Президента и разработка нефтяных запасов
заставляют нервничать некоторые IOC. В соответствии
с опросом общественного мнения, Президент выбрал
преемника, Д. Росефа, бывшего министра природных
ресурсов и энергетики. Но официальные выборы еще
далеко и состоятся в октябре 2010 г.
Официальные и неофициальные данные о добыче. Petrobras планирует инвестировать 111,4 млрд
долл. в увеличение добычи из подсоляных горизонтов
до 2020 г: примерно 98,8 млрд долл. будет инвестировано в добычу в басс. Сантус и 12,6 млрд долл. в басс.
Эспириту-Санту. По оценкам компании, к 2013 г. из
подсоляных горизонтов будет добываться в среднем
219 000 брл/сут нефти.
В настоящее время доказанные запасы Бразилии
оцениваются в 14,4 млрд брл (в нефтяном эквиваленте); некоторые геологи считают, что вероятно еще
50–100 млрд брл (в нефтяном эквиваленте) находится
в подсоляных регионах. Открытие обширных запасов в подсоляных регионах состоялось в ноябре 2007 г.
42
0
150 миль
Витория
БРАЗИЛИЯ
Рио-де-Жанейро
Сан Паулу
Басс. Кампус
Тупи
Бразилия
Атлантический океан
Расположение региона
Глубина океана, м
Нефтяные и газовые
месторождения
Источник: Petrobras
Рис. 1. Карта бассейнов Сантус и Кампус
на месторождении Тупи в блоке BM-S-11 (S, басс. Сантус). Извлекаемые запасы по оценкам Petrobras составляют 5 до 8 млрд брл (в нефтяном эквиваленте).
Наиболее значительные запасы находятся в
подсоляных горизонтах, расположенных вдоль
800-километровой линии у берегов шт. СантаКатарина, Сан-Паулу, Рио-де-Жанейро и ЭспиритуСанту. Эта нефть имеет хорошее качество (примерно
30 ° API); продуктивные горизонты расположены на
глубине 5000–7000 м.
Логистика является одной из проблем. Месторождение Тупи, расположено в басс. Сантус на побережье шт. Сан-Паулу, почти в 300 км от побережья.
Еще один продуктивный регион, басс. Кампус, расположен в 150 км от побережья шт. Рио-де-Жанейро
(рис. 1).
К другим подсоляным месторождениям басс. Сантус относятся Юпитер (блок BM-S-24), Кариоса и Игуасу (блок BM-S-9). Petrobras недавно объявила о новых
открытиях – Абаре и Бен-Те-Ви (блок BM-S-8); Парати (блок BM-S-10); Карамба (блок BM-S-21); Азулао,
Гуарани (блок BM-S-22) и Ирасема (блок BM-S-11).
На всех участках проводится оценка запасов.
Petrobras объявила о том, что было проведено тестирование двух скважин 4-RJS-647 и 4-BRSA-711-RJS,
пробуренных на месторождении Тупи в регионе, известном как Ирасема. Исследования показали высокую производительность подсоляных карбонатных
коллекторов. Скважина на месторождении Ирасема
была пробурена с полупогружной буровой установки
West Taurus (компании Seadrill). По результатам тестирования пробная добыча составила 5500 брл/сут
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
легкой нефти (около 32 °API). Первоначальная добыча
нефти составит примерно 50 000 брл/сут. Скважина
Iracema была пробурена до глубины 5000 м, в 33 км
от месторождения Тупи; бурение было завершено
в сентябре 2009 г. Месторождение расположено на
глубине 2210 м. При бурении новых скважин, консорциум, образованный Petrobras (65 %, оператор),
BG Group (25 %) и Galp (10 %), планирует начать коммерческую добычу до декабря 2010 г. Кроме того, на
этапе оценки находится месторождение Гуара (блок
BM-S-9).
Месторождение было открыто в сентябре 2009 г.;
по неофициальным оценкам его запасы составляют
1,1–2 млрд брл углеводородов. Также найдены запасы объемом 1,5–2 млрд брл на месторождении Парк
да Балейас (Whales Park – Китовый парк). Новоен открытие расположено у побережья Эспириту Санту на
севере басс. Кампус. Парк да Балейас представляет
собой дополнительную проблему, поскольку теплые
воды являются местом встречи китов. Оценка запасов
включает Балейас Франка, Балейас Азул и Жубарте.
На месторождении Жубарте, скважина была пробурена на подсоляные горизонты. Первоначальная
добыча нефти, которая началась в сентябре 2008 г.,
составила 15 000 брл/сут.
Добыча в регионе Парк да Балейас ведется на месторождениях Балейас Ана, Кашалот, Наутилус, Манганга и Аргонаута. Месторождение Яра было открыто
вблизи блока BM-S-11 в октябре 2008 г. и содержит
3–4 млрд брл в нефтяном эквиваленте.
По сообщению BG Group, на месторождениях Тупи,
Яра и Гуара планируется добыть примерно 40 трлн фут3
газа. Исследуется наличие газа на месторождениях
Парати, Кариоса и Игуасу. Другие крупные компании,
также разрабатывающие подсоляные месторождения
басс. Сантус, включают Partex, Petrogal, Amerada Hess,
Shell и Repsol YPF. Компания Repsol спонсирует морские разработки в басс. Сантус, Кампус и Эспириту
Санту. «В 2010 г., я полагаю, мы будем инвестировать в
проекты Бразилии 380 млн–400 млн долл.», – сказал в
своем интервью генеральный директор А. Бруфау. Он
добавил, что «в течение следующих трех – четырех
лет инвестиции будут направлены преимущественно
в разведку. Для того, чтобы получить данные по новым
регионам, потребуются миллиарды долларов». Он отметил, что инвестиции Repsol в бразильские проекты
в течение ближайших 10–12 лет могут составить примерно14 млрд долл.
Спецификации на нефть. Petrobras планирует добывать на месторождении Тупи 100 000 брл/сут нефти и 177 млн фут3/сут газа в 2010 г. К 2017 г. добыча
превысит 1 млн брл/сут и к 2020 г. – 1,8 млн брл/сут.
Это почти в два раза больше, чем добыча Бразилии в
настоящее время. В мае 2009 г. Petrobras также выполнила расширенное тестирование скважины (extended
well test – EWT) 1-RJS-646 на месторождении Тупи.
Исследования проводились с FPSO Cidade de São Vicente в водах глубиной 2140 м.
EWT обеспечило получение данных об условиях добычи, характеристиках пласта с точки зрения долгосрочной добычи, и поведения скважинных флюидов.
При проведении тестирования, также была проанали-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
зирована геометрия. В подсоляных горизонтах басс.
Сантус среди прочих характеристик, запасы микробного происхождения находятся в карбонатных породах, в отличие от песчаных турбидитовых образованиях, найденных в басс. Кампус. Месторождение
Тупи находится на расстоянии 290 км от побережья и
транспортируется судами наполняемостью примерно
264 000 брл. Нефть транспортируется на перерабатывающий завод Henrique Lage (принадлежащий компании Petrobras), расположенный в Сан-Жозе-дусКампус, шт. Сан-Паулу. По данным Bureau of Mines
качество добываемой нефти оценивается в 29,2 °API.
Нефть с месторождения Тупи характеризуется как
парафиновая с низким содержанием серы и соответствует самым строгим спецификациям качественного
продукта, особенно для производства нафты, дизельного топлива и пропана для нефтехимического производства.
Примерно четыре года назад большая часть разведочных работ в басс. Сантус проводилось в мелких
водах; в настоящее время благодаря повышению цен
на нефть и высокую добычу в бассейне, операторы
осуществляют разведку в сверхглубоких регионах.
Разработки Anadarko в сверхглубоководных регионах. В ноябре 2009 г., независимая компания Anadarko
Petroleum объявила о втором открытии запасов в
подсоляных горизонтах басс. Кампус. В бассейне
была пробурена разведочно-оценочная скважина
Wahoo–2 (Wahoo North). Скважина была пробурена
в блоке BM-C-30 на продуктивный интервал, толщиной
90 фут. В этом интервале были найдены запасы высококачественной чистой нефти. Wahoo-2 была пробурена с бурового судна Deepwater Millennium в 5 милях
к северу от открытого ранее месторождения Уаху.
Запасы нефти были найдены в продуктивном пласте
мощностью 195 фут. Характеристики месторождения
аналогичны характеристикам соседнего месторождения Жубарте.
«Результаты отбора керна и каротажа скважины
Wahoo North подтвердили наличие продуктивного
пласта с высококачественной нефтью, – сказал Б. Дэниэлс, вице-президент по разведке Anadarko. – Нам
осталось пробурить еще 2000 фут, чтобы достичь измеренной глубины и провести вторичную разведку.
По предварительным результатам основной продуктивный пласт уаху простирается на север не менее
чем на 5 миль; углеводороды распространены по всей
структуре и в глубину. Мы считаем на основании этих
данных, что располагаем значительным потенциалом
для увеличения добычи.
В целом Wahoo обладает всеми характеристиками,
чтобы стать следующим мега-проектом». После завершения буровых работ на Wahoo–2, Anadarko планирует перебросить буровое судно на первоначальную
точку бурения месторождения Уаху для проведения
разведочного бурения и тестирования и затем обратно на Wahoo-2 также для проведения разведочного
бурения. В этом проекте Anadarko, через дочернее
предприятие, владеет 30 % активов и является оператором в блоке BM-C-30. Devon Energy Corp. владеет
25 % активов, IBV Brasil Petróleo Limitada, полностью
дочерняя компания Bharat PetroResources Limited и
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
Videocon Industries, владеют 25 % активов, SK Energy
Co. владеет оставшимися 20 % активов.
Кроме того, в басс. Кампус, прилегающий блок
BM-C-32, Anadarko и партнеры осуществляют бурение
перспективного участка Итаипу, где Anadarko владеет
33 % долей участия. На Итаипу проводится испытание
скважины, пробуренной на подсоляные пласты, аналогично прилегающему месторождению Жубарте.
Запасы месторождения по оценкам составляют до
2 млрд брл нефти; в настоящее время добывается примерно 18 000 брл/сут легкой нефти 30 °API.
OGX: новый гигант. С момента своего создания в июне 2007 г. компания OGX Petróleo e Gás
Participações SA заняла ведущую позицию в бразильском E&P-секторе путем приобретения крупного и
диверсифицированного портфолио с высоким потенциалом разведочных блоков. По информации,
опубликованной в журнале Forbes, OGX Petróleo e
Gás Participações SA – это гигантская независимая
компания, возглавляемая, Э. Батиста, одним из самых богатых людей Бразилии. Уставной капитал
компании составляет 7,5 млрд долл. Уже в ноябре
2007 г. OGX вложила 1,3 млрд долл. в приобретение
концессионных прав на девятом раунде торгов, проведенных ANP. OGX приобрела права на концессию 21 разведочного блока в басс. Кампус, Сантус,
Эспириту-Санту и Пара-Маракао общей площадью
6400 км2. Таким образом, в области морской разведки
площадей, OGX является крупнейшей бразильской
частной нефтегазовой компанией. В ноябре 2009 г.,
OGX опубликовала результаты доклада, подготовленного DeGolyer & MacNaughton (D&M), подтверждающего, что совокупные ресурсы OGX составляют
6,7 млрд брл (в нефтяном эквиваленте). В 2008 г. D&M
подготовила первый аналитический доклад оценки
деятельности OGX. В марте 2008 г. перспективные
ресурсы по оценкам составили 4,8 млрд брл (в нефтяном эквиваленте); средняя вероятность успеха составила 27 %. Оценка основывается преимущественно на
данных 2D-сейсморазведки. Активы компаний резко
возросли в июне 2008 г., когда OGX была внесена в
список крупнейших компаний Бразилии, повысив
свой капитал до 3,9 млрд долл. В рамках программы
изыскания дополнительных возможностей OGX заключила соглашение на 50 %-ное участие в разведке
блока басс. Сантус. (22-я концессия, 6800 км2). В декабре 2009 г., OGX объявила об открытии нефтеносного
горизонта в интервале эпшн скважины OGX-2A-RJS,
расположенной в мелких водах южной части басс.
Кампус, где OGX владеет 100 % активов.
Скважина находится примерно в 77 км от побережья Рио-де-Жанейро в водах глубиной около 130 м.
После размещения буровой установки Ocean Ambassador (компании Diamond Offshore), было начато бурение. По словам представителей компании, результаты
анализа показали наличие нефтеносного горизонта
мощностью 170 м. Продуктивная порода включала
конгломераты, песчаники и карбонаты, до 20 % пористости. Бурение скважины OGX-2A по-прежнему
находится в процессе, при этом преследуются дополнительные цели. «Присутствие нефтеносных горизонтов в интервале эпшн подтвердило нашу модель
44
в этой области, – сказал П. Мендонка, генеральный
исполнительный директор OGX. – Мы до сих пор не
располагаем исчерпывающей информацией о размерах запасов, но уверены, что открыли новую нефтяную провинцию. Компания планирует пробурить
еще 78 скважин до 2013 г.».
ВЕНЕСУЭЛА. СНИЖЕНИЕ ДОХОДОВ
В пресс-релизе, представленном недавно венесуэльской государственной компанией Petroleos de
Venezuela SA (PDVSA) говорится, что чистый доход
компании в первом квартале 2009 г. упал на 67 % до
3,17 млрд долл. Это произошло в основном из-за снижения объемов добычи нефти и продаж и резкого
падения цен на нефть. «В январе-июне 2009 г. средняя экспортная цена нефти в Венесуэле составляла
47,33 долл/брл (в июле 2008 г. этот показатель составлял 48,79 долл/брл). Эти факторы стали причиной
падения доходов на 52 %; в течение шести месяцев,
с 30 июня 2009 г. доход компании составил 32,5 млрд
долл. (в тот же период 2008 г. этот показатель составляла 35,2 млрд долл.). В целом консолидированная чистая прибыль за отчетный период составила 3,17 млрд
долл., в тот же период 2008 г. этот показатель составлял
6,37 млрд долл. Между тем, добыча снизилась в соответствии с решением ОПЕК в ответ на спад цен и мирового спроса на нефть. Средний показатель добычи
на первое полугодие 2009 г. составил 3,1 млрд брл/сут,
что ниже на 186 000 брл/сут в тот же период 2008 г.
Доходы PDVSA составляют примерно 90 % экспортных доходов страны и около половины фонда
национального бюджета. Кроме того, компания участвует в социальных программах строительства клиник для бедных слоев населения и других.
Перла: одно из крупнейших открытий. Идеологический подход президента У. Чавеса к нефтяному бизнесу сулит хорошие шансы для выживания на волне
плохих финансовых новостей. Испанская компания
Repsol подтвердила крупнейшее в истории открытие
газового месторождения в Венесуэле.
Скважина Perla-1X была пробурена до проектной
глубины 3147 м в водах глубиной 60 м (рис. 2). Испытательная добыча показала 20 млн фут3/сут газа и
620 брл/сут конденсата. Repsol YPF считает, что Америка является наиболее важным регионом для развития компании. По данным службы информационных
услуг в области разведки на нефть и газ IHS месторождение Перла входит в число пяти крупнейших
месторождений углеводородов в мире.
Применение метода SAGD на Ориноко. Фаха, как
и пояс Ориноко, расположен в южной части венесуэльского бассейна и занимает гигантскую площадь
в 55 тыс. км2. По оценкам запасы провинции составляют 1,3 трлн брл нефти. В настоящее время запасы
тяжелой нефти пояса Ориноко являются крупнейшими накоплениями тяжелой нефти в мире. Площадь
Карабобо, которая ранее называлась Сьерра-Негро,
является одним из четырех основных направлений
в поясе Ориноко, охватывающая площадь 112 км2 и
находится в восточной части сегмента, к югу от шт.
Монагас и Ансоатеги. Компания Petromonagas, совместное предприятие PDVSA и ВР, изучила целесоо№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОБЗОР
Перла-1Х
КОЛУМБИЯ
Кардон IV
Венесуэльский зал.
ВЕНЕСУЭЛА
ВЕНЕСУЭЛА
Источник: Repsol
Рис. 2. Расположение месторождений природного газа Венесуэлы.
бразность повышения коэффициент нефтеотдачи из
пласта моричал (Карабобо) с помощью термостимуляции в четырех скважинах различной конфигурации с
использованием метода нагнетания пара SAGD.
Показатели вертикального расстояния между инжектором и эксплуатационными скважинами и дневная норма и скорость нагнетания пара варьируются
на протяжении 20 лет эксплуатации месторождения.
Результаты исследования были представлены на сессии AAPG 2009 по характеристикам пласта в рамках
Международной конференции International Conference and Exhibition, проходившей в ноябре 2009 г. в
Рио-де-Жанейро. Компании пришли к выводу, что располагают всеми возможностями для применения методологии SAGD в поясе Ориноко. Тепловых процессов
повышения отдачи гораздо больше, чем «холодных»
процессов добычи, что делает SAGD наиболее эффективной технологией добычи тяжелой нефти.
Февральский тендер по участкам Карабобо. Как
сообщили венесуэльские источники, министерство
нефтяной промышленности отметило, что после многочисленных задержек, на тендере Карабобо было
представлено семь блоков пояса Ориноко. Среди изменений следует отметить, что долю в 60 % можно
выплачивать тремя частями в течение трех лет, а не
полную сумму единовременно. Компании, которые
приобретают права на разработку блоков должны
оплатить правительству депозитный бонус в размере от 500 млн до 1 млрд долл. По данным источника,
правительство считает, что эти цифры не станут препятствием для компаний. Инвестиции в разработку
семи блоков Карабобо, как ожидается, достигнут
30 млрд долл. для добычи дополнительных 1,2 млн брл
тяжелой нефти.
PDVSA станет владельцем 60 % активов в любом
совместном предприятии. Кроме того, создание
совместной компании может потребоваться и для
финансирования (по крайней мере, 30 % активов
PDVSA). К тендеру проявили интерес такие компании
как Chevron, BP, итальянская Eni, китайские компании CNPC и Sinopec, португальская Galp, японская
Inpex, Jogmec Mitsubishi, индийская ONGC, бразильская Petrobras, малайзийская Petronas, Royal Dutch
Shell, StatoilHydro, Total и консорциум российских
компаний. В начале года компании оценивали торги,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
которые могут начаться в первом полугодии. Русский
Национальный нефтяной консорциум (Russian National Oil Consortium) подписали меморандум о взаимопонимании и сотрудничестве в области исследования запасов тяжелой нефти в поясе Ориноко.
Также Венесуэла подписала соглашение с Китаем
на разработку своих запасов в поясе Ориноко. Китай
согласился инвестировать примерно 16 млрд долл. в
течение трех лет. Русский Национальный нефтяной
консорциум, включающий ТНК-BP, Роснефть, Лукойл,
Газпром нефть и Сургутнефтегаз, планирует инвестировать в строительство инфраструктуры примерно
600 млн долл. на начальном этапе. Русский консорциум
будет оказывать поддержку разработки новых блоков,
включая Юнин-3, Аякучо-2 и Аякучо-3.
БОЛИВИЯ. ДОГОВОР С REPSOL
По оценкам Боливия располагает 48 трлн фут3 запасами природного газа, что делает ее второй газовой
державой в Южной Америке после Венесуэлы. Руководитель Repsol А. Бруфау, и Президент Боливии
Э. Моралес достигли соглашения в Ла-Пасе (в ноябре
2009 г.) о разработке наземного блока Каипипенди.
По словам главы Repsol, Каипипенди расположен в
южной части Боливии в департаментах Тариха и Чукисака и содержит примерно 3,7 трлн фут3 природного газа. Целью Repsol является создать план разработки блока, Каипипенди, что подразумевает инвестиции
в размере до 1,5 млрд долл. Как отметил г-н Бруфау,
добыча газа в блоке увеличится в семь раз в течение
следующих пяти лет, с суточным дебитом 490 млн
фут3. Все запасы в этой области будут разрабатываться и эксплуатироваться консорциумом, включающим
боливийскую компанию Repsol YPF Bolivia SA (37,5 %,
оператор), BG (37,5 %) и PAE Е&Р Bolivia (25 %), в соответствии с условиями, согласованными с Yacimientos
Petroliferos Fiscales Bolivianos (YPFB), национальной
нефтегазовой компанией Боливии. Инвестиции Repsol в блок Каипипенди включают разработку месторождений Маргарита и Хакуа, занимающих площадь
от 123 000 га, в том числе пять скважин глубиной 4000
и 8000 м, пробуренных Repsol.
Разработка месторождения Маргарита началась
в декабре 2004 г., после строительства завода по производству очистки газов, и в настоящее время составляет 70 млн фут3. В ходе мероприятия, Моралес
сказал, что Боливии необходимо расширить экспорт
природного газа с целью увеличения продукции с добавленной стоимостью.
«Развитие нефтегазовой отрасли докажет, что Боливия не является слаборазвитой страной Латинской
Америки и может подняться собственными силами», –
сказал Президент.
Налоговые стимулы для частных компаний?
В ноябре правительство Моралеса организовало компанию по содействию в подготовке проектов разработки запасов природного газа в Андах. Министр
углеводородов и энергетики О. Кока сказал, что цель
новой компании, Empresa Boliviana de Industrializacion de Hidrocarburos, будет заключаться в повторном
старте естественного процесса коммерциализации
газа, поскольку «до сих пор усилия были недостаточ45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Доказанные запасы, млрд брл
Добыча сырой нефти, млн брл/сут
World Oil: ОБЗОР
Источник: Pemex
Начало года Конец года
Рис. 3. Динамика изменения цен и добычи нефти в Мексике
ными». «Боливия поставила перед собой задачу, что
национализации отрасли недостаточно; вторым шагом станет индустриализация», – отметил г-н Кока. В
июне 2009 г. правительство объявило о своих планах
инвестировать 80 млн долл. в строительство нефтехимического завода по производству удобрений в
центральной провинции Кочабамба (в рамках проекта коммерциализации газа). В настоящее время в
Боливии готовится законопроект, нацеленный на сокращение налоговой нагрузки на компании, занимающиеся разведкой на газ. Бразильская газета O Valor
сообщила, что Боливии следует завершить подготовку
законопроекта к следующим президентским выборам в декабре, когда Моралес может быть переизбран президентом на второй срок. Индустриализация страны преследует целью добывать больше газа;
представители YPFB встретились с частными нефтяными компаниями для обмена идеями разработки нового закона, чтобы обеспечить финансовые стимулы
для инвестиций в новые газовые месторождения. С
2004 г. в Боливии добывается около 1,4 млрд фут3/сут.
Почти 10 лет назад бурилось 64 скважины в год. В
настоящее время этот показатель сократился до четырех скважин в год. «Правительство осознало, что оно
не может заставить компании инвестировать», – сказал К.А. Варгас, исследователь, специализирующийся
в области энергетики. По данным YPFB, в настоящее
время Боливия отправляет в Бразилию примерно
1 млрд фут3/сут газа и 270 млн фут3/сут экспортирует
в Аргентину.
СНИЖЕНИЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ В МЕКСИКЕ
Президент Мексики Ф. Кальдерон в своем интервью газете La Jornada сказал, что его страна оказалась
в числе наиболее пострадавших от мирового экономического кризиса, из-за тесных связей с США, а также из-за сокращения добычи нефти и снижения цен
на сырую нефть (рис. 3). В самом деле, 80 % экспорта
Мексики направляется в США, примерно столько же
составляет импорт из США. Таким образом, когда в
США начался кризис, наша страна пострадала первой. Мы являемся регионом, полностью зависящим от
США. Ирония заключается в том, что, хотя Мексика
имеет достаточно либеральное правительство, Кон46
ституция запрещает частные инвестиции в углеводородный сектор. Отсутствие инвестиций, снижение
в 2009 г. добычи нефти Petróleos Mexicanos (Pemex) в
среднем до 2,61 млн брл/сут, что на 7 % меньше чем
в 2008 г. и на 22 % меньше в 2004 г., когда наступил
пик добычи. Хотя бюджет Pemex в 2009 г., предназначенный для разведки глубоководных регионов,
составлял 19 млрд долл., новых крупных месторождений обнаружено не было, в результате долг компании
вырос до 50 млрд долл. В 2008 г. в мексиканский Конгресс отклонил предложение президента Кальдерона,
позволить некоторым международным компаниям
инвестировать в разведку нефти. Наиболее либеральная партия Мексики находилась у власти с 2000 г.,
но мало, что было достигнуто, в частности, с Pemex.
Правительству также препятствует законодательство,
контролируемое со стороны оппозиции. В целом руководящие круги страны стремятся сохранить националистические политические традиции.
Усилия в отношении Кантарелл. Поскольку
контракты с распределением риска не нарушают
правовые рамки Конституции Мексики, Pemex и
Энергетический секретариат подготовили ряд таких контрактов, которые будут предложены некоторым нефтяным компаниям – международным и
мексиканским, чтобы ускорить процесс поиска запасов нефти и газа. По сообщениям мексиканской
El Universal, самой важной причиной заключения
таких контрактов является быстрое снижение добычи нефти на месторождении Кантарелл. Потери
на Кантарелл оцениваются в 20,8 млрд долл/год в виде
налоговых поступлений в казну страны или 2 % от
ВВП в 2009 г., с учетом цен на нефть на ноябрь 2009 г.
«Ситуация осложняется тем, что Кантарелл является
пока основным нефтяным месторождением в Мексике и беспокойство нарастает, поскольку с 2005 г., мы
наблюдаем стабильное снижение добычи. Сокращение добычи составляет почти 770 000 брл/сут», – отмечает представитель Энергетического секретариата.
Доля добычи на месторождении Кантарелл в 2005 г.
(когда добыча составляла 2,2 млн брл/сут) равнялась
60 % совокупной добычи страны. Правовые эксперты считают, что контракты на оказание услуг между
NOC, как и в случае с Pemex, и IOC часто используются для разработки маргинальных или даже старых
месторождений, где национальным компаниям не
хватает капитала, людей и техники для достижения
максимальной добычи. NOC продолжают владеть блоком, нет никакой инфраструктуры и непонятные результаты операций. До сих пор в стране не предложено никаких технических изменений собственности
как государственной, так и национальных компаний
и этот факт вызывает беспокойство. Месторождение
зачастую эксплуатируется как подрядчиком, так и
оператором, одновременно с дополнительной зоной
разведки, а подрядчик выплачивает заработную плату
за добытый баррель нефти.
Перевел Г. Кочетков
Dayse Abrantes (Д. Абрантес), независимый журналист, проживающий в Рио-де-Жанейро, Бразилия и редактор-консультант WO.
Связаться с г-жой Д. Абрантес можно по адресу: daysew@frionline.
com.br.
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
В ноябре 2009 г. поставки нефти выросли на 200 тыс.
брл/сут; добыча стран, входящих в ОПЕК, увеличилась на
135 тыс. брл/сут до 29,1 млн брл/сут. По итогам исследования, поставки нефти в 2009 г. составили в среднем 29 млн
брл/сут из стран, входящих в ОПЕК (на 500 тыс. брл/сут
больше), и 28,7 млн брл/сут из стран, не входящих в
ОПЕК. По прогнозам IEA спрос на нефть в 2010 г. повысится на 130 тыс. брл/сут до 86,3 млн брл/сут.
Численность международного парка буровых установок вращательного бурения повысилась на 6 %.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Ноябрь 2009 г.*
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кентукки
Луизиана
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью-Мексико
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Техас
Юта
Вайоминг
Другие***
Всего
48 нижних штатов
20,0
711,0
16,0
662,0
64,0
2,0
25,0
106,0
9,0
1446,0
16,0
64,0
77,0
6,0
168,0
225,0
16,0
184,0
1360,0
63,0
143,0
26,0
5409,0
4698,0
Средняя дневная добыча за месяц
Ноябрь 2008 г.**
Разница, %
22,0
728,0
17,0
651,0
67,0
6,0
25,0
110,0
7,0
1068,0
15,0
61,0
86,0
7,0
165,0
216,0
14,0
183,0
1337,0
65,0
147,0
27,0
5024,0
4296,0
Страна, регион
Октябрь 2009 г.*
–9,1
–2,3
–5,9
1,7
–4,5
–68,7
0,0
–3,8
28,6
35,4
6,7
4,9
–10,5
–14,3
1,8
4,2
14,3
0,5
1,7
–3,1
–2,7
–3,7
7,7
9,4
21,0
696,0
16,0
675,0
64,0
3,0
25,0
105,0
9,0
1414,0
15,0
63,0
78,0
6,0
170,0
224,0
16,0
182,0
1349,0
64,0
144,0
25,0
53,64,0
4668,0
* Оценка API.
** Данные DOE за 10 месяцев.
*** Включая Аризону, Индиану Миссури, Неваду, Нью Йорк, Пенсильванию, Южную Дакоту, Теннеси, Виргинию и Западную Виргинию.
**** Включая добычу конденсата.
Число буровых установок для капитального ремонта в США*
Регион
Техас, Мексиканский залив
Арклатекс
Восточный регион США
Южная Луизиана
Центральная часть США
Западный Техас/Пермский басс.
Скалистые горы
Западное побережье Аляски
Всего в США
Канада
Октябрь Сентябрь
2009 г.
2009 г.
Август
2008 г.
Октябрь
2008 г.
127
91
58
43
313
413
274
294
1613
459
129
93
58
36
368
398
261
310
1653
413
212
190
78
59
469
799
368
416
2591
720
125
89
59
42
312
402
256
294
1579
420
Изменение, %
По месяцам По годам
1,5
2,2
–1,7
2,4
0,3
2,7
7,0
–5,2
2,2
9,3
–40,1
–52,1
–25,6
–27,1
–33,3
–48,3
–25,5
–29,3
–37,7
–36,3
Источник: Cameron.
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
Источник:
The Gas Price Report
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
8,48
3,98
2,09
2,52
2,16
0,56
0,80
1,66
2,13
1,71
1,36
0,50
2,39
4,52
34,86
7,48
3,48
3,32
1,66
2,56
0,79
0,55
0,08
19,92
12,77
3,73
0,74
0,81
1,01
1,11
0,13
2,22
0,75
0,54
0,43
0,70
0,42
0,34
0,65
0,23
1,85
28,43
2,17
85,38
Источник: International Energy Agency.
* Данные по Анголе должны быть включены в страны ОПЕК.
** Включая сырую нефть, конденсат, природный конденсат и нетрадиционные ресурсы.
*** За исключением стран бывшего СССР, Китая и европейских стран, не входящих в организацию экономи ческого содружества.
Примечание. Позиции Итого и Всего могут не совпадать в связи с округлением.
Цены на сырую нефть, долл/брл
12 месяцев
Действит. данные
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Ноябрь 2009 г. Октябрь 2009 г. Август 2008 г. Август 2007 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
8,01
7,93
8,90
Иран
3,70
3,65
3,90
Ирак
2,52
2,47
2,38
ОАЭ
2,27
2,29
2,59
Кувейт
2,00
2,00
2,31
Нейтральная зона
0,54
0,54
0,57
Катар
0,77
0,78
0,85
Ангола
1,90
1,90
1,85
Нигерия
1,98
1,90
1,95
Ливия
1,52
1,55
1,72
Алжир
1,24
1,24
1,37
Эквадор
0,46
0,46
0,50
Венесуэла
2,22
2,24
2,35
Природный газоконденсат и конденсат
5,17
5,31
4,66
Всего в ОПЕК
34,30
34,26
35,90
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
8,24
8,15
7,52
Мексика
2,92
2,89
3,16
Канада
3,12
3,10
3,22
Великобритания
1,40
1,44
1,56
Норвегия
2,21
2,24
2,46
Европа – другие
0,66
0,65
0,74
Австралия
0,57
0,56
0,55
Страны тихоокеанского бассейна
0,13
0,11
0,10
Всего
19,25
19,14
19,31
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
13,53
13,32
12,76
Китай
3,95
3,97
3,79
Малайзия
0,73
0,72
0,76
Индия
0,82
0,81
0,81
Индонезия
0,98
1,00
1,03
Азия – другие
1,06
1,13
1,08
Европа
0,13
0,13
0,14
Бразилия
2,50
2,51
2,37
Аргентина
0,73
0,74
0,75
Колумбия
0,72
0,68
0,59
Латинская Америка – другие
0,43
0,44
0,42
Оман
0,80
0,79
0,75
Сирия
0,35
0,35
0,39
Йемен
0,28
0,26
0,31
Египет
0,84
0,62
0,65
Габон
0,24
0,24
0,21
Африка/Ближний Восток – другие
1,79
1,77
1,86
Всего
29,68
29,48
28,67
Прирост***
2,29
2,29
2,24
Итого
85,52
85,17
86,12
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник:DOE
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Число буровых установок для капитального
ремонта
Число буровых установок вращательного
бурения в мире в целом
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Источник: Cameron.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Страна, регион
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
Абу-Даби
Иран
Оман
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
Другие
Африка
Алжир
Египет
Ливия
Нигерия
Судан
Другие
Латинская Америка
Аргентина
Бразилия
Колумбия
Мексика
Венесуэла
Другие
Дальний Восток
Австралия
Китай, шельф
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Таиланд
Вьетнам
Другие
Всего
Ноябрь 2009 г.
Наземные Морские
277
25
4
3
2
0
3
0
13
224
8
54
48
54
24
8
28
109
28
38
15
3
21
4
281
56
32
28
99
45
21
160
7
0
65
46
0
3
18
5
0
16
1076
0
43
1
1
3
22
0
14
2
37
3
12
1
12
0
0
9
20
0
7
1
5
0
7
77
0
34
0
28
10
5
115
9
27
33
12
12
1
0
10
9
2
292
Октябрь 2009 г.
Наземные Морские
243
26
7
2
3
0
3
0
11
210
8
54
44
54
24
6
20
100
27
34
12
2
21
4
281
55
32
28
94
46
26
158
5
0
64
48
0
3
19
5
0
14
1018
1
40
0
1
2
17
0
16
4
36
3
12
0
12
0
0
9
23
0
10
2
4
0
7
69
0
28
0
26
11
4
108
12
21
32
12
11
1
0
10
7
2
277
Ноябрь 2008 г.
Наземные Морские
416
43
12
3
0
0
2
2
24
241
8
59
54
64
20
6
30
115
25
45
14
2
27
2
319
77
29
42
78
68
25
157
15
0
55
46
0
4
22
2
0
13
1291
2
52
0
1
2
21
1
23
4
35
3
9
0
12
0
0
11
22
0
10
1
2
0
9
77
1
30
0
29
12
5
116
13
22
27
15
16
2
0
11
6
4
304
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Ноябрь 2009 г.
Мексиканский залив Европа/Средиземное
В мире в целом
море
Мобильные Платформы Мобильные Платформы*Мобильные Платформы*
Всего буровых установок
117
2008 г.
122
Аренда по контракту
61
2008 г.
94
Коэффициент использования 51,8
буровых установок, %
2008 г.
76,5
57
53
21
32
36,8
108
101
92
100
85,2
107
107
105
104
96,1
747
704
568
627
76,2
299
296
243
256
81,3
60,4
98,8
97,2
89,1
86,5
Источник: Offshore Data Services, Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Скалистые горы
Центральный район
Юго-запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Источник: HIS Energy.
48
Число буровых установок вращательного бурения в США
Штат, регион
Алабама, всего
Наземные
Внутренние
Морские
Аляска, всего
Наземные
Морские
Арканзас
Калифорния, всего
Наземные
Морские
Колорадо
Флорида
Канзас
Кентукки
Луизиана, всего
Наземные – север
Внутренние воды – юг
Наземные – юг
Морские
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Невада
Нью-Мексико
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас, всего
Морские
Наземные
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие
Всего в США
Всего в мире
Декабрь 2009 г.
Ноябрь 2009 г.
Декабрь 2008 г.
10
13
10
7
13
9
62
11
10
10
7
13
11
62
7
20
14
12
9
10
72
Ноябрь
2009 г.
Октябрь
2009 г.
Ноябрь
2008 г.
4
4
0
0
8
7
1
40
24
23
1
38
0
20
11
170
113
13
12
32
0
6
6
1
2
48
3
56
8
80
62
0
1
436
3
0
22
16
31
28
64
48
15
37
79
22
29
42
19
21
39
9
37
1112
6
6
0
0
6
6
0
39
22
21
1
38
0
24
11
160
106
11
13
30
0
7
3
2
2
47
3
51
8
75
57
0
1
398
3
0
24
14
30
32
66
44
9
32
69
16
26
34
16
21
40
10
34
1047
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
900
7
1
27
33
65
92
169
127
28
67
126
29
45
84
44
26
77
10
87
1941
Разница, %,
Ноябрь 2009 г. Ноябрь 2008 г.
0,0
33,3
…
…
–27,3
–12,5
–66,7
–31,0
–45,5
–47,7
…
–69,1
…
…
10,0
–9,6
18,9
–38,1
–45,5
–36,0
…
–62,5
–14,3
…
–71,4
–39,2
–40,0
–37,1
–33,3
–57,4
121,4
…
–50,0
–51,6
–57,1
…
–18,5
–51,5
–52,3
–69,8
–62,1
–62,2
–46,4
–44,8
–37,3
–24,1
–35,6
–50,0
–56,8
–19,2
–49,4
–10,0
–57,5
–42,7
Источник: Baker Hughes Inc.
Примечание. Позиции Итого и Всего могут не совпадать в связи с округлением.
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Регионы
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Декабрь 2009 г.
73
12
45
31
70
35
35
62
363
Ноябрь 2009 г.
Декабрь 2008 г.
70
10
45
31
70
33
34
62
355
74
12
47
36
72
35
34
72
382
Источник: HIS Energy.
* Включая Китай.
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
В январе 2010 г. цены на сырую нефть опять возросли в результате аномально холодной зимы в Северном
полушарии и напряженной геополитической обстановки в ведущих нефтедобывающих странах. По равнению
с декабрем 2009 г. цены на нефть повысились на 10–
12 долл/брл.
Поставки сырой нефти в мире в целом в декабре 2009 г. также повысились на 270 тыс. брл/сут до
86,2 млн брл/сут. Повышение поставок было как со стороны стран, входящих в ОПЕК, так и со стороны стран,
не входящих в ОПЕК.
По прогнозам IEA производство биотоплив в странах, не входящих в ОПЕК, повысится на 0,2 млн брл/сут
благодаря увеличению поставок биотоплив из Бразилии,
Австралии, Колумбии, Индии и стран бывшего СССР.
Активность проведения геофизических исследований в мире в целом незначительно повысилась благодаря созданию дополнительных трех разведочных подразделений в Канаде.
Численность парка (США и международного) буровых
установок вращательного бурения увеличилась. В США этот
показатель увеличился на 6 %, в мире в целом – на 2,4 %
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Декабрь 2009 г.*
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кентукки
Луизиана
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью-Мексико
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Техас
Юта
Вайоминг
Другие***
Всего
48 нижних штатов
19,0
698,0
17,0
665,0
68,0
2,0
25,0
105,0
9,0
1514,0
17,0
65,0
78,0
6,0
165,0
231,0
17,0
185,0
1371,0
65,0
145,0
26,0
5493,0
4795,0
Средняя дневная добыча за месяц
Декабрь 2008 г.**
Разница, %
20,0
702,0
17,0
645,0
67,0
4,0
25,0
109,0
7,0
1159,0
19,0
63,0
83,0
7,0
155,0
202,0
15,0
178,0
1349,0
61,0
142,0
28,0
5057,0
4355,0
Страна, регион
Ноябрь 2009 г.*
–5,0
–0,6
0,0
3,1
1,5
–50,0
0,0
–3,7
28,6
30,6
–10,5
3,2
-6,0
–14,3
6,5
14,4
13,3
3,9
1,6
6,6
2,1
–7,1
8,6
10,1
20,0
771,0
16,0
662,0
64,0
2,0
25,0
106,0
9,0
1446,0
16,0
64,0
77,0
6,0
168,0
225,0
16,0
184,0
1360,0
63,0
143,0
26,0
5409,0
4698,0
* 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
Декабрь
2009 г.
Техас, Мексиканский залив
Арклатекс
Восточный регион США
Южная Луизиана
Центральная часть США
Западный Техас/Пермский басс.
Скалистые горы
Западное побережье Аляски
Всего в США
Канада
123
85
53
38
323
431
265
307
1625
485
Ноябрь
2009 г.
127
91
54
41
323
417
269
303
1625
478
Октябрь
2008 г.
Декабрь
2008 г.
127
91
58
43
313
413
274
294
1613
413
187
175
70
51
434
681
341
403
2342
595
Изменение, %
По месяцам По годам
–3,1
–6,6
–1,9
–7,3
0,0
3,4
–1,5
3,1
0,0
1,5
–34,2
–51,4
–24,3
–25,5
–25,6
–36,7
–22,3
–23,8
–30,6
–18,5
Источник: Cameron.
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
Источник:
The Gas Price Report
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Август 2008 г.
Август 2007 г.
8,48
3,98
2,09
2,52
2,16
0,56
0,80
1,66
2,13
1,71
1,36
0,50
2,39
4,52
34,86
7,48
3,48
3,32
1,66
2,56
0,79
0,55
0,08
19,92
12,77
3,73
0,74
0,81
1,01
1,11
0,13
2,22
0,75
0,54
0,43
0,70
0,42
0,34
0,65
0,23
1,85
28,43
2,17
85,38
Источник: International Energy Agency.
* Данные по Анголе должны быть включены в страны ОПЕК.
** Включая сырую нефть, конденсат, природный конденсат и нетрадиционные ресурсы.
*** За исключением стран бывшего СССР, Китая и европейских стран, не входящих в организацию экономи ческого содружества.
Примечание. Позиции Итого и Всего могут не совпадать в связи с округлением.
Цены на сырую нефть, долл/брл
12 месяцев
Действит. данные
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Декабрь 2009 г. Ноябрь 2009 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
7,99
8,01
8,90
Иран
3,72
3,70
3,90
Ирак
2,43
2,52
2,38
ОАЭ
2,28
2,27
2,59
Кувейт
2,03
2,00
2,31
Нейтральная зона
0,52
0,54
0,57
Катар
0,80
0,77
0,85
Ангола
1,85
1,90
1,85
Нигерия
2,01
1,98
1,95
Ливия
1,52
1,52
1,72
Алжир
1,25
1,24
1,37
Эквадор
0,46
0,46
0,50
Венесуэла
2,19
2,22
2,35
Природный газоконденсат и конденсат
5,17
5,17
4,66
Всего в ОПЕК
34,22
34,30
35,90
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
8,42
8,24
7,52
Мексика
2,93
2,92
3,16
Канада
3,02
3,12
3,22
Великобритания
1,39
1,40
1,56
Норвегия
2,41
2,21
2,46
Европа – другие
0,64
0,66
0,74
Австралия
0,57
0,57
0,55
Страны тихоокеанского бассейна
0,12
0,13
0,10
Всего
19,50
19,25
19,31
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
13,55
13,53
12,76
Китай
3,97
3,95
3,79
Малайзия
0,72
0,73
0,76
Индия
0,83
0,82
0,81
Индонезия
0,99
0,98
1,03
Азия – другие
1,08
1,06
1,08
Европа
0,13
0,13
0,14
Бразилия
2,50
2,50
2,37
Аргентина
0,73
0,73
0,75
Колумбия
0,70
0,72
0,59
Латинская Америка – другие
0,44
0,43
0,42
Оман
0,81
0,80
0,75
Сирия
0,35
0,35
0,39
Йемен
0,28
0,28
0,31
Египет
0,64
0,64
0,65
Габон
0,24
0,24
0,21
Африка/Ближний Восток – другие
1,79
1,79
1,86
Всего
29,75
29,68
28,67
Прирост***
2,29
2,29
2,24
Итого
85,76
85,52
86,12
№4 • апрель 2010
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник:DOE
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Число буровых установок для капитального
ремонта
Число буровых установок вращательного
бурения в мире в целом
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Источник: Cameron.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Страна, регион
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
Абу-Даби
Иран
Оман
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
Другие
Африка
Алжир
Египет
Ливия
Нигерия
Судан
Другие
Латинская Америка
Аргентина
Бразилия
Колумбия
Мексика
Венесуэла
Другие
Дальний Восток
Австралия
Китай, шельф
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Таиланд
Вьетнам
Другие
Всего
Декабрь 2009 г.
Наземные Морские
310
23
4
3
3
0
3
0
10
219
7
55
47
55
19
6
30
112
27
37
15
4
20
9
275
55
32
31
98
38
21
169
7
0
75
47
0
3
18
5
0
14
1108
2
44
1
1
2
22
0
14
4
37
3
14
1
12
0
0
8
22
0
12
1
4
0
5
73
0
34
0
24
11
4
115
10
29
29
11
13
2
0
10
8
3
293
Ноябрь 2009 г.
Наземные Морские
277
25
4
3
2
0
3
0
13
224
8
54
48
54
24
8
28
109
28
38
15
3
21
4
281
56
32
28
99
45
21
160
7
0
65
46
0
3
18
5
0
16
1076
0
43
1
1
3
22
0
14
2
37
3
12
1
12
0
0
9
20
0
7
1
5
0
7
77
0
34
0
28
10
5
115
9
27
33
12
12
1
0
10
9
2
292
Декабрь 2008 г.
Наземные Морские
359
39
10
4
0
0
1
4
20
235
9
59
52
64
15
6
30
124
27
49
14
3
27
4
311
70
29
42
83
66
21
153
15
0
55
46
0
1
21
2
0
13
1221
2
53
0
0
5
25
0
18
5
31
3
9
0
10
0
0
9
26
0
11
1
4
0
10
77
0
30
0
28
12
7
111
11
20
27
15
19
1
0
10
4
4
300
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Ноябрь 2009 г.
Всего буровых установок
2008 г.
Аренда по контракту
2008 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2008 г.
Мексиканский залив Европа/Средиземное
В мире в целом
море
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
118
124
64
95
54,0
54
54
22
32
40,7
106
102
90
100
84,9
107
107
104
104
97,2
748
707
564
624
75,4
298
296
239
252
80,2
76,9
59,3
98,0
97,2
88,2
85,1
Источник: Offshore Data Services, Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Скалистые горы
Центральный район
Юго-запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Источник: HIS Energy.
50
Январь 2010 г.
11
15
8
5
13
12
64
Число буровых установок вращательного бурения в США
Штат, регион
Алабама, всего
Наземные
Внутренние
Морские
Аляска, всего
Наземные
Морские
Арканзас
Калифорния, всего
Наземные
Морские
Колорадо
Флорида
Канзас
Кентукки
Луизиана, всего
Наземные – север
Внутренние воды – юг
Наземные – юг
Морские
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Невада
Нью-Мексико
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас, всего
Морские
Наземные
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие
Всего в США
Всего в мире
Декабрь 2009 г.
10
13
10
7
13
9
62
Январь 2009 г.
7
23
15
9
10
11
7
Ноябрь
2009 г.
Октябрь
2009 г.
Ноябрь
2008 г.
5
5
0
0
8
8
0
37
26
25
1
40
0
19
8
180
121
13
12
33
0
6
7
1
4
49
2
62
12
93
63
0
1
470
2
0
22
15
33
29
69
56
13
43
91
20
35
41
17
22
40
7
36
1179
4
4
0
0
8
7
1
40
34
23
1
38
0
20
11
170
113
13
12
32
0
6
6
1
2
48
3
56
8
80
62
0
1
436
3
0
22
16
31
28
64
48
15
37
79
22
29
42
19
21
39
9
37
1112
5
3
0
2
12
9
3
54
38
38
0
104
1
16
9
176
90
14
19
53
0
19
9
0
6
67
4
83
12
167
25
1
4
829
8
0
20
35
60
81
160
130
27
59
108
30
45
66
35
30
75
7
66
1788
Разница, %,
Ноябрь 2009 г. Ноябрь 2008 г.
0,0
66,7
…
…
–33,3
–11,1
…
–31,5
–31,6
–34,2
…
–61,5
…
18,8
–11,1
2,3
34,4
–7,1
–36,8
–37,7
…
–68,4
–22,2
…
–33,3
–26,9
–50,0
–25,3
…
–44,3
152,0
…
–75,0
–43,3
–75,0
…
10,0
–57,1
–45,0
–64,2
–56,9
–56,9
–51,9
–27,1
–15,7
–33,3
–22,2
–37,9
–51,4
–26,7
–46,7
…
–45,5
–34,1
Источник: Baker Hughes Inc.
Примечание. Позиции Итого и Всего могут не совпадать в связи с округлением.
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Регионы
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Январь 2010 г.
72
15
47
32
70
34
35
64
369
Декабрь 2009 г.
Январь 2009 г.
73
12
45
31
70
35
35
62
363
74
13
47
37
73
35
37
75
391
Источник: HIS Energy.
* Включая Китай.
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Vol. 88, No. 12–2009
D. Nordstron, T. Waters,
Swagelok Company, Solon, Ohio
FINE TUNE ACCURACY IN ANALYTIC MEASUREMENT— PART 2
S. K. Lahiri, K. C. Ghanta,
National Institute of Technology, Durgapur, India
A SUPPORT VECTOR CLASSIFICATION METHOD
FOR REGIME IDENTIFICATION OF SLURRY TRANSPORT
IN PIPELINES
S. Kozma,
exida Canada Ltd., Calgary, Alberta
SOFTWARE TOOLS ARE NEVER A SUBSTITUTE
FOR COMPETENCY
D. M. Woodruff,
Management Methods, Inc., Decatur, Alabama
WHAT ARE THE 10 SECRETS OF SUCCESSFUL LEADERS?
K. R. Tarbert,
Siemens Water Technologies, Houston, Texas
«GREEN UP» AIR AND WATER POLLUTANT CONTROL
A. G. Kern,
Tesoro Corp., Los Angeles, California
PRACTICAL PROCESS CONTROL SYSTEM METRICS
K. Samdani,
Infosys Consulting, Bangalore, India
SERVICE-ORIENTED ARCHITECTURE SIMPLIFIES
DATA SOURCE INTEGRATION
Y. A. Khalil,
Zakum Development Company, Abu Dhabi
H. Cheddie,
Cteris Consulting Inc., Ontario, Canada
AVOID CONFUSION WHEN PERFORMING SAFETY
INTEGRITY LEVELS
F. Rodriguez, E. Tova, M. Morales,
M. A. Portilla, L. Cañadas,
INERCO, Seville, Spain
J. L. Vizcaino,
CEPSA, Process Engineering, Huelva, Spain
IMPROVE EFFICIENCY OF FURNACES AND BOILERS
Publisher Bill Wageneck
EDITORIAL
Editor Les A. Kane
Senior Process Editor Stephany Romanow
Process Editor Tricia Crossey
Reliability/Equipment Editor Heinz P. Bloch
News Editor Billy Thinnes
European Editor Tim Lloyd Wright
Contributing Editor Loraine A. Huchler
Contributing Editor William M. Goble
Contributing Editor Y. Zak Friedman
Contributing Editor ARC Advisory Group (various)
MAGAZINE PRODUCTION
Director—Editorial Production Sheryl Stone
Manager— Editorial Production Chris Valdez
Artist/Illustrator David Weeks
Manager—Advertising Production Cheryl Willis
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director—Circulation Suzanne McGehee
E-mail: circulation@gulfpub.com
SUBSCRIPTIONS
Subscription price
(includes both print and digital versions):
United States and Canada, one year $140,
two years $230, three years $315.
Outside USA and Canada, one year $195,
two years $340, three
years $460, digital format one year $140.
Airmail rate outside North
America $175 additional a year.
Single copies $25, prepaid.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
В ЦЕЛЯХ СНИЖЕНИЯ НЕОБХОДИМОСТИ НАЛОГОПЛАТЕЛЬЩИКОВ США ФИНАНСИРОВАТЬ ОЧИСТКУ
проблематичных мест загрязнения среды, Управление
по охране окружающей среды (Environmental Protection
Agency – EPA) определило дополнительные промышленные сектора, для которых будут разработаны требования обязательного финансового страхования. Эти
сектора включают химическую и нефтяную промышленность с нефтеперерабатывающими заводами.
Требования финансового страхования основаны
на том, что собственники и операторы оборудования
могут оплачивать реализацию очистки окружающей
среды и тем самым помогут уменьшить число мест, которые необходимо «привести в порядок» с помощью
федеральных налогоплательщиков через программу
Superfund (сверхфонд). Согласно EPA, собственники и операторы выбирают промышленный объект из
информационных источников, включая опубликованные Superfund National Priorities List, National Biennial
Report или Toxics Release Inventory.
ПОСТАВКИ НЕФТИ В США В ДЕКАБРЕ 2009 г.
УВЕЛИЧИЛИСЬ НА 0,6 % от поставок в 2008 г., согласно последним информационным материалам API. Это
отражает улучшение экономики и возможность стабильных повышенных поставок в более холодную погоду. Поставки в декабре, которые составили в среднем 19,3 млн брл/сут, опережают снабжение нефти в
четвертом квартале (19 млн брл/сут в среднем и за весь
год 18,7 млн брл/сут в среднем). Снабжение бензином
имеет сходную картину: поставки его в декабре 2009 г.
(в среднем 9,1 млн брл/сут) возросли на 2,3 % по сравнению с 2008 г. Снабжение бензином увеличилось на 1,1 %
по сравнению с четвертым кварталом и на 0,3 % поставок всем 2009 г.
«Ясно, что потребности в нефти отражают восстановление экономики», – сказал главный экономист
API John Felmy. «Мы видим показатели потребностей
декабря более благоприятными, чем показатели потребностей четвертого квартала и всего года. Однако
данные также указывают на то, что восстановление
экономики имеет еще некоторую дистанцию, когда
это касается ультранизкосернистого дизельного топлива», – добавил он. М-р Felmy объяснил, что поставки ультранизкосернистого дизельного топлива снизились на 11 % в декабре 2009 г. в сравнении с декабрем
2008 г.
Объем импорта сырой нефти и нефтепродуктов
отстает от показателей предыдущих лет. Импорт в декабре составил 10,7 млн брл/сут., ниже на 15 % уровня
предыдущих лет; уровень импорта четвертого квартала
равен 10,9 млн брл/сут., ниже 15,4 %; импорт полного 2009 г. составил 11,7 млн брл/сут., ниже на 9,2 % в
сравнении с прошлыми годами. Переработка сырой
нефти возросла на 7 % по сравнению с предыдущим
годом и составила 5,3 млн брл/сут.
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАВОДОВ
ЗА СЧЕТ НОВЫХ МЕТОДОВ
Заводы могут получать миллионы долларов прибыли за счет применения новых методов, разработанных
в университете Purdue, заключающихся в перегруппировке последовательности дистилляции, необходимой для получения нефтепродуктов из сырой нефти.
Согласно сообщению R. Agraval и профессора Purdue,
исследователи демонстрируют свои методы на нефтеперерабатывающих установках, которые разделяют сырье
в 70 новых последовательностях, что позволит улучшить
энергетическую эффективность от 6 до 48 %.
«Это очень важно, поскольку повышение эффективности до 10 % на нефтеперерабатывающем заводе производительностью 250 тыс. брл/сут даст экономию свыше 12 млн долл/год при стоимости нефти 70 долл/брл,
– сказал д-р Agraval, – и это только один завод. Для нефтеперерабатывающей промышленности США это огромная потенциальная экономия».
Химические установки расходуют от 50 до 70 % энергии на «сепарацию», которая обычно включает определенные этапы дистилляции для разделения сырья на
различные продукты. В данном случае, чтобы разделить
сырую нефть на пять отдельных компонентов (нафта,
керосин, дизельное топливо, газойль и тяжелые остатки), необходимы четыре дистилляционные колонны.
Дистилляция является наиболее энергетически эффективным процессом, зависящим от порядка, по которому колонна работает в процессе. Исследователи
создали алгоритм, который определяет все возможные
последовательности и затем устанавливает вариант,
при котором требуется наименьшее количество тепла и
энергии. Исследователи использовали новые методы для
определения 6000 возможных последовательностей для
четырех колонн, применяемых в дистилляции нефти.
Purdue получил патент на применение нового метода
определения последовательностей дистилляции сырья.
ФАКТОРЫ ВЛИЯНИЯ
B. Thinnes, редактор отдела «Новости» НР
Берлин стал местом для закрытого собрания профессионалов в области HPI, для которых это – возможность обсудить текущие экономические и нормативные вопросы, встающие перед промышленностью. В середине ноября собрание европейской
52
перерабатывающей промышленности сфокусировало свое внимание на фактах, статистике, новых технологиях, и использовании таких данных и идей для
оценки проблем и нахождения решений. Тщательно
анализируя все дискуссии и выпуски журналов,
Hydrocarbon Processing рад предоставить Вам некоторые ключевые аспекты конференции.
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НЕГАТИВНОЕ ВЛИЯНИЕ НОВОГО
НОРМАТИВНО-ПРАВОВОГО ДАВЛЕНИЯ
Перерабатывающая промышленность ЕС столкнулась с проблемами, такими как состояние рынка,
нормативно-правовое давление и биогенное топливо, – все это негативно сказывается на перерабатывающей промышленности Европы. Martin Suenson, ответственное должностное лицо Европейской ассоциации нефтяной промышленности EUROPIA приехал
на конференцию ERTC, чтобы обсудить взаимосвязь
этих проблем.
Общее сообщение. Г-н Suenson сказал, что европейская перерабатывающая промышленность – это
ключевой сектор в структуре ЕС, столкнувшийся с
большими проблемами. Они включают в себя поставки,
неравномерное распределение спроса, слабый спрос,
ожидаемая низкая маржа и конкуренция с другими регионами. К тому же законодательство в области охраны
окружающей среды могло стать негативным фактором
при решении для этих проблем и разработки нормативно-правового регулирования для ЕС.
«Европа стоит перед лицом главной проблемы: поставки/неравномерного распределения спроса, поскольку она импортирует 27 млн т средних дистиллятов
из России и экспортирует 31 млн т газа в США, – сказал г-н Suenson. – Давайте не будем забывать, что переработка – это важная часть цепочки поставок для
удовлетворения спроса потребителей ЕС».
Спрос снижается. Европа оказалась в значительной мере под влиянием снижающегося спроса в 2009
и 2010 гг. Даже к 2015 г. не ожидается, что рост спроса
догонит расширение производственных мощностей.
Г-н Suenson считает, что в 2010 г. ожидается самый
низкий уровень падения спроса и сокращения числа
проектов, по которым положение дел не изменится
вплоть до 2015 г.
Одним словом, нормы коэффициента использования мощностей нефтеперерабатывающего завода
снизились и по прогнозам не возвратятся в исходное
положение в ближайшее время. Г-н Suenson сказал,
что консалтинговая компания Wood Mackenzie про-
гнозирует безубыточность маржи с коэффициентом
использования ниже уровней 2007 г. и любая рационализация производственных мощностей будет недостаточна для уравновешивания растущего избытка
горючего.
Делая краткие выводы по ситуации на рынке, г-н
Suenson заметил, что существует несоответствие между остатком продукта и падающим спросом, коэффициентом использования и маржой. Он также отметил,
что биогенное топливо снизит спрос на нефтепродукт
в дальнейшем, с учетом всех этих факторов ставя во
главу угла экономичность.
Нормативно-правовые вопросы. При рассмотрении этой темы обратимся к следующим нормативам и
организациям: Закону о среднем расходе топлива автомобилями, выпускаемыми корпорацией (Corporate
Average Fuel Economy – CAFЕ), Стандартам по верхним пределам выбросов (National Emission Ceilings –
NEC), Межправительственной группе экспертов по
изменению климата (Intergovernmental Panel on Climate
Change – IPCC), Закону о выбросах в атмосферу и их
учете (Pollutant Release and Transfer Registers – PRTRs),
Директивам о крупных сжигательных установках
(Large Combustion Plants Directive – LCP) и Директивам
о качестве топлива (Fuels Quality Directive – FCD).
«Мир, в котором мы живем, с точки зрения нормативно-правового регулирования, очень, очень сложный», – сказал г-н Suenson.
Третья стадия системы коммерческих обменов, торговли разрешениями на выбросы (Emissions Trading
System – ETS) ЕС начнется в 2013 г. и будет иметь огромное влияние на перерабатывающую промышленность ЕС. Перерабатывающая промышленность была
определена как энергоемкая отрасль (Energy Intensive
Industry – EII) и отнесена к категории «подверженной
значительному риску выбросов углерода».
ETS ЕС создаст конкурентный вызов для перерабатывающих заводов ЕС без сходных (подобных) ограничений где-либо в мире», – сказал г-н Suenson.
Он завершил свои наблюдения, сделав следующий вывод: чтобы успешно выполнять замыслы ЕС
Рис. 1. Alois Virag, компания OMV, M. Suenson, Европейская
ассоциация нефтяной промышленности EUROPIA, и Ch. Cameron,
компания BP, готовятся обратиться к делегатам ежегодной
конференции ERTC в Берлине
Рис. 2. На технических семинарах, которые проходят в течение
всего дня, посетители слушают с неподдельным вниманием
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Рис. 3. Andrea Amoroso, нефтяная и газовая компания ENI, Olivier
Raevel, нефтетрейдинговая компания Koch Supply&Trading,
Roberto Ulivieri, консалтинговая компания Purvin&Gertz, и Koenraad
Herrebout, французская нефтегазовая компания Total, отвечают
на вопросы аудитории во время экспертной дискуссии
Рис. 5. Hans Keuken, HE Blends BD отделение компании Process
Design Center, и Anders Roj, компания Volvo, во время представления
членов рабочей группы на ERTC ежегодной конференции
по борьбе с загрязнениями и все еще оставаться конкурентной для перерабатывающей промышленности
требуется применение политики в области охраны окружающей среды, которая заключается в следующем:
применение долгосрочной экономически эффективной предсказуемой законодательной базы, признание
и уменьшение конкурентного воздействия одностороннего законодательства.
Нестабильность не показывает никаких признаков замедления. Цены на нефть часто изменялись, с
тех пор как West Texas Intermediate (WTI) достигла
высшей точки 147 долл/брл летом 2008 г. и затем стремительно упала до 37 долл/брл, что уже было ранее в
этом году. Несмотря на то, что цены на нефть восстановились сразу же после резкого спада, нефтепереработчики все еще существуют в условиях очень непостоянного рынка. Trevol Morgan из Международного
агентства по энергетике (International Energy Agency
– IEA) рассмотрел и проработал дальнейшую перспективу, чтобы найти ответ на вопрос и дать совет о
54
Рис. 4. T. Morgan, экономист Международного агентства по
энергетике, совещается с Simo Honkanen, нефтяная компания
Neste Oil, до представления своего основного сообщения
том, как определить перспективы HPI. Его замечания
были результатом изучения статистики и информации, содержащейся в недавно опубликованном IEA
World Energy Outlook.
Существует тесная взаимосвязь между рынками
нефти и финансовыми рынками в последние месяцы, по мнению г-на Morgan. Для акцентирования
внимания на этом аспекте он продемонстрировал
динамику цен WTI и оценку S&P500 в США, фактически отображающих друг друга с января 2008 г. по
июль 2009 г. Г-н Morgan подчеркнул сильную корреляцию между долларом США и ценами на нефть в
тот же самый период времени.
Мировое потребление топлива упало, по мнению г-на Morgan, с мировым спросом на нефтепродукты, в настоящее время прогнозируемым в
среднем 84,6 млн брл в 2009 г., что ниже 86,3 млн
брл в 2008 г. В то время как ОПЕК берет основную
тяжесть от последствий слабого спроса, данные обстоятельства показывают некоторые признаки изменений к лучшему. В сентябре выработка объема
продукции выросла со 120 000 брл до общего количества в 28,93 млн брл.
Единственным наиболее важным решающим
фактором для краткосрочной рыночной перспективы является модель и темп восстановления экономики, отметил г-н Morgan. В настоящий момент
Международный валютный фонд (International
Monetary Fund – IMF) ожидает довольно быстрое
возвращение к обоснованному динамичному росту. Если это так, должен быть рассмотрен вопрос:
действительно ли спрос на нефть навсегда упал или
это просто временная тенденция?
Перспектива для спроса до 2014 г. После значительного падения спроса в 2009 г. IEA ожидает
стабильное восстановление экономики до 2014 г.,
с приростом, исходящим от стран, не входящих в
ОЭСР (30 % от одного только Китая), в основном от
транспортного сектора. Г-н Morgan прогнозирует
увеличение спроса с 1,5 до 1,6 % на протяжении всего периода. Однако если восстановление экономики
окажется хуже прогнозируемого, спрос вполне может быть на 4,1 млн брл ниже в 2014 г. в противоположность оптимистичному мнению IEA.
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Нефтепереработка. Г-н Morgan сказал, что 7,6 млн
брл нефтеперерабатывающих мощностей все еще
ожидается ввести в эксплуатацию в 2009–2014 гг.,
приблизительно с 6,5 млн брл модернизированных
производственных мощностей. Что касается использования нефтеперерабатывающих мощностей, по его
мнению «что-то должно случиться». Излишек резервных производственных мощностей и недостаточное
их использование означает, что коммерчески уязвимые нефтедобывающие компании в США, Европе и
Японии смогут выдержать сильный удар их сокращения.
Долгосрочная перспектива спроса на нефть.
Составление планов до 2030 г. позволяет г-ну Morgan
видеть наибольший рост спроса в развивающихся
странах Азии и Ближнего Востока, с падением спроса
в странах ОЭСР. Однако по мере того, как поставки
нефти и газа продолжаются, число производственных
мощностей может уменьшиться в результате сокращения действующих месторождений. В результате те
области, в которых суммарная добыча максимальна
на данный момент, ее сокращение будет интенсифицироваться с 6,7 % в 2007 г. до 8,6% в 2030 г. Это произойдет из-за ожидаемого смещения производства в
небольшие районы, что усилит скорость падения добычи (темпы истощения месторождения).
Пик добычи нефти. «Насколько обозрим пик добычи нефти? Запасы нефти, безусловно, в конце концов, закончатся, поскольку это истощаемый ресурс,
но не сейчас», – сказал г-н Morgan. Его исследование
показывает, что доказанных запасов нефти хватит
примерно на 40 лет добычи (в современных объемах).
Однако следует отметить, что половина извлекаемых
традиционных запасов углеводородов будет исчерпана к 2030 г. Г-н Morgan также отметил, что факторы
спроса так же важны для выбора периода пика добычи
нефти; определение цен, в конечном счете, уравновесит поставку и спрос. Затраты на прирост добычи –
это показатель того, как сектора разведки и добычи
(exploration and production sector – E&P) передвигаются к пограничным областям, и это позволяет предположить повышение цен на нефть до 115 долл/брл.
Успешная тактика в текущей конъюнктуре рынка. Глобальный экономический спад наступил внезапно, и имел очень тяжелые последствия. К концу
2009 г. (и два последующих года) в мире будет наблюдаться снижение спроса на нефть. Впервые такие события произошли в 1980 гг. Принимая во внимание
данную ситуацию, ведущий аналитик, консалтинговой компании Purvin&Gertz, Roberto Ulivieri поделился своим видением того, как нефтепереработчики
смогут продержаться и поддержать рентабельность
предприятий.
ОПЕК сократила добычу нефти более чем на 3 млн
брл чтобы удержать цены на «черное золото», – сказал г-н Ulivieri. Сокращение добычи ОПЕК имеет тенденцию к устранению необработанной нефти с рынка. Эти сокращения играли ключевую роль в уменьшении разницы легкой/тяжелой нефти. Согласно
мнению г-на Ulivieri, ОПЕК должен будет остановить
добычу нефти некоторыми предприятиями, пока
предложения не превысят спрос.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Существует очень четкая разница между сегодняшним экономическим спадом и спадом 1980-х
гг., отметил г-н Ulivieri. В 1980-х гг. спрос на рынке
нефтепродуктов упал, но это главным образом был
спрос на тяжелое углеводородное сырье. Важное различие состоит в том, что сегодняшний спад – это спад
на рынке легкого углеводородного сырья.
Г-н Ulivieri отметил, что медленный рост рынка нефтепродуктов характерен скорее для Европы, чем для
Северной Америки. Этот спад подавил рост потребностей в Северной Америке и, как следствие, предсказывается, что падение спроса продолжится вплоть
до 2015 г. Более того, динамика падения на рынке потребления газа, может увеличиться после 2015 г., со
стагнацией или уменьшающимся спросом на дизельное топливо для пассажирского транспорта и отсутствием расширения рынка в транспортном секторе.
Для Европейских нефтепереработчиков это
означает изменение моделей ведения бизнеса.
Исторически сложилось так, что США были особенным рынком с точки зрения избытка товаров, однако развитие производства этанола и пик его потребления, снизят возможность экспорта бензина
в США. Г-н Ulivieri заявил, что он уверен, что пик
спроса на бензин, имевший место за последние два
года, уже пройден.
К четырем факторам, уменьшающим разницу
между легкой и тяжелой нефтью, и способствующим
изменению маржи относятся снизившиеся поставки
тяжелой сырой нефти, пониженный спрос в основном для легкого углеводородного сырья, при незначительных уровнях использования, предельные мощности более сложные, и большая длительность проектов в последующие несколько лет.
Г-н Ulivieri отметил, что скорость восстановления
прибыли на предприятиях, вероятно, будет связана
с общим восстановлением экономики. В конечном
итоге, рентабельность предприятий вернется на прежний уровень, запланированные коэффициенты
использования мощности НПЗ находятся на данный
момент на уровнях, которые сдерживают некоторую
модернизацию. Г-н Ulivieri прогнозирует, что для восстановления приемлемых показателей деятельности
предприятий и их рентабельности, некоторые предприятия в Европе будут закрыты.
Обобщая свои наблюдения, г-н Ulivieri заявил, что
нефтепереработка сделала поворот обратно к основам условий ведения бизнеса. Заводские операторы
оказываются перед необходимостью пересмотреть
свои взгляды на то, что именно делает нефтеперерабатывающий завод конкурентоспособным. В современной экономической ситуации, эффективно
работающий НПЗ выбирает свою сырье, грамотно
используя оптимизацию, эффективность и контроль
над уровнем затрат. Эффективная работа на всех
уровнях предприятия и грамотные инвестиционные
стратегии, наряду с человеческими ресурсами, привносят выгоду на этот рынок.
«Компактные» технологии помогут добиться
большей эффективности. Charles Cameron, начальник отдела аналитики и технологии для нефтепереработки и маркетинга, компании BP, твердо уверен, что
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
«компактные» технологии помогут добиться большей
эффективности.
«Я нахожусь сегодня здесь для того, чтобы помочь
вам выйти из этого затянувшегося кризиса», – заявил
г-н Cameron, всем делегатам съезда ERTC. Компания
BP верит, что мы нуждаемся в новых технологиях
более чем когда-либо – мы находимся в отрасли товаров широкого потребления, но чтобы произвести
этот товар, мы нуждаемся в огромном количестве новых технологий. В промышленность должны продолжаться инвестиции, но вкладывать капитал нужно
грамотно, а именно в новые технологии.
Г-н Cameron продолжил дальнейшее обсуждение
некоторых неутешительных цифр, из отчета компании BP за третий квартал 2009 г. Он обратился к данным, показывающим значительное снижение показателя маржи переработки за один год, от 7 долл/брл
в третьем квартале 2008 г. до 4 долл/брл в третьем
квартале 2009 г. Как отметил г-н Cameron, очевидным
является тот факт, что большинство Американских
и Европейских операторов (нефтепереработчиков)
работают с минимальной маржой. Маржинальные
условия чрезвычайно неудовлетворительные, материально-производственные запасы чрезвычайно высоки. Пройдет несколько месяцев, прежде чем положение вещей улучшится.
Г-н Cameron говорил о капитальных вложениях (CAPEX) компании BP, отмечая, что увеличение
издержек произошло из-за проекта модернизации
нефтеперерабатывающего завода в г. Уайтинге (шт.
Индиана, США). Эти капитальные затраты будут продолжаться пока модернизированный завод не будет
введен в эксплуатацию в 2012 г. Этот НПЗ, один из
старейших в мире, был построен в 1890 г.
Решение модернизировать этот старый промышленный комплекс, не было лишено смысла, в виду его
удачного расположения, для переработки сверхтяжелой сырой канадской нефти. Компания BP позиционирует этот проект, чтобы обрабатывать преимущественно исходные нефтепродукты и планирует расширение своего производства для обработки легкого/
тяжелого углеводородного сырья. Выйдя на проектную мощность, этот промышленный комплекс будет
перерабатывать более 340 000 брл/сут сырой тяжелой
нефти.
В странах членах Организации экономического
сотрудничества и развития (OECD), г-н Cameron видит слабый или снижающийся спрос на главные продукты нефтепереработки, по сравнению с динамичным ростом рынка в странах Азии, (свои утверждения г-н Cameron основывал на данных IEA). При этом
может наблюдаться небольшой рост потребления
дизельного топлива вплоть до 2020 г., в особенности
в Европейских странах, однако потом будет резкое
снижение конъюнктуры рынка, добавил г-н Cameron.
В настоящее время, компания BP является сторонником проектов с маломасштабной программой
капиталовложений, и с самыми передовыми и современными технологиями. Например, использование
беспроводной контрольно-измерительной аппаратуры и методов контроля над системой автоматического регулирования отдельного контура, требует незна56
Рис. 6. Martin Turk, компания Invensys, обсуждение виртуальной
реальности имитационного моделирования завода на
техническом семинаре
чительных первоначальных финансовых инвестиций, и затем эти технологии неоднократно окупятся.
Применяя такую технологию, можно с точностью
предсказать, когда потребуется ремонт или замена
оборудования. Начиная с 2006 г., специалисты компании BP работают над программами аналитического
прогнозирования, используя системы беспроводного
персонального видеонаблюдения. Компания ввела в
эксплуатацию около 1000 беспроводных приборов в
девяти своих нефтеперерабатывающих комплексах.
Г-н Cameron считает, что это поможет сэкономить от
3000 до 6500 тыс. долл. за каждое используемое устройство. Компания BP также использует аналитическое прогнозирование для определения отклонений
от работы обычного оборудования, как например,
исследуется разница в температурах; вибрационных
колебаниях, что помогает предотвратить поломку
оборудования до того, как это случится.
Рис. 7. Офис компании DV Clean Technologies принимает
гостей
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НАДЕЖНОСТЬ
H. Bloch, научный редактор НР по надежности оборудования
КАК УСТАНОВКА НАСОСА ДОЛЖНА ОТЛИЧАТЬСЯ
ОТ СПОСОБА ЕГО монтажа
В основном предприятия-изготовители насосов обращаются с просьбой обеспечить поставку насосов в
«комплекте» или упаковать, включая насос, привод и
опорную плиту (рис. 8). Удостоверившись в правильном
расположении вала, чтобы установить муфты, специально подобранные для вала с отклонением в пределах
возможного 0,020" (0,5 мм), «подсверливают» отверстия
от насоса и привода к опорной плите. Затем поставщик
насоса и опорной плиты подготавливает болты под отверстия, которые имеют диаметр 0,6" (1,5 мм), менее
чем диаметры подготовленных отверстий в насосе и
приводе. Подготовленные болты вставляют в отверстия
насосного агрегата, и законченный комплект считают
готовым для погрузки назначенному потребителю.
Наблюдения за принятым упаковыванием собранных агрегатов для отгрузки на протяжении нескольких
последних десятилетий приводят к ошибочным предположениям, что заполненные упаковки могут быть
просто подняты подъемным механизмом и размещены
на подходящем основании. Однако делать так, является не лучшей практикой; фактически, как насос отгружен, имеет небольшое значение, по сравнению с тем,
каким образом его лучше установить на соответствующую площадку [1]. Устаревшие компании-изготовители комплексного оборудования (original equipment
manufacturer – OEM) обслуживает персонал, знающий
об этих проблемах, но опытные «старики», занятые в
системе погрузки агрегатов, больше так не работают.
Так почему же мы должны заново исследовать, читать и
надеяться, что возможные ошибочные направления мы
станем применять пересмотренными и с внесенными
поправками?
И, наоборот, с пониманием многих сегодняшних
производителей насосов и обслуживающего персонала компании с наилучшей практикой (best-practices
companies – BPC) не будут устанавливать оборудование в собранном «комплекте». Для обеспечения полной сборки опорную плиту помещают на фундамент,
в котором прикрепленные болты или анкерные болты
(рис. 9) были заключены в кожух, когда заливают фундамент
бетоном с дополнительными
прикладываемыми усилиями [2].
Выравнивание
болтов осуществляется затем путем оптического
Рис. 8. Опорное основание, установленное лазера и высокон а н е ф т ех и м и ч е с к о й у с т а н о в к е ,
смонтировано для насоса API-610 точного нивели(источник: Lubrication Systems Company, ра, чтобы приХьюстон, Техас)
вести опорное
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Рис. 9. Стальное опорное основание с анкерным болтом слева
и выровненным болтом справа. Заклинивание показано между
выровненным болтом и фундаментом [1]
основание и фундамент в нужное положение, сторона к стороне, конец к концу, совпадение диагонали с
точностью до 0,002 дюйма/фут (~0,15 мм/м) или точнее.
Гайки на анкерных болтах закрепляются и свободное
пространство внутри основания так же, как пространство между опорным основанием и фундаментом, заливают эпоксидной смолой.
После того, как эпоксидная смола затвердевает, насос и привод центрируют по критерию, который соответствует наилучшей практике – профессиональное
мастерство и четкое выполнение нормативов по надежности на современных установках [1, 2].
Когда осуществлена центровка, устанавливают циферблатный индикатор круглой шкалой на мягкую основу и трубы; чувствительность к трубопроводной системе регулируют. Некоторые циферблатные индикаторы при колебаниях, вызванных их установкой на трубы, выше 0,002", требуют проведения корректирования.
Насосы не следует ставить на опоры в виде труб.
Следует отметить, что пользователи высокого класса предпочитают заливать систему эпоксидной смолой. При покупке комплекта насоса можно исключить
опорное основание, залитое эпоксидной смолой. Оно
представляет монолитный блок, применение которого
не дает кручения и расцентровки [1].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Bloch, H. P. and A. R. Budris, Pump User’s Handbook: Life Extension,
2nd edition (Fairmont Press, ISBN 0-88173-517-5).
2. Bloch, H. P. and F. K. Geitner, Major Process Equipment
Maintenance and Repair, 2nd edition (Gulf Publishing Company, ISBN
0-88415-663-X).
Heinz P. Bloch (Х. П. Блох), редактор журнала
Hydrocarbon Processing по надежности оборудования и член Совета ASME. Инженер-практик, занимающийся исследованиями в области надежности
около 50 лет. В настоящее время м-р Блох консультирует специалистов по вопросам снижения затрат
на обслуживание технологических установок и
повышения качества их ремонта. Учебники м-ра
Блоха по надежности оборудования (16 и 17-й выпуски) были опубликованы в 2006 и 2009 гг. Связаться с г-ном Блохом можно по адресу: HB@HydrocarbonProcessing.com.
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НОВОСТИ ИЗ ЕВРОПЫ
T. L. Wright, редактор европейского отдела НР
ПРОГНОЗ ДЛЯ ЕВРОПЫ: БАНКИРЫ СТАНОВЯТСЯ
БОГАЧЕ, В ТО ВРЕМЯ КАК НЕФТЕПЕРЕРАБОТЧИКИ
ПОСТЕПЕННО ИСЧЕЗАЮТ
Возможно, это была именно банковская система, которая подготовила почву для современного
глобального экономического спада. Но именно
нефтеперерабатывающие заводы Европы прекратят свою деятельность, и не будет никакой
помощи от правительства, которое якобы поджидает удобного случая. Насколько это плохо?
Возможно для одного из пяти нефтепереработчиков, участвовавших в Европейской Конференции
по Технологиям Переработки в Берлине, поиск
оптимизации деятельности предприятий сменился вопросом, как мы (перерабатывающая промышленность) будем выживать в эти неспокойные времена.
Работа без прибыли. Маржа переработки
для Европейского банка составила чуть больше
4 долл/брл, не только наводя на мысль о том, что
золотой век переработки канул в прошлое, но и
о том, что многие площадки работают без прибыли. Их объем реализованной нефти невелик, в
то время как торговцы прочно сидят на запасах
нефтепродуктов. В октябре 2009 г., компания Oil
Price Information Service подсчитала, что примерно 60–75 млн брл дизельного и реактивного топлива хранилось на бортовых суднах.
Ранее в этом году, казалось отчаянным то, что
торговцы начали нанимать недавно построенные
судна Very Large Crude Carriers (VLCC) для хранения топлива в европейских водах. Но в октябре
компания Shell почистила использованные танкеры большой грузоподъемности для этой же цели.
Компания Vitol, торговец с большим пакетом акций на рынке хранения нефти, по имеющимся
данным, отремонтировал Ultra Large Crude Carrier
(супертанкер водоизмещением свыше 400 000 т)
для хранения сырой нефти. Небольшой VLCC
имеет вместимость около 2 млн брл. Может приспособление Vitol нужно для хранения сырой нефти? Зачем? Мы не знаем. Однако очень большое
количество нефти и продуктов нефтепереработки находится на хранении.
Где прибыль? Хранение сырой нефти и продуктов нефтепереработки может быть выгодным
делом для торговцев, которые превратили рынок
в игру с высокими ставками. Другими словами
цены будущей поставки будут выше, чем сегодняшние цены, устанавливаемые на рынке наличного товара.
Торговцы покупают товар по спотовым ценам,
ниже рыночной стоимости из-за больших объемов запасов, а затем продают по форвардной
кривой. За счет хранения цены на некоторых законтрактованных танкерах большой грузоподъемности колеблются в пределах 4,50 долл/т в ме58
сяц, некоторая часть чистой прибыли была получена компаниями, использующими фьючерский рынок, чтобы зафиксировать форвардные продажи
по ценам выше спотовых цен в пределах 14 долл/т
в месяц.
И в это вовлечены не только самостоятельные
торговцы. Некоторые нефтяные компании имеют
отдельные предприятия, принадлежащие главной
корпорации, для создания своеобразных «контанговых компаний». Эти бизнес-группы на изменчивом рынке нефти могут браться за активные
операции, ставящие под риск капитал банка, без
риска для всей корпорации.
Разновидности жадности. И давайте не будем
забывать о банкирах. Банки раздувают штат в соответствии с доходами от кредитования рынка,
который уменьшает маржу нефтепереработчиков.
В этом участвуют такие компании как Morgan
Stanley и JP Morgan, которые имеют намерения
кредитовать рынок хранения запасов на плаву.
Это увеличение штата на рынке США уже было
характерной особенностью Северо-Западного европейского рынка более года назад.
Фактически поддержанный налогоплательщиками и почти с бесплатным кредитом от центральных банков, банк нефтеторговцев находится в
привилегированном положении для взаимодействия с рынком нефти. Так как цены на нефть и
топливо коммунально-бытового назначения поднимаются, стоимость финансирования позиции
становится более значительной. Если вы можете
уменьшить риск и получить доступ к выгодному
кредиту, тогда игра на этом рынке нефти становится похожей на получение легко нажитых денег. Но это не так легко выполнить в европейской
перерабатывающей промышленности.
Жертвы этой игры. По мнению нефтедобывающей торговой компании со значительным
стажем «однажды начав играть, вам потребуется
долгий срок, чтобы выйти из игры. Поскольку излишек денег за продукт оказывает эффект притупления на текущие цены, и это скорее является
автоматическим подкреплением». Производство
должно доработать почти до остановки так, чтобы принять значительные запасы в соответствии
с требуемой производительностью системы.
Это перемена в конъюнктуре рынка имеет большое значение. На недавней нефтяной экономической встрече аналитическая компания JBC Energy
объявила участникам, что 2,8 млн брл/сут нефтеперерабатывающих мощностей необходимо закрыть к 2020 г. В преддверии нового Золотого века
переработки нефти (2004–2007 гг.) аналитики
часто говорили о геополитических опасениях премии (страховой премии) в нефти. Какие-то опасения вскоре подтвердились и вынудили рынок к
переходу от цены к спотовым ценам. Теперь они
говорят, что это премия надежды. Восстановление
не за горами. Но поскольку мир продвигается за
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
пределы пикового потребления, установленного
Организацией по экономическому сотрудничеству и развитию (ОЭСР) в 2005 г., проблема заключается в том, что «надежда» Европы могла вполне
может оказаться перспективой для Востока.
«Когда восстановление происходит во время
роста спроса», – говорит David Martin, специалист
Международного энергетического агентства (МЭА)
«это будет в Китае, Индии и на Ближнем Востоке,
где они все строят новые производственные мощности. Таким образом, спад в Европе вряд ли будет
кратковременным». Каков же будет совет для не-
фтепереработчиков? «Условия получения прибыли
будут суровыми. Постарайтесь пересидеть этот период».
Tim Lloyd Wright (Т. Л. Райт), редактор журнала
Hydrocarbon Processing, с 1997 г. принимает участие в конференциях Европейской перерабатывающей отрасли как председатель и обозреватель. До
этого работал журналистом и репортером для UK
broadsheet press и Британской вещательной корпорации.
СТРАТЕГИИ ИНТЕГРАЦИИ
R. Rio, внештатный редактор НР
ЛАЗЕРНОЕ СКАНИРОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И
ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ
Имеет ли ваш завод современную модель
CAD? (система автоматизированного проектирования). Может быть, вы имеете даже электронную модель? Модели «как построено» («as-built»)
предоставляют информацию, требуемую как для
модернизации промышленного предприятия, так
и для управления службой ремонта и технического обслуживания. Для создания этих моделей, вы
должны начать с трехмерного лазерного сканирования (3DLS) существующего комплекса (рис. 10).
Модели могут помочь снизить расходы на модернизацию установки, инженеры по текущему ремонту используют программное обеспечение для
проектирования модернизированных вариантов,
а производственный персонал использует его для
подконтрольной эксплуатации.
Документация «as built» (конечное оформление по завершению работ). Часто заводской оператор/владелец не имеет отвечающих современным требованиям проектных файлов CAD для
своих установок. Это происходит по множеству
причин, включая:
• старый завод с документальными чертежами,
до введения современной модели CAD;
• передача нефункциональной документации
от ЕРС (проектирование, строительство, ввод в
эксплуатацию), притом, что требования ЕРС отличаются от требований владельца/оператора;
• современная модель «как построено» отличается от модели «как спроектировано», поскольку
файлы CAD не обновлялись с течением времени
при модификации конструкции, изменении и модернизации;
• некоторые позиции устанавливаются на месте эксплуатации и не отображены в проекте.
Трехмерное лазерное сканирование обеспечивает облако точек, которое представляет набор Х,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Y и Z – координат, которые в цифровой форме
представляют поверхности внутри существующего оборудования. Это результирующее облако
точек является эффективным источником данных измерения для создания необходимой документации условий «как построено».
Модификация или модернизация проектирования и строительства комплекса. Применение
данных облака точек от лазерного сканирования
может решить некоторые характерные проблемы
проектирования и монтажа. Например, проект
модернизации должен вписаться в существующую конструкцию. Необходимо предусмотреть и
избежать помехи от оставшегося оборудования и
конструкционных элементов. Связки между старым и новым должны соответствовать друг другу,
и допуски и конструкционные цепочки должны
обеспечивать удаление старых элементов и установку новых. Также, чтобы минимизировать
финансовые последствия отключения, связанно-
Монтаж конструкции, 12 м
Шаг 3: проверка и повтор от А до В
FG-1501-1CS9P, 20"
Шаг 2: открыть канал
Шаг 1: изолировать D-114 и прервать поток
Рис. 10. Трехмерная модель с пространственной информацией,
полученной из облака точек
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
го с модификацией, дорогостоящая и затратная
по времени конструкция на месте может быть
уменьшена за счет предварительного изготовления как можно большего числа деталей. Точные
размерные данные гарантируют, что детали будут
правильно соединяться друг с другом.
Методика трехмерного лазерного сканирования является решающей для получения точности
на высокотехнологическом уровне. Для получения точек на всех поверхностях вокруг оборудования, лазерный сканер перемещается для многократного сканирования. Многоточечные облака
объединяются для полной трехмерной визуализации. Здесь необходимо точно регистрировать облака точек относительно друг друга. В конечном
счете, эти точки лазерного сканирования должны
быть привязаны к известным базовым координатным точкам завода. Документация комплекса
«как построено» требует разделенных регистрационных точек (цели помещены в пределах поля
обзора сканера). При найме подрядчика для выполнения лазерного сканирования, внимательно
изучите его методы, чтобы убедиться, что результирующие облака точек будут иметь требуемую
размерную точность.
Эксплуатация и техническое обслуживание комплекса. Требования, предъявляемые к
эксплуатации и техническому обслуживанию
(O&M) комплекса, сильно отличаются от требований, предъявляемых к проектированию и
строительству. Здесь, лазерное сканирование может быть использовано для создания «интеллектуальной», объектно-ориентированной модели.
Получившаяся пространственная информация
может быть применена к эксплуатации и техническому обслуживанию для поддержки управления информацией на объектах, инспекционным
циклам, работ по техническому обслуживанию и
реагированию на чрезвычайные ситуации.
Предприятия нефтегазовой промышленности
имеют сложную организационную структуру, и
порой сложно найти интересующую информацию. Поиск обычно находится в файлах печатных
копий или в прикладных программах с непонятными справочными указателями. Система нумерации библиотеки (включая название технологической позиции) была принята на момент строительства завода, но она может стать непригодной
для обслуживания. Интуитивный подход должен
подражать способу, которым люди видят мир.
Трехмерная модель обеспечивает визуальный
ориентир для направления к интересующей секции. Объекты программного обеспечения с параметрами делают интересующие секции легкодоступными для технического персонала.
Типичная плоская двухмерная схема трубопроводов и сопутствующей контрольно-измерительной аппаратуры (P&ID) не предоставляет
пространственную информацию и расстояние
между элементами, которым необходима проверка. Трехмерная модель, полученная из массы точек, может предоставить всю необходимую пространственную информацию для оптимизации
проверочных циклов, как для интервала, так и для
объединения многократных циклов.
Пространственные данные, объединенные с
группой управления информацией, используются для поддержки запросов с различными параметрами. Запрос позволяет диспетчеру комбинировать технические задания, когда технический
специалист направляется в определенную область.
К примеру, технические задания для аналогичного оборудования в одной и той же области, могут
быть объединены в одно техническое обслуживание и ремонт, позволяя улучшить производительность.
Ralph Rio (Р. Рио) работает в компании ARC
с 2000 г. Ранее Р. Рио работал в GE Fanuc
Automation в должности менеджера по маркетингу для программного обеспечения контроля
системы CIMPLICITY, а также занимал должность маркетолога всех программных продуктов HMI компании Intellution. Г-н Р. Рио имеет
ученую степень бакалавра в области технологии машиностроения и степень магистра по теории управления Ренсселеровского политехнического института, г. Трой, шт. Нью-Йорк.
Связаться с г-ном Рио можно по адресу: rrio@arcwed.com.
КОНТРОЛЬ
A. G. Kern, Tesoro Corp., Лос-Анджелес, Калифорния
РЕШЕНИЕ, ПОЗВОЛЯЮЩЕЕ МИНИМИЗИРОВАТЬ
ОБСЛУЖИВАНИЕ
В этой колонке я бы рассмотрел отказ от
многомерного интеллектуального управления
(multivariable predictive control – MPC) в целом
в пользу качественно спроектированной распределенной системы управления (distributed control
system – DCS) автоматического регулирования.
60
Зачастую результат проявляется в повышении
рентабельности и улучшении характеристики
системы управления.
Это может походить на интенсивную терапию
для поколения MPC, но данные об ограничении
применения на практике системе MPC за последние 20 лет значительно занижены. В последние
годы задаются вопросы относительно проблем
«обслуживания» и «устойчивости», но тщательное рассмотрение покажет, что в большинстве
№4 • апрель 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Kорректировка
вручную
давления
Емкость
для
орошения
Питающая
линия
Коэффициент связи
Дистилляционная
установка
Дистиллят
Донный осадок
Пар
Рис. 11. Элементы управления типичной дистилляционной
установки
применений MPC получаются результаты ниже
ожидаемых с самого начала, несмотря на успешное завершение проекта.
Рис. 11 демонстрирует типичную дистилляционную установку с механизмами регламентации
и регулирования. MPC работает либо в режиме
минимального, либо в режиме максимального использования, как это принято в промышленности, чем вносит свой вклад в работу. Разница заключается только в расходах и эксплуатационной
сложности. Между общепринятой точкой зрения
и применением в практической деятельности управления перегонкой с применением MPC существуют некоторые типичные поломки.
• Давление ректификационной колонны редко соответствует регулируемому параметру
(manipulated variable – MV). Колонна хорошо стабилизирована, чтобы предохранять состав смеси,
от которого зависит вся работа. Чаще всего давление может колебаться на конденсаторе для улавливания выделенных с помощью минимального
давления паров или мягкого управления охлаждением. Такое протекание процесса свойственно
механизмам регламентации и регулирования (см.
рис. 11).
• MPC обычно учитывает скорость подачи как
переменный параметр нарушения нормальной
работы. Это характерно для регулятора соотношений подачи температуры и эта прямая связь
при необходимости также может быть применена
к обратному потоку.
• Логические ключи, обычно встречаются как
элементы МРС, легко встраиваются в автоматическое регулирование без MPC. Например, верхний контроллер смеси, основанный на логических ключах может быть просто заменен верхним
регулятором температуры.
• Элементы управления срабатывают, как и
следует ожидать, корректно к предельному орошению ректификационной колонны, давлению
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
или паровым клапанам, практики MPC часто
предлагают достаточно ценные и полезные решения.
• Многие MPC сконфигурированы для контроля температуры в верхней и нижней точках, но
немногие из них являются успешными. В моем
опыте они показывают себя в той же самой нестабильной манере, как и механизмы регламентации
и регулирования, сконфигурированные тем же
образом, и быстро дают отсечку во время фиксации либо орошения ректификационной колонны
или газодегидрационного котла MV.
Приведенное здесь изучение вопроса использует пример дистилляционных (ректификационных) установок, но тщательное рассмотрение
других традиционных применений MPC приводит
к таким же заключениям. Большинство рычагов
управления, управлений с блокировкой автоматики и прямых связей отображаются на матрицах
MPC, несмотря на то, что они выглядят внушительно и многообещающе на бумаге, их применение доказывает непрактичность и ненужность в
эксплуатации. В большинстве случаев они быстро
«ломаются» из-за корректировки MV и управляемой переменной (controlled variable – CV) граничных значений, вытекающих из хорошо известного условия высокого коэффициента обслуживания (но низкого коэффициента использования).
Небольшое число оставшихся «действующих»
моделей в большинстве случаев могли бы быть
сконструированы с возможностью использования базового уровня управления DCS, без всей
этой шумихи касательно применения MPC.
В то время как MPC остается пустым звуком
и часто в основном привлекательной технологией, его практическое применение и коэффициент
результативности далеко не то, в чем вас мог бы
убедить часто используемый здравый смысл. Я бы
рискнул предположить, что меньше 15 % установленных MPC, позволяют заработать деньги, делая
что-то, чего механизмы регламентации и регулирования не мог бы сделать лучше. Это означает,
что достаточно часто продолжают применять ненужную и неэффективную MPC.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Friedman, Y.Z., HP In Control Parts 1–3, Hydrocarbon
Processing, June-August 2009.
2. Latour, P.R., HP In Control Part 1, Hydrocarbon Processing,
October 2009.
Allan Kern (А. Керн), имеет 30 летний опыт работы в области применения управления производственным процессом, включая более
10 лет в качестве главного инженера MPC на
крупном нефтеперерабатывающем заводе
на Ближнем Востоке, автор многочисленных
статей по эффективности управления производственным процессом. Является дипломированным инженером (неработающим по специальности),
окончил Университет шт. Вайоминг (США) и является старшим членом Международной ассоциации по стандартизации
(International Standardization Association – ISA). Связаться с
г-ном А. Керном можно по адресу: kernag@yahoo.com.
Перевели А. Степанов, В. Залесская
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
ТОЧНОСТЬ НАСТРОЙКИ
В АНАЛИТИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЯХ
Часть 2
D. Nordstrom, T. Waters, Swagelok Company, Солон, Огайо
Даны рекомендации для правильной калибровки анализаторов
Во многих аналитических измерительных системах анализаторы не обеспечивают абсолютно
точных измерений. Скорее всего, они обеспечивают относительную чувствительность, основанную на регулировании системы в процессе калибровки, при этом допускаются значительные
ошибки. Для калибровки анализатора калибровочную жидкость известных состава и количества пропускают через анализатор и измеряют концентрацию компонентов. Если эти измерения не
соответствуют определенному количеству калибровочной жидкости, то регулятор калибруют снова. Когда анализируют технологическую пробу,
точность показаний анализатора будет зависеть
от точности калибровочной жидкости. Точность
крайне необходима, чтобы понять, каким обра-
Калибровочный
газ
Анализатор
Пробоотборная
система
Выход
Избирательная
система
Пробаили
потока
водород
алкилы Проба потока 2 Проба потока
Рис. 1. По этой схеме калибровочный газ неправильно вводят
в анализатор без DBB
62
зом могут быть внесены ошибки через калибровку; каким образом колебания атмосферного давления или температуры могут нарушить процесс
калибровки и т.д.
ПРОЕКТНАЯ СИСТЕМА
Одна общая проблема в калибровке – неправильное построение системы. Во многих случаях
калибровочную жидкость ошибочно вводят по направлению потока избирательной системы клапана без использования двойного блока и сливного
отверстия (double block and bleed – DBB) (рис. 1).
Лучшим местом для введения калибровочной жидкости будет пробоотборная поточная избирательная система (рис. 2). Цель использования пробоотборной избирательной системы – возможность
быстрой замены потока пробы без риска загрязнения перекрестной системы. На рис. 1 и 2, представляющих пробоотборную поточную избирательную
систему, каждый поток оснащен двумя клиновыми
задвижками и выпускным клапаном (на выходе
системы), чтобы гарантировать возможность подхода к анализатору только одного потока за одно и
то же время.
На протяжении нескольких лет поточные избирательные системы постоянно развивались от схемы
DBB, оснащенной традиционными узлами и деталями, до модульных миниатюризированных систем
(New Sampling/Sensor Initiative, ANSI/ISA 76.00.02).
Наиболее эффективные системы обеспечивают
быстрое время очистки, низкое давление воздействия на клапан, характеристику высокой надежности и согласованное снижение давления от потока к потоку при определенном времени подачи
пробы к анализатору.
Поточная избирательная система обеспечивает наибольшую гарантию, связанную с возможностью утечек калибровочной жидкости в поток
пробы. Тем не менее, некоторые специалисты
размещают аппараты с калибровочной жидкостью
как можно более изолированно от анализатора с целью «уберечь» эту дорогую жидкость. Если применить один шаровой клапан, как показано на рис. 1,
то попытка сохранить калибровочный газ может
привести к систематическим погрешностям показаний анализатора. Анализатор может быть пра№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
Анализатор
Избирательная
система
Выход
Избирательная
система
Рис. 3. Мишень с произведенными выстрелами (bias-смещение
результатов измерения относительно истинного значения)
Проба потока 2
Калибровочный
газ
Проба потока
Рис. 2. Правильное введение калибровочного газа через
избирательную поточную систему
вильно откалиброван, но остается риск того, что
небольшое количество калибровочного газа может
попадать в пробоотборную систему и нарушать
точность измерений.
В некоторых случаях Агентство по защите окружающей среды (Environmental Ptotection Agency
– EPA) США требует от разработчиков, чтобы калибровочную жидкость вводили в пробоотборную
систему в начальной точке, обычно около датчика. Аргументировали это тем, что калибровочная
жидкость будет подчиняться тем же переменным,
что и поток пробы. Это дает хорошую ориентацию
и такая система будет обеспечивать, кроме того,
благоприятную оценку времени, требуемого для
перемещения пробы от датчика до анализатора.
Как указывалось в первой статье этой серии, такой временной период часто недооценивается или
вообще неизвестен.
Однако сравнительно большое количество калибровочной жидкости требуется тогда, когда необходимо, чтобы функционировала вся пробоотборная система. Хороший компромисс – работать
с калибровочной жидкостью, используя поточную
избирательную систему с одним потоком. Здесь
появляется лучший шанс достигнуть анализатора
без загрязнений потоком пробы; когда система
не находится в эксплуатации, тогда две клиновые
задвижки будут предохранять поток пробы от загрязнений. С применением миниатюрных модуль-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
ных систем требуется минимальное количество
калибровочной жидкости.
ОГРАНИЧЕНИЕ КАЛИБРОВКИ
Чтобы эффективно откалибровать анализатор,
оператор, техник или инженер должны понимать
теоретически то, что калибровка есть, какая калибровка является правильной, какая калибровка не может быть. Следует начать с понимания
различий между точностью и высокой точностью. Чтобы понять суть, используем метафору
– мишень, по которой стреляют. На рис. 3 показана мишень с серией произведенных выстрелов
(группа точек). Поскольку точки попадания достаточно плотно расположились в одном месте,
можно справедливо сказать, что попадания достаточно точные на определенном участке. Однако
выстрелы не попали в центр мишени и, следовательно, они недостаточно точны. Если выстрелы,
все до одного, попали в центр мишени, то результаты достигли точности и одновременно высокой
точности.
Те же самые термины можно применить к анализатору. Анализатор в первую очередь должен
быть высокоточным. Он должен воспроизводить
результаты на выходе, когда в потоке присутствует определенное количество калибровочной жидкости. Если ее нет, тогда анализатор либо плохо
функционирует, либо при постоянных условиях
система не содержит пробы.
Если анализатор выдает согласующиеся результаты, но они не соответствуют составу калибровочной жидкости, то анализатор рассматривается
как неточный. В такой ситуации следует обращаться к калибровке. Это называется корректирование
«смещение результатов измерения относительно
истинного значения» (bias – см. рис. 3).
Даже если оказалось, что анализатор точный
и высокоточный, когда проводились испытания
калибровочной жидкостью, все еще возможно,
что результаты на выходе могут быть недостаточ63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
но точными, когда анализируется проба потока.
Если анализатор запрограммирован на вычисление красных молекул, а он фиксирует розовые,
то, что делать? Розовые молекулы рассматриваются анализатором как красные и расчет ведется в
соответствии с красными молекулами. Это называется позитивной интерференцией: молекулы,
которые не должны быть рассчитаны, рассчитываются, поскольку анализатор их видит в качестве
молекул, которые следует рассчитать. Например,
в системе, предназначенной для просчета молекул пропана, могут быть показаны также хорошо
молекулы пропилена. Возможно, что анализатор
будет вычислять молекулы только в виде пропана,
поскольку в программе нет различия между пропаном и пропиленом.
Анализаторы не вполне безупречны, но специалисты добиваются их «избирательности», чтобы
они могли правильно реагировать на молекулы, которые необходимо определить. Некоторые анализаторы – более сложные и их программируют на
химически определенные типы ингибиторов интерференции. Например, анализатор суммарных
органических соединений (total organic compound
– TOC) разработали для определения содержания
углеводородов в конденсационной воде, так что он
может определять не соответствующие требованиям углеводороды. Чтобы точно измерить показатели, анализатор удаляет источник позитивной
интерференции, такой как неорганические углеводороды в виде известняка, присутствующего
в жесткой воде. Без этого первоначального этапа
анализатор будет измерять и органические и неорганические углеводороды, внося большие погрешности в измерения.
Интерференция другого типа – негативная:
молекулы, которые должны быть вычислены, не
вычисляются, поскольку определенные молекулы
«скрыты». Например, во фторированной питьевой воде применяют электроды для анализа фтора в воде. Однако ионы водорода, которые обычно
присутствуют в питьевой воде, не определяются
во фтористых соединениях, поэтому вычисления
производятся очень неточно. Анализатор может
считывать 1 млн-1, что является стандартной дозой,
но фактически вода может содержать 10 млн-1 ионов водорода. Для решения этой проблемы следует
удалить источник интерференции. Путем введения буферного раствора ионы водорода удаляют, и
электроды могут точно измерить содержание фтористых соединений в воде.
Благодаря пониманию позитивной и негативной интерференции, так же как высокой точности и точности, мы можем решить весьма сложную
проблему – получение на выходе анализатора
желаемых результатов. Часто можно услышать:
«Анализатор не работает. Необходима калибровка». Легко предположить, что если анализатор не
дает желаемых результатов, то калибровка необходима. Но, как мы уже убедились, калибровка
имеет свои ограничения, поэтому не решает всех
проблем.
64
РЕГУЛИРОВАНИЕ ГАЗОВЫХ АНАЛИЗАТОРОВ
ПРИ АТМОСФЕРНЫХ ИЗМЕНЕНИЯХ
Газовые анализаторы – это, по существу, молекулярные счетчики. Когда их калибруют, то
учитывают концентрацию газа и на выходе анализаторов их проверяют, чтобы гарантировать, что
вычисления произведены правильно. Но что происходит, когда изменяется на 5–10 % атмосферное давление (как известно, это часто случается во
многих климатических зонах)? Число молекул в
данном объеме будет меняться с изменением в атмосферном давлении и, как результат, показания
анализатора также будут меняться. Обычно атмосферное давление не воспринимается, когда оно
постоянно и составляет 14,7 psi (1 psi ~6,89 кПа),
но в зависимости от погоды оно может колебаться
вплоть до 1 psi вверх или вниз. При калибровке,
чтобы она была эффективной, абсолютное давление в пробоотборной системе в процессе калибровки и при анализе пробы должно быть одним и
тем же. Абсолютное давление можно определить,
когда общее давление выше абсолютного вакуума.
В пробоотборных системах абсолютное давление
– это давление в системе, измеренное прибором,
плюс атмосферное давление.
Чтобы понять степень флуктуации при измерении, которая вызвана изменениями абсолютного
давления, обратимся к закону идеальных газов:
PV = nRT,
где P – давление (psi); V – объем (дюйм3); n – число молей (молекул); R – газовая постоянная; T – абсолютная температура (°F).
Перегруппируем это уравнение и получим n =
PV/RT. Из этого уравнения видно, что когда изменяются давление и температура, тогда число молекул в данном стандартном объеме также будет
изменяться. Изменение давления играет более решающую роль, чем колебание температуры. Одна
атмосфера давления определяется как 14,3 psi.
Следовательно, изменение давления в 1 psi может
изменить число молекул в объеме анализатора
примерно на 7 %. С другой стороны, температуру
измеряют по абсолютной шкале, имея ввиду то, что
абсолютный ноль составляет –460 °F (–273 °C), поэтому изменение температуры на 1 °F (0,5 °C) изменит число молекул только на 0,3 %.
Если давление играет решающую роль при измерении, то, как его контролировать? Некоторые
анализаторы, особенно инфракрасные и ультрафиолетовые, допускают влияние атмосферного
давления на показания, но тогда нужно вводить
поправку в электронную схему. Однако многие
анализаторы, включая почти все хроматографы,
неправильно реагируют на колебания атмосферного давления; чаще всего инженеры или операторы этих систем игнорируют колебания атмосферного давления. Некоторые специалисты считают,
что колебания атмосферного давления оказывают
незначительное влияние. Другие поддерживают
точку зрения, заключающуюся в том, что любые
№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
колебания атмосферного давления компенсируются другими зависимыми и независимыми переменными, воздействующими на анализатор. Тем
не менее, колебания атмосферного давления могут быть весьма значительными. Например, при
калибровке анализатора атмосферное давление
составляет X, но позднее, когда вводится газ, атмосферное давление становится равным X + 1 psi,
что может привести к погрешности вплоть до 7 %
измеряемой величины.
С учетом природоохранного законодательства,
большинство анализаторных систем выводится на
факельные трубы или в другие возвратные точки.
Поскольку колебания давления в таких источниках будут влиять на вход в анализатор для контроля этих колебаний давления, разработали системы, оборудованные отводами и регуляторами. К
сожалению, эти системы используют регуляторы,
которые работают в атмосферных условиях. Как
результат, в то время как эти системы контролируют колебания давления на выходе, они не фиксируют колебания атмосферного давления так же,
как колебания давления на выходе из анализатора.
Подобно обычным регуляторам, регулятор абсолютного давления не «сравнивает» давление внутри системы с давлением снаружи. Такая система
сама согласовывает внутренние колебания давления в соответствии с погодой. Скорее, она сравнивает внутреннее давление в системе с постоянным
установленным давлением, которое не колеблется вообще (или колеблется очень незначительно).
Часто это установленное давление фактически
равно нулю.
ПРОВЕРКА ДОСТОВЕРНОСТИ ДАННЫХ
И КАЛИБРОВКА
Наилучшим методом для калибровки данных является тот, который использует автоматизированную систему регулярной проверки достоверности
данных со статистическим контролем процесса.
При проверке достоверности данных показания
снимаются и затем записываются. Практически,
это тот же процесс, что и калибровка, за исключением того, что не выполняется корректировка.
Автоматизированная система будет работать в
режиме проверки достоверности данных при определенных интервалах времени, обычно раз в день,
и анализировать результаты для решения любых
задач, которые будут требовать регулирования параметров или перекалибровки приборов. Система
будет допускать какие то неизбежные погрешности, но если наблюдается постоянная тенденция, то
это уже тревожный сигнал о неправильной работе
системы, и оператор должен принять соответствующие меры.
Оператор может вручную проверять достоверность данных в системе через определенные интервалы времени, точно так же, как и в автоматизированной системе, но чаще. Результатом такой
проверки является некоторая незначительная регулировка отклонений от допустимых значений,
что приводит к дополнительным расхождениям в
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
системе, затрудняет анализ тенденций системы,
а также сложно установить, когда система «выберет» правильный курс. Лучше выбрать автоматизированную систему, чтобы работать без вмешательства в нее до тех пор, пока статистический
анализ результатов не покажет, что требуется внимание.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Калибровка является важным этапом и абсолютной необходимостью в аналитических системах, но особое внимание должно быть уделено правильному выполнению этого процесса. Оператор,
техник или инженер должны как вводить в систему калибровочный газ (т.е. через DBB так, чтобы
загрязнения в перекрестных потоках были минимальными), а так же, как контролировать колебания атмосферного давления в газовом анализаторе (т.е. через регулятор абсолютного давления).
Далее, обслуживающий персонал должен знать об
ограничениях калибровки (какие проблемы могут
возникнуть, а какие – нет) и как многократная регулировка анализатора, основанная на неполных
данных, может привести к ошибкам. Если анализатор регулярно проверяют, и он правильно калиброван, то при всех других необходимых условиях
он обеспечит точные измерения.
В следующем номере будет опубликована статья, в которой рассматриваются основные проблемы, связанные с нехарактерными пробами, и даны
рекомендации по исключению «компромиссных»
проб. Тема охватывает следующие вопросы: тупики и застойные зоны; конструкции элементов
и звеньев системы, адсорбция и проникновение;
внутренние и наружные утечки; загрязнение в перекрестных потоках и т.д.
Перевел А. Степанов
Doug Nordstrom (Д. Нордстром), менеджер по
маркетингу в области аналитической контрольноизмерительной аппаратуры в компании Swagelok,
акцентирует свое внимание на разработке пробоотборных систем. М-р Нордстром имеет степень
бакалавра по механической технологии от Case
Western Reserve University и степень магистра от
Kent State University.
Tony Waters (Т. Вотерс), 45 лет работает с промышленными анализаторами и их пробоотборными системами. М-р Вотерс занимается вопросами технологии и маркетинга для производителей анализаторов, их пользователей, а также интегрирующими системами. М-р Вотерс основал
три компании, которые снабжают промышленные предприятия специализированными анализаторами. Он является экспертом в применении
промышленных анализаторов на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах. М-р Вотерс хорошо известен как преподаватель по курсу промышленных анализаторов в Азии, Европе,
Северной и Южной Америке.
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЖИМА
ТРАНСПОРТИРОВКИ ОСАДКА
ПО ТРУБОПРОВОДАМ
S. K. Lahiri, K. C. Ghanta, Национальный институт технологии, Дургапур, Индия
Статистический анализ показал, что среднее значение ошибки неправильной классификации
предложенного решения составляет лишь 1,5 %
В потоке пульпы в трубопроводах в зависимости от
средней скорости потока было установлено существование четырех различных режимов:
• подвижный слой;
• резкий переход;
• неоднородная суспензия;
• однородная суспензия.
В литературе было предложено несколько взаимосвязей для определения этих режимов. Определение
режима важно для проектирования конструкции
пульпопровода, так как это является необходимым
предварительным условием для применения различных соотношений перепада давления при различных
режимах. Однако доступные соотношения не в состоянии спрогнозировать режим по широкому диапазону
условий. На основании банка данных приблизительно
800 измерений, полученных из открытых литературных источников, был предложен метод определения
режима с использованием моделирования методом
опорных векторов (support vector machine – SVM).
Статистический анализ показал, что среднее значение ошибки неправильной классификации (average
misclassification error – AME) предложенного метода
составляет 1,5 %. Сравнение с выбранными соотношениями в литературе показало, что метод SVM заметно улучшает режим прогнозирования в широком
диапазоне эксплуатационных режимов, физических
свойств и диаметров трубы.
ВВЕДЕНИЕ
Транспортирование пульпы по трубопроводам
распространено при обработке твердых частиц в
нефтехимической области промышленности, при
этом в последние годы особое внимание привлекает огромная потребляемая мощность при транспортировке. Потребности и выгоды от точного прогнозирования перепада давления в пульпопроводе на
этапе проектирования и разработки огромны, так
как оно обеспечивает лучший выбор насосов для
подачи катализаторной суспензии/шламонасосов,
лучшую минимизацию потребляемой мощности и
помогает максимально увеличивать экономическую выгоду.
Стоимость потребляемой мощности составляет существенную часть оперативной стоимости всего тру66
бопроводного транспорта. По этой причине большое
внимание уделялось сокращению гидравлических
потерь. Соотношения перепадов давления, использующиеся в литературе, применяются в специальном
режиме, для которого они были разработаны. Эти
соотношения показывают плохое прогнозирование
перепада давления, когда они применяются для других режимов. Таким образом, определение режима
становится важным для проектирования конструкции пульпопровода, так как именно режим является
неотъемлемым условием для применения различных
соотношений перепадов давления при различных
режимах. Точное прогнозирование перепада давления пульпы и понимание формирования различного
режима позволяет свести к минимуму потребление
энергии и воды.
Экспериментальные наблюдения показали, что в
каждом из определяемых режимов потока должны
использоваться различные соотношения. Несмотря
на логичность этого подхода, он не слишком очевиден для применения. Основная трудность возникает,
потому что сложно определить границы между режимами потока. Это происходит потому, что определение границ основано на визуальных наблюдениях
за движением частицы в маленьких лабораторных
трубопроводах. Многие исследователи пытались установить соотношения между соответствующими
экспериментальными переменными, которые могут
использоваться для определения границ режима потока. Эти попытки предпринимались с ограниченным успехом, а подход, разработанный Turian и Yuan,
является самым популярным и обещающим [1].
Метод Turian утверждает, что он обеспечивает
полностью самостоятельное определение границ
режима потока, которое приводит непосредственно к соотношениям главных потерь, и ни от каких
дополнительных соотношений не требуется определение границ. Данный метод имеет дополнительное
преимущество, которое основано на обширной базе
данных надежной экспериментальной информацией, следовательно, данный метод может уверенно использоваться для практической технической работы.
В своих расчетах Turian и Yuan использовали банк
данных, состоящий приблизительно из 800 измерений, собранных из открытых литературных источ№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
ников, а результаты прогнозирования режима потока были очень скудными. Эти скудные результаты
послужили мотивом для этой работы, и поэтому была
предпринята попытка для разработки метода определения режима потока.
Пульповая система имеет следующий состав:
уголь/вода, уголь/соляной раствор, зола/вода, медная
руда/вода, песок/вода, гипс/вода, стекло/вода, гравий/вода, железо/вода, железо/керосин, вещество с
высокой плотностью/вода, железные остатки/вода,
известняк/вода, лимонит/вода, пластмасса/вода, поташ/соляной раствор, песок/этиленгликоль, зерненый
никель/вода, железный порошок/вода, руда/вода.
Исследованные системы и параметры
Диаметр пор, см..................................................................1,27–80
Диаметр частицы, см...................................................0,0017–0,868
Плотность жидкости, г/см3................................................0,77–1,35
Плотность твердых частиц, г/см3......................................1,15–8,90
Вязкость жидкости, г/см-с................................................0,008–1,9
Концентрация твердых частиц, об.%.....................................0,005–0,561
Скорость, см/с...............................................................18,22–456,28
Чтобы упростить конструкцию трубопроводов
и насосов для подачи катализаторной суспензии/
шламонасосов, необходимо определить соотношение, которое сможет прогнозировать режим потока
по широкому диапазону эксплуатационных условий,
физических свойств и распределению размера частиц. Промышленность нуждается в быстром и легко
реализуемом решении. Модель, полученная в соответствии с первым правилом, без сомнения является
наилучшим решением. Но в плане действий, в котором отсутствуют основные принципы определения
режима, моделирующие учет всех взаимодействий
потока пульпы, может гарантированно выдать несколько быстрых, простых решений для прогнозирования режима потока пульпы.
Область применения машинного обучения расширяется, и появляется много новых технологий,
использующих этих принципы. Среди различных алгоритмов существует один из наиболее признанных,
это метод SVM для классификации, которая разрешает создавать системы, которые после обучения/
тренировки серий образцов могут успешно прогнозировать выход в невидимом местоположении, проводящем эксплуатацию, известную как индукция.
После того как была предложена существующая
форма SVM, эти методы стали использоваться в различных областях применения, и их классификация и
степень регрессии были подробно изучены с экспериментальной и теоретической точки зрения [2–8].
Метод опорных векторов – это современный механизм для двухразрядной классификации, регрессии
и проблем кластеризации.
Метод SVM, разработанный В. Вапником [9, 10],
приобретает популярность в областях классификации и регрессии из-за многочисленных привлекательных особенностей и обещанных эмпирических
характеристик. По сравнению с традиционными
нейронными сетями метод SVM обладает заметными
преимуществами: твердый теоретический фон обес-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
печивает возможность обобщения и может избежать
местных минимумов. Метод SVM всегда предлагает
решение, которое может быть быстро получено по
стандартному алгоритму (квадратичному программированию). Для метода SVM не требуется заранее определять топологию сети, которая может быть автоматически получена после окончания учебного процесса. Метод можно расценивать как представление
обработки информации (обработки размеров), он
может решать проблемы большой размерности.
На основании этих исследований можно разработать единое соотношение для прогнозирования режимов потока в трубопроводах, которое может быть
полезным для инженеров-конструкторов. Это соотношение было получено из обширного экспериментального банка данных, полученного из открытых
литературных источников (800 измерений, охватывающих широкий диапазон размеров трубы, эксплуатационных условий и физических свойств). На основании потенциальной возможности классификации
сложных функций метода SVM, в данном исследовании была предпринята попытка изучить вычислительную мощность метода с целью прогнозирования
режима потока пульпы.
ЧЕТЫРЕ РЕЖИМА ПОТОКА
ДЛЯ ОТСТАИВАНИЯ ПУЛЬПЫ
Для разработки процедуры определения режима
необходимо понять четыре режима потока для отстаивания пульпы. Они представлены на рис. 1.
• Поток с подвижным слоем.
• Поток с резким переходом.
• Неоднородная смесь со всеми твердыми частицами в суспензии.
• Псевдооднородная или однородная смеси со всеми твердыми частицами в суспензии.
Тенденция, заключающаяся в том, что твердые
частицы должны урегулировать влияние силы тяжести, оказывает существенное влияние на поведение
пульпы, которая транспортируется в горизонтальном
трубопроводе. Устоявшаяся тенденция приводит к существенной градации концентрации твердых частиц
пульпы. Концентрация твердых частиц в более низких участках горизонтального трубопровода выше.
Степень накопления твердых частиц на более низком участке значительно зависит от скорости пульпы в трубопроводе. Чем выше скорость, тем выше
степень турбулентности и вероятнее возможность
сохранения частиц жидкости-носителя в суспензии.
Восходящее движение вихревых токов, пересекающее основное направление потока, отвечает за поддержание частиц в суспензии. При очень высоких
степенях турбулентности суспензия становится почти однородной и имеет хорошую дисперсию твердых
частиц, тогда как при низкой степени турбулентности частицы осаждаются на полу канала, фактически
могут контактировать с потоком и транспортируются
с подвижным слоем под воздействием перепада давления в жидкости. Между этими двумя противоположными видами поведения могут быть определены
два других более или менее явно выявленных режима потока. Когда степень турбулентности недостаточ67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Неподвижные
отложения
с волнистой
поверхностью
Заблокированная
трубка
Концентрация объемных частиц
Рис. 1. Режимы неоднородного потока в пересчете на скорость
против концентрации объемных частиц
но высока, чтобы предотвратить любое перемещение
частицы на полу канала, режим потока представляется как неоднородная суспензия. Поскольку скорость
пульпы в дальнейшем снижается, выявляется отличный вид транспортировки, известный как резкий переход. В режимах резкого перехода существует видимый уровень частиц на полу канала, и они непрерывно поднимаются турбулентными вихрями и снова
опускаются на пол дальше вниз по трубопроводу.
Поэтому твердые частицы проводят часть времени на
полу, а остальное время в суспензии в текучей среде. В
условиях резкого перехода концентрация твердых частиц достаточно неоднородна. Режим потока зависит от
размера частицы и плотности – составляющих пульпы.
Например, при более высокой концентрации турбулентности в суспензии необходимо сохранять большие и
более тяжелые частицы, а при меньшей концентрации
турбулентности – меньшие и менее плотные частицы.
Четыре режима потока могут быть представлены
на графике с перепадом давления против средней
скорости смеси (рис. 2).
Переходные скорости определяются так.
• V1 – скорость, при которой или выше которой
слой в нижней части трубы неподвижен. В верхней
части трубы некоторые твердые частицы могут перемещаться при резком переходе или в суспензии.
• V2 – скорость, при которой или выше которой
смесь течет как несимметричная смесь с более грубыми частицами, образующими подвижный слой.
• V3 или VС – скорость, при которой или выше
которой все частицы двигаются как несимметричная
суспензия и ниже которой твердые частицы начинают фиксироваться и образовывать подвижный слой.
• V4 – скорость, при которой или выше которой
все твердые частицы двигаются как симметричная
суспензия.
СООТНОШЕНИЯ ГЛАВНЫХ ПОТЕРЬ
ДЛЯ ОТДЕЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ПОТОКА
Режимы резкого перехода и неоднородной суспензии были изучены наиболее широко, и самое известное соотношение для перепада избыточного давления в связи с присутствием твердых частиц в пульпе являться результатом Durand, Condolios и Worster,
представлены в следующей форме.
68
Скорость потока
Симметричный поток
Суспензия
с резким
переходом
Вода
Несимметричный поток
Суспензия с резким переходом
Подвижный слой
Скорость
Суспензия с подвижным слоем
Осадок (пульпа)
Неподвижный слой
Полностью
суспензионный
Перепад давления на единицу длины
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
Рис. 2. Переходная скорость и перепад давлений в смеси
,
где Ω – константа, C – объемная доля твердых частиц в суспензии, CD – коэффициент сопротивления
в терминале, устанавливающем скорость, и Fr – число Фруда. Значение, которое будет использоваться
для константы Ω, точно не известно и в литературе
сообщается как располагающееся между 65 и 150.
Поскольку это соотношение применяется не ко всем
режимам потока, экспериментальные данные не могут быть использованы для определения более точного
значения. Результатом этого могут стать ошибки в расчетном значении φ в виде 100 % и больше.
Поскольку соотношение Durand, Condolios и
Worster пригодно в режиме потока неоднородной
суспензии, оно все больше и больше отклоняется
от фактических условий в других режимах потока.
Экспериментальные наблюдения показали, что в
каждом из определяемых режимов потока должны
использоваться различные соотношения. Используя
экспериментальные данные Turian и Yuan установили, что перепад избыточного давления в каждом режиме потока может быть скоррелирован с помощью
уравнения вида:
(1)
.
Коэффициенты K, α, β, γ и δ имеют значения, которые являются специфическими для каждого режима
потока. Используя экспериментальные данные, полученные в экспериментах каждого режима потока,
лучшие доступные значения этих параметров в каждом режиме потока представляют в виде:
Для подвижного слоя (режим 0):
.
(2)
Для резкого перехода (режим 1):
№4 апрель • 2010
.
(3)
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
Таблица 1. Определение режима согласно подходу Turian и Yuan
№
п/п
dp*
Rew
fw
Fr
VT*
Rep*
CD
R02
R03
R12
R13
R23
Режим,
Режим,
определенный определенный
экспериментами
Turian
1
2,93
114 476
0,0043
3,48
0,31
91,18
1,15
11,89
0,03
0,06
0,34
0,24
0,12
1
2
2
2,41
251
0,0198
12,40
0,22
39,35
1,79
0,66
1,75
0,55
1,19
0,58
0,14
2
2
3
1,40
571
0,0162
1,48
0,08
0,10
256,98
0,13
3,16
2,25
0,91
1,08
1,51
3
2
4
1,40
1808
0,0121
6,25
0,08
0,10
256,98
0,75
9,82
7,38
3,60
4,09
5,25
3
2
5
168,02
540 919
0,0029
6,01
21,27
364 749,95
0,46
4,30
0,04
0,02
0,25
0,08
0,01
1
1
6
35,42
21451
0,0065
1,33
7,17
25 924,56
0,46
1,30
0,01
0,01
0,09
0,04
0,01
1
1
7
9,54
133 201
0,0041
0,67
1,85
1801,85
0,41
0,32
0,01
0,00
0,03
0,01
0,00
0
1
8
3,99
444 889
0,0031
1,29
0,52
209,55
0,78
8,05
0,01
0,01
0,11
0,07
0,03
1
1
9
2,71
712 183
0,0027
2,80
0,27
73,84
1,27
3,10
0,03
0,02
0,18
0,08
0,02
1
2
10
1,84
183 357
0,0038
0,47
0,13
24,73
2,36
4,07
0,01
0,02
0,07
0,07
0,06
1
2
11
40,57
219 153
0,0037
2,36
8,01
33 165,86
0,46
1,13
0,02
0,01
0,10
0,03
0,00
1
2
12 121,96
482 163
0,0030
1,90
17,44
217 110,66
0,47
2,27
0,01
0,01
0,09
0,04
0,01
1
2
13
8,32
73 124
0,0048
3,84
1,55
1296,18
0,43
0,51
0,06
0,01
0,14
0,04
0,00
0
2
14
8,45
120 243
0,0042
1,32
1,58
1271,32
0,43
0,31
0,02
0,01
0,05
0,01
0,00
0
1
15
8,45
120 243
0,0042
1,32
1,58
1271,32
0,43
0,25
0,02
0,00
0,05
0,01
0,00
0
1
16
4,86
9702
0,0080
0,69
0,71
83,18
1,20
0,08
0,03
0,01
0,04
0,02
0,00
0
1
17
4,86
9915
0,0079
0,72
0,71
83,18
1,20
0,07
0,03
0,01
0,04
0,02
0,00
0
1
18
4,50
7283
0,0086
0,39
0,63
68,21
1,33
0,35
0,01
0,01
0,04
0,03
0,01
0
1
19
4,50
8295
0,0083
0,51
0,63
68,21
1,33
0,18
0,02
0,01
0,04
0,02
0,01
0
1
20
4,50
8238
0,0083
0,50
0,63
68,21
1,33
0,11
0,02
0,01
0,04
0,02
0,00
0
1
21
4,50
9153
0,0081
0,62
0,63
68,21
1,33
0,06
0,03
0,01
0,04
0,01
0,00
0
1
22
0,50
1170
0,0135
0,67
0,01
0,02
1555,21
0,14
2,89
3,96
0,89
1,67
5,74
3
1
23
0,50
1035
0,0139
0,52
0,01
0,02
1555,21
0,08
2,56
2,90
0,66
1,14
3,37
3
2
24
4,29
12 147
0,0075
1,74
0,58
47,56
1,61
0,69
0,06
0,04
0,16
0,08
0,02
0
2
25
4,29
12 467
0,0075
1,84
0,58
47,56
1,61
0,47
0,07
0,04
0,15
0,07
0,02
0
2
26
4,29
12 531
0,0075
1,86
0,58
47,56
1,61
0,35
0,08
0,03
0,14
0,06
0,01
0
2
27
7,06
36 156
0,0057
0,57
1,23
889,04
0,47
8,74
0,00
0,01
0,06
0,06
0,06
1
2
28
7,06
43 904
0,0055
0,84
1,23
889,04
0,47
13,57
0,00
0,02
0,09
0,09
0,09
1
2
29
57,61
320 958
0,0033
1,81
10,48
61 613,94
0,47
8,72
0,01
0,01
0,12
0,07
0,03
1
2
30
24,00
80 400
0,0047
2,93
5,09
12 463,99
0,43
0,94
0,03
0,01
0,13
0,04
0,00
0
1
31
24,00
63 624
0,0050
1,83
5,09
12 463,99
0,43
0,55
0,02
0,01
0,08
0,03
0,00
1
2
32
6,67
65 755
0,0049
0,63
1,14
759,31
0,49
6,83
0,00
0,01
0,06
0,05
0,041
1
1
33
6,68
88 261
0,0046
1,13
1,14
762,30
0,49
3,17
0,01
0,01
0,08
0,05
0,02
1
1
34
6,64
98 422
0,0045
1,42
1,13
748,45
0,49
1,64
0,01
0,01
0,08
0,04
0,01
1
1
35
7,06
107 380
0,0044
0,63
1,23
889,04
0,47
0,15
0,01
0,00
0,03
0,01
0,00
0
1
36
7,06
114 246
0,0043
0,71
1,23
889,04
0,47
0,17
0,01
0,00
0,03
0,01
0,00
0
2
37
11,30
383 507
0,0032
7,99
2,28
2629,26
0,39
32,74
0,03
0,05
0,47
0,25
0,08
1
2
38
11,30
218 234
0,0037
2,59
2,28
2629,26
0,39
4,16
0,01
0,01
0,13
0,06
0,01
1
2
39
11,30
230 107
0,0036
2,88
2,28
2629,26
0,39
1,99
0,02
0,01
0,12
0,04
0,01
1
2
40
6,68
88 261
0,0046
1,13
1,14
762,30
0,49
3,17
0,01
0,01
0,08
0,05
0,02
1
2
41
6,64
98 422
0,0045
1,42
1,13
748,45
0,49
1,64
0,01
0,01
0,08
0,04
0,01
1
2
Для неоднородной суспензии (режим 2):
.
(4)
Для однородной суспензии (режим 3):
.
(5)
Достаточно последовательные тенденции в изменении параметров корреляции могут быть замечены
в четырех соотношениях. Здесь C*D – это коэффициент сопротивления скорости осаждения терминала
для пульпы.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
R01
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
ГРАНИЦЫ РЕЖИМОВ
Границы режима потока определяются самостоятельным способом, при этом отмечается, что любые
два режима являются смежными на их общей границе и поэтому каждое из двух уравнений корреляции
должно удовлетворяться одновременно. Например,
граница между режимом подвижного слоя (режим 0)
и режимом резкого перехода (режим 1) должна проходить по геометрическому месту точек решения
уравнения:
,
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
Режим 3,
а не режим 0,
1 или 2
Режим 2,
а не режим
0, 1 или 3
Начало
Режим 3,
а не режим
0, 1 или 2
Опорные
векторы
Режим 1,
а не режим
0, 2 или 3
Режим 3,
а не режим
0, 1 или 2
Режим 0,
а не режим
1, 2 или 3
Режим 3,
а не режим
0, 1 или 2
Режим 2,
а не режим
0, 1 или 3
Пределы
Рис. 3. Дерево решений для определения режима потока
которое упрощено до:
Начало отсчета
.
(6)
Критическое число режима для переходов между
режимами 0 и 1 определяется как:
,
(7)
и это число должно быть единицей на границе между
этими двумя режимами.
Критические числа для других возможных переходов
находятся таким же образом и представляются в виде:
,
(8)
,
(9)
,
(10)
,
(11)
.
(12)
Эти числа определяют границы между двумя любыми режимами потока a и b при условии, что Рab = 1.
Возможно определить режим, который относится к
определенному набору физических условий, просто
зная критические числа перехода Рab.
Если a < b, значение Рab монотонно увеличивается,
поскольку увеличивается скорость. При низких скоростях, значении Рab < 1 и с увеличивающейся скоростью значение Рab в конечном счете пройдет через 1,0.
Это должно сообщить о выходе из режима a.
Следующие простые правила установят режим
потока:
если Рab <1, то режим не b;
если Рab > 1, то режим не a.
70
Рис. 4. Разделение двух классов по методу SVM
Эти неравенства должны быть проверены на комбинации a и b, как показано на рис. 3. Необходимо
вычислить не более трех критических чисел перехода, чтобы однозначно установить режим потока.
Следует отметить, что эти правила отрицательно
проверяют режимы потока, и одного эксперимента
никогда не будет достаточно для определения режима потока. Необходимо всегда проверять, по меньшей мере, три различных комбинации a и b, чтобы
получить точное определение режима потока (см.
рис. 3). Соответствующий режим потока можно
быстро и легко определить с помощью числа, и для
вычисления коэффициента трения осадка из уравнений может быть выбрано соответствующее уравнение.
Для данного метода была разработана компьютерная программа, и ее результаты показаны в табл. 1.
В программе используется следующий алгоритм вычисления.
1. Коэффициент сопротивления скорости осаждения терминала, C*D, вычисляется путем уравновешивания сопротивления и силы Архимеда:
,
(13)
.
(14)
Критическое число частиц Рейнольдса скорости
осаждения терминала представляется в виде:
.
№4 апрель • 2010
(15)
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
Таблица 3. Некоторые входные и выходные данные для подготовки метода опорных векторов
Входные данные метода опорных векторов
№ п/п
Диаметр
частиц, см
Концентрация
твердого
вещества,
объемная доля
Плотность
твердого
вещества,
г/см3
Плотность
жидкости,
г/см3
Диаметр
трубы,
см
Скорость
жидкости,
см/сек
Режим
0,0130
0,0280
1,8340
0,9980
0,0098
7,6200
147,22
1
2
0,0100
0,3000
2,8200
0,9820
0,0130
5,0000
332,50
–1
3
0,2200
0,3040
1,6700
1,3250
1,5200
7,6200
85,98
–1
4
0,2200
0,3040
1,6700
1,3250
1,5200
10,1600
204,14
–1
5
0,8680
0,1650
1,5300
0,9980
0,0098
20,8000
254,85
1
6
0,1830
0,0560
1,5300
0,9980
0,0098
4,0000
52,55
–1
7
0,0300
0,1700
3,3600
0,9980
0,0098
10,3000
126,73
–1
8
0,0140
0,0220
2,6900
0,9980
0,0098
20,7000
210,62
–1
9
0,0090
0,1250
3,0000
0,9980
0,0098
20,7000
337,16
1
10
0,0060
0,0140
3,1000
0,9980
0,0098
14,9000
120,59
1
11
0,1113
0,1920
4,5500
0,9980
0,0098
8,2500
260,32
1
12
0,3346
0,1000
4,5500
0,9980
0,0098
15,0000
315,00
1
13
0,0390
0,4750
1,9840
1,1460
0,0114
5,2200
138,99
–1
14
0,0410
0,3220
1,9840
1,1420
0,0120
10,7600
117,23
–1
15
0,0410
0,3830
1,9840
1,1420
0,0120
10,7600
117,23
–1
16
0,0540
0,3600
2,6500
1,3500
0,0560
5,2450
76,73
–1
17
0,0540
0,4200
2,6500
1,3500
0,0560
5,2450
78,41
1
18
0,0500
0,0500
2,6500
1,3500
0,0560
5,2450
57,60
1
19
0,0500
0,1200
2,6500
1,3500
0,0560
5,2450
65,60
1
20
0,0500
0,1800
2,6500
1,3500
0,0560
5,2450
65,15
–1
21
0,0500
0,4200
2,6500
1,3500
0,0560
5,2450
72,39
–1
22
0,0200
0,1800
2,6500
1,1320
0,3820
5,2450
75,29
–1
23
0,0200
0,2400
2,6500
1,1320
0,3820
5,2450
66,60
–1
24
0,0490
0,1200
2,6500
1,0950
0,0575
5,2450
121,61
1
25
0,0490
0,1800
2,6500
1,0950
0,0575
5,2450
124,81
1
26
0,0490
0,2400
2,6500
1,0950
0,0575
5,2450
125,45
1
27
0,0250
0,0050
2,6500
0,9980
0,0098
5,1500
68,80
–1
28
0,0250
0,0050
2,6500
0,9980
0,0098
5,1500
83,54
–1
29
0,2040
0,0250
2,6500
0,9980
0,0098
15,0000
209,68
–1
30
0,0850
0,2150
2,6500
0,9980
0,0098
5,0800
155,10
1
31
0,0850
0,2150
2,6500
0,9980
0,0098
5,0800
122,73
1
32
0,0242
0,0080
2,6000
0,9990
0,0100
7,6000
86,52
1
33
0,0242
0,0300
2,6000
1,0000
0,0100
7,6000
115,90
–1
34
0,0242
0,0700
2,6000
1,0000
0,0101
7,6000
130,15
–1
35
0,0250
0,3000
2,6500
0,9980
0,0098
10,3000
102,16
–1
36
0,0250
0,3180
2,6500
0,9980
0,0098
10,3000
108,70
1
37
0,0400
0,0300
2,6500
0,9980
0,0098
10,3000
364,88
1
38
0,0400
0,0620
2,6500
0,9980
0,0098
10,3000
207,63
–1
39
0,0400
0,1370
2,6500
0,9980
0,0098
10,3000
218,93
–1
40
0,0242
0,0300
2,6000
1,0000
0,0100
7,6000
115,90
–1
41
0,0242
0,0700
2,6000
1,0000
0,0101
7,6000
130,15
–1
.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Вязкость
жидкости,
г/см-сек
1
Непосредственно из ур. 13 невозможно вычислить C*D, потому что это функция скорости осаждения терминала, VT, и диаметр частицы, dp, через отношение Abraham или Turton-Levenspiel. Эта проблема
может быть решена путем введения безразмерного
числа, , следующим образом:
Т
Выходные
данные
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
(16)
Согласно Karamanev (1996 г.) значение C*D может
быть вычислено как:
.
(17)
ПРОВЕРКА РАБОЧИХ ХАРАКТЕРИСТИК
ПОДХОДА TURIAN И YUAN
Как было упомянуто ранее, за эти годы исследователи достаточно полно измерили количество режима по71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
тока пульпы в трубопроводах. В этой работе из двадцати открытых литературных источников, охватывающих
1950–2002 гг., было собрано приблизительно 800 экспериментальных точек. Данные были показаны на экране для определения незавершенности, избыточности
и очевидных погрешностей. Эта база данных широкого
диапазона включает экспериментальную информацию
главным образом о двух режимах, а именно резкого перехода (режим 1) и неоднородного потока (режим 2).
Эти два режима были выбраны, потому что они имеют
большое практическое значение, и весь практический
гидротранспорт выполнен в области неоднородной суспензии, потому что именно она имеет самые низкие перепады давления и, следовательно, требует меньшего
количества потребляемой энергии.
В табл. 1 показаны некоторые из этих данных.
Определение режима. Теперь данные табл. 1 были
подвергнуты расчетам Turian и Yuan, а режимы определялись согласно табл. 2. Из последних двух столбцов
табл. 2 очевидно, что подход Turian и Yuan не приводил
к перспективным результатам и неправильно определял
режимы. Эти скромные результаты послужили причиной этой работы, и была предпринята попытка изучить
новую методику классификации опорных векторов,
чтобы правильно определить режим потока.
ПОДДЕРЖКА АЛГОРИТМА МЕТОДА SVM
Математически метод опорных векторов может быть
определен сравнительно легко. Следующее объяснение
является кратким обзором функционирования метода опорных векторов; для более детального объяснения
предлагается проконсультироваться с одной из нескольких превосходных обучающих программ. Для любой точки, находящейся на нашей границе, мы можем записать:
,
где w – это вектор, определяющий границу, x – это
вход, или вектор данных, и b – это скалярное пороговое значение. На пределах H1 и H2, где расположены
опорные векторы, для них представлены уравнения для
класса A и B соответственно:
и
Среднее значение ошибки
неправильной классификации
МОДЕЛИРОВАНИЕ МЕТОДОМ SVM
В основном, определение режимов является проблемой классификации, и недавно появившийся метод
опорных векторов стал хорошим инструментом для решения проблем классификации. Этот метод можно подразделить на две отдельных части:
• изучение: состоит из обучения методу опорных
векторов с примерами расположения;
• прогнозирование: новые образцы помещаются
туда, где не известен результат.
Каждый пример может быть записан как пара (входвыход), где вход – это набор данных, а выход – их должное каталогизированное представление. Математически
примеры также могут быть рассмотрены как пара (x, y),
где x – это вектор действительных чисел, а выход может
быть булевым значением (значением логической функции типа да/нет, 1/-1, правда/ложь) или действительным
числом. В первом случае мы говорим о проблеме классификации, в последнем – о задаче регрессии.
Для обычных целей группу образцов, которые входят в состав метода опорных векторов, называют обуча-
ющим множеством, тогда как группу, которая содержит
образцы, используемые для прогнозирования, называют тестовым множеством. Это название происходит из
того факта, что обычно ошибку вычисляют на основании всех результатов теста, и это, в свою очередь, измеряет качество системы.
Простыми словами, метод опорных векторов можно
считать способом создания линии, или гиперплоскости
между двумя наборами данных. Если мы имеем дело с двумерным случаем, действие метода опорных векторов легко
можно показать. На рис. 4 показаны серии опорных координат для двух различных классов данных: черные круги
(класс A) и белые квадраты (класс B). Метод опорных векторов пытается провести линейную границу между двумя
различными классами и расположить ее таким способом,
чтобы максимизировать пределы (представлены пунктирной линией). Другими словами, метод опорных векторов
пытается расположить границу таким образом, чтобы
обеспечить максимальное расстояние между границей и
самой близкой измерительной точкой в каждом классе.
Поэтому границу размещают в середине этих пределов
между двумя точками. Ближайшие опорные координаты
используются для определения пределов, они известны
как опорные векторы (представлены серыми кружками
и квадратами). Сразу после выбора опорных векторов остальная часть набора характерных признаков не требуется, так как опорные векторы содержат всю информацию,
необходимую для определения классификатора.
Пространство входов
Пространство признаков
Рис.5. Нелинейное преобразование пространства входов в
многомерное пространство признаков
72
,
Неправильная классификация, %
Экспоненциальная Полиномиальный Линейный
радиальная
базисная функция
Тип базового компонента
Радиальная
базисная
функция
Рис. 6. Метод опорных векторов со средним значением
ошибки неправильной классификации для различных типов
базовых компонентов
№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
где w и b необходимо масштабировать для правильности. Поэтому поскольку опорные векторы соответствуют крайним точкам данных для данного класса, то,
что принадлежит классу A, будет соответствовать уравнению (w.x) + b ≥ и то, что классу B – уравнению (w.x) +
b ≤ – 1 соответственно. При комбинировании этих двух
функций может быть создана функция выбора решения
для определения принадлежности измерительной точки
классу A или B. Это определяется согласно ур. 18:
.
(18)
В попытке найти наилучшую границу между нашими
наборами данных мы фактически пытаемся найти соответствующее решение w. Можно показать, что решение
имеет общий вид [9, 10]:
,
где xi – это опорные векторы, которые не участвовали в обучении.
Подставляя это равенство в ур. 18, мы получаем:
.
(19)
Для линейной границы был создан случай в двух измерениях; однако будут случаи, где линейная граница в
пространстве входов будет неспособна должным образом отделить два класса. Сначала это может показаться
большой проблемой, однако при преобразовании данных в более многомерное пространство возможно создать гиперплоскость, это позволяет провести линейное
разделение при более высокой размерности (которая соответствует криволинейной поверхности при более низком размерном пространстве входов). В методе опорных
векторов это достигается за счет использования преобразования, названного базовым компонентом, который
преобразовывает данные из N-мерного пространства
входов в Q-мерное пространство признаков:
. (20)
На рис. 5 показано возможное влияние, которое это
преобразование оказывает на некоторый фиктивный
набор характерных признаков, и то, как отделимость
данных изменяется после преобразования. Подставляя
это влияние в ур. 19, мы получаем:
. (21)
Превращение преобразований в более многомерное пространство в отношении вычисления скалярного
произведения относительно интенсивно сказывается
на результатах. Для выполнения этих преобразований и
скалярного произведения на одном этапе может использоваться базовый компонент, если разрешенные преобразования ограничены тем, что могут быть заменены эквивалентной функцией базового компонента. Таким образом, возможно сократить вычислительную загрузку,
но сохранить влияние более многомерного преобразования. Функция базового компонента определяется как:
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
.
Подставляя это равенство в ур. 21, мы получаем конечную основную формулу метода опорных векторов:
,
где vi используется как весовой коэффициент для определения того, какие из векторов на входе действительно
являются опорными векторами, т.е., 0 < vi < ∞. Входные
(тестовые) векторы с соответствующими vi ј 0 или 1 не являются опорными векторами и могут быть забракованы
для всех намерений и целей. Базовый компонент, используемый для экспериментов в этой статье, является базовым компонентом радиальной базисной функции (radial
basis function – RBF), определенным согласно уравнению:
.
Ширина параметра базового компонента RBF, s, может быть определена с помощью итерационного процесса, который выбирает оптимальную ширину на основании полного набора характерных признаков. Базовый
компонент радиальной базисной функции выбирается
после проведения многочисленных эмпирических экспериментов, которые определили, что базовый компонент
радиальной базисной функции, как оказалось, предлагает лучшую производительность многих различных базовых компонентов на этом типе данных.
Предыдущее введение охватывает случай составных
данных, для неотделимых данных случай является немного другим. Значения опорных векторов, vi, можно принимать за показатели степени «важности», т.е. каждый
опорный вектор имеет полное определение границы.
Ограничение возможных значений vi, в свою очередь,
ограничивает влияние, которое любой опорный вектор
оказывает на все решения, и может использоваться для
управления свойствами обобщения метода опорных
векторов, сокращая влияние, которое выпадающие значение оказывают на границу, определенную опорными
векторами. Поэтому для случая неотделимости существует ограничение 0 <vi< C.
Для случая отделимости значение C можно считать
равным бесконечности, тогда как для случая неотделимости значение C может быть различно в зависимости
от числа допустимых ошибок в обучаемом решении.
Некоторые ошибки допускаются из-за высоких значений C, тогда как низкие значения C производят более
высокую пропорцию ошибок в решении, несмотря на
сравнительно гладкую границу между классами.
Таким образом, для управления возможностью обобщения метода опорных векторов существует несколько
доступных параметров: ограничивающий член C (также
известный как отбракованный член ошибочной классификации) и параметры базового компонента могут управляться пользователем; число различных параметров
базового компонента зависит от типа используемого
базового компонента, однако для базового компонента радиальной базисной функции используется только
один параметр. Доступные параметры устанавливаются в начале пуска обучения и могут использоваться для
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
изменения (при желании) эксплуатационных показателей метода опорных векторов.
Три основных характеристики алгоритмов метода
опорных векторов таковы:
• во-первых: они обеспечивают выполнение подхода под названием минимизация риска разрушения
конструкции для сокращения ошибки обобщения;
• во-вторых, они воздействуют на пространства
признаков посредством многомерной двойной формулировки в терминах базового компонента;
• и, в-третьих, их прогнозирование основано на гиперплоскостях в этих пространствах признаков, которые могут соответствовать достаточно сложным поверхностям на пространстве входов и могут обрабатывать
выпадающее значение в последовательности обучения
посредством не строгих пределов или мягких труб.
ОБУЧЕНИЕ И ИСПЫТАНИЕ
Обучение методу опорных векторов представляет
собой итерационный процесс, в котором этому методу
дают желаемые вводы с соответствующими им выводами.
Поэтому он стремится изменить его предел, w, и систематические ошибки, b, чтобы испытать и произвести правильный выход (в пределах разумного ошибочного предела). Если это получается, то изучают последовательность
обучения и готовятся к обработке ранее неизвестных данных. Если не получается произвести правильный выход,
то перечитывают вход и снова пытаются произвести правильный выход. Пределы и систематические ошибки немного корректируются во время каждой итерации через
последовательность обучения (известную как цикл обучения), до тех пор, пока соответствующие пределы и систематические ошибки не будут установлены. В зависимости
от сложности исследуемых задач, для правильного определения последовательности обучения для метода опорных векторов могут потребоваться много тысяч циклов
обучения. Как только выход будет правильным, w, и, b,
можно будет использовать с тем же методом опорных
векторов на неизвестных данных для изучения их характеристик. Изучение метода опорных векторов считают
успешным только в том случае, если система может хорошо эксплуатироваться на данных испытаний, которые
не использовались при обучении системы. Эту возможность метода опорных векторов называют способностью
к обобщению.
КЛАССИФИКАЦИЯ НА ОСНОВЕ МЕТОДА
ОПОРНЫХ ВЕКТОРОВ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РЕЖИМА
Разработка определения режима на основе метода
опорных векторов была начата со сбора большого банка
данных. Следующим шагом было выполнение классификации опорных векторов и проверка ее правильности статистическим путем.
Сбор данных.Как было упомянуто ранее, было собрано приблизительно 800 экспериментальных точек из 20 открытых литературных источников, охватывающих 1950–
2000 гг. В табл. 2 показаны некоторые из этих данных, используемых для классификации опорных векторов.
Определение входных параметров. После обширного литературного обзора все физические параметры, которые влияют на определение режима, были помещены
в так называемый «список требований».
74
На основании обширного литературного обзора
входным переменным, таким как диаметр трубы и частиц, концентрация твердых частиц, плотность твердых
частиц и жидкости, вязкость и скорость жидкой среды,
была придана окончательная форма для прогнозирования различных режимов в пульпопроводе. Некоторые
данные входа и выхода, используемые для классификации опорных векторов, показаны в табл. 2.
Классификация опорных векторов. Данное исследование сосредотачивается на классификации и определении двух основных режимов: неоднородной суспензии и
резкого перехода. Эти два режима выбраны преднамеренно, так как перепады давления в режиме неоднородной
суспензии минимальны, а это, таким образом, является самым важным с точки зрения потребляемой мощности.
Разработанный здесь метод также может быть
использован для классификации других режимов.
Первоначально все данные, связанные с этими двумя
режимами, были собраны из открытых литературных
источников. Шесть параметров были идентифицированы как входные (см. табл. 2) для метода опорных векторов и +1/–1 были намечены как цель. Выход определялся как +1 для данных режима потока неоднородной
суспензии и –1 для данных режимов резкого перехода.
Так как величина входных данных сильно отличается
друг от друга, они приведены к масштабу от –1 до +1.
80 % от всего набора данных было выбрано в случайном порядке для обучения, а оставшиеся 20 % был взяты
для проверки правильности и исследования.
Все типы базового компонента, перечисленные
ниже, были изучены, утверждены и проверены на лучшую способность прогнозирования с использованием
банка данных.
Три различных параметра, которые будут оценены
для создания успешной модели классификации таковы:
тип базового компонента, C, параметр базового компонента, т.е. полиномиальная степень, и т.д.
Так как предшествующие сведения не были оценены с точки зрения пригодности специфического значения любого из этих трех параметров, принятая здесь
стратегия является единой. Производительность метода
опорных векторов была основательно оценена для всех
комбинаций параметров.
Различные типы базового компонента
Случай 1............................................................................. Линейный
Случай 2..................................................................Полиномиальный
Случай 3..................Радиальная базисная функция Гаусса (Gauss rbf)
Случай 4.......Экспоненциальная радиальная базисная функция (erbf)
Случай 5................................................................................Сплайны
Случай 6.............................................................................Сплайны B
Все типы базовых компонентов, перечисленные выше,
проверены со всеми комбинациями управления объемом,
C, и степенью базового компонента. Степень базового
компонента варьировалась от 1 до 6, управление объемом
варьировалось от 10 000 до 0,1 (обычно образовывалось
шесть значений: 10 000, 1000, 100, 10, 1 и 0,1). Каждый
пуск проводился с теми же самыми данными обучения и исследования, и процент неправильной классификации (процент ошибок) вычислялся для каждого пуска.
№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: АНАЛИЗ
Статистический анализ прогнозирования метода
опорных векторов основывался на следующих критериях производительности: среднее значение ошибки неправильной классификации (AME) должно быть минимальным.
AME = (количество неправильной классификации в
данных испытаний/общем количестве данных испытаний) ∙ 100.
ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ В РЕГРЕССИИ
После сбора большого банка данных был проведен
исчерпывающий широкий поиск с целью оптимизации
трех параметров метода опорных векторов таким образом, чтобы ошибка прогнозирования, т.е. ошибка неправильной классификации (AME), стала минимальной.
Шаг 1. Начинайте с типа базового компонента (подругому, базовый компонент экспоненциальной радиальной базисной функции (exponential radial basis
function – erbf), примите C за 10 000 и параметр базового
компонента (в данном случае σ) за 1. Выполните алгоритм
метода опорных векторов с 640 обучающими данными и
узнайте процент среднего значения ошибки неправильной классификации на 160 данных испытаний (которые
не использовались как обучающие данные). Повторите
процедуру, изменив параметр базового компонента
с 1 до 6, и установите среднее значение ошибки неправильной классификации для каждого пуска.
Шаг 2. Повторите Шаг 1, изменив C (обычно это шесть
значений: 10 000, 1000, 100, 10, 1 и 0,1; общее количество
пусков 6х6), и вычислите среднее значение ошибки неправильной классификации для каждого пуска. Найдите
значения C и σ, которые дают самое низкое среднее значение ошибки неправильной классификации. Это значение можно рассматривать как самое лучшее возможное
решение для такого специфического типа базового компонента (в данном случае экспоненциальной радиальной
базисной функции), оно представлено на рис. 7.
Шаг 3. Одни и те же данные входа и выхода производятся при всех типах базового компонента, приведенных
в таблице. Шаги 1 и 2 повторяются для всех типов базового компонента и подытожены на рис. 7.
Лучшие эксплуатационные показатели были оценены по среднему значению ошибки неправильной классификации. Другими эксплуатационными параметрами,
а именно, временем выполнения и потребностями в памяти пренебрегают, так как они не важны для этого типа
исследования. На рис. 7 подытожили эксплуатационные
показатели различных базовых компонентов. На рис. 7
явно видно, что базовый компонент экспоненциальной
радиальной базисной функции (erbf) является самым
перспективным, поскольку именно он дает самое низкое
среднее значение ошибки неправильной классификации (1,5 %).
Базовый компонент экспоненциальной радиальной
базисной функции с управлением объемом, C, 10 000 и
значением σ, равным 1, приводит к лучшим результатам среди всех других алгоритмов и прогнозирует скоростные режимы со средней ошибкой 1,5 %. Это можно
рассматривать как очень хорошее типовое соглашение
для широкого диапазона экспериментальных данных по
сравнению с прогнозированием стандартных доступных
моделей специально для потока пульпы.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Повторимся, что все 800 экспериментальных данных, собранных из открытых литературных источников,
были подвергнуты формулам Turian и Yuan для определения режима, и среднее значение ошибки неправильной классификации (AME) составляло 25 %. Данная работа сократила ошибку неправильной классификации
с 25 до 1,5 %. Преимущество настоящего метода заключается в том, что пользователи не должны вычислять CD,
скорость осаждения, число Фруда, R01, R02, R03, R12, R13,
R23 и т.д., как в случае подхода Turian и Yuan для оценки
режима. В существующем подходе режим будет оценен
легко и более точно, исходя из основных данных потока
пульпы (диаметра трубы, концентрации твердых частиц,
скорости жидкости и т.д.), и пользователю не придется вычислять другие, указанные выше параметры. Как
только режим был оценен правильно, соответствующие
соотношения перепада давления (ур. 2–5) смогут использоваться для каждого режима. Это поможет выбирать необходимые соотношения для перепада давления
и точно прогнозировать перепады давления на этапе
проектирования и разработки.
Перевела И. Аммосова
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Turian, R. M., and Yuan, T. F, «Flow of slurries in pipelines», AIChE J.,
23, 232–243, 1977.
2. Agarwal, M., Jade, A. M., Jayaraman, V. K. and Kulkarni, B.
D., «Support vector machines: A useful tool for process engineering
applications», Chem. Engg. Prog, 57–62 (2003).
3. Burges, C., «A tutorial on support vector machines for pattern
recognition», Data Mining and Knowledge Discovery, 2(2), 1–47 (1998).
4. Cherkassy, V., Shao, X., Mulier, F. and Vapnik, V., «Model
Complexity Control for Regression Using VC Generalization Bounds», IEEE
Transaction on Neural Networks, Vol. 10, No. 5, pp. 1075–1089, 1999.
5. Hastie, T., Tibshirani, R. and Friedman, J., The Elements of Statistical
Learning Data Mining Inference and Prediction, Springer, 2001.
6. Scholkopf, B., Burges, J., Smola, A., “Advances in Kernel Methods:
Support Vector Machine,” MIT Press, 1999.
7. Schцlkopf, B., Platt, J. C., Shawe-Taylor, J., Smola A. J. and
Williamson, R. C., «Estimating support of a high-dimensional distribution»,
Neural Comput., 13, 1443–1471, 2001.
8. Smola, A., Murata, N., Schцlkopf, B. and Muller, K., «Asymptotically
optimal choice of epsilon–loss for support vector machines», Proc. ICANN, 1998.
9. Vapnik, V., The Nature of Statistical Learning Theory, Springer
Verlag, New York, 1995.
10. Vapnik, V., Statistical Learning Theory, John Wiley, New York, 1998.
11. Durand, R. and Condolios, E., compterendu des Deuxiemes journees
de L Hydraulique, Paris, societe Hydrotechnique de France, 29–55 (1952).
12. Hsu, F. L, Turian, R. M, Ma, T. W, «Flow of noncolloidal slurries in
pipelines», AIChE Journal, 35, 429–442, 1989.
13. Karamanev, D. G., «Equations for the calculation of the terminal
veolicty and drag coefficient of the solid spheres and gasa bubbles»,
Chemical Engineering Communications, 174, pp. 75–85, 1996.
Sandip Kumar Lahiri (С. К. Лахири) имеет 15-летний
опыт работы в области технического обслуживания
и эксплуатации в нефтехимической промышленности по всему миру. Он имеет степень магистра в
области химической технологии и проводит исследования многофазного потока и вычислительной
гидродинамики (computational fluid dynamics –
CFD). Интересы г-на Лахири включают моделирование, оптимизацию, амплитудно-фазовое преобразование (Amplitude
Phase Conversion – APC) и разработку программируемого датчика.
Kartik Chandra Ghanta (К. Ч. Ганта) является
профессором кафедры химической технологии
Национального института технологии (National
Institute of Technology), Дургапур, Индия. Он имеет 16-летний опыт в области преподавания и исследования. Областями, представляющими интерес для доктора К.Ч. Ганты, являются поток пульпы и моделирование.
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МЕНЕДЖМЕНТ
ПРОГРАММНЫЕ СРЕДСТВА
И КОМПЕТЕНТНОСТЬ
S. Kozma, exida Canada Ltd., г. Калгари (пров. Альберта, Канада)
Рациональная практика, решения, основанные на опыте, и слаженная работа все еще необходимы для успешной
разработки средств обеспечения безопасности
Мы доказали это и проверили опытным путем.
«Это» означает удивительную эффективность, которую обеспечивают программные средства цикла безопасной работы в руках компетентных пользователей. В настоящее время рынок пополняется такими
программными средствами, разработанными специально для того, чтобы снижать потенциальные риски
и поддерживать инструментальные функции безопасности (safety instrument functions – SIF) и системы
управления промышленной безопасностью (safety
instrumented systems – SIS). Также необходимо их
идентифицировать, оценивать, рассчитывать, испытывать и эксплуатировать в соответствии с нормативными требованиями и международными стандартами промышленной безопасности. К сожалению, программные средства могут дать неудовлетворительные
результаты, если находятся в руках неквалифицированного пользователя. Отсюда можно сделать вывод,
что автоматизированные программные инструменты
не могут заменить компетентность.
ОБЩАЯ КОМПЕТЕНТНОСТЬ
В международных стандартах безопасности
Международной Электротехнической Комиссии
(International Electrotechnical Commission – IEC) IEC
61508 и IEC 61511 приводится формулировка, подчеркивающая важность привлечения компетентных лиц
для надлежащей оценки, проектирования и периодической проверки системы безопасности с точки зрения удовлетворения расчетным критериям в течение
всего срока службы.
IEC 61508, часть 1, параграф 6.2.1 утверждает,
«…стороны, привеченные ко всем процедурам, связанным с полным жизненным циклом систем безопасности, жизненными циклами безопасности Е/Е/PE или
программному обеспечению, компетентны в выполнении тех процессов, в которых они участвуют».
IEC 61511 (ISA S84-2004), часть 1, параграф 5.2.2.2 утверждает, «сотрудники, отделы или организации, вовлеченные в жизненные циклы безопасности, должны
быть компетентны для выполнения тех процессов, в
которых они участвуют».
После прочтения этих утверждений, все кажется достаточно логичным, но чем больше Вы читаете о
IEC-стандартах безопасности, тем больше понимаете,
что эти утверждения непригодны для полного определения компетентности, необходимой для разработки
эффективного решения SIS. Конечно, растущее число
76
программных средств жизненного цикла безопасности
помогает убедиться, что с точки зрения математики все
выполнено правильно и последовательно, и сокращены
транскрипционные ошибки. Но с точки зрения компетентности полного жизненного безопасного цикла необходимо знать, какую математику применять, что документировать и как лучше делать это. Более высокий
уровень компетентности обеспечивает необходимое
понимание результатов программного обеспечения,
и что еще более важно, помогает определить, являются ли результаты правильными и эффективными. Это
особенно важно при решении критических первоочередных задач и деятельности, связанной со спецификацией оборудования, так как это является причиной
несчастных случаев на производстве.
Таким образом, прежде чем использовать программные инструменты для автоматического извлечения результатов анализа опасности процесса (process
hazard analysis – PHA) с целью определения заданных
значений уровня сохранности безопасности (safety
integrity level – SIL), сначала следует рассмотреть процессы и общую компетенцию, которые требуются для
надлежащего исполнения этих критических первоочередных задач.
Компетенция РНА. Исследования РНА применяют
доказанные принципы управления риском, чтобы помочь образовать фундамент, на котором можно конструировать безопасные и эффективные процессы.
Часто используемые методы РНА включают:
• анализ контрольных листов;
• анализ DiGraph;
• анализ характера и последствий отказов (failure
modes and effects analysis – FMEA);
• анализ диагностического дерева отказов;
• исследования эксплуатационной безопасности
и пригодности к эксплуатации (hazard and operability
–HAZOP);
• контрольные листы системы безопасности;
• метод «What-if» (оценка последствий неожиданных событий).
Наиболее важным из этих методов является исследование HAZOP. Общей ошибкой является то, что исследования HAZOP концентрируются на вопросах безопасности и окружающей среды. В действительности
50–60 % рекомендаций, получаемых из исследования
HAZOP, сконцентрированы на вопросах, связанных
с качеством продукта и технологической гибкостью
процесса.
№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МЕНЕДЖМЕНТ
Исследования HAZOP базируются на том принципе, что групповой подход к анализу безопасности
позволит идентифицировать больше проблем, чем
объединенные результаты, полученные отдельными
лицами, работающими независимо. Групповой подход
предотвращает отрицательное влияние на процесс или
элемент оборудования (например, инженер-инструментальщик, который хочет изменить заданную точку
отключения, может не знать, каков будет результирующий эффект на всю конструкцию). Групповая работа
также способствует быстрому и эффективному появлению блестящих идей, что расширяет диапазон возможных сценариев и перспектив.
Группа HAZOP обычно состоит из «главных» представителей отделов технологии производства, включая
химиков, технологов, специалистов по контрольно-измерительным проборам и автоматике, техническому
обслуживанию механического оборудования, здравоохранению и безопасности, и других. Под руководством обученного и опытного лидера, группа HAZOP,
как правило, встречается на рабочих совещаниях на
протяжении нескольких дней или недель, методично
изучая наблюдаемый технологический процесс. За
одну встречу изучается маленький сегмент системы
называемый «узел».
Группа изучает параметры технологического процесса (поток, температуру, давление, уровень и т.д.) для
каждого узла, применяя специальные формулировки,
такие как «нет/низкий» или «более/высокий» с параметром «поток», чтобы создать условия отклонения
«нет потоку».
Группа обсуждает возможные последствия условия
«нет потоку» для наблюдаемого узла. В зависимости от
состава группы, полномочий и временных рамок, можно также систематизировать каждую идентифицированную возникающую причину согласно директивам
заданной системы управления рисками, владельца/
оператора.
Группа HAZOP часто документирует возможные
меры предосторожности и корректирующие действия
с пониманием, что эти меры, наряду с другими, позднее будут оценены другими специалистами. Таким образом, действия группы HAZOP могут быть очень существенны. Результаты исследований, проведенных
группой HAZOP, обычно включают:
• идентификацию возможных состояний отклонений;
• идентификацию возможных причин отклонений;
• вероятные наихудшие последствия;
• документацию существующих и возможных
средств обеспечения безопасности;
• действия, направленные на уменьшение риска;
• назначение последующих действий человеку или
группе.
Группы исследования HAZOP идентифицируют
риски, связанные с окружающей средой и безопасностью, но большая часть их работы концентрируется на идентификации путей улучшения качества
продукта и общей технологической гибкости процесса. Аналогично решаются проблемы, связанные
с окружающей средой и безопасностью, что требует
проведения дополнительного анализа для гарантии
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Меры по защите населения в аварийных
ситуациях
Меры по защите персонала предприятия
в чрезвычайных ситуациях
Физическая защита (препятствие)
Приборы физической защиты
Автоматические действия SIS или ESD
Общая тревога, операторский контроль и
ручное вмешательство
Базовые системы управления, аварийные
технологические сигналы и операторский
контроль
Разработка производственного процесса
Типичные независимые уровни защиты
того, что предложенные профилактические и/или
смягчающие защитные меры являются адекватными.
Компетентный руководитель подчеркнет наилучший
баланс идентификации, технического решения и делегирования функций, тогда как автоматизированные
программные средства просто позволяют руководителю (иногда некомпетентному) проглядывать информацию, не выявив проблемы, которые неизбежно будут
обнаружены позднее.
КОМПЕТЕНЦИЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ SIL
Следующая критическая первоочередная задача
связана с циклом безопасной работы, которая строится
непосредственно на результатах РНА. Целевое определение SIL – это первый шаг в проекте, спецификации,
монтаже и эксплуатации любой SIS, которая может
быть необходима для управления рисками, идентифицированными в PHA. Определение SIL или выбор цели
SIL – это процесс смягчения риска отрицательных
последствий, необходимый для достижения приемлемого уровня.
Стандарты безопасности IEC предлагают ряд методов определения SIL, но большинство экспертов по
системам безопасности одобряют проведение анализа
защиты (layers of protection analysis – LOPA) (см. рис.).
Этот анализ, как неоднократно доказывалось, является эффективным методом оценки пригодности
независимых уровней защиты (independent protection
layers – IPL), таких как:
• тревоги с ответом определенного оператора;
• основные системы управления производственным процессом;
• взрывозащитные стены и ограды;
• система пожаротушения;
• устройство для понижения давления;
• SIS;
• стандартный режим эксплуатации.
LOPA – это не только понятие оценки риска или
опасности, это средство детального проектирования,
которое основывается на принципе, установленном в
процессе проведения PHA.
Используя частоту исходных событий (инициирующих факторов), известных как вероятность сбоя
«по требованию» (probability of failure on demand –
PFD), LOPA оценивает риск каждого рассматривае77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МЕНЕДЖМЕНТ
мого варианта развития событий. Основные действия
и документация, требуемые для выполнения LOPA,
включают:
• четкое определение всей стандартной документации (т.е. PHA, конструкции предохранительной мембраны, клапана избыточного давления и акты технического осмотра, включая даты и число проверок);
• четкое документирование связи между определенными отклонениями процесса (т.е. определения,
проводимые во время анализа внештатных ситуаций)
и варианты развития опасностей;
• использование регламентирующих общепринятых данных на производстве, чтобы установить приемлемую и прослеживаемую частоту и норму отказов для
каждого устройства, системы и/или сотрудника, включенного в решения, снижающие опасность;
• использование принятых данных на федеральном, местном и отраслевом уровне для определения
вероятных последствий для окружающей среды и безопасности каждого сценария идентификации опасности;
• использование принятых компанией данных, чтобы определить вероятное экономическое воздействие
каждого сценария идентификации опасности;
• идентификация каждого IPL, который может предотвратить и/или смягчить каждую инициирующую
причину;
• гарантия, что каждый рассматриваемый IPL независим, специфичен, безотказен и проверен;
• сбор рекомендаций с обоснованно детализированной документацией реализации.
Этот последний пункт удивляет многих специалистов, но анализ LOPA не всегда определяет смягчающее решение на каждый идентифицированный риск.
Вместо этого, LOPA определяет наполовину множественные возможности, таким образом, чтобы проектная
группа могла принимать информированные решения.
Ключевые преимущества использования LOPA над
другими определенными методологиями SIL заключаются в следующем:
• обнаружить дополнительные риски, не выявленные другими методологиями;
• обеспечить эффективные, цифровые средства решения для достижения оптимального варианта;
• помочь идентифицировать приемлемые и наименее дорогостоящие альтернативы уменьшения риска,
такие как производственные изменения либо добавить
дополнительные защитные уровни;
• обеспечить четкую связь между идентифицированными опасностями и действиями по уменьшению
риска.
Слепое следование автоматизированным программным меню без детального понимания метода
ставит все эти преимущества под сомнение, и что
более важно, подвергает весь персонал предприятия
еще большему риску. Аналогично, использование
такого автоматизированного программного обеспечения для полного объединения действий HAZOP и
LOPA в одно целое, что может быть связано со значительными проблемами. Вместо того чтобы ускорить
процесс, это может дать противоположный эффект и
вызывать просчеты, определение и устранение кото78
рых связано со значительными затратами времени и
усилий.
КОМПЕТЕНЦИЯ ИНТЕГРАЦИИ
Принятие в международном масштабе стандартов
безопасности IEC связано с разработкой все большего числа инструментальных программных средств.
Некоторые из этих программных инструментов «сертифицированы» независимыми третьими сторонами.
Это означает, что программное обеспечение испытано и проверено с точки зрения точного выполнения
расчетов, которые оно должно выполнять по утверждению производителя. В руках опытных пользователей, каждое из этих средств программного обеспечения может повысить эффективность и предотвратить
возникновение случайных ошибок вычисления и автоматической транскрипции. Но секрет заключается
в понимании, когда и как использовать эти средства,
и как лучше объединить их в общий технологический
процесс. Понимание вероятности математики не показывает уровень компетентности, требуемый для
выполнения LOPA. Просто уметь прочесть список
параметров и направляющих слов не обеспечивает
HAZOP. И простое объединение между собой двух
методов не создает эффективный технологический
процесс.
Перед тем как получить представление об использовании программного инструмента для извлечения
результатов РНА для «автоматического» вычисления
заданной величины SIL, примите во внимание следующие факторы:
• список рисков относящихся к безопасности и
охране окружающей среды, созданной командой
PHA;
• компетентность людей, которые участвовали в
PHA.
Попробуйте ответить на следующие вопросы.
• Вы уверены, что список идентифицирует все
возможные вероятности уменьшения риска?
• Располагает ли группа РНА средствами для оценки всех возможных рисков?
• Имеет ли руководитель РНА достаточно времени для разработки ряда смягчающих решений для
каждого риска?
Если вы ответили «нет» даже на один из этих вопросов, требуемый уровень компетенции показывает,
что вы не готовы действовать, используя инструмент
определения SIL.
Перевела В. Залесская
Sam Kozma (С. Козма), управляющий партнер компании exida Canada Ltd (филиал, г. Калгари, пров.
Альберта, Канада). В настоящее время он ответственен за технологическую безопасность, расчет автоматической системы безопасности и верификацию
проектов. S. Kozma окончил Технологический институт Южной Альберты по специальности электрических технологий. До работы в компании exida
Canada Ltd, S. Kozma владел компанией современных технологий
безопасности. Он имеет более чем 20-летний опыт работы в области
систем безопасности, включая различные процессы в нефтегазовом
секторе Западной Канады. S. Kozma является сертифицированным
экспертом по функциональной безопасности и активно задействован в деятельности нескольких Канадских комитетов по функциональной безопасности.
№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МЕНЕДЖМЕНТ
ДЕСЯТЬ СЕКРЕТОВ
УСПЕШНОСТИ И ЛИДЕРСТВА
D. M. Woodruff, Management Methods, Inc, г. Декейтер
Эти стратегии разработаны для усовершенствования организации
и взаимоотношений руководства с персоналом
Лидерство – это персональное качество, в то время как менеджмент – это управление процессами и
постановка задач. Как говорил президент США и известный военачальник Д. Эйзенхауэр: «Лидерство –
это искусство заставлять других делать то, что ты хочешь, так, чтобы они думали, будто сами хотят делать
это». В конечном счете, лидерство – это искусство
строить взаимоотношения с людьми. Десять секретов, рассмотренные в статье, помогут научиться лучшему взаимодействию с людьми, и усовершенствовать взаимоотношения.
Лицо, занимающее руководящую должность в
нефтехимической отрасли, очень важно, поскольку идет речь о сотрудниках, подчиняющихся ему.
Случается, что инженеры, специалисты по техническому обслуживанию и другой технический персонал
оказываются в роли руководителей в силу того, что
их назначают руководителями проекта или привлекают в качестве связующего звена с подрядчиками,
даже если они официально и не занимают руководящей должности внутри компании.
ЛУЧШИЕ КАЧЕСТВА РУКОВОДИТЕЛЯ
Основные качества руководителя – это честность
и принципиальность. Специалисты компании исследовали деятельность более пятисот руководителей на
своих рабочих местах, и пришли к выводу, что честность это основополагающий фактор. Успешные лидеры знают о важности доверия и построения взаимоотношений. Успех в работе, в первую очередь, достигается за счет личностных взаимоотношений, а не
из-за занимаемой должности.
Руководители связаны определенными внешними факторами, которые включают политику,
правила, законы, денежные отношения, но акцент
лидерства следует поставить на построении отношений, основанных на честности и принципиальности. Соблюдая основные принципы честности и
принципиальности, успешные руководители знают и применяют 10 секретов, которые помогают им
организовать работу компании так, чтобы ее делали
сотрудники, которые стремятся к тому, чтобы работа
была сделана правильно и в срок. Эти 10 секретов руководства помогут вам работать более результативно
с вашими подчиненными, руководителями, заказчиками и поставщиками (рис. и табл.).
Итак, вот десять секретов, которых придерживаются успешные лидеры.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Секреты успешного лидерства
Секрет № 1
Правильно общайтесь с людьми
Секрет № 2
Определите ваши задачи для каждого
работника
Секрет № 3
Определите перспективы и четко
формулируйте их
Секрет № 4
Четко определяйте полномочия
Секрет № 5
Уделяйте внимание деталям
Секрет № 6
Оценивайте варианты
Секрет № 7
Задавайте правильные вопросы
Секрет № 8
Знайте, когда делать исключения
Секрет № 9
Будьте решительны
Секрет № 10
Дайте сотрудникам понять, что вы о них
заботитесь
СЕКРЕТ № 1. ПРАВИЛЬНО ОБЩАЙТЕСЬ С ЛЮДЬМИ
Успешные лидеры стараются заслужить уважение сотрудников, находящихся у них в подчинении, и
тех, с которыми они непосредственно работают. Это,
прежде всего, линейные руководители, наемные работники, коллеги по работе, заказчики и поставщики.
Отношение, которое проявляют служащие к своему
руководителю, основано на качествах и действиях
непосредственно самого руководителя. Отношение
наемных работников является самым важным для успеха руководителя и производительности. «Главный
секрет» состоит в том, чтобы обращаться со всеми
людьми с уважением и рассматривать их как личности. Относитесь к людям так, как вы хотели бы, чтобы
относились к вам.
СЕКРЕТ № 2. ОПРЕДЕЛИТЕ ВАШИ ЗАДАЧИ
Каждый работник должен и имеет право знать,
что ожидает от него руководитель. Менеджеры (руководители) обязаны определить и сообщить задачи,
поставленные каждому работнику. Если этого не сделать, это может привести к разочарованию и плохой
работе. Если вы хотите предотвратить стресс и разочарование, озвучьте свои ожидания.
Наиболее важными для работника являются пять
или шесть основных требований, которым должно
удовлетворять лицо для успешного выполнения своей работы. Это не означает подробное описание ра79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МЕНЕДЖМЕНТ
бочих заданий, а скорее основные требования для
успешной работы. Просто возьмите лист бумаги и
напишите фамилию каждого работника в одной колонке и его функции в другой колонке. Далее вам
надо озвучить работнику его функции в беседе один
на один. Это является главным для успешного руководства и относится к одному из наиболее недооцениваемых секретов руководителями всех уровней на
сегодняшний день.
СЕКРЕТ № 3. ОПРЕДЕЛИТЕ ПЕРСПЕКТИВЫ
И ЧЕТКО ФОРМУЛИРУЙТЕ ИХ
Перспективы означают планирование действий
на будущее и обеспечение долгосрочного прогноза
для организации. Потратьте время, чтобы составить
план на завтрашний день. Смотрите на 5 или 10 лет
вперед, прогнозируйте, что должно произойти в вашем структурном, профильном подразделении или
во всей организации, чтобы и дальше успешно развиваться. Перспективы определяют общее направление для организации. Они дают людям понимание
будущих задач. Четкое формулирование перспектив
поможет вашим сотрудникам сохранять курс в трудные времена.
СЕКРЕТ № 4. ЧЕТКО ОПРЕДЕЛЯЙТЕ ПОЛНОМОЧИЯ
Определение полномочий – это эффективный способ распределения обязанностей, основанный на компетенции ваших сотрудников. Сегодня большинство
менеджеров перегружено работой и, несмотря на
это, они не осознают важность эффективного определения полномочий. Только успешные менеджеры
знают, как правильно должен происходить этот процесс. Руководитель распределяет задания и оставляет
работника один на один с заданием. Неэффективные
руководители берут «львиную долю» обязанностей
на себя, они всегда заняты, и поэтому не в состоянии
справиться с тем или иным поручением.
Очень часто руководители определяют задачу, не
до конца объяснив работнику его цель. Формулируя
задания необходимо знать, что работник понимает,
что именно ему следует делать. Трудно определять
всю работу, потому что повышается вероятность
ошибок, и руководитель несет ответственность за все
происходящее в его подразделении. Важно осознать,
что невозможно эффективно решать задачи в коллективе, когда всю работу делает только один человек.
СЕКРЕТ № 5. УДЕЛЯЙТЕ ВНИМАНИЕ ДЕТАЛЯМ
Детали, о которых мы говорим, очень важны.
Успешный лидер внимательно относиться к деталям,
особенно когда вопрос касается работников или заказчиков. Менеджеры должны быть ознакомлены с
деталями, особенно при реализации масштабных проектов. Неправильно, если руководители сознательно
не уделяют внимания важным моментам и мелочам.
Конечно, нет необходимости чрезмерно вникать в
мельчайшие детали, лишний раз при этом отвлекая
сотрудников и, тем самым теряя нить руководства
компанией. К примеру, при реализации масштабного
проекта нефтегазоперерабатывающей отрасли, безопасность технологических процессов всегда находит80
Линейные руководители, и менеджеры
Коллеги по работе
Политика,
правила,
законы
Служащие
Вы
Взаимоотношения
Заказчики
Поставщики
Честность
и принципиальность
Финансы
Модель лидерства
ся в центре внимания. Существует множество других
деталей, которые также не следует упускать из виду.
И даже такой вопрос, каким образом материалы подрядчика будут разгружены на участке, мог бы стать
проблемой, если заранее тщательно не рассмотрен
на стадии планирования. Это наглядный пример, чтобы сделать идею понятной.
Серьезные проблемы на рабочем месте будут решены. Иногда, благодаря выявлению мелочей можно
предотвратить серьезные проблемы. «Даже маленький камушек в ботинке способен причинить большие
неудобства».
СЕКРЕТ № 6. ОЦЕНИВАЙТЕ ВАРИАНТЫ
Варианты отражают возможные способы действий для решения проблемы, ситуации на рабочем
месте. Неудача часто становится следствием однобокого подхода к проблемам. Непонимание возможных
вариантов может привести к еще большему риску в
некоторых ситуациях.
Фокусирование внимания имеет большое значение. Но менеджеры должны практиковать разработку альтернативных решений при возникновении
проблем или сложных ситуаций. Разработка приемлемых альтернатив позволит идентифицировать многосторонние подходы к определенной проблеме или
ситуации. Методика разработки альтернативных решений поможет лучше понять суть проблемы и найти
лучший, нестандартный выход.
В большинстве ситуаций, с которыми сталкивается менеджер, возможны решения или действия.
Успешный менеджер разработает альтернативы, которые позволят ему подойти к проблеме объективно,
а не остановиться на одном решении или плане действий. Поощрение тех, кто предлагает вам несколько
вариантов при обсуждении проблемных ситуаций,
позволит привлечь и заинтересовать компетентных
сотрудников.
СЕКРЕТ № 7. ЗАДАВАЙТЕ ПРАВИЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
Умение задавать правильные вопросы может сделать сотрудника более успешным лидером. Конечно,
обычное «Почему?», заданное приблизительно пять
раз, может помочь нам добиться истины. Обычно мы
постигаем суть дела с третьей или четвертой попыт№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: МЕНЕДЖМЕНТ
ки. Однако можно задавать и другие вопросы, которые рассмотрены ниже.
• Каковы суммарные результаты вашей коммерческой деятельности в сравнении с поставленными
на этот год целями?
• Достигло ли ваше предприятие необходимого
уровня безопасности в этом году, или было зарегистрировано несколько случаев оказания первой помощи, несчастных случаев или травм с потерей трудоспособности?
• Разработан ли процесс оценки соответствия
нормативным требованиям, которые влияют на деятельность вашей организации?
• Провели ли вы проверку соответствия и документировали ли ее?
• Эффективны ли ваши действия по исправлению
недочетов и ошибок?
• Удовлетворяете ли вы ожиданиям ваших заказчиков?
• Подходящее ли сейчас время для оценки степени удовлетворения потребителей?
Лидерам необходимо составить список ключевых
вопросов, касающихся деятельности вашей компании, профильного подразделения, рабочей группы
или команды – это поможет оценить «жизнеспособность» организации. Вопросы, изложенные выше,
просто являются «стартерами идей». Составьте свой
собственный список ключевых вопросов и сосредоточьтесь на них. Проверьте динамику изменения условий. Это полезная практика, которая позволит Вам
более ясно понимать те ситуации, с которыми вы постоянно сталкиваетесь.
СЕКРЕТ № 9. БУДЬТЕ РЕШИТЕЛЬНЫ
Как сказал генерал Дж. Патон: «Находясь у власти, властвуй». На любом предприятии, работники надеются на лидеров, которые будут принимать решения, основанные на анализе текущего момента, а не
на безответственных решениях. Итак, если Вы лидер,
командуйте!
Нехорошо, когда сотрудникам приходиться ждать
руководителей, которые постоянно откладывают принятие решений. Слишком часто, менеджеры предприятий своим поведением провоцируют регресс за
счет пассивного отношения к ситуации. Сотрудники
не уважают пассивных руководителей.
Проанализируйте и примите на вооружение процесс принятия решения. Своевременно принимайте
эффективные решения. К примеру, определите проблему или ситуацию, изучите факты, изыщите дополнительные возможности, при необходимости получите нужную информацию, оцените последствия и
примите решение.
СЕКРЕТ № 8. ЗНАТЬ, КОГДА ДЕЛАТЬ ИСКЛЮЧЕНИЯ
Исключением является случай, когда в интересах работника, клиента или просто по служебной необходимости, преднамеренно изменяется методика
действий, внутренний распорядок или правила работы. Несмотря на всю важность соблюдения на предприятии правил внутреннего распорядка, возникают
ситуации, когда их соблюдение создает проблемы сотруднику, заказчику и т.д.
Жизненный опыт показывает, что грамотный менеджер осознает, с какой целью он делает эти редкие
исключения. И если это происходит, то должны быть
представлены разумные объяснения. Проблема, конечно, состоит в том, что менеджер должен осознать
всю ситуацию, и взять на себя весь этот допустимый
риск. Когда исключение все же сделано, ситуация
должна быть документально зафиксирована и четко
разъяснена всем заинтересованным сторонам. Но для
соблюдений правил безопасности исключений быть
не должно.
Мы говорим о методике, которая иногда не только
не соответствует каждой вероятной ситуации, но, возможно, не была усовершенствована. Исключения, которые не обоснованы или нечетко сформулированы,
обычно ведут к недопониманию, создавая нежелательные прецеденты. Таким образом, четкие формулировки являются существенным фактором. Также, если
порядок или правила должны быть изменены, документируйте изменения и вносите поправки.
РУКОВОДИТЕЛЬ БУДУЩЕГО
Быть успешным лидером – это задача, требующая
отдачи всех сил. С каждым годом эта задача усложняется. Истощающиеся ресурсы, нормативно-правовое
соответствие, экономика и многие другие внешние
факторы предъявляют к роли лидера все более и более жесткие требования. Исторически сложилось,
что в нефтегазоперерабатывающей индустрии, на
всех уровнях, работают успешные руководители.
Однако очень важно подготовить руководителей
нового поколения, обучая новым методам, которые
позволят наиболее эффективно работать в будущем.
Применение этих 10 секретов, позволит Вам обеспечить успешный карьерный рост в течение вашей трудовой деятельности.
Перевела В. Залесская
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
СЕКРЕТ № 10. ДАЙТЕ СОТРУДНИКАМ ПОНЯТЬ,
ЧТО ВЫ О НИХ ЗАБОТИТЕСЬ
Напоминание о выполнении обязательств позволяет сотрудникам понять, что вы заботитесь о том,
чтобы служебное поручение было выполнено должным образом. Для лучшей результативности обратитесь к ним с вопросом, как продвигается работа и
каковы результаты. Это позволяет сотруднику быть
уверенным в важности выполняемой им работы.
Основная задача руководителя проявлять заботу о
своих подчиненных.
Davis M. Woodruff (Д. М. Вудрафф) основатель и
президент «Management Methods, Inc», консультационной компании по вопросам управления,
г. Декейтер (шт. Алабама, США). Эксперт, лектор,
и автор многих трудов. Г-н Вудрафф является признанным специалистом в обучении специалистов.
С 1984 г. г-н Вудрафф имеет постоянных клиентов
во многих странах. Он автор нескольких работ и
множества статьей. Г-н Вудрафф дипломированный специалист в области химической технологии, (Университет
г. Оберн,) а также дипломированный консультант по вопросам
управления, и обладает разрешением заниматься деятельностью инженера-консультанта в штате Алабама. Связаться с г-ном
Д. М. Вудраффом можно по адресу: www.DavisWoodruff.com.
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
КОНТРОЛЬ ЗАГРЯЗНЕНИЯ
ЭКОЛОГИЧЕСКИ ЧИСТОГО
ВОЗДУХА И ВОДЫ
K. R. Tarbert, Siemens Water Technologies, Хьюстон, штат Техас
Рециркулированный отработанный активированный уголь может принести экономические и экологические выгоды
В настоящее время НПЗ сталкиваются с необходимостью очистки, связанной с разработкой все более
и более строгих обязательных требований и улучшением качества продукта. Традиционная технология
активированного угля остается экологически эффективным методом на НПЗ для соответствия постановлениям федеральных органов, органа штата и местных органов, а также управлением потребностями
очистки продукта.
Активированный уголь успешно используется на
обычном НПЗ. В настоящее время цена на чистый активированный уголь возрастает, однако возобновляется
интерес и к другим экологическим решениям с целью
использования угля, таким как замещающий чистый
активированный уголь с регенерированным углем.
Регенерированный уголь – это отработанный
уголь, который повторно рециркулируется после восстановления при очень высоких температурах.
ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕИМУЩЕСТВА
Наиболее важным преимуществом использования
регенерированного угля является экономия в расходах. Рециркуляция угля снижает эксплуатационные
расходы, поскольку расходы от регенерированного
угля обычно на 20–40 % ниже по сравнению с ценой
чистого угля. К тому же, некоторые установки также зарабатывают экологические кредиты, выдаваемые органами государственного регулирования для
минимизации отходов. Процесс регенерации заканчивается системой контроля за адсорбированными
загрязняющими веществами, тем самым оценивая
задолженность, связанную с обработкой и удалением
отработанного угля. Регенерированный уголь считается восстанавливаемым источником.
ПРОЦЕСС РЕГЕНЕРАЦИИ
Термическая регенерация использует поток и высокие температуры для удаления и распада тех органических соединений, которые адсорбируются на угле.
На рис. 1 показана типичная установка регенерации.
Процесс регенерации ставит перед собой три цели:
• восстановление уровня активности отработанного угля как можно ближе к первоначальному;
• поддержание внутренней структуры пор среды;
• минимизацию потерь продукта вследствие газификации и изнашивания.
Во время регенерации обработки сточных вод на
очистном сооружении в печи температура и состав
82
газа должны тщательно контролироваться с целью
получения желаемого качества регенерированного
угля. Обычно процесс регенерации состоит из трех
этапов:
Этап 1. Т = 93–260 °C.
Уголь осушают и более летучие органические вещества (вещества с низкой точкой кипения) улетучиваются из отработанного угля.
Этап 2. Т = 204–649 °C.
На поверхности угля наблюдается пиролиз органических веществ с более высокой точкой кипения.
Этап 3. Т = 732–982 °C.
Происходит газификация осадков пиролиза.
Газы регенерации, содержащие летучие органические вещества и осадки, выходят из печи, в которой они проходили через камеру дожигания с целью
минерализации всех оставшихся органических соединений. Неорганические газы удаляются через установку для сжигания отходов.
Рис. 1. Завод с многоподовыми печами в г. Паркер, шт. Аризона
№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
Для термальной регенерации угля используются
два типа печей: многоподовые печи и вращающиеся. При этом каждый вид печи имеет свои преимущества:
Многоподовые печи имеют следующие характеристики:
• высокую степень контроля процесса регенерации, особенно атмосферы печи в отношении потока
и использования газа;
• сокращение потерь вследствие газификации;
• сокращение потерь от физического износа;
• высокий КПД при потреблении энергии на единицу продукции;
• более активное взаимодействие угля/газа.
Вращающиеся печи имеют следующие характеристики:
• гибкую обработку;
• полный разрыв между выпусками продукта;
• эксплуатацию и обслуживание требуют меньше
опыта оператора по сравнению с многоподовыми печами;
• потребность в меньшем количестве трудовых ресурсов и стоимости технического обслуживания оборудования по сравнению с многоподовыми печами.
Решение о том, какой тип печи выбрать для использования определяется такими факторами, как
источники топлива, требования эксплуатационной
гибкости, местные технологические источники и ограничения выбросов.
ОЦЕНКА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
РЕГЕНЕРАЦИИ УГЛЯ
Производительность регенерации угля можно оценить несколькими способами, включая йодное и бутановое числа. Эти стандартные испытания на поглощающую способность, разработанные Американским обществом по испытанию материалов (American Society of
Testing Materials – ASTM) и Американской ассоциацией водопроводных сооружений (American Water Works
Association – AWWA) проводятся для сравнения регенерированного угля с первичным углем. Однако в некоторых случаях сравнение с эффективностью удаления
запланированных соединений. С этой целью следует
использовать изотермы или быстрое испытание малого масштаба (rapid small scale column test – RSSCT), в
процессе которого сравнивается эффективность адсорбции регенерированного и первичного угля с образцом
потока воды, поступающей на очистку.
Эксплуатация регенерации. Многие поставщики
обеспечивают услугами по регенерации. Под потребности пользователей подходят различные программы, перечисленные ниже.
Реагирование и восстановление – это полностью
контролируемая программа, в процессе реализации
которой удаляется, восстанавливается и задействуется повторно для многократного использования в том
же состоянии весь активированный уголь. Чаще всего
эта программа применяется для питьевой воды. Уголь
отделяется от другого отработанного угля во время
регенерации и хранения. Первичный уголь используется для балансировки обычных потерь, имеющих
место при обработке и регенерации для обеспечения
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
возврата покупателю 100 % от первоначального количества уголь.
Активация бассейна – это программа, посредством которой отработанный уголь отделяется, а затем накапливается по используемому типу (паровая
фаза/жидкая фаза) и размеру ячеек. Этот накопленный уголь затем может быть продан для использования в качестве заменителя первичного угля с целью
снижения операционных затрат.
Техническое обслуживание в условиях эксплуатации, связанное с программами регенерации, включает профилирование отработанного угля, удаление и
упаковку отработанного угля; безопасное и/или опасное удаление отходов и транспортировку на завод для
регенерации (или на завод для регенерации опасных
отходов для осмотра сосудов с углем и их мелкого ремонта в случае необходимости и перегрузку сосудов
с регенерированным углем). Поставщики, выполняющие услуги по регенерации, могут предложить сертификат на каждый груз в соответствии с отработанным углем, который рециркулировал в соответствии
с нормативными документами: Закона о сохранении
и восстановлении ресурсов (Resource Conservation
and Recovery Act – RCRA) и Национальным стандартом выбросов опасных загрязнителей в атмосферу (National Emission Standards for Hazardous Air
Pollutants – NESHAP).
Перед регенерацией отработанный уголь необходимо профилировать и протестировать для обеспечения эффективной и безопасной регенерации.
Обычно заполняют шаблон по отработанному углю
и берут небольшой образец отработанного угля для
испытания. Использование на определенных заводах некоторых примесей, таких как полихлордифенилы (polychlorinated biphenyls – PCBs), необходимо избегать.
ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕИМУЩЕСТВА
Кроме рециркуляции отработанного угля и утилизации отходов в окружающую среду, регенерация может предложить другие экологические преимущества. Например, удаление осадка, в котором
отработанным углем оперируют как безопасными
отходами и освобождают от опасных отходов, описанных в правиле 40 «Свода федеральных нормативных актов», часть 262 (Code of Federal Regulations
– CFR). Удаление осадка применяется только к отработанному углю в том случае, когда производитель
отработанного угля имеет намерение отправить его
на НПЗ, где данный материал будет регенерирован
для повторного использования. Как определено правилом 40 «Свода федеральных нормативных актов»,
часть 260, «осадок обозначается как любые твердые,
полутвердые или жидкие отходы, образованные в
результате деятельности заводов по очистке сточных
вод, установок по очистке запасов воды или контроля
загрязнения атмосферного воздуха, исключительно
из обработанных промышленных отходов с завода по
очистке сточных вод».
Агентство по охране окружающей среды
(Environmental Protection Agency – EPA) в дальнейшем обеспечит систематизацию отработанного угля
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
как осадка, когда он содержит не указанные в списке
опасные отходы и возвращается на завод по регенерации. Поскольку отработанный уголь для данных
применений соответствует определению осадка, он
не считается твердыми отходами и поэтому не относится к опасным отходам.
Удаление осадка должно происходить согласно
государственному правительственному природоохранительному законодательству. Для получения
одобрения заявки на удаление осадков НПЗ должен
связаться с государственным природоохранным регулятивным органом.
Отработанный уголь, профилированный Законом
о сохранении и восстановлении ресурсов для удаления осадков, может транспортироваться и как опасное вещество, регламентированное Министерством
транспорта (Department of Transportation – DOT), и
как нерегламентированное DOT. Выбор зависит от
количества опасного вещества в одном контейнере.
Если это количество равно или превышает отчетное
количество (reportable quantity – RQ) опасного вещества, отработанный уголь является опасным веществом 9 класса опасности, регламентированным
Министерством транспорта США. Если это количество меньше, отработанный уголь не регламентируется Министерством транспорта США.
РАССМОТРЕНИЕ КОНКРЕТНОГО СЛУЧАЯ
НПЗ в шт. Вашингтон использует отработанный
уголь для выполнения природоохранных требований на выбросы летучих органических соединений. НПЗ использовал первичный уголь во многих
угольных адсорберах, что связано с выбросами летучих органических соединений в канализационные выходные отверстия и на установку очистки
стоков. В соответствии с Национальными стандартами на выбросы опасных загрязнителей в атмосферу требуется 95%-ное сокращение летучих органических соединений (или 98%-ное сокращение
бензола) от выбросов газа при различных условиях
на заводе. К обслуживания таких угольных фильтров на НПЗ привлечено значительное число рабочих. Кроме того, НПЗ ежегодно транспортирует
приблизительно 200 000 фунт (1 фунт = 0,453 кг)
груза опасного отработанного угля по морю к утилизационной установке для захоронения отходов
или мусоросжигания.
Благодаря этому НПЗ стремится снизить затраты,
количество опасных отходов и риски для безопасности.
РЕШЕНИЕ
После установки систем по очистке воды НПЗ
принимает окончательное решение о нормировании, чтобы значительно сократить затраты, снизить угрозу безопасности и устранить количество
опасных отходов на объекте. Решение заключается
в новых стандартизированных адсорберов активированным углем для сокращения различных типов
используемых адсорберах. Адсорберы монтируются и транспортируются по морю к установке поставщика в другую часть Вашингтона, где заменяют
уголь; затем чистые фильтры снова транспортируют морем на НПЗ. Поставщик обеспечивает услуги
по регенерации отработанного угля и чистый регенерированный уголь для перезагрузки емкостей.
РЕЗУЛЬТАТЫ
Новая комбинация «системы/услуги» позволяет
более эффективно заменять емкости адсорберов по
ограничениям временных рамок для реализации решения (8 или 24 ч). Поскольку отработанный уголь регенерируют, он считается осадком для удаления или
безопасным осадком. Соответственно НПЗ может
полностью исключить транспортировку и удаление
опасных отходов от переработки и будет соответствовать природоохранным требованиям по обработке отработанного угля, так как уголь будет регенерирован
вместо захоронения отходов или отправки на мусорную свалку. НПЗ также будет повышать безопасность
своих работников. В связи с этими факторами НПЗ
планирует ежегодное сокращение затрат приблизительно на 300 000–500 000 долл.
Рис. 2. Активированный уголь остается экономически-эффективной
технологией обработки воздуха, воды и очистки
84
ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЦИИ
Достижение нормативного соответствия с учетом эксплуатационной рентабельности и качества
производимых продуктов в процессе переработки
на НПЗ может иметь много перспектив, но при этом
требовать большого напряжения. К счастью, для уда№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
ления органических примесей и активированного
угля существует испытанная, надежная технология.
Использование регенерированного угля обеспечит
принятие экономически эффективного и экологически благоприятного решения для специалистов в области нефтепереработки.
ПРИМЕНЕНИЕ АКТИВИРОВАННОГО УГЛЯ НА НПЗ
Активированный уголь – это универсальное адсорбционное вещество, имеющее несколько традиционных сфер применения на стандартном НПЗ.
Регуляторные соответствия и улучшения качества
продукта являются двумя основными ведущими
показателями для использования активированного
угля. Традиционными областями являются.
Обработка и контроль газовой фазы летучих органических соединений (volatile organic compound –
VOC). Соответствие норме на бензол Национальных
стандартов выбросов опасных загрязнителей в атмосферу (NESHAP) или местных нормативных актов на
выбросы в атмосферу стимулирует необходимость
контроля летучих органических соединений в канализационных трубах, защищенных сепараторами Американского нефтяного института (American
Petroleum Institute – API) и установками с пневматической флотацией (флотацией растворенным воздухом), резервуарами для хранения нефтепродукта
и другими источниками. Адсорберы могут использовать и чистый уголь в виде шариков на угольной основе или в виде гранул на основе скорлупы кокосового
ореха (материала для приготовления активированного угля), и регенерированный уголь
Регенерация пара/растворителя. Экономически
доступные продукты на НПЗ и в терминалах могут
регенерироваться с помощью систем с переменным
давлением и систем с переменной температурой,
которые используют активированный уголь. Тип
угля выбирается в зависимости от точки кипения
растворителя; летучие растворители часто нуждаются в микропористом угле (например, на основе
скорлупы кокосового ореха), тогда как более высококипящие растворители нуждаются в крупнопористом угле (на угольной основе). Желательно
использовать уголь с более высокой работоспособностью (обладает эффективными циклами адсорбции/десорбции).
Удаление сероводорода. Высокосернистая нефть
часто является источником выбросов сероводорода
(H2S). Удалять сероводород могут особые сорта угля
(прокаленный или каталитический).
Обработка сточной воды. Активированный
уголь может помочь специалистам в области нефтепереработки соответствовать разрешениям на выбросы сточных вод (химическая потребность в кислороде (chemical oxygen demand – COD), биологическая потребность в кислороде (biological oxygen
demand – BOD), общее содержание органических
соединений (total organic compound – TOC) и биотоксичность). Регенерированный уголь чаще всего
используют в данной области, где часто требуется
предварительное испытание или экспериментирование с целью правильно настроить систему.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Восстановление подземных вод. Органические
соединения, такие как бензол, толуол, этилбензол и
ксилол (Benzene, Toluene, Ethylbenzene and Xylene –
BTEX) и метил-трет-бутиловый эфир (methyl tertiary
butyl ether – MTBE) часто перемещаются в запасы
подземных вод из протекающих подземных резервуаров для хранения нефтепродуктов или бассейнов
для хранения. Регенерированный или чистый уголь
на угольной основе используют для восстановления
BTEX, тогда как уголь на основе скорлупы кокосового
ореха (с более высокой адсорбционной способностью
для удаления следовых количеств веществ) часто выбирают для удаления MTBE.
Обработка питательной воды котлоагрегата.
Органические примеси в питательной воде котлоагрегата могут стать причиной образования накипи, коррозии, пенообразования или других проблем. Уголь на основе скорлупы кокосового ореха
с низким содержанием двуокиси кремния (для предотвращения выщелачивания двуокиси кремния в
поток питательной воды) может с успехом адсорбировать органические примеси.
Очистка амина. Для очистки потоков газа на
НПЗ используются различные алканоамины.
Раствор амина подхватывает углеводороды и органические кислоты. Невязкое течение потока раствора амина проходит через систему адсорбирования угля для предотвращения увеличения количества углеводородов. Для этого применения лучше
всего подходит чистый уголь на угольной основе.
Обесцвечивание. Активированный уголь может использоваться для удаления цвета, запаха или
примесей из конечных желаемых продуктов, таких как топливо для реактивных двигателей, керосин, бензин и смазочное масло. Порошкообразный
уголь может использоваться в процессах обработки
партии продуктов, а гранулированный уголь может
применяться в непрерывном технологическом процессе.
Перевела И. Аммосова
БИБЛИОГРАФИЯ
Furstenberg, J. L., «Risk Evaluation of Covered API and DGF Tanks
Treating Refinery Wastewater», American Petroleum Institute, Autumn
Refining Meeting. Oct. 8, 1991.
Schultz, T. E., «Get the most out of API separators», Chemical
Engineering, July 2005, pp. 38–42.
Karen R. Tarbert (К. Р. Тарберт), инженер, менеджер по проектированию в компании Siemens Water Technologies в Хьюстоне, шт.
Техас. М-р Тарберт имеет ученую степень бакалавра в области
химической технологии от Университета шт. Аризона (Arizona
State University – ASU). Он имеет 25 лет опыта работы в области применения активированного угля. М-р Тарберт работает в
компании Siemens и является заведующим отделением в Water
Technologies Group.
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
ФАКТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ПРОЦЕССОМ
A. G. Kern, компания «Tesoro Corporation», Лос-Анджелес, Калифорния
В статье представлено несколько полезных примеров
Показатели системы управления могут быть высокоэффективными. Они обеспечивают сохранность и
исправность всей системы, доступные средства технической поддержки и способствуют решению проблем
работы систем управления.
Принцип системы показателей может быть применен
к системам управления любого поколения. Новые системы управления обычно не обеспечивают максимальной
производительности или функциональности в течение
нескольких лет. Система показателей может ускорить
этот процесс и поддерживать ее на протяжении всего
срока эксплуатации. Для устаревших систем управления, система показателей может использоваться для
оценки производительности и усовершенствования
управления зонами риска.
Показатели способствуют контролю состояния
основной системы управления, подобно измерению
основных показателей состояния организма у человека. Пока они находятся в пределах нормы, система
надежно функционирует, но когда эти нормы нарушаются, необходима дальнейшая их оценка и обработка,
чтобы свести риски к приемлемым уровням. Показатели
системы управления служат для контроля состояния
системы.
Система показателей отвечает следующим предположениям:
• если регулирующие средства являются звуковыми,
то большинство распределительных клапанов будут
работать в автоматическом режиме;
• если системы безопасности исправны, то некоторые функции будут заблокированы;
• если система оповещения эффективна, скорость
подачи сигнала будет находиться в рабочих пределах.
Большой объем технических работ – важная составляющая системы показателей, однако проверка работоспособности зачастую не проводится, что способствует
возникновению нежелательных инцидентов или проблем с выявлением недостатков. Система показателей
выявляет недостатки заранее, проверяя исправность
основными способами, независимо от технического
подхода (испытанного или новаторского). После введения в эксплуатацию система показателей предохраняет
от ухудшения производственных показателей, которые
в свою очередь влияют на многие аспекты системы
управления.
Применение показателей системы управления, иначе
называемых ключевыми показателями эффективности
86
(key performance indicators – KPI), было достаточно
распространено в последние годы, но многие начинания
не получили дальнейшего развития из-за некоторых типичных ошибок. Эта статья поможет избежать ошибок
и определить руководящие принципы.
ПРИНЦИПЫ И ОШИБКИ
Показатели системы управления отражают состояние
системы, а не деятельность людей. Многие усилия пропали даром из-за проблем с показателями, отражающими
индивидуальную производительность труда. Фактически,
почти все показатели отражают разработку, функционирование и обслуживание. Почти все неудовлетворительные результаты являются проблемой предприятия, а не
конкретного специалиста. Выбирая основные показатели
и систематически определяя области риска, необходимо помнить, что это касается системы управления, а не
персонала.
Все эти факторы касаются технического состояния системы управления, а не контроля качества работы. Контроль
качества работы – это только один из нескольких показателей, при этом не самый важный с точки зрения аварийности систем, функции безопасности, норм аварийной
сигнализации и т.д. Беспокойство относительно качества
работы, особенно, если первоначально допущена ошибка и рассмотрены показатели, касающиеся персонала,
свело «на нет» многие попытки ввести в эксплуатацию
интерактивную систему показателей без какого-либо
учета состояния системы управления. Простая и эффективная методика проведения работ, направленная на эти
показатели, содержится в обсуждении ниже.
Что касается экономии времени и ресурсов следует избегать применения показателей, которые в недостаточной
степени повышают качество работы системы управления.
Это влечет за собой усложнение технической поддержки,
подготовку отчетности и сбор данных вручную. Вместо
этого применяйте полностью автоматизированные показатели в соответствии с существующими стандартами
цифровой связи. Они надежны в эксплуатации и эффективны. Кроме того, автоматизированные и показатели предыдущих поколений создают свои собственные исходные
данные для сравнительной оценки и общего направления
развития, обеспечивают возможность проникновения в
суть с целью устранения недостатков.
Избегайте попыток спроектировать все показатели
до получения полной информации. Начните с одного или
двух показателей для решения наиболее важных проблем.
№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
Основывайтесь на исправности дополнительных показателей, располагая их на своем месте, чтобы долговременно
поддерживать состояние системы управления. В целом,
стратегия заключается в установке минимального набора показателей, каждый из которых будет представлять
какой-то основной аспект технического состояния или
функциональности системы управления. Ключевые показатели перечислены ниже.
КЛАПАНЫ УПРАВЛЕНИЯ
В АВТОМАТИЗИРОВАННОМ РЕЖИМЕ
Не перепутайте с контролем качества работы, этот
показатель определяет использование основного клапана
управления – находится ли он в режиме автоматического контроля или они ручном режиме регулировки.
Измерение более высоких уровней контроля (это означает, что затруднительный контроль качества работы влияет на сокращение доходов, несмотря на то, что
отвечает на 90 % вопросов).
Этот показатель обычно вводят в действие по принципу
автоматического регулятора (в этом случае, автоматические регуляторы непосредственно прикрепляются к
регулирующим клапанам), но лучше основываться на
значении фактической производительности (если это
значение изменяется, клапан находится в автоматическом
режиме; если это значение не меняется, клапан находится
в ручном режиме).
Этот подход является более обобщенным.
ОТСЕЧКА ПО ВЕСОВОЙ КОМПЕНСАЦИИ
Этот показатель в значительной степени упрощает
сверку данных. Он служит для улучшения измерения
параметров потока через аппаратуру и способствует
повышению достоверности приборов, которые используют данные о потоке, непосредственно (аналогично
упреждающему регулированию) или опосредованно
через архив данных (аналогично LP, моделированию,
эффективному мониторингу и созданию проекта или
деятельности по выявлению неисправностей).
Подход заключается в применении уравнения весовой
компенсации применительно к каждому узлу, заводу или
энергосистеме. Большинство объектов требуют прочного
блокиратора весовой компенсации, представляющего
интерактивное, детализированное, функциональное
устройство с хорошей герметизацией.
Все стандарты цифровой связи с 1980 г. имеют встроенные термобарические компенсационные функции
потока. Это может быть использовано для улучшения
начального планового закрытия от 3 % до оптимального
диапазона меньше 1 %.
Измерения потока иногда могут вычисляться (например, через топливно-энергетический баланс теплообменника или фракционный анализ клапана). Данные
о потоке могут быть вычислены для закрытия весовой
компенсации. В этих случаях, качество должно определяться как «посредственное» или «неудовлетворительное», чтобы обратить внимание на недостающую
систему мер, которая может быть необходима для более
тщательной сверки данных в рабочем порядке или для
подсчета убытков.
Обходной путь для обеспечения безопасности. Этот
показатель не гарантирует, что система аварийной защи-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
ты разработана технически грамотно и в соответствии
с передовым опытом. Этот показатель гарантирует, что
ожидаемая функция обеспечения безопасности существует. Функции безопасности имеют обходные пути для
упрощенного тестирования или ремонта, но также используются во время нестандартных действий, таких как
запуск, остановка или отказы. Функция безопасности
используется в процессе длительной реконструкции или
при возникновении неполадок в приборах. Этот показатель объясняет проблемы и помогает устранять их.
Полное устранение использования обходных путей
(кроме запланированных для тестирования ремонта)
стало общепринятой практикой. Это достигается в сочетании с более утонченной логической схемой функции
безопасности, запуском настроенных значений программируемого устройства, что позволяет минимизировать
эффективное время и обеспечивает более жесткий административный контроль использование обходных
выключателей.
Отказ системы. Этот показатель может использоваться как обходной путь для обеспечения безопасности и
отсечки по весовой компенсации. Индикатор состояния
системы управления должен быть «зеленым», но во многих системах управления, предыдущего поколения и современных, операторы работают с системами в состоянии
постоянной индикации тревоги. Этот показатель может
служить отправной точкой для ежедневного обслуживания специалистами аппаратных средств и систем.
Сигнально-управляемая операция (сигнальное
управление). Эти показатели не управляют аварийной
сигнализацией, но они извещают о том, находится ли
сигнализация в рабочем состоянии.
После подтверждения пригодности системы аварийной защиты и автоматического управления к эксплуатации, механизм автоматической сигнализации
обеспечивает улучшение операционных показателей.
Если система аварийной сигнализации неисправна, то
производственный процесс находится под угрозой.
Автоматическое управление в настоящее время обеспечивает несколько направлений, но число устраняемых аварий продолжает увеличиваться. Современные
системы индикации и управления (display and control
system – DCS) могут обеспечить любые измерения,
представляя доступные данные как маркерные знаки
за определенный период времени. Взаимосвязанным
показателем, достойным рассмотрения, является показатель рабочего процесса, т.е. число изменений режима
работы в час, заданные значения и выпуски.
Применение постоянно действующего контроля и
управления процессом разработки. Этот показатель указывает величину, по которой оперативная информация
системы управления была распространена за пределы
аппаратной в форме интеллектуальных клапанов и передатчиков. Доверять «немым» полевым устройствам
или «немым» интерфейсам связи это все равно, что полагаться на аналоговую или пневматическую систему
управления предыдущего поколения. Недостаточное
качество устройств означает ограниченность системы
управления пределами аппаратной комнаты, накладывает
соответствующие ограничения на производительность,
безопасность, надежность и возможность прогнозируемого обслуживания.
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
Показатели – их цель и возможные проблемы
Показатель
Клапаны управления
в автоматизированном режиме
Цель
Проблема
Планово:>75 %
Индицирует условие и использование клапанов управления и других
исполнительных устройств.
Оптимально:>90 %
Большое число обозначает надежность работы, хорошее использование
актива с точки зрения контроля и процесса и высокая отдача от
инвестиций.
Малое число обозначает ненадежность или непригодность клапанов
управления или ошибки в конструкции автоматического регулирования.
Обходной путь для функций
обеспечения безопасности
Планово: 0
Индицирует надежность и доступность функции по обеспечению
безопасности.
Большое число обозначает снижение эффективности системы
аварийной защиты, обычно из-за проблем с полевыми устройствами
или конфликтов между эксплуатационными требованиями и
конструкцией системы аварийной защиты.
Малое число обозначает результативный ввод в действие системы
аварийной защиты и уверенность в том, что ожидаемая функция
обеспечения безопасности находится в распоряжении.
Отсечка по весовой компенсации
Планово: <3 %
Обозначает общее техническое состояние указателей расхода и
данные по весовой компенсации (текущей или архивной).
Оптимально: <1 %
Малое число обозначает надежность расходомеров и надежность
данных потока для всех пользователей данных.
Большое число обозначает недостаточный мониторинг потока и
представляет ошибку во взаимосвязанных системах.
Отказ системы
Планово: 0
Обозначает состояние аппаратного оборудования и интерфейса связи
с точки зрения системы.
Малое число обозначает достаточную надежность системы
управления с низким риском непредвиденных отказов.
Большое число обозначает проблемы в надежности системы
управления с риском в эксплуатационной пригодности.
Устраненные аварии
Зависит от местных условий
Обозначает количество намерений аварийной сигнализации,
управление аварийной сигнализации и ожидания результативности
от процесса, управляемого аварийной сигнализацией, в обычных и
аномальных условиях эксплуатации.
Число тревог
Принять во внимание
промышленные инструкции
Точные числа обозначают надежность аварийной сигнализации и
реалистические ожидания от успешности процессов, управляемых
аварийной сигнализацией.
Пиковое число
Действие замкнутой системы
Отклонившиеся от реальных данных числа отражают слабые места
в конструкции аварийной сигнализации и в управлении, с риском в
процессе, управляемом аварийной сигнализации в обычных и
аномальных условиях эксплуатации.
Планово:>75%
Обозначает вероятность исправного состояния ARC и (если включено)
многомерного или другое упреждающее регулирование.
Оптимально: >90%
Большие числа обозначают успешность программ упреждающего
регулирования.
Малые числа обозначают сложность при введении в действие и
поддержании упреждающего регулирования.
Применение постоянно действующего Планово: Базируется
контроля и управления процессом
на ежегодных задачах
разработки
Действие замкнутой системы. За последние два десятилетия, большинство специалистов наконец признало многомерное прогностическое регулирование (multivariable
predictive control – MPC). Специалисты полагают, что
состояние системы управления зависит, во-первых,
от MPC-коэффициентов условий эксплуатации и, вовторых, от невероятных тенденций блуждающих параметров, которые уводят от сути дела.
Это говорит о том, что реализация на высоком уровне
управления – это объективно существующая задача.
Для тех, кому требуются дополнительные меры (вне
«достоинств автоматизации») следующим шагом является веский показатель процента автоматических
регуляторов в каскадном режиме. Это включает в себя
использование автоматического регулирования (каскад, коэффициент и т.д.), передового автоматического
регулирования (advanced regulatory controls – ARC),
включая управление с блокировкой автоматики, «спе88
Обозначает процент передатчиков и клапанов с компьютерным
управлением.
Большое число обозначает получение прибыли от производительности
и надежности, связанной с применением постоянно действующего
контроля и управлением процессом разработки Малое число
обозначает ограниченность системы управления пределами аппаратной
комнаты с потерей возможности улучшений, связанных с
применением постоянно действующего контроля и управления
процессом разработки.
циальные» и «комплексные» петли и, конечно, MPC.
Преимущества MPC, это также предмет беспокойства.
На данном этапе, немного практиков в области MPC
ссылаются на высокую надежность «коэффициента
условий эксплуатации».
Перевела В. Залесская
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Kern, A. G., «Online monitoring of multivariable control utilization
and benefits», Hydrocarbon Processing, October 2005.
Allan Kern (А. Керн), имеет более чем 30 летний
опыт работы в области международного управления
производственным процессом, в настоящее время
работает в должности главного инженера системы контроля, нефтеперерабатывающей компании
Tesoro Corporation, Лос-Анджелес (шт. Калифорния,
США). А. Керн высококвалифицированный дипломированный инженер, старший член ISA. В 1981 г.
окончил Университет шт. Вайоминг (США).
№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
УПРОЩЕНИЕ ИНТЕГРАЦИИ
ИСТОЧНИКА ДАННЫХ
С ПОМОЩЬЮ SOA
K. Samdani, Infosys Consulting, Бангалор, Индия
В статье представлен подход, который помогает планировать производство НПЗ, и способствует адаптации
широко распространенной SOA
Система разработки планирования производства НПЗ требует согласования с различными разнородными источниками данных. Несмотря на
то, что интегрированный двухточечный подход
учитывает потребности, он связан с некоторыми
проблемами из-за различных технологий основных компьютерных платформ. Кроме того, это решение не масштабируется. Применение подхода
к сервис-ориентированной архитектуре (serviceoriented architecture – SOA) помогает автоматизировать процесс подготовки планирования и способствует разработке широко распространенной
системы хранения услуг.
В данной статье сопоставляется традиционный
интегрированный подход к процессу разработки
планирования с подходом на основе SOA и представлена концептуальная архитектура совместно с
соответствующими выгодами. Статья также нацелена на выявление того, как подход SOA для индивидуальных проектов, например, планирование НПЗ,
способствует ее полной стратегической адаптации
в нефтепереработке.
ВВЕДЕНИЕ
Современный интегрированный подход предлагает SOA для всей организации с целью стратегического изменения бизнеса. Исследование
Файлы с расширением .txt/.csv
Отправки
Направление
и получение
RDBMS
и качество
планируемых
составляющего продуктов/
потока
сырой нефти
Объем
и эксплуатация
Система
составления
История/DBMS резервуара
Планирование
графиков
и RTDBMS
НПЗ
на НПЗ
Число резервуаров
Получаемая информация
Крупноформатные
таблицы
Система управления
лабораторной
информацией
Цены
Системы сторонних
организаций
Прайс-лист
в виде крупноформатной
таблицы
Рис. 1. Традиционный подход к интеграции
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Форрестера [1] показывает, что 70 % бизнеса и примерно половина небольших и средних предприятий
входят в состав SOA.
Адаптация подхода к разработке планирования
производства НПЗ помогает в двух направлениях:
• создания каталога повторного использования
услуг подготовки планирования, которое становится частью полной широко распространенной системы хранения;
• обеспечения открытой интеграции устройств
планирования на основании стандартов с различными источниками данных.
Процесс разработки планирования НПЗ может
быть представлен в виде набора услуг повторного использования. Услуга (например, проведение
инвентаризации резервуаров), которая необходима для планирования может быть использована
в других бизнес-процессах, таких как учет выхода, актуальный анализ и др. Кроме того, эта услуга
может быть использована и на других НПЗ. SOA
также обеспечивает стандарты интеграции для различных разнородных источников данных, таких
как история, система управления лабораторной
информацией (laboratory information management
system – LIMS), крупноформатные таблицы и др.
Это исключает зависимость компьютерной платформы от использования открытых требований на
основании интерфейса. Это способствует организации процесса планирования как различных повторно используемых источников, таким образом,
соответствуя разработке широко распространенной системы хранения услуг.
ТРАДИЦИОННЫЙ ПОДХОД К ПЛАНИРОВАНИЮ
Планированием производства путем обработки
данных, полученных из различных источников, управляет специальное устройство. В отличие от предыдущих систем настоящие устройства подготовки
планирования применяют усовершенствованные
математические средства для разработки полного
цикла. Эти устройства нуждаются в информации
о запасах резервуаров, качестве, поставках сырой
нефти и отправках продукта, ценах и др. из разнородных источников данных.
На рис. 1 изображен традиционный подход к
двухточечным интерфейсам между устройством
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
Определение
источника и целевой
единицы
измерения
Определение
источника и
целевой единицы
измерения
подготовки планирования и источниками данных.
ПОДХОД НА ОСНОВЕ SOA
Несмотря на то, что обрабатывают данные, необПринципиальной целью подхода SOA является
ходимые для устройства планирования, возникают
оценка зависимости компьютерной платформы и орнекоторые проблемы, связанные с традиционным
ганизация бизнеса как набора источников многоразоподходом и заключающиеся в следующем.
вого использования. В процессе разработки планиро• Системы источников данных значительно раз- вания производства первоначальной услугой является
личаются компьютерной платформой, способносименно планирование. Процесс проводится в нескольтями к интеграции, сложностью оборудования и др.
ко этапов. SOA разделяет эти услуги от источника или
Некоторые источники представляют собой крупноцелевой системы. Таким образом, это позволяет исформатные таблицы/текстовые файлы, тогда как
пользовать услугу как необходимую для любого другодругие источники могут подвергаться воздействию
го применения.
сетевых источников обновления данных.
Как показано на рис. 2, бизнес-процесс разработки
 Если
устаревшие
системы
(обеспечивающие
планирования
может быть показан как процесс, со•
данными устройство планирования) приходится
использовать в современных решениях, интерфейсы таких систем необходимо заменять.
Начало
Сбор
Создание
ОпубликоваПроверка
планирования
данных
графика
ние графика
• Разработка интерфейса для нового источника
данных является практически новым результатом
работы. Возможность повторного использования
здесь минимальна.
Рис. 2. Высокоуровневое представление процесса планирования
• Эти интерфейсы тесно связаны с системами
источника. Поэтому изменения в основных технологиях компьютерной платформы систем источниПланирование
ка подразумевает под собой много доработок.
Бизнес процесс
 В
объединенных
цепочках
поставок
источ•
ники данных могут находиться за пределами организации. Партнеры цепочек поставки имеют свои
собственные обновления системы/дорожную карПроверка Создание Опубликование
Начало
Сбор
данных
графика
планирования данных
графика
ту технологических стратегий. Любое изменение
Этап
основной технологии под их влиянием воздействует на интерфейс.
• Для компаний с несколькими НПЗ стоимость
ВосстановСвязь
Создание с системой
ление
разработки и использования выше из-за возможРасчет Единица Создание
запроса
измерения ответа
источника и подтвержности повторного использования.
дение
Этап
 Стоимость
обслуживания
и
обновления
также
•
выше.
• Обычно система не соответствует стратегии инОбзор
Выполнение
Получение Определение
формационной технологии (information technology –
источника
таблицы
перевода
входных
Действие
IT) по всему предприятию и поэтому связано с высои целевой
перевода
данных
единицы
ким риском.
измерения
Двухточечные интерфейсы обычно быстро
внедряются. Они нацелены на тактические кратРис. 3. Представление организации планирования
ковременные задачи. После выбора устройства подготовки планирования производства планиОпределение единицы измерения
ровщик рассчитывает по возможности быстрый пуск для создания
ПодтвержПолучение
Обзор
оптимальных и/или возможных
Выполнение
Запасы
денные
входных
таблицы
перевода
резервуаров
графиков продукции без учета
данные
данных
перевода
проблем, связанных с интеграцией.
Создание
Однако в бизнесе применяется
ответа
Определение
единицы
измерения
целостный подход к необходимости интеграции многочисленных
применений по всей организации
ПодтвержПолучение
Обзор
Выполнение
Запасы
денные
входных
таблицы
и разработке интегрированных
перевода
резервуаров
данные
данных
перевода
стандартов. Ожидается, что принятие надежного интегрированного решения, которое принимает во внимание возможность повторного использования, снижает Рис. 4. Возможность повторного использования установки способа измерения
(уровень подэтапа)
совокупную стоимость владения.
90
№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
Начало запаса
резервуаров
Услуга сбора данных
Входные
данные
пользователя
Создание
запроса
Проверка
входных
данных
Связь
с системой
источника
Восстановление и подтверждение
данных
Связь
установлена?
Доступны
все данные
Обработка
данных
Создание
ответа и
загрузка
данных
Успешная
загрузка
данных
Проверка
данных
Появление сообщения об ошибке
Связь
установлена?
Проверка
входных
данных
Входные
данные
пользователя
Создание
запроса
Связь
с системой
источника
Начало качества
резервуаров
Успешная
загрузка
данных
Доступны
все данные?
Восстановление и подтверждение
данных
Обработка
данных
Создание
графика
Опубликование
графика
Создание
ответа и
загрузка
данных
Услуга сбора данных
Рис. 5. Возможность повторного использования услуги сбора данных (на уровне этапа)
зданный из множества этапов, таких как начало планирования, сбор данных, проверка данных, создание
и опубликование.
На рис. 3 показан пример организации бизнеспроцесса планирования производства. Эти услуги
подразделяются на крупномодульные (этапы) и мелкомодульные (подэтапы и действия).
Бизнес-процесс делится на пять ключевых этапов.
Начало подготовки планирования переключается на
этап сбора данных для их получения из различных
источников, таких как история, система управления
лабораторной информацией, крупноформатные таблицы и др. На этапе проверки данных входные данные проверяются и затем разделяются на этапе пла-
нирования, где управляют процессом его разработки
и оптимизации, которые публикуются на этапе опубликования.
Затем каждый этап делится на несколько подэтапов. Например, этап сбора данных состоит из различных подэтапов: начала, запроса, связи с системой источника до создания ответа.
Каждый подэтап также логически может быть
разделен на несколько действий.
Подход SOA предполагает детальную организацию как крупномодульных, так и мелкомодульных
услуг. Это позволяет разработать систему хранения
услуг. Необходимо решить, как услуги могут быть
независимыми от источника и целевых применений
Классификация высокоуровневых услуг
Категория услуги
Бизнес-услуги
Эти услуги могут помочь в достижении бизнес-услуг при планировании
производства. Примером бизнес-услуги является сбор данных, при котором
производится поиск данных запасов из истории.
Информационные услуги
Эти услуги предоставляют возможности управления специальными данными.
Примером такой услуги является единица измерения.
Технические услуги
Эти услуги представляют технические характеристики и возможности. Примерами
такой услуги являются создание сообщения об ошибке, связь с системой источника
и под.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Описание услуги
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
при разработке системы хранения услуг, благодаря
чему увеличивается возможность повторного использования услуг.
ВОЗМОЖНОСТЬ ПОВТОРНОГО
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УСЛУГ
Как показано на рис. 3, систематизированная организация услуг помогает определить возможность
повторного использования и сокращает избыточность. Однажды организованный уникальный набор
услуг, представляющий бизнес-процесс подготовки
планирования, может быть определен любым применением/бизнес-функции как на НПЗ, так и на большом предприятии. Для расширения возможности
повторного использования необходимо разрабатывать услуги подобно многочисленным применениям/
другим услугам, чтобы можно было их использовать.
Создание независимых в применении услуг хорошо
влияет на возможность повторного использования.
Возможность повторного использования услуг может быть продемонстрирована на многих уровнях,
т.е. на подэтапе, или на уровне этапа, или в самих бизнес-процессах.
Возможность повторного использования на уровне подэтапа. Единица измерения является подэтапом
на этапе сбора данных. На рис. 4 представлено, как
единица измерения используется для перевода единиц измерения входных данных из различных источников данных.
Подтвержденные данные из различных источников (исторических, системы управления лабораторной информацией и др.) получают в виде единиц
измерения. Ожидается, что перевести единицу измерения необходимо с помощью системы подготовки
планирования производства. Для перевода единиц
источника данных в желаемые единицы измерения
необходимо провести четыре действия также как
получают запасы резервуаров из истории или число
резервуаров из системы управления лабораторной
информацией. Подобным образом эти данные можно
использовать в других услугах для перевода единиц
измерения в другие данные, такие как цены, график
поступления сырой нефти и др.
Возможность повторного использования на уровне этапа. Сбор данных – один из пяти этапов процесса планирования. Он начинается с пуска на начальном
этапе для получения данных из различных источников
и предоставляет эти данные для следующего этапа –
проверки данных. На рис. 5 показано, как услуга сбора данных запускается двумя пусками на начальном
этапе (пуск запаса резервуаров и пуск качества резервуаров) для получения данных из истории или из системы управления лабораторной информацией). Как
показано на рис. 5, в услуге сбора данных применяется несколько подэтапов, таких как создание запроса,
связь с системой источника до создания ответа.
Независимо от начала (пуска запаса резервуаров
и пуска качества резервуаров) в услуге сбора данных
для получения выходных данных и создания запроса
применяется услуга создания запроса. В услуге пуск
запаса резервуаров выходными данными обычно является диапазон дат. В услуге сбора данных обобща92
ются различные данные и предоставляется возможность для повторного использования такого пуска.
Возможность повторного использования. На рис.
6 демонстрируется, как услуга сбора данных может
использоваться для процесса планирования производства и для расчета выхода.
Оба эти бизнес-процесса предполагают запасы
резервуаров. В услуге сбора данных применяются подэтапы для получения запасов резервуаров. Поэтому
возможно вызвать ее независимо от процесса планирования.
ИНТЕГРАЦИЯ СИСТЕМЫ ПЛАНИРОВАНИЯ
НА ОСНОВЕ SOA
Интеграция системы планирования с источниками
данных требует концентрации сил, поскольку представляет собой различные компьютерные платформы,
такие как системы управления базой данных (database
management system – DBMS), работающие в реальном времени (real-time database management system
– RTDBMS). SOA нацелена на оценку зависимости
компьютерных платформ с помощью спецификаций
интерфейса на основании стандартов, таких как язык
WSDL (Web Services Description Language) и протоколов сообщений, например, протокола доступа к объектам SOAP (Simple Object Access Protocol). На рис. 7
представлен традиционный подход, а также концептуальный подход на базе SOA для решения интеграции
архитектуры.
Как показано на рис. 7 и 1, традиционный подход обеспечивает двухточечные интерфейсы между источниками данных и системой планирования.
Концептуальный подход на базе SOA представляет
собой четыре слоя: представление, интеграция, услуги и данные. Ключевые характеристики каждого слоя
представлены ниже.
Слой представления. Этот слой предоставляет
возможность визуализации всех связанных и заинтересованных сторон. Ряд представлений нацелен на
обеспечение простого пользовательского интерфейса для всех пользователей. Он содержит значимую
контекстную информацию для различных пользователей: планировщика, специалиста по системам
управления, менеджера, партнеров и др. Это делает
возможным существование централизованной идентификации, утверждения и контекстной информации, распределенной между интегрированными применениями.
Слой интеграции. Этот слой управляет выполнением процесса планирования производства и интегрируется с различными источниками данных. Это
способствует созданию таких характеристик, как
управление процессом, руководство и координация
услуг, маршрутизация, безопасность, регистрация
данных, контрольная проверка. Некоторые усовершенствованные технологии могут способствовать
интеграции с различными источниками данных.
Слой услуг. Основным компонентом доступного
решения SOA является слой услуг. Этот слой разделяет логические схемы бизнеса от слоя представления
и слоя данных. Он руководит услугами. Эти услуги
нацелены на получение бизнес-функциональности,
№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
Процесс планирования
Начало
планирования
Сбор
данных
Проверка
данных
Создание
графика
Опубликование
графика
Начало
расчета
Сбор
данных
Проверка
данных
Сверка
данных
Опубликование расчета
Процесс расчета выхода
Рис. 6. Возможность повторного использования услуги сбора
данных (на уровне бизнес-процесса)
функциональности управления данными и возможности технической интеграции. SOA помогает организовать данные услуги систематизированным способом (см. табл.). Категории услуг логически получают на основании организации всех услуг.
Слой данных. Это слой управляет системами источников данных. Например, DBMS, работающие в
реальном времени (RTDBMS), что обеспечивает запасы резервуаров, тогда как обычно система управления лабораторной информацией (которая является системой на основе реальной системы управления
базой данных) предоставляет качественные данные.
Некоторые из этих систем обеспечивают прямой
доступ к базе данных, тогда как другие – подвергаются воздействию веб-сервисов. Составление карт
базы данных для обеспечения взаимоотношений
между данными из разных источников проводится
внутри слоя данных.
Доступное решение SDA упрощает и автоматизирует выполнение процесса планирования и модернизирует его в следующие этапы.
Представление
Планировщик
RDBMS
Прайс-лист в виде
крупноформатной
таблицы
RTDBMS
Системы
сторонних
организаций
Файлы
с расширением
.txt/.csv
Данные
Система
управления
лабораторной
информацией
Услуги
Интегрирование
Системы
планирования
• Планировщик переключает одну (или более) услугу с помощью слоя представления.
• Слой интеграции реагирует вызовом необходимых услуг и управляет выполнением процесса.
• Каждая услуга выполняет желаемые функции
на основе доступных входных данных и обеспечивает выходные данные. Услуги технологии делают возможными услуги связи с источниками данных и обновляют данные. Услуги информации предоставляют
возможности управления данными. Бизнес-услуги
преобразуют данные в желаемый результат.
• Система планирования производства обрабатывает информацию и выдает результат.
Для автоматизации и упрощенного выполнения
процесса планирования на НПЗ существуют важнейшие разрешающие факторы для внедрения SDA:
• услуги определения;
• создание системы хранения услуг;
• разрешение всем системам (источникам данных
и назначения) участвовать в подходе к SDA.
Эти разрешающие факторы готовят фундамент
для адаптации SDA в бизнес-процессе и всей нефтеперерабатывающей сфере промышленности.
ВЫГОДЫ НА ОСНОВЕ ИНТЕГРАЦИ SDA
Адаптация SDA к процессу планирования имеет
преимущества по сравнению с традиционным подходом. SDA оценивает зависимость компьютерной
платформы при использовании спецификаций интерфейса на основании открытых стандартов. Она
позволяет соединяться с любой системой источника
данных. Также она предоставляет возможность определения и организации процесса планирования
как набора услуг многоразового использования. При
этом каждую услугу можно легко контролировать,
что позволяет лучше контролировать весь процесс
Специалист по системам Планировщик Администратор Поставщики Заказчики
управления
Пользовательский
интерфейс
Обычный
пользовательский
интерфейс
Партнерский
портал
Пользовательский
интерфейс
администратора
Сообщения связующей SDA и способ выполнения бизнес процесса
Бизнес-услуги
Информационные услуги
• Планирование
• Запасы
• Сырье
• Перевод данных
• Результаты
• Расчеты
RTDBMS
(история)
Традиционный подход к интеграции
RDBMS
(лабораторные)
Информационные услуги
• Связь с источниками
• Запрос – отклик
• Сообщения об ошибке
Файлы
Системы
сторонних
организаций
Концептуальный подход к интеграции на основе SDA
Рис. 7. Подходы к интеграции планирования: традиционный и на основе SDA
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: КОНТРОЛЬ
планирования, приводя к продолжительным улучшениям. Ниже представлены некоторые выгоды от использования такой системы:
Большие возможности повторного использования. Подход к SDA разрабатывает каталог услуг многократного использования. Например, услуга связь с
системой источника может использоваться при услуге сбора данных для получения запасов резервуаров
из истории, а также получения числа резервуаров из
системы управления лабораторной информацией.
Применимость на крупном предприятии. SDA
разделяет бизнес-логические схемы от слоев представления и данных. Услуга может использоваться
вместе с другими услугами при работе НПЗ. Такая
возможность повторного использования может появляться на различных уровнях, таких как подэтап или
этап, или даже на уровне самого бизнес-процесса.
Например, услуга сбора данных может использоваться при подготовке планирования НПЗ, также как и в
бизнес-процессе расчета выхода для получения запасов резервуаров.
Сокращение времени от начала разработки изделия до выхода его на рынок. Возможность повторного использования может использоваться не только
на одном НПЗ, но также и на нескольких заводах.
Например, услуга числа резервуаров может повторно использоваться на всех заводах, при учете, что эти
НПЗ имеют одинаковые системы управления лабораторной информацией. Это благоприятно влияет на
глобальные крупномасштабные программы записи
данных.
Помощь при слабой связи. Вследствие слабой
связи между применениями и услугами любые изменения в одном применении изолированы и не влияют
на функциональность других применений. Здесь отсутствуют двухточечные соединения.
Снижение зависимости компьютерной платформы. Подход SDA исключает зависимость компьютерной платформы. В сущности, применение любых
источников данных может быть включено в данную
SDA.
Помощь взаимодействию. SDA способствует
значительному взаимодействию не только на НПЗ,
но также и с такими партнерами цепи поставок, как
трейдеры, сторонние организации хранения сырой
нефти, заказчики и др. Они получают обзор необходимой информации по сетевому порталу, поставляемому SDA.
Валеро опубликовал данные о сбережениях в
0,5 млн долл. за простой в результате разрешенного
применения предприятия-услуги, которое улучшило
видимость бизнес функций [3].
Таким образом, адаптация SDA не только способствует автоматизации полного цикла подготовки планирования, но и открывает возможности для существенных выгод на уровне предприятия.
Перевела И. Аммосова
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Heffner, R., Vice President and Analyst for Forrester Research
with ebizQ on «Current state of SOA adoption» in Oct. 2008.
2. http://www.w3.org/TR/wsdl20/.
3. Article in CIOInsight, July 2007.
Kailash Samdani (К. Самдани) работает в Infosys
Consulting. Он имеет 16-летний опыт работа в
области консультирования и развития бизнеса
разрешенных усовершенствованных решений
информационных технологий в углеводородной, химической и металлургической областях
промышленности. М-р Самдани имеет ученую
степень бакалавра в области химической технологии (Bachelor of Engineering – B.E.) от Birla
Institute of Technology & Science, Pilani, Индия.
ИННОВАЦИИ
УНИВЕРСАЛЬНЫЙ ИДЕНТИФИКАТОР ПРОЦЕССА
Компания Cutler Technology внедряет новый
образец/эталон в управление технологическим
процессом, который предусматривает автоматизированные средства для получения нового дохода от
существующих операций при усилении возможности операторов диспетчерской вручную способствовать общему успеху операции. Также универсальный идентификатор процесса создает модели
для усовершенствованного управления процессом,
системы обучения операторов в режиме реального
времени и тренажеры для операторов. Заказчики
в нефтеперерабатывающей и химической областях
промышленности используют увеличившуюся прибыль с одновременным понижением затрат на право собственности и обслуживание по сравнению со
сходными автономными решениями. Специальные
выгоды включают усовершенствованные характеристики регулятора при уменьшении регуляторных проблем управления, вызванных регулировкой и насыщением клапана. Использование модели
94
регулятора в качестве основы допускает скорости
моделирования в 100-150 раз быстрее, чем реальное
время для постоянно включенного консультанта и
автономного тренажера.
Высокочастотный мультивариативный регулятор, использующий динамическую технологическую модель всех клапанов с адаптивными преобразованиями клапанов и неизмеренным подавлением
помех, может обеспечивать удовлетворительное
управление комплексного процесса, такого как на
установке крекинга с флюидизированным катализатором (fluid catalytic cracking unit – FCCU). И что
более важно, новый регулятор имеет ряд преимуществ по сравнению с традиционными системами.
Использование такой же базовой модели для
усовершенствованного управления процессом,
консультирования оператора по будущим аварийным сигналам и автономного моделирования со
сценариями обучения, решает многие проблемы
эксплуатации этих типов системы.
Выберите пункт 6 на веб-сайте www.HydrocarbonProcessing.com/RS.
№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
ПРИМЕНЕНИЕ УРОВНЕЙ
ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ПРИГОДНОСТИ
И БЕЗОПАСНОСТИ
Y. A. Khalil, Zakum Development Company, г. Абу-Даби
H. Cheddie, Cteris Consulting Inc., Онтария, Канада
Далее о том, как различать требования методов для осуществления деятельности по обеспечению безопасности
Уровни эксплуатационной пригодности и безопасности (safety integrity levels – SIL) распространяются
от инструментальной функции безопасности (safety
instrumented functions – SIF) к установке того, как
упомянутые функции должны выполняться, управляться, обслуживаться и корректироваться. Они являются важным параметром, характеризующим жизненный цикл. Были заданы два режима операции для
SIF, включая режим работы минимального потребления и режим работы максимального потребления или
постоянного.
В режиме работы минимального потребления
каждый SIL устанавливает связь с зоной средней вероятности опасного отказа в случае возникновения
аварийной ситуации (average probability of dangerous
failures of safety function – PFDavg), в то время как в
режиме работы максимального потребления или постоянного потребления SIL устанавливает связь с зоной вероятности опасного отказа каждый час (failure
per hour – PFH). Отношения между SIL и PFDavg и
соответствующим фактором уменьшения риска показаны в табл. 1 для режима работы минимального
потребления. Отношения между SIL и PFH показаны
в табл. 2 для режима работы максимального или постоянного потребления.
Для функции безопасности, работающей в режиме работы минимального потребления, во время опасных событий или аварийной ситуации, требование
должно быть передано в SIF, который, в свою очередь,
не даст удовлетворительный ответ.
• Интенсивность отказа (h) = объем потребления электроэнергии (тариф по заявочной стоимосТаблица 1. Уровни полноты безопасности для работы
в режиме минимального потребления
Уровень полноты
безопасности
Средняя вероятность
опасного отказа
в случае возникновения
аварийной ситуации
Е
Х
Н
РЕЖИМЫ РАБОТЫ
Режим работы минимального потребления, как
определяется в 3.5.12 IEC 61508-4IEC 61508-4, характеризуется частотой требований системы обеспечения безопасности для работы, что составляет
не более одного раза в год и не более двух проверочных испытаний. В противном случае, считается
более приемлемым режим работы максимального
или постоянного потребления. Другими словами, в
режиме работы максимального потребления, требования помещаются в SIF гораздо чаще, чем при
режиме работы минимального потребления.
Ошибки могут быть следствием применения недостаточного требования к выбору метода SIL, например, LOPA, Risk Matrix или Risk Graph для работы SIF в режиме максимального потребления.
Таблица 2. Уровни полноты безопасности для работы
в режиме максимального или постоянного потребления
Уровень полноты безопасности
Вероятность опасного отказа
каждый час
4
≥10–5–10–4
>10 000–100 000
4
≥10–9–10–8
3
≥10–4–10–3
>1000–10 000
3
≥10–8–10–7
2
≥10–3–10–2
>100–1000
2
≥10–7–10–6
1
≥10–2–10–1
>10–100
1
≥10–6–10–5
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Оптимальный
фактор риска
ти на электроэнергию) (d) х средняя вероятность
опасного отказа в случае возникновения аварийной
ситуации (probability of failure on demand – PFDavg)
уровней эксплуатационной пригодности и безопасности.
Для функции безопасности, работающей в режиме
работы максимального или постоянного потребления,
опасное событие или аварийная ситуация случится в
любое время отказа системы контроля безопасности
(когда связанная с безопасностью контрольная система отказывает).
• Интенсивность отказа (h) = вероятность опасного отказа каждый час уровней эксплуатационной
пригодности и безопасности.
Эти формулы не предполагают принятие других
мер предосторожности.
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
ПРИМЕНЕНИЕ SIF
ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ
РЕЖИМОВ РАБОТЫ
Входной воздушный
фильтр
Остановка завода
Загрузка/разгрузка
Механизм
автоматического
выключения
Механизм
автоматического
выключения
Механизм автоматического выключения
После обсуждений со многими
Автоматическая
инженерами в области перерабасигнализация
тывающей промышленности выясЛокальная
В систему
панель
воздухораспределения
нилось, что существует некоторое
управления
расхождение в определении SIL для
действующих SIF в режиме рабоВоздухоПродувочный
приемник
вентиль
ты максимального или постоянного
потребления. Некоторые работают
с этими SIF, как если бы они работаВоздушная
ли в режиме работы минимального
Охлаждающий
сушилка
аппарат
Скруббер
потребления, а некоторые не придают им никакого значения для предотвращения возникновения аварии.
В режиме работы минимального Схема компрессорной установки
потребления SIL определяется вычислением количества уменьшения
риска, который SIF должно обеспечить для достижеэто наихудшее развитие событий, если PT оказался не
ния показателя допустимого риска. Но в режиме рабов состоянии разгрузить компрессор. Команда по оценке
ты максимального или постоянного потребления коопасности определила главное последствие с соответсэффициент общих опасных необнаруженных отказов
твующей максимальной целевой частотой 1 х 10-3/год.
Уровни защиты, которые могут предотвратить возникλDu-уровней эксплуатационной пригодности и безопасновение этой аварии включают следующее.
ности должен быть меньше или равен соответствуюСистема вибрации (XE/XT) PFD = 1.
щей допускаемой частоте повторения (периодичности).
Предохранительный клапан/клапан избыточного
Следующий пример был специально видоизменен и
давления (PSV) PFD = 0,03.
упрощен, чтобы подчеркнуть различия и показать, как
определить SIL для SIF, работающих в режиме работы
МЕТОДИКА 1
максимального или постоянного потребления.
Команда по оценке SIL применила технику анаПроблема. Датчик давления (pressure transmitter
лиза уровней защиты (Layer of Protection Analysis
– PT) расположен на воздухоприемнике баржи (см.
– LOPA), чтобы установить уровень SIL для SIFPT
рис.) и используется для приведения в действие мехаследующим образом:
низма управления загрузки/разгрузки (продувочный
Стало очевидным для команды, что SIFPT привоклапан) турбокомпрессора пневмопривода с ресурсом
дится в движение в режиме максимального потребв 3000 операций включений-выключений в год без авления; следовательно, результаты, основанные на истоматического поиска неисправностей. Помпаж комппользовании методики LOPA, были неприемлемыми.
рессора и повреждение по причине высокого давления
Таблица 3. Анализ уровня защиты, присвоенного уровню SIL, при допустимой целевой частоте SIF в процессе проверки равной
1,00Е–03 в год
Показатель
Помпаж компрессора и повреждение из-за высокого давления
SIF в процессе
проверки
Датчик давления (PT), расположенный на воздухоприёмнике баржи, используется для приведения в действие
механизма управления загрузки/разгрузки (продувочный клапан)
Причина исходного
события
Вероятность каждой
причины/год
IPL # 1
вибрационная система
IPL PSV
(предохранительный клапан)
Ускоренные
темпы выхода
Закупорка нагнетательного
потока трубопровода
или системы
0,01
1
0,03
3,00Е-04
Закрывается PCV
при отказе
0,02
1
0,03
6,00Е-04
Высокое давление в
заправляемой барже из-за
переменных уровней
потребления воздуха
3,000
1
0,03
9,00Е+01
Общая частота событий без
смягчающих обстоятельств
из-за всех причин
9,00Е+01
PFDavg
RRF
SIL
96
№4 апрель • 2010
1,111E-05
90,000.9
4
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
МЕТОДИКА 2
Команда поняла, что PT – это деятельность SIF
в режиме постоянного потребления; и признала,
что это опасная частота отказов, помноженная на
значения PFD всех других уровней защиты должна
быть меньше или равна целевой частоте.
Таким образом, FPT (опасная частота отказов
SIFPT) х PFDXE/XT (1) х PFDPSV (0,03) должна быть
меньше чем F приемлемый (1 х 10–3/год)
Вследствие этого опасная частота отказов SIFPT (λD)
должна быть меньше или равна 1 х 10–3/3 х 10–2=3,33333
х 10–2 отказов или 3,8 х 10–6 отказов (в час).
Команда работала в режиме постоянного потребления SIL, установленного в соответствии с табл. 3.
Опасная частота отказов (в час), равная 3,8 х 10–6, появляется между 10–5 и 10–6, таким образом, SIL связанный с подсчитанными отказами это SIL 1.
Поэтому этот SIF (SIFPT) должен быть спроектирован
с учетом всех опасных отказов (λD(PT) + λD(LCP)+ λD (продувочный клапан) меньше чем 3,8 х 10–6 ошибок/ч.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Ошибки, которые могут быть следствием применения недостаточного требования к выбору метода SIL,
например, LOPA, Risk Matrix или Risk Graph для работы SIF в режиме максимального потребления, могли
быть в величине (параметре) категории необходимого
Фактора Уменьшения Риска.
Очевидно, Методика 2 – это правильный подход
для работы SIF в режиме максимального или постоянного потребления. В предыдущем примере был другой
уровень защиты, который содействовал предотвращению возникновения аварии, но, во многих других случаях может не быть другого уровня защиты. В данном
случае, опасный отказ в работе SIF немедленно приводит к аварии. Компании-разработчики проекта должны
гарантировать, что общая необнаруженная опасная ин-
тенсивность отказов SIF (λDU) меньше или равна соответствующей максимальной целевой частоте (FTolerable).
В перерабатывающей промышленности обычно
допускается (неправильно), что все SIF работают в режиме минимального потребления. Это предположение
может и приведет к ошибкам в определении SIL и контроле, так как режим работы влияет как на определение
SIL так и на метод контроля.
Перевела В. Залесская
Yasser Ali Khalil (Я. Али Халиль) – главный инженер
системы контроля и управления компании Zakum
Development Company (ZADCO), расположенной
в г. Абу-Даби. Он имеет 20-летний опыт работы в
нефтегазодобывающей промышленности, в области технического проектирования, пусконаладочных работ и отдела обеспечения производства. Ясер
Халиль работал во всемирно известных компаниях
по инженерному обеспечению и эксплуатации над нефтегазовыми и
нефтехимическими проектами. В 2002 г. он начал работать в компании ZADCO, одного из самых крупных в мире операторов морской
добычи нефти. Я. Халиль специализируется в области оснащения
контрольно-измерительной аппаратурой, и инженерно-технической
разработкой систем управления и безопасности ГПЗ и НПЗ. Он имеет научную степень бакалавра в области электронной инженерии от
Университета Айн Шамс (Ain Shams University) в Каире, Египет.
Harry Cheddie (Г. Чедд) – Профессиональный инженер, Дипломированный инженер по надежности,
Сертифицированный эксперт по функциональной
безопасности, занимает должность технического директора в компании «Cteris Consulting Incorporation»,
расположенной в Онтарио (Канада). В настоящее
время он ответственен за осуществление безотказной работы на предприятии, идентификацию потенциальных опасностей на производстве, исследование по технике
безопасности для конечных потребителей, развитие обучающих программ и преподавание курса технологической безопасности с акцентом на международные стандарты IEC 61508 и IEC 61511. Гарри Чедд
окончил Солфордский Университет (Англия) со степенью бакалавра
в области электромеханики. Он квалифицированный специалист и
обладает разрешением заниматься профессиональной деятельностью
дипломированного инженера в провинции Онтарио (Канада). Гарри
Чедд имеет сертификат Инженера по контролю качества и Инженера
специалиста по надежности, Американского Общества Качества. Он
также является Сертифицированным экспертом по функциональной
безопасности службы технического контроля и надзора.
ИННОВАЦИИ
ЭКОЛОГИЧЕСКИ УСТОЙЧИВЫЙ ПРОЦЕСС
ПРОИЗВОДСТВА ВОДОРОДА
Группа компаний Linde Group разрабатывает инновационный процесс производства водорода из сырья органического происхождения, которое не наносит ущерб
окружающей среде. Фирма Hydromotive GmbH – дочерняя компания Linde Group – планирует построить опытный завод в химическом центре в г. Лейна, Германия,
который будет производить водород из глицерина – побочного продукта производства биодизельного топлива.
Многообещающие перспективы экологически устойчивого и экономически выгодного производства водорода появляются при использовании сырья органического
происхождения. Новая технология может стать инновационным шагом к энергоснабжению с низким уровнем
выбросов в атмосферу при использовании водорода.
Завод будет перерабатывать, подвергать пиролизу и
риформировать с помощью дополнительной химической переработки глицериновое сырье. Согласно прогнозам, установка будет введена в эксплуатацию в середине
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
2010 года. Такая установка будет производить газ, богатый водородом, который будет подаваться на существующий завод по производству водорода Leuna II для
очистки и сжижения. Производимый «зеленый» (экологически чистый) сжиженный водород первоначально будут использовать в центрах Германии, таких как
Берлин и Гамбург, где водород распространяется как
моторное топливо.
Из-за высокого содержания водорода глицериновое
сырье, получаемое при производстве биодизельного
топлива, особенно подходит для производства водорода.
Глицерин, производимый их материалов органического
происхождения, не будет соперничать с производством
продуктов питания и является доступным круглый год.
Как крупнейший мировой завод по производству водорода компания Linde имеет доступ к полнофункциональной технологии, используемой для производства
водорода как энергоносителя.
Выберите пункт 1 на веб-сайте www.HydrocarbonProcessing.com/RS.
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ПЕЧЕЙ И КОТЛОВ
F. Rodriguez, E. Tova, M. Morales, M. A. Portilla, L. Canadas, компания INERCO, г. Севилья, Испания
L. Vizcaino, компания CEPSA, Process Engineering, г. Уэльва, Испания
Новая схема контроля оптимизирует технологические операции и повысит надежность камер сгорания
Новые технологии позволяют оптимизировать
процессы горения на предприятиях нефтегазовой
отрасли. Экономические и экологические факторы
требуют повышения эффективности при эксплуатации (повышения производительности), наряду с необходимостью уменьшения выбросов углекислого газа
(СО2), оксида азота (NOx), монооксида углерода (СО)
и их частиц. «Смягчение» обработки повысит безопасность камер сгорания. Ниже приведен опыт применения. Нефтепереработчики Испании применяют
новую систему контроля процесса горения в печи для
сырой нефти. Статья описывает всесторонний технологический подход и последние результаты, касающиеся
улучшения сгорания (в целом сокращение выбросов
СО2) и параллельный эффект по контролю выбросов
NOx. В цели проекта входило повышение надежности
сокращения выбросов СО2 и NOx.
ПРЕДЫСТОРИЯ
Усовершенствование горения с точки зрения целесообразной экономии эксплуатации промышленных котлов
и печей необходимо. Для этой работающей установки
затраты на топливо являются самыми крупными эксплуатационными затратами. Кроме того, не определен
оптимальный способ утилизации топлива.
Несмотря на экономическую и экологическую важность горения, качество мониторинга и контроля этих
процессов достаточно низкое. Этими процессами управляют несколько основных переменных, таких как
избыточный кислород (О2) или объемы выработки (выход) технологического потока, с непрямым управлением
условиями горения.
Работы с печью и котлом опираются на стандартную
методику и опыт оператора, а не на оперативную текущую информацию и оптимальное регулирование длины
факела. Более того, в большинстве случаев применения
многократного горения стандартный мониторинг глобального контроля избытка кислорода в камерах горения
не обеспечивает оценку реального уровня избыточного
кислорода в печи, таким образом, создавая критическое
ограничение при попытке улучшить настройку условий
горения.
Эта ситуация не соответствует современному уровню
большинства производственных процессов, в которых
всесторонний мониторинг и упреждающее регулирование системы гарантирует безопасность процесса, техническую готовность оборудования и максимальную
производительность. Удивительно, что такой химический
процесс как горение, с его значительным экономическим
98
и экологическим воздействием управляется с помощью
использования устаревших средств управления.
Значительное внимание было уделено регулированию
горения с целью оптимизации эффективности и ограничения выбросов. Несмотря на это, рентабельность этих
регулировок ограничивается уже упомянутыми нами
мониторингом горения и контролем. Это порождает ошибочное решение модернизировать систему печи (горелок)
без попытки оптимизировать систему горения.
Эта ситуация оптимальна при условии высокой нестабильности характеристик топлива, заряжения профиля
и/или горелки в системе многократного горения. В этих
случаях, неконтролируемые условия горения могут вынудить операторов обратиться к консервативным решениям и уйти от оптимальной настройки.
УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ
ПРОЦЕССОМ ГОРЕНИЯ В ПЕЧИ
Производительность и выбросы (NOx, CO, CO2, частиц, SOx, и др.) в промышленных печах и котлах в большинстве своем зависят от правильного распределения
подачи топлива и воздуха. Кроме того, не удовлетворяющее техническим условиям топливо/коэффициент
избытка воздуха в критических точках оказывают значительное влияние на основные параметры печей (рис. 1).
Поэтому целью более жесткого регулирования процесса
сгорания является баланс в процессе горения.
Типичный дисбаланс
в процессе горения:
• чрезвычайное
непостоянство
(в зависимости от
условий заряжения)
• несбалансированная
конструкция системы
подачи воздуха/
топлива
• пределы применимости
и ограничения
Избыток
кислорода
Результаты
Отрицательный
эффект:
• Коэффициент
использования
• Выбросы
Коррозия, неполадки
• Перегрев сети
трубных соединений
• Эксплуатационная
безопасность
Недостаточный контроль процесса горения:
• пункт 1 или 2 при
выходе избыточного
кислорода
снабжение
топливом
•
и воздухом для горения
Обычные
возможности
мониторинга
Воздух
Снабжение
топливом
и воздухом
Топливо
Рис. 1. Ключевые критерии оптимизации эффективности для
печей и котлов
№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Локальный
мониторинг
горения
Оптимизированная
настройка
сбалансированного
горения
Оптимизированные
стратегии горения
Эффективность
NOx
Локальный мониторинг:
• передовой мониторинг
(О2) кислород, (NOx)
оксид азота, монооксид
углерода (СО),
углекислый газ (СО2),
и т.д.)
• температура
Основные варианты
(измерение
в зоне дожига)
Дополнительные
параметры
(измерения
внутри печи)
СO2
Управляемая печь
Контроль горения: опытная
система (замкнутая/
открытая система)
Максимум NOх
и эффективный
контроль,
использующий
внедренные
возможности
Настройка для
стандартных,
постоянных
и безопасных
условий горения
Альтернатива
или дополнение
к изменению
проекта
Рис. 2. Логическая схема для управления технологическим
процессом горения в печи
Технология оптимизации горения опирается на адекватное регулирование по замкнутому циклу локальных
условий горения, способствуя созданию так называемой
«регулируемой печи» (рис. 2). Данный регулируемый
режим работы является критическим фактором для обеспечения максимальных преимуществ регулирования
переменных параметров горения, настройка которых
непосредственно воздействует на КПД установки и образование вредных веществ.
Подход к контролю процесса горения делает возможным оптимизацию любой отдельной горелки. Результат:
полная оптимизация процесса горения. Это повышает
эффективность установок (печей) и способствует уменьшению выбросов CO или NOx, с помощью специализированных оптимизационных стратегий в системах
многократного горения.
Следовательно, этот подход является эффективной с
точки зрения затрат альтернативой, для осуществления
модификации системы сжигания топлива (замены горелки) и дополнительным усовершенствованным средством, если эти модификации полностью реализованы.
Также, внедряя эту технологию на уже существующей
установке сгорания, требуется минимум изменений для
имеющегося оборудования и кратковременный простой
производства для установки новых элементов технологической системы.
Как показано на рис. 3, контролируемые режимы работы печи включают в себя интегрированный подход и
требуют:
• передовых мониторинговых технологий;
• новейших систем регулировки для оптимизации
процесса горения;
• профессионального программного обеспечения для
оптимизации регулирования процесса горения.
СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ МОНИТОРИНГА
Мониторинг (внутри печи) условий горения позволяет обеспечивать точный технический надзор горения
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Воздух, топливо, или/и регулятор:
усовершенствованные параметры
Воздух
Топливо
Рис. 3. Рабочие точки контролируемой печи для оптимизации
горения
- наиболее существенный с точки зрения внедрения управляемых режимов работы печи.
Система локального мониторинга печи помогает оператору достигать наиболее адекватной настройки каждой
отдельной горелки. Такие действия способствуют полной
оптимизации установки горения. Усовершенствованные
режимы работы повышают эффективность эксплуатации
установки и уменьшают выбросы, а также обеспечивают
более безопасную, более надежную и гибкую работу
установки.
Технологии внутрипечного мониторинга помогают
распознавать скрытые неисправности печи или котла,
которые могут повышать уровни СО, даже если установка
работает при соответствующих (правильных) условиях горения. Такой мониторинг позволяет регулировать
геометрические параметры пламени, распознавать оптимальное число активных горелок для любой рабочей
нагрузки, измерять стабильность пламени и/или уменьшать образование вредных веществ. Особенности этой
технологии включают.
• Прямую оценку локальных условий горения на любой площади печи, не ограниченной существующими
смотровыми окнами печи.
• Правильное определение фактических уровней избыточного воздуха в переделах печи, которые способствуют определению возможной утечки воздуха, также
как и безопасное осуществление стратегий оптимизации
горения.
• Наблюдение реальных условий горения: программы
регулирования загрузки и вариации свойств топлива, чтобы
поддерживать процедуры принятия решения по числу и
расположению действующих горелок для каждой загрузки,
оптимизируя уровни избыточного воздуха для каждой
загрузки и проблемы технического обслуживания.
• Эксплуатационный надзор и настройку условий
сгорания для «сценариев» со значительными вариациями
свойств топлива.
• Средство контроля для управления сокращениями
выбросов NOx пока сохраняется достаточный контроль
пределов безопасности с целью регулировки котлов.
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Контроль условий печи расширит дополнительные
возможности отслеживания горения:
• параметры сетки, чтобы определить распределение
температуры печи;
• интерактивное измерение топлива и подаваемого
потока;
• мониторинг выбросов газа.
Область контролирующего подхода должна быть
решена для каждого случая согласно проекту завода,
техническим данным процесса и требуемым рабочим
характеристикам.
НОВАТОРСКИЕ СИСТЕМЫ
РЕГУЛИРОВАНИЯ ГОРЕНИЯ
В большинстве случаев, управление режимом работы
печи влечет за собой более тщательное регулирование
возможностей парового котла. Лучшее функционирование котлов может включать один или целый комплекс условий:
• автоматизацию существующего ручного управления из операторской;
• внедрение (переход) на другое топливо, воздушные
заслонки и задвижки;
• изменение конструкции существующих горелок
для расширения их возможностей.
Применяя эти условия, существующие регулирующие возможности будут улучшены, в случае, если бы
были установлены новые горелки (т.е. горелки со сниженными выбросами оксидов азота). Когда требуется
дальнейшее сокращение выбросов оксидов азота, эти
системы регулирования являются дополнительными с
точки зрения более значительной модификации установки (изменение конструкции воздушной камеры).
ОПЫТНОЕ ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ОПТИМИЗИРУЕТ КОНТРОЛЬ СГОРАНИЯ
Контролируемые режимы работы печи установлены
в программе замкнутой системы управления, объединяя
ранее описанные контролирующие и регулирующие
способности с передовой системой регулирования процесса горения, которая создана для каждого особого
применения. Это объединение позволяет применять
стратегии оптимизации горения с максимальной надежностью и рентабельностью.
Главные особенности этих стратегий учитывают
пределы соответствующего опытного проекта контроля
сгорания и определяются в зависимости от главного
пункта управления за установкой горения. Обе системы
управления не влияют друг на друга, так как эффективный контроль процесса горения будет только влиять на
регуляторы, не связанные с центральным управлением
установки. Такая опытная система разрабатывается
отдельно для каждой установки горения через определенные тесты горения.
ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ
Данный пример наглядно демонстрирует принцип
подбора оптимальных условий горения в огневом нагревателе установки для неочищенной сырой нефти
на нефтеперерабатывающем заводе в Испании. Эта
печь оборудована 32-мя горизонтальными масляными
и газовыми горелками, расположенными в двух про100
Концентрация СО, млн–1, 3 % кислорода
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Неконтролируемое
уменьшение кислорода
Усредненный избыток кислоКонтролируемое
Усредненный избыток
рода
3,3 % Максимальный
уменьшение кислорода
кислорода 6,9 %
уровень СО, >7,900 млн–1
Усредненный избыток
Максимальный
кислорода 1,9 % Максимальуровень СО, 0 млн–1
–1
ный уровень СО, 0 млн
Дисперсность
ниже 1,8 %
Избыточность
кислорода
Дисперсность выше
3,5 %
Рис. 4. Представленные данные применения контролируемой
печи на НПЗ
тивоположных рядах. Огнеупорная разделительная
стенка размещена в середине печи для изгиба пламени
и определения двух независимых термоучастков.
В большинстве случаев, мониторинг за поступающим (для горения) воздухом был выполнен с помощью
датчика, помещенного в середину восточной стены. Два
ручных регулятора тяги (расположенных на северной
и южной сторонах дымоходной трубы печи) использовались для корректирования подачи воздуха полного
горения. Горелки были также оборудованы ручными
средствами регулирования первичного и вторичного
воздушного потока.
НОВАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ
Область оптимизационного анализа процесса горения в печи для сырой нефти рассчитывалась при помощи
контролируемых условий работы печи. Этот подход направлен на достижение программы оптимизированной
производительности печи, охватывая каждую возможную производственную ситуацию при помощи:
• системы контроля в печи, чтобы изучать процесс
горения в каждой отдельной горелке;
• автоматизации заслонок воздушных регуляторов
с обеих сторон многократного горения и оптимизированную настройку пламени и шахты печи через лучшее
управление тяги топки печи;
• контролирующий подход и экспертная система
для замкнутой системы управления всего процесса.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ БАЗОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
Базовые характеристики печи для сжигания топлива
определены совершенной испытательной кампанией,
использующей новые потенциальные возможности мониторинга и регулирования. Концепция данной испытательной кампании разработана с целью исследования
всех возможных «сценариев» эксплуатации печи с точки
зрения требований соответствующих режимов работы,
природы и пропорций используемых видов топлива, работающих горелок и т.д. Результаты данной диагностики
горения (для кожуха основания печи) следующие.
• Определение существенных несоответствий между
отдельными горелками. Различия между уровнями из№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
быточного О2 более 3,5 % (и даже выше для «сценариев»
нерегулируемого снижения общего О2) ограничивают
усилия по оптимизации КПД посредством корректировки нерегулируемого горения, что становится причиной
неустойчивых уровней СО. (На рис. 4 представлена
базовая эксплуатация.)
• Различие между показателями кислорода, обнаруженное первоначальной системой текущего контроля
составляет в среднем 3,5 – 4,5 %; более точные показатели, полученные в результате полного контролируемого
сжигания, (со средним уровнем кислорода) колеблются
в пределах 1 - 3,5 %. Измерения, проведенные вручную
на выходных секциях печи, демонстрируют полное
соответствие между усредненными измерениями из
применяемой системы и общими уровнями избыточного О2 в печи. Вследствие этого существующая система мониторинга не обеспечивает данные уровней
совокупного избыточного О2 в данной печи. Более того
мониторинг общего избыточного О2 не сопоставим,
с точки зрения потенциала оптимизации горения, с
ценной информацией, предоставляемой современной
системой мониторинга.
• Как вывод (заключение) из пунктов 1 и 2, были
измерены высокие уровни избытка кислорода и минимальные уровни СО в выходной секции печи (см.
рис. 4). Также происходило значительное выделение
NOx, связанное с уровнем кислорода. Усредненные
показатели O2, измеренные с помощью местной, размещенной внутри печи системы контроля, колебались
в пределах 5–7 %.
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ
СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПЕЧИ
Прослеживая внедрение усовершенствованных
концепций регулирования горения посредством технологии регулируемой печи можно было наблюдать
очевидную эволюцию уровней избыточного О2, зарегистрированных системой локального внутрипечного
мониторинга, от базовой к регулируемой эксплуатации (см. рис. 4). Результирующие средние значения
конечного О2 составляли около 2 % (от первоначальных
средних значений около 5–7 %).
Концентрация NOх
Горелки с низким
выходом оксидов
азота
Оптимизированный
случай 2
Обычная
горелка
Обычный
случай
Оптимизированный
случай 1
Оптимизированный
случай 3
Переоборудованная горелка
Оптимизация горения
Избыточность кислорода, %
Рис. 5. Целесообразность подхода контроля процесса горения в печи для обычной горелки и горелки с низким выходом
оксидов азота
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№4 • апрель 2010
Конечные условия горения, достигаемые посредством
концепций регулируемой печи, обеспечили возможность
разработки более безопасных, устойчивых (незначительные уровни СО), однородных и эффективных «сценариев» сжигания топлива. Уточнение (корректировка)
печных условий достигалось посредством соответствующей настройки общих и индивидуальных регулировок
воздуха, производимых экспертной системой корректирования горения, отслеживающей полностью автоматизированный технологический процесс.
Указываемая в отчете минимизация избыточного
О2 в размере 3–5 % имела место в связи с понижением
температуры газа, и в результате дала экономию расхода
топлива в общей сложности более 5 %. Равноценное
снижение было получено в отношении выбросов CO2
и SOx, Результаты, представленные на рис. 4, демонстрируют сокращение диапазона разброса.
Контроль работы позволяет определять неисправность горелок. Эти типы неисправностей могут оставаться скрытыми, когда применен обычный контроль.
Определение технических неисправности горелок –
необходимое средство для оправдывающих затрат программ технического обслуживания. Результат: оптимизированный график планово-профилактических работ
может быть достигнут через управление печью.
ОПТИМИЗАЦИЯ ГОРЕНИЯ
Когда сталкиваешься с трудностями оптимизации
горения, такими как эффективное усовершенствование или сокращение выбросов (NOx, CO, CO2, либо
твердых частиц), управление печью может обеспечить
выгодную альтернативу и является жизненно важным
дополнением к крупномасштабным установкам сгорания. Преимущества оптимизации включают.
• Улучшенную камеру сгорания, приводящую к экономии расхода топлива около 5 % (с эквивалентным
сокращением выбросов CO2 и SOx).
• Одновременные сокращения полного выброса
NOx (т/ч) до 45–50 %.
• Контроль за несгоревшим топливом или выбросами СО, что обеспечивает снижение объемов СО даже
для большинства программ с ограниченным доступом
воздуха (средний избыток кислорода, составляет приблизительно 2 %).
Контроль процесса горения в печи для сырой нефти
может помочь улучшить контроль сгорания, который
способствует более высокой надежности эксплуатации
оборудования, безопасности технических операций и
сокращению затрат на ремонт и техническое обслуживание.
Важной задачей профилактического обслуживания
является моментальное определение неисправностей
горелок (прежде чем произойдет серьезная авария или
поломка) и постоянный контроль СО и несгоревшего
топлива, (которое также связаны с неисправностями
или остатками кокса).
Потенциальные возможности этой стратегии оптимизации значительно расширились благодаря условиям
непостоянной подачи топлива или эксплуатационной
нагрузки, когда операторы камеры сгорания не реагируют на изменения, происходящие в процессе горения.
Этот подход – эффективная с точки зрения затрат аль101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
тернатива или чрезвычайно полезное дополнительное
средство усовершенствования конструкции масштабных систем горения с более сложной технологической
разработкой и значительными потребностями в эксплуатационном надзоре и контроле (рис. 5).
Коме того, сокращения выбросов NOx, достигаемые
в результате применения контроля процесса горения
могут сделать это практически осуществимым, с экологической точки зрения, и особенно на насыщенных NOx
– промышленных площадях. Это будет способствовать
разработке новых подобных проектов, включающих
расширение комплексов или расширение производственных мощностей.
Перевела В. Залесская
Enrique Tova (Э. Това), занимает должность
руководителя отдела проектирования технологических процессов, подразделения компании
«INERCO Industrial Processe». Он имеет более
чем 20-летний опыт работы в области проектирования и промышленной легализации передовых
технологий для оптимизации процессов горения
и устранений загрязнения окружающей среды.
Э. Това имеет научную степень в области химической технологии Школы Инженерии Севильского университета и является
соавтором пяти патентов, относящихся к развитию промышленных технологий компании INERCO. Он опубликовал 4 научные
работы в национальных и международных научных журналах
и участвовал в развитии 7 научных работ представленных на
различных международных конференциях.
Miguel Morales (М. Моралес), глава отдела коммерческого развития подразделения компании
«INERCO Industrial Processe». Он имеет более
чем 10-летний опыт работы в области легализации и промышленного применения технологий
оптимизации процессов сгорания и устранений
загрязнения окружающей среды. М. Моралес
имеет научную степень магистра наук в области химической технологии Школы Инженерии Севильского
университета. Он соавтор 2 научных работ опубликованных в
научно-популярных журналах, и участвовал в развитии 5 научных трудов, представленных на различных международных
конференциях.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Rodríguez, F. E. Tova, M. Morales, M., Portilla, L. Cañadas and
J. L. Vizcaíno, «Efficiency Improvement and Emissions Reduction
in Refinery Boilers and Furnaces», 19th World Petroleum Congress,
Madrid, 2008.
2. Rodríguez, F. E. Tova, M. Morales, M., Portilla, L. Cañadas
and J. L. Vizcaíno, «Application of controlled furnace technology for
efficiency improvement and emissions reduction in refinery combustion
units», 12th European Refining Technology Conference, Barcelona,
2007.
3. Rodr í guez, F., E. Tova and M. Morales, «Efficiency and
environmental optimization of boilers through controlled furnace
technologies», Control and Automation of the Combustion Process
in Power Generation Boilers Conference, Szczyrk, Poland, 2007.
4. Rodríguez, F., E. Tova and L. Cañadas, «ABACO technology for
NOx control and efficiency improvement», International Symposium
«Strategic Approach for Implementation of Primary DeNOx Measures in
Large EU Pulverised Coal and Lignite Fired Units», Athens, 2005.
5. Rodríguez, F., L. Salvador-Camacho, M. Morales, L. Cañadas,
P. Otero, P. Gómez and M. Ramos, «NO x control and heat rate
improvement through primary measures based on advanced furnace
control», DOE-EPRI-U.S. EPA-A&WMA 2003 Mega Symposium,
Washington, D.C., 2003.
6. Rodríguez, F., E. Tova, V. Cortés and L. Cañadas, «ABACOOpticom: Advanced automatic monitoring system of local combustion
conditions for improving boiler performance in PC power plants»,
Fuel, Vol. 81, No. 5, pp. 637–645, 2002.
7. Copado, A., F. Rodríguez, L. Cañadas, V. Cortés, P. Gómez and
E. Pérez-Santos, «Boiler efficiency and NOx optimization through
advanced monitoring and control of local combustion conditions»,
Clean Air Conference, Technologies and Combustion for a Clean
Environment, Oporto, Portugal, 2001.
Dr. Francisco Rodríguez (д-р Ф. Родригез), занимает должность директора подразделения компании
«INERCO Industrial Processe». Он имеет более чем
20-летний опыт работы в сфере развития оптимизационных технологий для промышленных систем
сжигания топлива и устранений загрязнения окружающей среды. Д-р Родригез имеет степень доктора
по химическим технологиям Школы Инженерии
Севильского университета. Он опубликовал более чем 10 научных
докладов в национальных и международных научных журналах.
Д-р Родригез имеет 5 патентов, связанных с развитием технологий
в этом научном направлении.
102
Miguel Portilla (М. Портилья), глава отдела исследований и тестирования подразделения компании
INERCO. Он имеет более чем 15-летний опыт работы в области легализации и промышленного применения технологий для оптимизации процессов
сгорания и устранений загрязнения окружающей
среды. М. Портилья имеет научную степень в области химической технологии Школы Инженерии
Севильского университета, принимал участие в публикации одного
научного труда в международном журнале, участвовал в развитии двух научных трудов, представленных на международной
конференции. М. Портилья также является соавтором одного
патента относящегося к описанным технологиям.
Prof. Dr. Luis Cañadas (проф., д-р Л. Канадас), занимает должность технического директора компании INERCO. Он имеет более чем 15-летний опыт
работы по оптимизации промышленных систем
горения и устранений загрязнения окружающей
среды. Доктор Канадас имеет степень кандидата
наук по химической технологии Школы иИнженерии Севильского университета, где занимает
должность профессора. Он опубликовал более чем 20 научных
работ в национальных и международных научных журналах. Д-р
Канадас вместе с другими соавторами имеет 5 патентов, относящихся к оптимизации технологий горения.
José Luis Vizcaíno (Х. Л. Визкайно), менеджер по
разработке технологических процессов, компании La Rabida Refinery (CEPSA). Он имеет более
чем 15-летний опыт работы в области технологии
производства. До работы в компании CEPSA, он
работал в «ERT Research Center» по установкам
обработки сточных вод. Л. Визкайно имеет степень магистра наук в области химии Севильского
Университета. Вместе с компанией INERCO он опубликовал одну
научную работу и участвовал в развитии двух научных трудов,
представленных на международной конференции.
№4 апрель • 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
№4 • апрель 2010
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОБ ИЗДАНИИ:
Журнал «Нефтегазовые технологии» издается с 1973 г.
Издатель журнала – ЗАО «Топливо и энергетика»
Периодичность выхода: ежемесячно
Формат – 210 290
Объем издания – 104 полосы, черно)белый
+ CD)диск с полноцветной версией
Тираж – 2000 экз.
Научно)технический аналитический журнал «Нефтегазовые технологии» является переводным русскоязычным изданием World Oil
и Hydrocarbon Processing (издатель Gulf Publishing Company). Журнал представляет высококачественную специализированную информацию
о развитии производств и наукоемких технологий нефтяной и газовой промышленности, в частности, бурения, добычи, переработки
и транспортировки нефти и газа и глубоководных технологиях. В журнале публикуются аналитические и справочные материалы.
Каждый номер журнала – это 20–30 статей по различной тематике.
На CD)диске, согласно Вашим заявкам, размещается дополнительная информация (справочники, каталоги, тематические подборки статей,
пресс)релизы, и т.д.). При размещении презентационных статей и рекламных блоков публикация авторских научно)технических статей
и новостных материалов осуществляется на бесплатной основе.
Бонусная программа включает размещение на CD)диске дополнительной информации и статейных материалов.
Более подробную информацию о журнале можно получить на сайте: www.ogt.su.
Основную читательскую аудиторию составляют постоянные подписчики – руководители и специалисты
отечественных и зарубежных предприятий нефтяной и газовой отрасли, научные сотрудники и специалисты проектных,
исследовательских и академических институтов, а также специалисты смежных с нефтегазовой отраслей.
Постоянные рубрики журнала
Распространение
• ОАО «Газпром»
• ОАО «Газпром нефть»
• ОАО «Газпромгаз»
• ОАО «Татнефть»
• ООО «Межрегионгаз»
• ООО «Мострансгаз»
• крупнейшие российские нефтяные и газовые компании, дочерние предприятия
• предприятия по добыче, переработке, транспорту, подземному хранению нефти и газа
• предприятия ТЭК, геологические, добывающие, транспортные, перерабатывающие
• предприятия машиностроительного и металлургического комплекса
• научно)исследовательские организации
Журнал распространяется по подписке и на крупнейших нефтегазовых выставках
• Разведка
• Бурение
• Добыча
• Анализ
• Глубоководные технологии
• Безопасность
• Нетрадиционные ресурсы
• Переработка
• Процессы
• Охрана окружающей среды
• Биотоплива и другие
Получить более подробную информацию по этому предложению можно,
позвонив в рекламную службу: (495) 670)74)81 или направив сообщение по адресу: art@ogt.su.
Стоимость размещения рекламы
в журнале «Нефтегазовые технологии»
Обложки
1'я обложка журнала
90 000 руб.
2'я
72 000 руб.
3'я
70 000 руб.
4'я
85 000 руб.
Внутренние страницы (цветные)
1 полоса
66 000 руб.
1/2 полосы
36 000 руб.
1/4 полосы
18 000 руб.
Презентации
1 полоса
35 000 руб.
2 полосы
60 000 руб.
Вкладки
Вкладка односторонняя
70 000 руб.
Вкладка двусторонняя
85 000 руб.
При неоднократном размещении рекламы
действует система скидок
2–3 размещения
5%
4–6 размещений
10 %
7–9 размещений
15 %
10–12 размещений
20 %
Дополнительная скидка для рекламных агентств – 15 %
Расценки на размещение рекламы действительны
с 01.01.2010 г. по 31.12.2010 г.
Стоимость указана в рублях, в том числе НДС 10 %.
В рубрике «Презентации» публикуются рекламные статьи,
основанные на информации Заказчика, содержащие иллюстрированный ряд
и блок обратной связи, включая информационные сообщения.
Вся информация, выходящая с пометкой «Реклама», «На правах рекламы»,
«Презентация» в обязательном порядке утверждается у Заказчика.
Рекламные материалы (модули) принимаются
в соответствии с техническими требованиями
При публикации черно'белых презентаций и модулей предоставляется
скидка 30 % от стоимости размещения полноцветного модуля.
Сроки подачи материалов:
Научно'технические статьи – до 10 числа предвыпускного месяца.
Рекламные модули (готовые) – до 10 числа предвыпускного месяца.
Новостные материалы – до 10 числа предвыпускного месяца.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
24-29 мая 2010г.
Россия, г. Геленджик
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
210_290_Hydrocarbon Processing.i1 1
02.03.2010 16:07:29
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
1 789
Размер файла
38 215 Кб
Теги
нефтегазовых, 1189, технология, 2010
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа