close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1191.Нефтегазовые технологии №11 2010

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
№ 11, Ноябрь 2010
Дополнительно на CD-диске:
"интеллектуальные" скважины 2007-2008
цветная версия журнала
подписной купон
(07.2008).indd 1
01.11.2010 13:13:04
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
1.pdf 29.10.2010 16:15:03
C
M
Y
CM
MY
CY
CMY
K
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ
®
Научно-технический журнал
Издается с 1979 г.
Рег. ПИ № 77-14588 от 07.02.03
Учредитель:
Издательство «Топливо и энергетика»
А.В. Миронова Директор издательства
Редакция:
Л.В. Федотова
А.В. Романихин
Н.В. Кутасова
Л.С. Борисова
Е.М. Сапожников
В.И. Волгарева
Главный редактор издательства
Главный редактор журнала
Научный редактор
Редактор
Верстка
Верстка
Россия, 109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1
Телефон (495) 670-7481
e-mail: art@ogt.su
e-mail: catalog_publ@mtu-net.ru
ngt.reklama@mail.ru
www.ogt.su
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
Бурение скважины Mooney 6-35 (оператор – компания Apache)
на участке Роджер Миллс, расположенном к северу
от г. Элк Сити (Оклахома, США).
Фото предоставлено
Дж. Хеджером, Apache Corp.
С О Д Е Р Ж А Н И Е
НЕФТЬ МИРА
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ............................................2
Бурение
G. W. Templeton, D. Travis
НОВЫЙ ПОДХОД К БУРЕНИЮ
НЕОБСАЖЕННЫХ БОКОВЫХ СТВОЛОВ....................................9
A. Y. Garkasi, Y. Xiang, G. Liu
ИЗНОС ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
В НАКЛОННЫХ И МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИНАХ............... 14
B. Youngs, K. Neylon, J. Holmes
ОПТИМИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ ПРИТОКА БЛАГОДАРЯ
МНОГОСЕГМЕНТНОМУ МОДЕЛИРОВАНИЮ......................... 18
Попутная вода
J. Walsh, J. Fanta, W. Bryson, C. Toschi,
J. Petty, J. Lee, T. Frankiewicz, M. Stacy
ВЫЯВЛЕНИЕ ПРОБЛЕМ, СВЯЗАННЫХ
С ОБРАБОТКОЙ ПРОМЫСЛОВЫХ ВОД. Часть 1.................... 23
Глубоководные технологии
B. A. Tarr, T. Taklo, A. Hudson,
L. Stockwell, J. Schroeder
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НАДВОДНОЙ СИСТЕМЫ
ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ВЫБРОСОВ.......................................... 31
Сланцы
M. Roth
НЕТРАДИЦИОННЫЕ ПОДХОДЫ
К РАЗРАБОТКЕ ИГЛ ФОРД.................................................... 37
P. Kulkarni
ИГЛ ФОРД ШЕЙЛ:
АКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТОК В РЕГИОНЕ............................... 38
M. Blauch
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ............ 43
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
КОРОТКО О РАЗНОМ............................................................ 47
Технологии
M. Sharma, A. Ponselva
АНАЛИЗ ПЕЧИ В УСТАНОВКЕ
ЗАМЕДЛЕННОГО КОКСОВАНИЯ ........................................... 54
Оптимизация
W. Chin, J. Gillespie
КАК ПРЕОДОЛЕТЬ РАЗРЫВ МЕЖДУ
УПРАВЛЕНИЕМ ЭНЕРГИЕЙ
И ФИНАНСОВЫМИ АКТИВАМИ............................................. 59
S. H. Kwon, B. H. Sohn, Y. M. Jeon,
S. J. Kim, Y. W. Shin, Y. S. Ok
УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫЙ ПРОЦЕСС FCC.......................... 64
Чистые топлива
M. Motaghi, K. Shree, S. Krishnamurthy
НОВЫЕ МЕТОДЫ ПЕРЕРАБОТКИ ОСТАТКОВ. Часть 2............ 70
Надежность
A. Babakr, T. Ashiru, C. Westhuizen
УСТАЛОСТНОЕ РАЗРУШЕНИЕ
В КОЖУХОТРУБНОМ ТЕПЛООБМЕННИКЕ............................. 75
Безопасность
R. Modi
ВНЕДРЕНИЕ АВТОМАТИЧЕСКОЙ
СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ,
ОТВЕЧАЮЩЕЙ ТРЕБОВАНИЯМ СТАНДАРТОВ. Часть 1......... 80
Аналитика
ACHEMASIA........................................................................... 86
Sulfur Solution Crawford
ТЕХНОЛОГИИ ХРАНЕНИЯ СЕРЫ
И НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ РЫНКА........................................... 91
АМАТЕК: РАСШИРЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ........................... 94
ENERSUL: БОЛЕЕ 50 ЛЕТ НА РЫНКЕ...................................... 95
ТЕХНОЛОГИИ EXXONMOBIL:
OPTIMUM TGT И AGE DESIGN AND PERFORMANCE................ 96
Дополнительно на CD-диске
ЦВЕТНАЯ ВЕРСИЯ ЖУРНАЛА
«ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЕ» СКВАЖИНЫ – АРХИВ 2007–2008
СОДЕРЖАНИЕ ПОДБОРКИ СТАТЕЙ
ПОДПИСНОЙ КУПОН
Подписано в печать 29.10.2010. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 12. 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»
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
МЕСТОРОЖДЕНИЕ МИСКАР:
ОЦЕНКА И ПРОГНОЗ ДО 2017 г.
Месторождение природного газа Мискар (Тунис)
расположено в заливе Габес (Средиземное море) на
расстоянии примерно 122 км от побережья Туниса.
Месторождение расположено в блоке Амилкар (басс.
Пелгиан) и является одним из крупнейших месторождений в Тунисе, на котором добывается примерно
две трети объема совокупного внутреннего спроса в
стране. Месторождение расположено на глубине 62 м.
Общая площадь месторождения составляет 352 км2.
Мискар управляется компанией BG Tunisia Limited,
которая является дочерней компанией британской BG
Group Plc – ведущего игрока на мировом энергетическом рынке, осуществляющей операции в двадцати
пяти странах мира, на пяти континентах.
Мискар принадлежит BG Tunisia Limited, которая
владеет на месторождении 100 % активов. Месторождение Мискар содержит запасы природного газа с
небольшим количеством газоконденсата (примерно
54 °API).
Добыча природного газа на месторождении Мискар началась в июне 1996 г. В период до 2009 г. на месторождении было добыто около 853 млрд фут3 природного газа и около 20 млн брл газоконденсата. Добыча
природного газа в 2010 г. составила 83,2 млрд фут3
природного газа и 1,2 млн брл газоконденсата.
В соответствии с прогнозами жизненный цикл
месторождения составит 20–22 года с полным истощением к 2017 г. В оставшийся период эксплуатации
(начиная с января 2010 г.) планируется получить доходы от добычи на месторождении Мискар в объеме
4,7 млрд долл. Как ожидается, внутренний коэффициент окупаемости (Internal Rate of Return – IRR) составит примерно 12,8 %.
Тематика. В докладе содержится подробная информация о добыче нефти и газа, инфраструктуре, запасах,
геологии, операторе и партнерах, последних финансовых
терминах, использующихся для определения активов и
определяющих их истинную стоимость (оставшуюся
чистую приведенную стоимость) на основе оставшихся
запасов, прогноза добычи, капитальных и эксплуатационных затрат, налогового режима и цен на сырье.
В докладе также приведена дополнительная оценка параметров, таких как IRR, индекс доходности
(Profitability Index – PI), окупаемость (дисконтированная
и недисконтированная), право на добычу (Entitlement
Production – EP) и доли участия (Working Interest – WI)
для улучшения процесса принятия решений.
В настоящем докладе содержится подробный
анализ чувствительности оставшейся чистой при2
веденной стоимости (net present value – NPV)
с изменением цен на сырье, ставкой дисконтирования, добычей и основными финансовыми условиями.
Подробные денежные потоки в течение всего жизненного цикла активов также включены в отчет. Эти
денежные потоки охватывают широкий спектр расчетов, связанных с различными выплатами государству/
лицензирующим органам.
Для получения пользовательских оценок чувствительности и денежных потоков на основе конкретных
материалов, поступающих от пользователей, может
использоваться интерактивная модель Excel. Такая
пользовательская информация варьируется от данных
о добыче, стоимости, ценах до условий финансовой
информации.
Преимущества включают:
• получение исчерпывающей информации об инвестиционных решениях на основе подробного
оперативного анализа и прогноза движения денежных средств;
• оценку предполагаемых размеров будущих инвестиций в различные экономические и финансовые проекты;
• соотношение перспективных целевых инвестиций в рамках всеобъемлющего анализа с использованием прогнозирования и методологии стоимостной оценки;
• поддержку интерактивной модели Excel, которая
расширит возможности принятия решений на
более быстрой и срочной основе;
• оценку влияния изменений в государственной
финансовой политике на денежные потоки и текущую стоимость активов.
Более подробную информацию Вы сможете получить на сайтах:
• Browse all Energy and Utilities Market Research
Reports: http://www.companiesandmarkets.com/energyand-utilities-market-research-reports-p73.aspx?prk=
51966205ec62e27bf516cc482d08754d
• Browse all Energy and Utilities Company Profile
Reports: http://www.companiesandmarkets.com/
energy-and-utilities-company-profiles-p100.aspx?prk=
51966205ec62e27bf516cc482d08754d.
• Browse all Latest Market Research Reports:
http://www.companiesandmarkets.com/marketresearch-reports-industry-statistics-p9.aspx?prk=
51966205ec62e27bf516cc482d08754d.
Информация может быть также получена по
адресу: CompaniesandMarkets.com Mike King info@
companiesandmarkets.com Tel: +44 (0) 2030868600
CHINOOK: ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛА
Компания Chinook провела оценку нескольких интервалов горизонта силуриан и акакус. Однако представитель компании сказал, что некоторые интервалы
определены как водоносные, а другие были повреждены в процессе бурения. В результате компания не
смогла завершить испытания.
№11• ноябрь 2010
2
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Второй целью стала скважина, пробуренная на
горизонт ордовикского возраста, который был оценен как перспективный с точки зрения запасов газа
и газоконденсата. Представитель Chinook заявил, что
теперь оценка данных будет производиться в ходе испытаний, чтобы определить степень повреждения. В
этом проекте Chinook владеет 65 % активов с разрешения Jenein Centre совместно со шведской компанией
PA Resources, владеющей 35 % активов.
запланированного технического обслуживания, которое, как ожидается, займет около трех – четырех
недель. Candax Energy Inc. – международная энергетическая компания с головным офисом в Торонто и
представительствами в Лондоне, Тунисе, и на Мадагаскаре. Группа Candax занимается разведкой и добычей нефти и газа и производством электроэнергии в
Тунисе. На Мадагаскаре компания имеет разрешение
на проведение разведки.
OMV: ОТКРЫТИЕ ЗАПАСОВ ГАЗА
Австрийская нефтегазовая компания OMV AG
(OMV.VI) объявила об открытии в Тунисе двух новых месторождений газоконденсата. Представитель
компании сказал, что результаты исследований подтверждают перспективное будущее разведки и добычи в этом районе. Скважины Khouloud-1 и Benefsej-1,
которыми были открыты перспективные запасы,
пробурены в границах концессии Nawara Production
Concession на юге Туниса. Как сказал представитель
OMV: «C этими двумя месторождениями наша компания и национальная нефтегазовая компания Туниса ETAP – партнер по концессии, владеющий 50 %
активов – сделали девять открытий подряд. Обе новые скважины были обсажены и “законсервированы» с целью будущих испытаний и добычи”. Наличие
продуктивных песчаников хорошего качества по всей
концессии Nawara уже доказано и это обнадеживает
с точки зрения перспективного бурения. В настоящее
время ведется изучение возможностей разработки
новых открытий и транспортировки добытого газа на
тунисский рынок», – отметил представитель OMV.
Компания OMV активно работает в Тунисе с 1970-х
годов и в настоящее время владеет активами по двум
разведочным и шести эксплуатационным лицензиям. Добыча компании в 2009 г. составляла примерно
7000 брл/сут (в нефтяном эквиваленте).
VEGAS OIL: КОНЦЕССИЯ KOM OMBO
Скважина Al Baraka № 9 была пробурена на общую
глубину 5185 фут (1 фут = 0,3048 м). Затем скважина
была обсажена и проведены каротажные исследования. Представитель Vegas Oil сказал, что результаты
бурения указали на наличие нефти в горизонтах абубаллас и сикс хиллз (образование F). В настоящее время
ожидается прибытие сервисной буровой установки для
проведения тестирования и операции заканчивания.
Затем буровая установка будет переброшена на точку
для бурения скважины Al Baraka SE, которая будет расположена примерно в 4 км к югу. Из восьми скважин,
пробуренных на сегодняшний день на месторождении
Аль Барака, четыре были отобраны для проведения гидроразрыва пласта. После завершения операций обработки и бурения скважин Al Baraka SE и Al Baraka
No. 11, совокупная добыча нефти на месторождении
превысит 2000 брл/сут, что составит двукратное увеличение по сравнению с текущей добычей.
Буровая установка для заканчивания/капитального ремонта по завершению переговоров относительно
условий контракта была сразу же отправлена на точку бурения на месторождение Аль Барака. К работам
приступили в середине сентября 2010 г. Для определения характеристик бурения разведочной скважины
была проведена обработка и интерпретация сейсмических данных, которая должна завершиться до конца
2010 г. Активами в блоке Ком Омбо владеют компании
Sea Dragon (50 %) и Dana Gas Egypt (50 %).
В середине июля 2010 г. была пробурена скважина Al Ola X-1 в границах концессии NW Gemsa
Concession. Скважина была пробурена на глубину
13 550 фут. Целью бурения этой скважины стали горизонты шагар и рахми, входящие в образование карим. Результаты исследований показали наличие в
этих пластах 6- и 9-футовых нефтеносных горизонтов
соответственно. Поскольку в этой скважине не было
обнаружено контакта нефть/вода, и результаты исследования были проверены, лицензия Al Amir SE может быть расширена (к югу от существующих границ
месторождения) с возможным увеличением запасов.
После бурения на образование карим скважина была
обсажена и зацементирована на глубине 10 600 фут. Затем бурение было возобновлено, чтобы проникнуть и
оценить образование нижний рудеис, где были найдены запасы газа и газоконденсата (разведочной скважиной Al Amir SE No. 6). Значительные запасы газа были
найдены на интервале 13 400–13 500 фут. Затем планировалось достичь глубины 13 700 фут. На сегодняшний
день добыча нефти на месторождениях Аль Амир, Аль
Амир СЕ и Гейад, расположенных в северо-западной
части концессии Gemsa составляет 9000 брл/сут.
ЭЛЬ-BIBANE 3 И EZZAOUIA 1:
ЗАВЕРЕШЕНИЕ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
Компания Candax Energy Inc. сообщила, что ремонтные работы на нефтяной скважине El Bibane 3
завершены. Представитель компании отметил, что
старые трубы были в таком плачевном состоянии, что
полное их удаление не представлялось возможным.
Новая колонна НКТ была успешно установлена выше
старых труб; скважина была успешно введена в эксплуатацию в середине сентября 2010 г. с использованием газлифта (поставка газа осуществляется из
скважины El Bibane 5). В настоящее время скважина
El Bibane 3 очищена; давление и температура доказывают наличие течения флюидов из пласта. Из-за
попадания в продуктивный коллектор морской воды
(в процессе проведения ремонта скважины) и годичного перерыва в эксплуатации сложно прогнозировать,
когда добыча полностью восстановится. Компания
Candax опубликует информацию о восстановлении
стабильной добычи.
Ремонтные работы на скважине Ezzaouia 1 также
были завершены, и добыча в ближайшее время будет
восстановлена. В настоящее время буровая установка
переброшена на скважину Ezzaouia 2 для выполнения
№11 • ноябрь 2010
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Компания Sea Dragon владеет в концессии NW
Gemsa 10 % активов; компания Vegas Oil владеет в
этой концессии 50 % активов и выступает оператором
месторождений. Оставшейся долей активов (40 %) владеет компания Circle Oil. Руководитель компании г-н S.
Arrata сказал, что «активное бурение на обеих наших
концессиях в Египте продолжает приносить успешные
результаты. Заканчивание уже пробуренных и бурение
новых скважин с целью повысить добычу на месторождениях Аль Барака и Аль Барака СЕ позволит нам
достичь поставленных целей уже к концу 2010 г.».
CIRCLE COMMENCES MOROCCO:
ПРОГРАММА БУРЕНИЯ
После зимних наводнений дороги были отремонтированы и возведены бетонные основания для размещения буровых установок с целью бурения первых трех
скважин в рамках программы бурения пяти скважин.
В настоящее время осуществляются подготовительные
работы для бурения четвертой скважины. Буровая установка была доставлена на первую точку, затем началось
бурение первой скважины. Бурение осуществляется в
рамках разрешения Sebou. Первую скважину, КАБ-1,
планируется пробурить на миоценовый песчаный горизонт гуеббас. Проектная глубина скважины (total
depth – TD) составит 1360 м. Бурение этой и каждой
последующей скважины в рамках проекта займет примерно пять – шесть недель на одну скважину. Все
скважины ориентированы на газоносные песчаники,
расположенные на глубине 900–1700 м.
В рамках кампании в 2009 г. была пробурена и затампонирована скважина DRJ-6, которую в настоящее
время планируется повторно ввести в эксплуатацию
и провести испытательную добычу. Как сообщалось
ранее, местные забастовки работников транспорта
помешали провести тестирование в процессе бурения. Предварительное планирование увеличения
протяженности на 62 км магистрального 8-дюймового
газопровода идет полным ходом; после завершения
строительства пропускная способность трубопровода
увеличится до 23 млн фут3/сут.
Совокупная добыча газа в Марокко в период с ноября
2008 г. по конец августа 2010 г. составила 923 млн фут3.
Суточная добыча газа в этот период колебалась в пределах 1,4–2,2 млн фут3/сут.
BGP: КОНТРАКТ В ЕГИПТЕ
Компания BGP будет реализовывать проект гравиметрической разведки, разработанный Geofizyka
Krakow в блоке Бахариа в Египте. Это первый контракт компании BGP в Египте. Компания имеет богатый опыт в области гравиметрической разведки, по
этой причине BGP имеет возможность в полной мере
выполнить эти сложные исследования.
OIL FIELD MAGAZINE
3034 Sfax El Manar
Tel:(216)25760000
Fax:(216)74283894
http://www.oilfieldmag.com/info@oilfieldmag.com
СОБЫТИЯ
INTERGEO 2010: РАЗВИТИЕ ОТРАСЛИ
ПРОДОЛЖАЕТСЯ
Свыше 17 500 специалистов подводят позитивный
баланс – наблюдается постоянный рост, как числа
участников, так и выставочной площади, что в очередной раз подтверждает большое значение INTERGEO
как одного из важнейших международных событий
в геодезии, геоинформации и рациональном использовании природных ресурсов.
По данным первого опроса, почти 500 участков из
32 стран заявили, что они достигли тех целей, к которым стремились, участвуя в выставке. Особенно подчеркивалось высокое качество дискуссий с хорошо
информированными участниками.
Президент общества Геодезии, Геоинформации и
Рационального использования природных ресурсов
доктор Karl-Friedrich Thóne выразил удовлетворение
постоянным развитием отрасли. Его призыв к более
тесному сотрудничеству между международными организациями, особенно в деле вовлечения молодых
кадров, нашел среди участников INTERGEO повсеместное одобрение.
Большое значение имеет, например, установленное впервые междисциплинарное взаимодействие
с европейским Конгрессом EnviroInfo 2010. Взаимным обогащением для обеих отраслей явилось подписанное коммюнике по итогам совместной работы.
Достигнута договоренность по интенсификации и
4
продолжению сотрудничества. Дальнейшее развитие международного сотрудничества и укрепление
связей определяется не только возросшим числом
участников выставки, но и впервые состоявшейся
презентацией объединенной экспозиции китайских
предпринимателей.
Иллюстративный материал и три выпуска бюллетеня Daily News можно найти на сайте www.intergeo.de.
SIEMENS: ПОВЫШЕНИЕ
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ
Глобализация, изменения климата, демографические изменения, урбанизация и связанный с этим
рост потребления энергии – наиболее актуальные
вопросы современности. Задача обеспечения в будущем долговременного экономического роста и процветания при сохранении окружающей среды должна
решаться уже сегодня. Инновационные технологические разработки играют ключевую роль в повышении
эффективности производства, передачи и потребления энергии, а также в сокращении выбросов CO2.
Сегодня многие решения уже выработаны, причем
зачастую они позволяют сэкономить колоссальные
объемы энергии и поэтому полностью окупаются.
Проекты компании Siemens реализуются во многих регионах, включая Россию. Более 6400 ветровых
турбин производства компании Siemens, установленных во всем мире, позволили сократить выбросы CO2
№11• ноябрь 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
более чем на 8 млн т/год. Технология Corex компании Siemens сокращает выбросы углекислого газа и
диоксида серы при производстве чугуна на 30 и 97 %
соответственно.
Подписание «Меморандума о взаимопонимании
по сотрудничеству в области сжиженного природного
газа» и реализация ряда совместных программ: Создание опытно-промышленной установки по производству СПГ, Изучение возможности производства
компрессоров, приводов и электрического оборудования «Сименс АГ» на российских заводах с целью
увеличения доли промышленного оборудования,
производимого в России; проведение исследований
в рамках работ по освоению Штокмановского газоконденсатного месторождения.
Создание совместного предприятия для производства на территории РФ компонентов ветровых турбин
для российского рынка, а также для продажи и обслуживания ветровых турбин Siemens в России и странах СНГ. В планах – ежегодная установка ветровых
турбин мощностью от 250 до 500 МВт. Это новый для
России рынок – рынок ветроэнергетики.
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
C. Liner, редактор-консультант WO
ПРЕИМУЩЕСТВА И РИСКИ
ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
Весна 2009 г. в Египте стала периодом больших
надежд. Правительство обратилось с предложением к работающим на территории страны разведочным компаниям, и предоставило для проведения
поисково-разведочных работ площадь, расположенную в глубоководной части Дельты Нила, являющуюся потенциально газоносной, c возможностью выбора
альтернативных поисковых участков. Среди предложенных участков часть представляла значительный
интерес благодаря близкому их расположению к некоторым наиболее крупным газовым месторождениям
на территории Египта. Но результаты данного предложения оказались совершенно обескураживающими –
они вызвали умеренный интерес со стороны лишь отдельных компаний.
Является ли Египет инвестиционно-привлекательной страной с точки зрения разведки? По ряду
критериев, Египет можно отнести к числу стран, благоприятных для проведения поисково-разведочных
работ на нефть и газ. Согласно результатам недавно
опубликованного отчета за 2009–2010 гг., представленного специализированным подразделением Financial
Times (Financial Times FDI Intelligence Ltd.), являющимся одним из ведущих международных аналитических
центров по исследованиям прямых инвестиций и глобализации бизнеса, Египет занимает второе место среди
59 африканских стран по уровню привлекательности
для прямых иностранных инвестиций. Исследование
включает многочисленные критерии и показатели,
такие как особенности инфраструктуры, политика и
методы, используемые для стимулирования прямых
иностранных инвестиций, людские ресурсы, жизненный уровень, рыночная открытость.
Можно сослаться также на Министра нефтяной
промышленности Египта С. Фахми, который в своем
выступлении 3 сентября 2009 г. заявил о том, что в
2008–2009 гг., по основным показателям роста, нефтегазовый сектор экономики страны развивался
опережающими темпами по отношению к другим отраслям. Рост, достигнутый в нефтегазовом секторе
экономики, составил 17,5 % от общего экономического
роста, притом, что в предшествующем финансовом
году эта цифра составляла 8,3 %. Такой впечатляющий
№11 • ноябрь 2010
рост, наблюдаемый только в этом секторе экономики,
может быть обусловлен, продолжающимся и в настоящее время, притоком в него иностранных инвестиций,
несмотря на глобальный финансовый кризис.
Ожидается, что спрос на нефть увеличится приблизительно с 671 тыс. брл/сут в 2008–2009 гг.,
до 771 тыс. брл/сут к 2013–2014 гг. Таким образом, в
общем объеме спроса на нефть стран Африканского
континента, спрос Египта составляет 18,9 %, притом,
что его доля в предложении нефти составляет 6,03 %.
Почему же тогда реакция компаний на выдвинутое правительством предложение по площади Дельты
Нила оказалось такой сдержанной? В качестве одного
из возможных объяснений, можно предположить пополнение списка проблем в экономике страны. Однако,
маловероятно, чтобы такого рода факторы заставили
компании, осуществляющие поисково-разведочные
работы на территории, по крайней мере, еще 40 стран
(экономика многих из которых зачастую находится
еще в более сложном положении), отказаться от активной инвестиционной политики. Скорее всего, причиной этого решения могли стать внутриполитические
проблемы страны. Недаром страховые компании, что
называется, дерут втридорога с компаний-клиентов за
то, чтобы предоставить, например, страховое покрытие
и защитить их активы от возможной экспроприации,
как одного из возможных сценариев развития событий.
Однако, и у тех компаний, которые могут позволить
себе прибегнуть к страховой защите своих активов,
неопределенность ситуации – даже когда нормативноправовая база, в той стране, где компания ведет работы,
находиться на должном уровне – убивает всякое желание брать на себя риски связанные с проведением
поисково-разведочных работ.
Структура нефтегазовой отрасли. История развития нефтегазовой отрасли Египта оказала значительное
влияние на современную ситуацию. Добыча нефти в
стране началась в 1910 г., причем основная часть продукции приходилась на месторождения, разрабатываемые на паритетной основе англо-египетскими совместными предприятиями (основными иностранными
участниками являлись BP и Shell) с долевым участием
50/50. В 1964 г. принадлежащие этим иностранным
компаниям активы были национализированы, однако,
правительству все же удалось сохранить иностранное
присутствие в отрасли, используя систему совместных
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
предприятий. В 1973 г. правительство отказалось от
практики использования совместных предприятий и
перешло на контрактные соглашения, в основу которых был положен принцип долевого распределения
добычи, кроме того, оно предложило компаниям достаточно привлекательные условия налогообложения.
В последние годы в экономике страны отмечается тенденция к тому, чтобы добиться роста экспортного предложения нефти. Однако решение
этой задачи затрудняется тем, что происходит естественное истощение разрабатываемых месторождений, а также рост внутреннего потребления нефти. 1985 г. явился знаменательной точкой – в этом
году началось активное развитие газового сектора
в экономике. За последнее десятилетие были сделаны и открытия нефтяных залежей, но все они оказались незначительными. В период 2001–2006 гг.
правительство выставило достаточно много блоков
для проведения поисково-разведочных работ.
Контракты и условия налогообложения, действующие в настоящее время в Египте, отличаются от тех,
что предлагаются инвесторам соседних африканских
стран. В сущности, они представляют собой некую
комбинированную схему концессии-совместного
предприятия-СРП (Соглашение о разделе продукции). Концессии предоставляются государством исключительно EGPC (Egyptian Government Petroleum
Company), которая платит роялти в размере 10 %. В
случае, когда сделано открытие промышленно значимых запасов углеводородов, лицензия на проведение поисково-разведочных работ переоформляется
в договор-аренды участка на его разработку. EGPC и
иностранный подрядчик создают совместное предприятие, а все особенности и детали СРП находят
отражение в цифрах, приходящихся на компенсационную и прибыльную нефть.
Оценка рисков. Политическое давление вызывает
постоянную тревогу и озабоченность у иностранных
инвесторов. Местные экстремисты, являющиеся или
подразделениями Al-Qaida или вдохновляемые ею,
провели за последние годы целую серию, к счастью,
относительно не очень масштабных, террористических атак на территории Египта. Целью этих атак
стала туристическая инфраструктура, в особенности,
туристические центры, расположенные на Синайском
полуострове. Существует значительный риск подвергнуться террористическим атакам и в дальнейшем,
поскольку Египет принадлежит к числу стран, имеющих прозападную ориентацию и хорошо развитую
туристическую инфраструктуру.
Правительство Мубарака испытывает давление со
стороны лидеров соседних стран – из-за позиции, занятой руководством страны, а также тех действий, которые были предприняты правительством во время вооруженного конфликта в секторе Газа зимой 2008–2009 гг.
Кроме того, поскольку Египет позиционировал себя в
качестве главного посредника в мирных переговорах
между Израилем и лидерами Газы, он также может
подвергнуться критическим нападкам (в зависимости
от долгосрочных результатов ведущихся переговоров).
Межконфессиональные столкновения, происходящие
в южных, слаборазвитых районах страны, также остаются серьезной проблемой. Объектами этих действий
часто являются группы национальных меньшинств, а в
отдельных случаях и иностранные туристы.
Центром внимания правительства страны продолжают оставаться вопросы поддержания политической
стабильности. В силу этого, любые изменения, носят
они политический или экономический характер, будут
происходить поэтапно. Хотя в процессе проведения
экономических реформ армия и полиция будут продолжать удерживать ситуацию под своим контролем,
активизация движения Muslim Brotherhood , будет подталкивать правительство к ужесточению мер, направленных на пресечение деятельности сил политической
оппозиции. Такая тактика приведет к дальнейшему нарастанию апатии избирателей и социальной напряженности, а также будет способствовать росту экстремизма, хотя и не до такой степени, когда ситуация станет
угрожающей для действующего режима.
Межконфессиональные столкновения и политическое давление со стороны других арабских государств будет продолжать оказывать отрицательное
воздействие на возможности проведения геологоразведочных работ на территории Египта, разработку имеющихся запасов, предоставления компаниям
участков в аренду, и возможность новых открытий
запасов углеводородов. Практически так же они будут сказываться и на росте поступлений иностранных
инвестиций, поскольку все эти факторы учитываются в процессе оценки рисков, которая выполняется
всеми компаниями, анализирующими возможности
инвестиций в экономику страны.
Связаться с г-ном C. Liner, можно по адресу:
cliner@uh.edu
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
P. Kulkarni, редактор WO
ОТ ГАЗОНОСНЫХ СЛАНЦЕВ
К НЕФТЕНОСНЫМ ПЕСКАМ
Одна из главных проблем добычи 174 млрд брл
нефти из нефтеносных песков, заявленной в качестве
«разведанных запасов», расположенных в канадской
провинции Альберта, является поставка больших объ6
емов природного газа, необходимого для разработки
нефтяных песков и последующей переработки продукции в синтетическую нефть. В 2006 г. для разработки нефтеносных песков Альберты потребовалось около 1 млрд фут3 природного газа, что составило более
чем 40 % совокупного спроса на газ в провинции. По
мере увеличения глубины разработки нефтеносных
№11• ноябрь 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
песков требовалось все больше газа и воды для интенсификации добычи при помощи таких методов как
нагнетание пара в скважину (Steam-Assisted Gravity
Drainage – SAGD), что способствует повышению
потребления газа. Разработка нефтеносных песков
также связана со значительными эксплуатационными
затратами, по сравнению с традиционными запасами,
и газ является значительной статьей расходов. Если
цены на природный газ повысятся по сравнению с их
нынешним уровнем, инвестирование разработок может оказаться под угрозой из-за более высоких затрат.
С точки зрения регулирования выбросов парниковых
газов в Канаде или США, нефтеносные пески могут
стать самым крупным потребителем СО2. Именно
этот метод (нагнетание в скважину СО2) применяют
на своих месторождениях в регионе Лонг Лейк Nexen
и Opti Canada. Благодаря созданию почти замкнутого
цикла системе требуется значительно меньше природного газа. Технология переработки OrCrude включает
удаление тяжелых компонентов битуминозной нефти
и их газификацию и переработку. Для всего процесса,
включающего газификацию, добычу и переработку,
для производства 1 брл синтетической нефти потребуется всего 0,5 тыс. фут3 газа. Если сравнить, в традици-
онных процессах SAGD для производства 1 брл нефти
было необходимо 1,9 тыс. фут3 газа. На первом этапе
добычи в 2008 г., после постепенного запуска технологии обработки воды специалистов волновал вопрос:
«Можно ли увеличить объемы производства сырой
нефти до 10 000 брл/сут из 12 000 брл/сут битуминозной нефти». Главной целью проекта стало увеличение производства сырой нефти до 60 000 брл/сут из
72 000 брл/сут битуминозной нефти». Это в значительной степени выгоднее, чем при применении традиционных методов. По мнению Chatten, экономия
может составить до 10 канадских долларов на 1 брл
нефти. Еще одним важным преимуществом является
экологический аспект – снижение выбросов СО2.
Связаться с г-ном P. Kulkarni, можно по адресу:
Pramod.Kulkarni@worldoil.com
ИННОВАТОРЫ
N. Benton, редактор WO
ДАЙВЕРЫ, РОБОТЫ И UNCLE JOHN
Если вы захотите встретиться с K. Duell, только
скажите ему, что это важно. K. Duell – 35-летний ветеран подводного строительства и подводной отрасли,
он является свидетелем зарождения и развития подводных разработок.
K. Duell закончил Commercial Diving Center в Калифорнии и начал заниматься подводными операциями
в 1974 г. Свою карьеру он начал в компании Subsea
International, занимаясь креплением свай, соединением труб подводных линий и строительством известного трубопровода, соединяющего месторождение
Фортис и Северное море. В свободное время K. Duell
снимал на кинокамеру подводные проекты свой бригады. «В период 1974 – 1983 гг. я снял 50-часовой документальный фильм о строительстве подводного трубопровода в Северном море», – говорит г-н Duell.
С камерой на плече K. Duell продолжал работать, принимая участие в подводных операциях на
месторождениях Фортис, Фистл и Филипс. Позже
в 1979 г. он стал сотрудничать с компанией Santa Fe
Construction в качестве управляющего директора судна Apache и вскоре приобрел еще одно судно – Witch
Queen. Оба судна были оборудованы новыми дистанционно управляемыми системами (remote operated
vehicle – ROV), разработанными специально для прокладки трубопровода на шельфе Западной Африки.
В то время ROV устанавливались только как инструменты контроля и безопасности водолазов, но Duell
предвидел более широкие возможности этого оборудования. Он взял ROV с судна Apache и установил его на
платформе Texaco, после чего его группа могла использовать ROV для контроля строительства трубопровода,
№11 • ноябрь 2010
спустив его в райзер. Первоначально ROV использовались ограниченно, но уже к 1981 г. Santa Fe Construction
стала крупнейшим в мире оператором ROV.
После работ по разработке одной из первых эксплуатационных платформ Duell присоединился к компании Cal Dive International (1995 г.), подрядчика, занимающегося глубоководными операциями, с целью
разработки систем динамического позиционирования
(dynamic positioning – DP). Годом позже он приобрел Witch Queen, на котором работал 15 лет назад на
шельфе Африки. После покупки этого судна Cal Dive
International стала первым оператором в Мексиканском заливе, осуществляющим операции на DP-судах.
Позже K. Duell отправился в Европу и заключил соглашение о покупке у компании Coflex судна Uncle
John. Сделка составила 10 млн долл.
Судно Uncle John снарядили с учетом возникновения самых сложных ситуаций в Северном море; это
судно по своей оснащенности стало первым в нефтяной отрасли США. «Первую неделю на борту Uncle
John мы провели в заливе Галвестон и принимали
представителей всех нефтяных компаний, – вспоминает г-н Duell. – Они не знали, что делать с таким
судном и оснащением. Это была странная техника –
полупогружная система со 100-тонным краном и водолазным снаряжением с автономными дыхательными
аппаратами для 18 человек».
Команда взяла один из водолазных колоколов,
установила систему ROV и оборудовала палубу для
размещения оборудования для отбора кернов и спуска
в скважину. Вскоре компания Cal Dive International
подписала договор с Shell об использовании Uncle
John на месторождении Тахо. В партнерстве с FMC
Technologies компания Cal Dive International реали7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
зовала первый проект спуска в скважину с судна в
Мексиканском заливе.
В процессе работы судов Witch Queen и Uncle John
в Мексиканском заливе Duell и президент Cal Dive
International Owen Kratz стали думать над новым направлением: партнерством с нефтяными компаниями. В 1998 г. дуэт партнеров приступил к реализации
уникального проекта на месторождении Ганнисон,
расположенном в 155 милях к юго-востоку от залива
Галвестон (Техас). Компании Kerr-McGee и Cal Dive
International стали партнерами проекта и уже через
год добывали нефть, открыв запасы нефти в 85 млн
брл. «Это было впервые, когда крупная нефтяная компания стала партнером компании, занимающейся подводными работами, чтобы совместно разрабатывать
месторождение нефти, – говорит г-н Duell. – Какой
же поднялся шум, когда Kerr-McGee объявила об открытии и все узнали о нашем партнерстве. Никто не
верил в успех». Правда, с тех пор партнерство такого
типа не принесло успешных результатов.
Годом позже по завершении работ над новой полупогружной буровой установкой Q4000, разработанной компанией Cal Dive International, и успешной
реализацией нескольких проектов, г-н Duell сказал:
«Для меня партнерство с нефтяными компаниями,
добыча нефти на месторождении Ганнисон и строительство судов, с которых можно осуществлять спуск
в скважину, брать образцы керна и на борту которых
можно размещать многотонные конструкции закончено. Я достиг всего, чего хотел».
Однако он не ушел далеко от моря. В октябре 2001 г.
г-ну Duell исполнилось 50 лет. Несколько лет он посвятил разработке конкурентоспособного качественного
рыболовного оборудования. Затем решил вернуться
к своей страсти и стал работать судовым маклером в
партнерстве с Clarksons, с которым занимался рыболовным оборудованием.
Г-н Duell также увлекся новым проектом – редактированием своих подводных съемок, включая съемки 80-х
годов. В настоящее время он демонстрирует эти фильмы
членам своей семьи. Во время показа г-н Duell смеется
и комментирует: Мне есть, что рассказать, я прожил замечательную жизнь, мне не на что жаловаться».
В наши дни добыча нефти в глубоководных регионах не является чем-то недостижимым, но первым,
кто начал задумываться над этим и сделал многое для
того, чтобы облегчить современные морские операции, стал К. Duell. Полупогружная буровая установка Q4000 эксплуатируется до сих пор на скважине
Macondo. Г-н Duell оптимистично отзывается о морских разработках: «Наступит день, когда Вы будете
сидеть дома в Хьюстоне и сможете бурить скважину
в водах глубиной 6000 фут на шельфе Африки. Разве
это не здорово!».
Связаться с N. Benton, можно по адресу: Nell.Benton@
worldoil.com
Перевел Д. Баранаев
Издательство «Топливо и энергетика» с прискорбием извещает о трагической гибели дорогого
нам человека, нашего сотрудника Гибловой Маргариты Павловны. Маргарита Павловна проработала в издательстве более четверти века и была не только квалифицированным специалистом,
но и обаятельным, оптимистичным, добрым и отзывчивым человеком. Всегда энергичная и
жизнерадостная Маргарита Павловна создавала в редакции особую сердечную и домашнюю
атмосферу, могла поддержать и дать добрый совет. Маргарита Павловна навсегда останется
такой в нашей памяти.
Коллектив издательства выражает искренние соболезнования родным и близким Маргариты
Павловны.
8
№11• ноябрь 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
НОВЫЙ ПОДХОД К БУРЕНИЮ
НЕОБСАЖЕННЫХ БОКОВЫХ СТВОЛОВ
G. W. Templeton, Weatherford International Ltd.;
D. Travis, Southwestern Energy Company
Новый подход «отклонитель-и-пакер» к бурению необсаженных боковых стволов может сократить
время бурения и риски путем устранения необходимости в цементировании
Компания Southwestern Energy
столкнулась с трудностями при
бурении необсаженных боковых
стволов в пилотных скважинах
в глинистом сланце фэйетвилл в
центральной части шт. Арканзас.
Скважины компании бурились
вертикально в пластах, поэтому набор кривизны для входа бокового
ствола в продуктивный интервал
приходилось делать в некоторой
средней точке вертикального необсаженного ствола – однако свойства глинистого сланца затрудняли
установку и разбуривание цементной пробки.
Проблема была решена с помощью метода забуривания бокового
ствола с использованием отклонителя и якоря надувного пакера. Данный метод обеспечивает гибкость
бурения обсаженного бокового
ствола из вертикальных необсаженных стволов, что экономит время и деньги и позволяет более единообразно бурить новые стволы.
Впервые описанный в 2009 г., этот
метод уже внедрен в 153 скважинах глубиной от 1500 до 11 000 фут
(1 фут = 0,3048 м) и в пластах с
прочностью на сжатие от 1000 до
65 000 фунт/дюйм2.
Судя по всему, технология является перспективной для бурения
необсаженных стволов, включая
отклонение в сторону бокового
ствола мимо препятствия в скважине, корректировку азимута и
вскрытие одного или более продуктивных интервалов вверх по
стволу скважины. У технологии
нет ограничений по глубине, но
возможны небольшие ограничения
по температуре, поскольку термостойкие элементы пакера могут
работать при температурах выше
300 °F. Применение извлекаемого
пакера позволяет бурить несколько
боковых стволов в одной скважине.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Гидравлический
забойный
двигатель
с изогнутым
корпусом
Открытая с конца
бурильная колонна
или колонна НКТ
Буровое
долото
Буровое
долото
Спуск в скважину
Нагнетание цементной
пробки длиной
200–500 фут
Подъем из скважины
Ожидание затвердения
цемента
Спуск в скважину
Правка цементной
пробки до точки
начала набора
кривизны
Подъем из скважины
Спуск в скважину
с компоновкой
направленного
бурения
Ориентирование
КНБК с требуемым
азимутом
Забуривание
с цементной пробки
Рис. 1. Забуривание с цементной пробки
Наконец, использование переводника регулирования потока позволит применять технологию вместе с
измерением забойных параметров
в процессе бурения (measurementwhile-drilling – MWD) в горизонтальной многозабойной скважине
с большим отклонением от вертикали; в сочетании с извлекаемыми
компоновками технология может
упростить бурение.
Поскольку за основу отклонителя с якорем надувного пакера почти полностью взято использование
стандартных инструментов, он может применяться в необсаженной
скважине любого типа, включая
сверхглубокие морские скважины.
В статье рассматривается применение технологии, проводится
анализ накопленного опыта и недостатков исходя из опыта применения в глинистом сланце фэйетвилл
в Арканзасе, глинистом сланце иглфорд и песчанике олмос в Южном
Техасе.
№11 • ноябрь 2010
ПЕРВОНАЧАЛЬНЫЕ
ТРУДНОСТИ
Традиционные операции по
забуриванию бокового ствола из
необсаженного ствола предусматривают либо бурение (с низкой
скоростью проходки и небольшой
нагрузкой на долото) с цементной
пробки либо бурение с зацементированного отклонителя. Первый вариант может быть дорогим с учетом
привлечения цементировочного
агрегата, ожидания затвердения
цемента и аренды оборудования
(примерно 24 ч), правки цементной пробки в точке начала набора
кривизны и разбуривания пробки
примерно 12 ч (рис. 1). Если цемент
не обладает необходимой прочностью на сжатие, то возможно придется разбуривать пробку и вновь
ее устанавливать. Бурение с зацементированного отклонителя происходит лишь чуть быстрее.
В прошлом время цементирования рассматривалось как неизбежное зло. Однако бурение
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
глинистого сланца фэйетСистему можно спускать
вилл в центральной части
за один рейс и создавать
Башмак кондукторной
обсадной колонны
Арканзаса было связано с
боковой ствол, показанмногочисленными дополный на рис. 2.
Верх цементного кольца
нительными трудностями.
Большинство отклоМетод забуривания: отклонитель
Во-первых, цементную
нителей в необсаженных
в необсаженном стволе с пакером
пробку приходилось устастволах зацементированавливать в необсаженном
ны на месте и включают
Песчаник хейл
направляющем стволе без
в себя 30–60 фут перфокакой-либо твердой опорированной трубы ниже
Глинистый сланец моррован
ры; во-вторых, глинистый
отклонителя для креплеРасстояние от точки начала набора
сланец был восприимчив к
ния компоновки в цеменкривизны до точки входа в пласт:
фактическая вертикальная глубина
воде, содержащейся в цете. Как отмечалось выше,
560–700 фут
менте. Применяемый при
отклонитель этого типа
бурении легкий буровой
устанавливается на чемЦентр
пласта-объекта
раствор на углеводородной
то твердом, например, на
Основной ствол
основе не воздействовал
оставленном в скважине
Глинистый сланец фэйетвилл
пилотной скважины
на цемент, а вязкая гелепредмете или забое сквавая пробка, установленная Рис. 2. Конструкция типовой скважины для проекта компании жины, но в данном случае
ниже цемента, могла осе- Southwestern Energy
не было ничего, на чем
дать в скважину и станоустанавливать. Выход совиться загрязненной и ослабленной тажа в продуктивном интервале бу- стоял в совместном применении отиз-за присутствия бурового рас- рится боковой ствол, который мо- клонителя в необсаженном стволе
твора. Чешуйчатая структура гли- жет быть выше забоя на 1500 фут. и надувного пакера и отказе от пернистого сланца затрудняла очист- Первые боковые стволы были дли- форированной трубы и цемента.
ку ствола, а буровой шлам также ной 2000 фут, однако в настоящее Компоновка проектировалась так,
ослаблял цемент. Дополнительная время боковые стволы простирают- чтобы обеспечить передачу давпроблема появилась в глинистом ся на 8000 фут.
ления через спусковую колонну и
Для первых 26 пробуренных пи- отклонитель и создание давления
сланце игл-форд, о котором одна
нефтяная компания сообщала, что лотных скважин затраты компании на пакере, а жидкость для надуваприток CO2 сделал ноздреватым це- на цементирование боковых стволов ния пакера будет той же самой, что
мент до такой степени, что он стал составили в среднем 350 000 долл. использовалась для бурения сквапочти бесполезным. Чтобы обеспе- на скважину. В эти затраты входят жины. Глинистый сланец не будет
чить забуривание бокового ствола в затраты на спуск колонны НКТ подвергаться воздействию воды, а
этом пласте, приходилось устанав- или бурильной колонны до глуби- боковой ствол можно забурить на
ны установки пробки, проработку любой глубине.
ливать несколько пробок.
Компания Southwestern Energy ствола и закачку цементной пробИспользуемые в компоновке инстала заниматься проблематичным ки, ожидания затвердения цемен- струменты будут включать в себя
глинистым сланцем фэйетвилл в та, правку пробки и забуривания (сверху вниз):
2005 г., начав реализовывать 15-лет- с пробки с помощью бурильной
• универсальный забойный ориний проект по максимальному из- компоновки для направленного
ентирующий (universal bottomвлечению газа. Компания первона- бурения. К дополнительным заhole orienting – (UBHO) перечально планировала пробурить от тратам относятся аренда буровой
водник;
шести до восьми скважин на участ- установки, стоимость цемента и
• установочный инструмент,
ке земли площадью 640 акров с рас- цементировочного оборудования,
прикрепленный с помощью
стоянием между скважинами около аренда цементировочного насоса,
срезающей шпильки;
600 фут в зависимости от характера аренда колонны НКТ и утилизация
• отклонитель;
местности и наличия сбросов в про- отходов. Намереваясь пробурить
• надувной пакер;
дуктивном интервале. С началом на месторождении 3000–4000 пи• глухую пробку.
добычи число скважин увеличилось лотных скважин, компания SouthЭта компоновку спустят в сухую
экспоненциально, чтобы восполь- western Energy нуждалась в поиске скважину – без циркуляции – до
зоваться тем обстоятельством, что более эффективного метода.
точки начала набора кривизны и замежду скважинами, размещеннытем сориентируют с помощью либо
ми на очень небольших расстояни- НОВЫЙ ПОДХОД К
гироскопа либо системы электроях между ними, почти нет интерфе- ЗАБУРИВАНИЮ БОКОВЫХ
магнитного MWD (electromagnetic
СТВОЛОВ
ренции.
MWD – EM MWD), если скважиКомпания Weatherford обрати- на достаточно небольшой глубины.
Примерно одна из шести скважин является пилотной скважиной, лась к компании Southwestern En- Затем буровой раствор закачают
пробуренной в пласте, и в которой ergy с предложением об отказе от через установочный инструмент
проведен каротаж для определения цементирования путем примене- и отклонитель в надувной пакер.
местоположения продуктивного ния в необсаженном стволе откло- После надувания пакера спустят
интервала. После проведения каро- нителя и якоря надувного пакера. бурильную колонну для срезания
10
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
установочного инструменолмос, установив отклоПереводник
та с отклонителя, после
нитель и забурив боковой
Спуск в скважину
Спуск в скважину с устаUBHO
с бурильной компоновкой
новочным инструментом,
чего установочный инствол мимо олмос для донаправленного бурения
отклонителем и надувным
Устанона 10 фут выше верхней
пакером
струмент можно поднять
стижения продуктивного
вочный
части отклонителя
инструмент
Ориентирование
из скважины.
интервала в игл-форд.
Ориентирование
отклонителя
Таким образом, скваВ этом случае рекоменбурильной компоновки
с требуемым азимутом
направленного бурения
жина будет готова для задовалось
совместно исЗадействование насоса
по азимуту отклонителя
высокого давления малой
буривания бокового ствопользовать
отклонительЗабуривание с вогнутой
производительности,
поверхности для набора
создание давления
ла после одного рейса и
пакер-якорь, но с шаровым
кривизны
для надувания
без ожидания затвердения
седлом и несколькими секи установки пакера
цемента. Бурильную комциями 2 3/8- или 2 7/8-дюйСрезание
установочного
поновку для направленномовой хвостовой трубы в
Гидравлический
инструмента
Отклонитель
забойный двигатель
с отклонителя
го бурения, спущенную к
нижней части пакера вмес изогнутым
Подъем из скважины
корпусом
верхней части отклонисто глухой пробки (рис. 4).
теля, сориентируют с тем
Инструмент открыт при
же азимутом, что и передспуске, так что можно занюю грань отклонителя и
качивать цементный расБуровое
приступят к бурению по
твор. На нужной глубине
долото
радиусу кривой бокового
компоновку ориентируют
Пакер
IPP
ствола (рис. 3).
с помощью гироскопа, поКомпания Southwestern
сле чего цементный расEnergy согласилась с предтвор вытесняют из нижложенным подходом и приней части хвостовой трубы
менила его в 34 скважинах.
до тех пор, пока цементное
Средние затраты на забу- Рис. 3. Забуривание с отклонителя и компоновка надувной пакер- кольцо не поднимется в
ривание бокового ствола якорь
кольцевом пространстве
в одной скважине сокрадо верхней части хвостотились с 350 000 до 170 000 долл. –
вой трубы. Стальной шарик, сбраУстановочный инструмент
экономия составила более 50 %.
сываемый с поверхности, попадает
В суммарные затраты входят зав шаровое седло и герметизирует
траты на спуск компоновки отклопакер, который затем надувается.
нитель-пакер-якорь до нужной глуТеперь отклонитель готов для набины, ориентирование компоновправленного бурения.
Труба для отвода потока
ки и забуривание с отклонителя,
В той же самой скважине можплюс дополнительные затраты на
но легко установить несколько
отклонитель, пакер, аренду насоса
пробок. В этом случае пакер не
и услуги сервисной компании.
устанавливают после первого
После первоначального успеха
цементирования; наоборот, всю
в 34 скважинах описанный подход
компоновку поднимают до глубибыл применен в 153 скважинах в
ны установки следующей пробглинистом сланце фэйетвилл, глики, и процесс цементирования
нистом сланце игл-форд и песчаниповторяют. Поскольку хвостовая
ке олмос.
труба меньше по диаметру ствола
скважины. В любой точке после
ВЫПОЛНЕНИЕ ТРЕБОВАНИЙ
установки любого числа пробок
НАДЗОРНОГО ОРГАНА
компоновку можно ориентировать
Предписания требуют установи устанавливать пакер, подготавки цементной пробки выше любой
ливая отклонитель к забуриванию
зоны, из которой может вестись добокового ствола.
быча углеводородов, поэтому устаНа сегодняшний день проведено
новка пробок в пластах в пилотных
шесть таких операций, из которых
скважинах представляло собой еще
в четырех применены две пробки в
Якорь надувного пакера
и шаровое седло
одну проблему.
одной и той же скважине. Цель заТакое требование Texas Railroad
ключалась в создании длинной заCommission действует в Южном
цементированной колонны, чтобы
Техасе, где компания Swift Energy
трещины или газоносные интерваразрабатывает глинистый сланец
лы, близкие к боковому стволу, не
Хвостовая труба
игл-форд. Компания пробурила писообщались с тампонируемым плалотные скважины через песчаник
стом; в первых операциях длинную
олмос, примерно в 1500 фут выше
колонну создали путем размещения
Рис. 4. Схема компоновки отклонительглинистого сланца игл-форд, и пакер-хвостовая труба для тампонирования двух более коротких колонн близбыла вынуждена затампонировать и консервации
ко друг к другу. Первые цементные
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2010
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
колонны были длиной 300 фут, затем 600 фут. Эти операции прошли
гладко, и в следующий раз компания планирует разместить за один
рейс колонну длиной 950 фут.
В одном случае компания Swift
Energy применила хвостовую трубу для тампонирования неглубоко
залегающего газового интервала
ниже точки забуривания бокового
ствола. Компоновку отклонитель/
якорь/хвостовая труба спустили
в газоносный интервал, интервал
изолировали цементом, а компоновку подняли до точки начала набора кривизны. Затем установили
надувной пакер-якорь и пробурили
боковой ствол без происшествий.
В другом случае компания
Southwestern Energy спустила отклонитель ниже. Пилотная скважина простаивала в течение года
или двух лет, и когда компания
решила осуществить повторный
вход в скважину и пробурить боковой ствол, скважина находилась
в плохом состоянии. Компоновку
отклонитель-пакер-якорь установили выше повреждения и ушли
в сторону боковым стволом. В
скважине провели каротаж, после чего ниже первой компоновки установили вторую компоновку отклонитель-пакер-якорь. При
спуске вторая компоновка легко
прошла мимо первой и операция
прошла без осложнений. После
бурения бокового ствола скважину зацементировали после обоих
отклонителей, и боковой ствол
стал эксплуатационной скважиной. Сейчас компания изучает вопрос о применении компоновки
отклонитель-пакер-якорь для нескольких боковых стволов в той же
самой пилотной скважине.
Еще одна интересная проблема, которую решили с помощью
компоновки отклонитель-пакерякорь, возникла в глинистом сланце барнетт. Работающая здесь нефтяная компания обнаружила, что
операция цементирования сдирает
фильтрационную корку бурового
раствора со стенок скважины, после чего глинистый сланец пропитывается водой и обрушивается.
Компания теряла скважины до тех
пор, пока не перешла к использованию компоновки отклонительпакер, что снизило как риски, так
и время бурения.
12
На сегодняшний день компоновку отклонитель-пакер-якорь применяют 29 компаний в США. Интерес
проявляют заказчики на Ближнем
Востоке и в Южной Америке.
ИЗВЛЕКАЕМОСТЬ,
АВТОЗАПОЛНЕНИЕ И MWD
Извлекаемость открывает дополнительные возможности. Прошла проверку и сейчас готова для
промыслового применения извлекаемая компоновка отклонительпакер. Срезающий механизм на
пакере дает возможность спускать
и надувать пакер, срезать его, бурить боковой ствол, затем вновь
спускать для захвата отклонителя
и пакера, сдувать пакер, извлекать
его и получать доступ к другим боковым стволам. В горизонтальной
скважине с большим отклонением
от вертикали боковые стволы могут быть частью многозабойного
заканчивания с необсаженным
стволом.
Еще одним новым усовершенствованием является переводник
автозаполнения. Он сообщается
с кольцевым пространством, обеспечивая заполнение бурильной
колонны при ее спуске в скважину.
После достижения нужной глубины устанавливаются рабочие расходы циркуляции системы MWD, а
отклонитель ориентируют в требуемом положении. Затем расход увеличивают, создавая повышенный
перепад давления для надувания пакера. (При нынешнем подходе пакер герметизируют перед спуском,
оставляя колонну сухой.) Применение переводника автозаполнения
может сэкономить часы времени
бурения, затрачиваемого сейчас
для заполнения колонны перед надуванием якоря пакера (injection
production packer – IPP).
Концепция автозаполнения позволила развить идею создания системы отклонитель-пакер, которая
обеспечит циркуляцию при спуске
так, чтобы можно было устанавливать и ориентировать отклонитель
с помощью стандартной системы
MWD с гидроимпульсным каналом связи вместо использования
гироскопа или EM-MWD. Для этого
используется переводник регулирования потока, который был разработан, испытан и сейчас производится.
Компоновка MWD будет включать в себя стандартную глухую
пробку в нижнем конце, затем
пакер-якорь, отклонитель и установочное устройство, новый переводник регулирования потока с отверстием для обеспечения течения
бурового раствора из спусковой
колонны в кольцевое пространство
и приборы MWD в верхней части.
При спуске и ориентировании переводник регулирования потока
обеспечит достаточно жидкости
для работы MWD. После ориентирования рост давления переведет
устройство в режим половинного
течения и надувания пакера. Затем
спустят бурильную колонну для
срезания установочного устройства и переводника регулирования
потока, что позволит извлечь их из
скважины.
ПРИОБРЕТЕННЫЙ ОПЫТ
По мере приобретения опыта
резко возросла доля успешных
попыток и эффективность применения компоновки отклонительпакер-якорь для забуривания бокового ствола.
Выбор и установка пакера.
При первых попытках применения
компоновки отклонитель-пакер использовался надувной трубный пакер (annulus casing packer – ACP)
с прерывистыми ребрами. Он
давно применяется на нефтяных
месторождениях и относительно
прост в эксплуатации; казалось,
что конструкция с прерывистыми
ребрами подойдет для изменяющихся условий в необсаженном
стволе. К сожалению, в шести из
одиннадцати попыток применения
АСР (восемь скважин) он оказался
неэффективным в креплении отклонителя.
Фатальным недостатком АСР
является то, что окончательное
установочное давление необходимо задавать перед спуском пакера
в скважину. Это ограничивало возможность контролировать усилие
крепления при наличии разброса
в геометрии необсаженного ствола
или устойчивости пласта.
Пакер АСР был заменен пакером IPP, еще одной апробированной технологией, применяемой при
возбуждении скважины и испытании ее на приток. Этот тип пакера
оснащен гидравлическим клапаном
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
для надувания, который обеспечивает при необходимости увеличение давления надувания.
При установке пакера возникло
еще две проблемы, требующие разрешения. Во-первых, колебания и
большие объемы подачи традиционных насосов буровой установки
делали эти насосы ненадежными.
Проблему решили, применив насосы высокого давления малой
производительности, например,
цементировочные насосы. Второй
проблемой стало улучшение процедуры установки и опрессовки,
чтобы обеспечить установку клапана пакера. После изменения
процедуры проблем с пакерами не
возникало.
В нескольких случаях пакеры
были продавлены вниз по стволу
из-за грубого воздействия с поверхности после бурения бокового ствола. Так как все стволы были
закартированы, можно было легко
осуществить повторный вход в боковой ствол.
Чтобы снова получить доступ в
боковой ствол, для соединения отклонителя с пакером применялась
однотрубка, а не стандартный переходной переводник длиной 6 фут. В
результате добились того, что второй пакер находился в неповрежденной части ствола.
Каверномер с четырьмя рычагами или каверномер с двумя
рычагами. Снятие кавернограммы является важным шагом перед
забуриванием любого бокового
ствола. Участки эрозии ствола могут негативно повлиять на прочность установки и удерживающее
усилие пакера; они также могут заставить сместиться верхнюю часть
отклонителя от стенок скважины,
что создает препятствие, которое
приводит к повреждению долота.
Опыт показывает, что любая эрозия размером более 2″, чем диаметр
пробуренного ствола скважины,
делает невозможным использование компоновки отклонительпакер.
Еще одной возможной проблемой является спиральный ход ствола, что может привести к смещению
верхней части отклонителя относительно стенок ствола. Участков со
спиральным ходом ствола следует
избегать в точках начала набора
кривизны.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Неравномерный
ствол
Ствол
со спиральным
ходом
Рис. 5. Компоновка отклонитель-пакер, установленная в неравномерных интервалах
Чтобы правильно измерить профиль ствола, следует использовать
каверномер с четырьмя рычагами.
Он дает намного лучшие результаты
измерения диаметра скважины, чем
каверномер с двумя рычагами.
Примеры эрозии и спирального
хода ствола показаны на рис. 5.
Другие вопросы. Испытания показывают, что отклонитель следует устанавливать у верхней стенки
скважины с углом 70° слева и справа верхней стенки на участках
ствола, где угол наклона превышает
3°. Если отклонитель установлен у
нижней стенки скважины, он может прогнуться под собственным
весом, что может привести к тому,
что кончик отклонителя соскользнет со стенки ствола.
Длина короткого переводника
между отклонителем и пакером
может иметь большое значение:
при слишком длинном переводнике система обладает достаточной
гибкостью и это может привести к
тому, что отклонитель препятствует продвижению бурового долота;
при слишком коротком переводнике существует опасность сдувания
пакера при прохождении.
ВЫВОДЫ
В целом забуривание бокового
ствола прошло успешно в 149 из 153
операций, а доля успешных попыток превышает 0,97. Из 149 боковых
стволов 138 были забурены за один
рейс, а доля успешных попыток составляет 0,92.
В необсаженный ствол было
спущено 166 компоновок откло-
№11 • ноябрь 2010
нителей, так как в нескольких операциях было спущено более одной
компоновки. Из 166 компоновок
17 не удалось спустить. Десять попыток не удались из-за производственных проблем, а семь не удались из-за проблем с пакером.
Из 10 попыток пять не удались
в связи с состоянием ствола (спиральный ход и эрозия), при этом
кончик отклонителя выступал в
ствол скважины, а не находился
вправо от ствола скважины. В трех
случаях был установлен второй отклонитель, и забуривание бокового
ствола прошло успешно. Семь спусков пакера IPP окончились неудачей из-за проблем с надуванием
пакера.
В сравнении с операцией цементирования фактическая доля
успешных попыток при использовании отклонителя-пакера очень
высока. Применение комбинации
отклонитель-пакер значительно
экономит время бурения, снижает
затраты на забуривание бокового
ствола и значительно более надежна и менее рискованная, чем метод
установки цементной пробки. Новая технология очень гибкая при
забуривании боковых стволов в
необсаженном стволе.
В частности, применение переводника регулирования потока и MWD
является перспективной для очень
широкого диапазона случаев.
Перевел С. Сорокин
G. W. Templeton (Г. Темплтон)
– технический специалист в
Северной Америке по системам повторного входа компании Weatherford. Начал свою
карьеру в нефтяной отрасли
в 1983 г. Работает в компании Weatherford с 1996 г.,
специализируясь в ловильных работах и повторном
входе. Является членом Общества инженеровнефтяников.
D. Travis (Д. Трэвис) – старший инженербуровик компании Southwestern Energy, в настоящее время работает в глинистом сланце
фэйетвилл. Начал работать в компании в 2001 г.
в Восточном Техасе и Южной Луизиане. Имеет
более чем 30-летний опыт бурения в различных
бассейнах Северной Америки. В 1979 г. закончил
Оклахомский государственный университет по
специальности технология добыча нефти. Автор
и соавтор нескольких патентов по отбору керна
и цементированию.
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ИЗНОС ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
В НАКЛОННЫХ И МНОГОЗАБОЙНЫХ
СКВАЖИНАХ
A. Y. Garkasi, консультант по бурению;
Y. Xiang, G. Liu, Pegasus Vertex Inc.
Длительное время вращения и резкое изменение направления ствола скважины могут угрожать
целостности обсадной колонны
Применение гидравлических забойных двигателей или роторных управляемых систем (rotary steerable system – RSS) для бурения горизонтальных скважин, скважин с большим отклонением от вертикали
и многозабойных скважин из 7-дюймовой эксплуатационной обсадной колонны или хвостовика требует
продолжительного времени вращения в 9 5/8- и 7-дюймовой обсадной колонне. Обнаружено, что износ обсадной колонны, происходящий в результате бурения
и обратного расширения (от забоя к устью) скважин,
может значительно сказываться на целостности 9
5/8-дюймовой промежуточной обсадной колонны и
7-дюймовой эксплуатационной обсадной колонны
или хвостовика. Износ обсадной колонны обусловлен
увеличенной боковой силы, вызванной натяжением
бурильной колонны, которое происходит при бурении
и обратном расширении для преодоления высокого
крутящего момента и трения в необсаженном стволе.
На участке резкого изменения направления ствола
боковая сила прижимает вращающийся бурильный
замок к стенке обсадной колонны, прорезая выемку
в форме полумесяца в стенке обсадной колонны, что
может угрожать ее целостности.
В статье анализируется явление износа обсадной
колонны для некоторых морских и наземных скважин с большим отклонением от вертикали и многозабойных скважин, пробуренных на Ближнем Востоке.
Износ обсадной колонны выявлен в 9 5/8-дюймовых
обсадных колоннах и 7-дюймовых хвостовиках при
мониторинге скважин в процессе бурения.
ВВЕДЕНИЕ
При разработке нефтяных месторождений возникают новые проблемы при бурении более сложных
скважин с большим отклонением от вертикали (глубиной от 9000 до 30 000 фут) и многозабойных скважин
(глубиной 20 000–25 000 фут). Эти скважины могут
быть либо большого, либо малого диаметра с 7-дюймовой эксплуатационной обсадной колонной или хвостовиком, обычно устанавливаемым в кровле пласта.
При бурении 8 1/2-дюймового основного ствола
из промежуточной 9 5/8-дюймовой обсадной колонны в указанных скважинах, в зависимости от длины 8
1/2-дюймового участка и геометрии траектории скважины, 9 5/8-дюймовая обсадная колонна подвергается
опасности износа, который может происходить в результате длительного времени вращения бурильной
14
колонны внутри 9 5/8-дюймовой обсадной колонны.
Та же самая опасность износа обсадной колонны может возникнуть в 7-дюймовой обсадной колонне или
хвостовике при бурении 6 1/8-дюймового участка в
скважинах с большим отклонением от вертикали.
В ответственных скважинах, в которых может возникнуть износ обсадной колонны, на пути течения бурового раствора перед виброситом были установлены
магниты для сбора металлических обрезков. Количество собранного металла является индикатором интенсивности износа обсадной колонны.
Форма металлических обрезков также является хорошим индикатором типа механизма износа обсадной
колонны. Если обрезки металла имеют вид порошка,
тогда износ обусловлен растиранием; если обрезки
металла имеют вид осколков и кусков, тогда механизм
износа представляет собой адгезионный износ.
ПРИМЕР
В модели износа обсадной колонны, использованной в данном исследовании, предполагается, что объем
металла, сработанный на участке выемки, пропорционален энергии трения, переданной обсадной колонне
вращающимся бурильным замком (рис. 1).
Переданная энергия трения (фут-фунт) определяется как:
E = μ × SFtj × SD,
где μ – коэффициент трения, SFtj – боковая сила на
бурильный замок на фут (фунт/фут), а SD – расстояние, пройденное бурильным замком по стенке обсадной колонны (дюйм).
Рис. 1. Вращающийся бурильный замок прорезает выемку в
обсадной колонне
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
Объем сработанной стенки обсадной колонны на
фут (дюйм3/фут) за определенный промежуток времени математически выражается как:
WV = WF × SFdp × π × Dtj × 60 × N × t
где WF – коэффициент износа обсадной колонны,
определяемый как отношение коэффициента трения
к удельной энергии, SFdp – боковая сила на бурильную колонну на фут (фунт/фут), Dtj – наружный диаметр бурильного замка (дюйм), N – частота вращения
(об/мин), а t – время вращения (ч).
Для типового бурового раствора на водной основе
WF может колебаться следующим образом:
• нормальный или низкий: 3–7;
• средний: 8–13;
• высокий: 14–20.
WF больше 20 может рассматриваться как очень
высокий; он может привести к серьезному повреждению обсадной колонны.
Все скважины с большим отклонением от вертикали в данном исследовании были пробурены до проектной глубины 19 600 фут и более, а многозабойные
скважины были пробурены со вскрытием 20 000 фут
и более из двух или трех боковых стволов.
Указанные скважины бурились с использованием
гидравлических забойных двигателей или RSS. При
использовании двигателей частота вращения бурильной колонны внутри 9 5/8- и 7-дюймовой обсадной колонны/хвостовика составляла примерно 50 об/мин.
При использовании RSS частота вращения бурильной
колонны равнялась 150–170 об/мин в 9 5/8-дюймовой
обсадной колонне при бурении 8 1/2-дюймового участка ствола, и 130–140 об/мин в 7-дюймовой обсадной
колонне или хвостовике при бурении 6 1/8-дюймового участка ствола. Время вращения 6 1/8-дюймовой
бурильной колонны внутри 9 5/8- и 7-дюймовой обсадной колонны/хвостовика в указанных скважинах
может составлять 500 ч и более в зависимости от длины
отхода и числа стволов многозабойной скважины.
К факторам, влияющим на износ обсадной колонны, относятся: время вращения внутри обсадной колонны; характеристики поверхности бурильного замка
(т.е. стальная или с твердым покрытием); тип бурового раствора; свойства и содержание твердых частиц;
натяжение и результирующая боковая сила во время
обратного расширения; и интенсивность искривления
ствола скважины.
На контакт между корпусом бурильного замка и
внутренней поверхностью обсадной колонны влияет
тип флюида между поверхностями. Существует четыре хорошо известных механизма износа обсадной
колонны:
• износ вследствие растирания, при котором между
металлическими поверхностями (бурильный замок и обсадная колонна) находится буровой раствор;
• адгезионный износ, при котором между металлическими поверхностями находится вода;
• износ вследствие механической обработки, при
котором бурильный замок имеет твердое покрытие из карбида вольфрама, и между металлическими поверхностями находится вода или буровой раствор на углеводородной основе;
• полирование, при котором используются резиновые предохранительные кольца на бурильных
трубах, и между металлическими поверхностями
находится буровой раствор или вода.
Когда достигается проектная глубина скважины,
проводится обратное расширение от проектной глубины до башмака 7-дюймовой обсадной колонны/
хвостовика для калибрования ствола скважины путем
разрушения уступов и очистки ствола от остаточного
шлама, скопившегося на нижней стенке ствола в процессе бурения.
В некоторых скважинах с большим отклонением
от вертикали из-за микроизменений направления
ствола, извилистости, других неровностей ствола и
скопления шлама на нижней стенке ствола наблюдались повышенный крутящий момент и трение и перенатяжка в диапазоне 30–50 тыс. фунт и иногда выше.
В зависимости от величины перенатяжки натяжение
бурильной колонны и, следовательно, боковые силы,
действующие на внутреннюю стенку обсадной колонны, могут становиться очень большими, вызывая
сильный износ обсадной колонны.
КОММЕНТАРИИ И АНАЛИЗ
Износ обсадной колонны изучался в трех скважинах с большим отклонением от вертикали (табл. 1).
Таблица 1. Сведения о конструкции трех скважин с большим отклонением от вертикали
Параметр
Скважина 1
Скважина 2
Скважина 3
Предыдущая обсадная колонна
Башмак предыдущей обсадной колонны,
фут
Угол наклона башмака, °
Диаметр необсаженного ствола, дюйм
Длина необсаженнного ствола, фут
Проектная глубина, фут
Точка начала набора кривизны, фут
Бурильная колонна
9 5/8», 43,5 фунт/фут N-80
7100
9 5/8», 43,5 фунт/фут N-80
8100
7», 26 фунт/фут К-55 (хвостовик)
8500
75
8 1/2
8500
15 600
3000
Бурильные трубы, 5”; 21,93
фунт/фут
Толстостенные бурильные трубы,
5»; 49,262 фунт/фут
9100–10 250
79
8 1/2
7500
15 600
3500
Бурильные трубы, 5”; 21,93
фунт/фут
Толстостенные бурильные трубы,
5»; 49,262 фунт/фут
9000–10 250
87
6 1/8
7600
16 100
4000
Бурильные трубы,4”; 16,8 фунт/фут
Интервал бурения для сбора
металлических обрезков, фут
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2010
Толстостенные бурильные трубы,
4»; 29,664 фунт/фут
8700–9950
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
,
апад
ок/З
Вост фут
Фактиче
вертика ская
глубинальная
, фут
Величина износа, фунт
Величина износа, фунт
бине 12 300 фут под углом 86°, при этом верхняя
часть хвостовика находится на глубине 6700 фут;
• 6 1/8-дюймовый необсаженный ствол (основной
ствол) на проектной глубине 19 600 фут под углом
86°;
• боковой ствол 1 длиной 6100 фут, забуренный на
глубине 9800 фут (окно из 7-дюймового хвостовика);
• боковой ствол 2 длиной 6800 фут, забуренный на
глубине 8800 фут (окно из 7-дюймового хвостовика).
8 1/2-дюймовый основной ствол был пробурен в
интервале 7200–12 300 фут, а 7-дюймовый хвостовик
был спущен и установлен на глубине 12 300 фут. Модель износа обсадной колонны вычисляла первоначальный износ в 9 5/8-дюймовой обсадной колонне
при бурении этого интервала. КНБК состояла из новых
5-дюймовых бурильных труб (номинальной массой
29,3 фунт/фут) и 5-дюймовых толстостенных бурильных труб (номинальной массой 49,262 фунт/фут). RSS
работала с 8 1/2-дюймовым долотом PDC.
Протяженный 6 1/8-дюймовый основной ствол бурился в интервале 12 300–19 600 фут с минимальным темпом набора кривизны и достиг угла наклона 88° на проектной глубине. КНБК состояла из новых 5-дюймовых
бурильных труб (номинальной массой 29,3 фунт/фут),
4-дюймовых бурильных труб (номинальной массой
16,8 фунт/фут) и 4-дюймовых толстостенных бурильных труб (номиСкважина 1
Скважина 2
Скважина 3
нальной массой 29,6 фунт/фут). RSS
Измерение
Модель
Измерение
Модель
Измерение
Модель
работала с 6 1/8-дюймовым долотом
PDC.
Ту же самую КНБК использовали при бурении бокового ствола 1
и бокового ствола 2. КНБК подняли
из скважины, спустили за один рейс
Время, ч
Время, ч
Время, ч
отклонитель и установили на глубине примерно 9800 фут для бурения
Рис. 2. Измеренный вес металлических обрезков сравнивается с вычисленной величиной
износа обсадной колонны с использованием модели износа обсадной колонны для трех бокового ствола 1. При бурении
скважин с большим отклонением от вертикали (величина WF установлена равной 9; величина этого ствола был выявлен дополμ принимается равной 0,25 в обсаженном стволе и 0,35 в необсаженном стволе)
нительный износ в 9 5/8-дюймовой
обсадной колонне и в верхней части
7-дюймового хвостовика (6700–9800 фут).
Отклонитель подняли из скважины. Спустили еще
один отклонитель, установили на глубине 8800 фут и
пробурили боковой ствол 2. При бурении этого ствола
был выявлен дополнительный износ в 9 5/8-дюймовой
обсадной колонне и в верхней части 7-дюймового хвостовика (6700–8800 фут).
Оба боковых ствола пробурили с темпом набора
кривизны 5-6 град/100 фут, а переход от 30 град/100 фут
к 50 град/100 фут потребовался для достижения
объекта-пласта в залежи. В обоих боковых стволах для
начала бурения после прорезания окна в 7-дюймовом
хвостовике использовали гидравлический забойный
двигатель, а для завершения бокового ствола затем исг-,
Ю
пользовали RSS. Другие параметры режима бурения
/
+
р
Севе фут
приведены в табл. 2.
Расчетный износ при использовании модели износа
Рис. 3. В многозабойной скважине имеется 9 5/8-дюймовая обсадной колонны при различных стадиях бурения
обсадная колонна и два боковых ствола, пробуренных из двух окон для 9 5/8-дюймовой обсадной колонны и 7-дюймового
в 7-дюймовом хвостовике
хвостовика показан на рис. 4. Обратите внимание, что
Величина износа, фунт
Во время бурения проводился сбор металлических
обрезков обсадной колонны, поэтому результаты
компьютерного моделирования можно сравнить с
промысловыми измерениями. Для всех трех скважин наблюдалась приемлемая корреляция во времени между вычисленным объемом износа и объемом
металлических обрезков (рис. 2). Это свидетельствует
о том, что программное моделирование может быть
эффективным для расчета величины и местоположения износа обсадной колонны.
Многозабойная скважина была выбрана для изучения износа в 9 5/8-дюймовой обсадной колонне при
бурении 8 1/2-дюймового основного ствола; износа
обсадной колонны в 7-дюймовом хвостовике; и суммарного износа в 9 5/8-дюймовой обсадной колонне
при бурении 6 1/8-дюймового участка ствола и при
бурении двух 6 1/8-дюймовых боковых стволов из двух
окон в 7-дюймовом хвостовике (рис. 3).
Конструкция многозабойной скважины была следующей:
• 18 5/8-дюймовая кондукторная обсадная колонна,
установленная на глубине 1800 фут в вертикальной части ствола;
• 13 3/8-дюймовая промежуточная обсадная колонна,
установленная на глубине 4000 фут под углом 26°;
• 7-дюймовый хвостовик (номинальный вес труб
26 фунт/фут, марка К-55), установленный на глу-
16
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
Таблица 2. Параметры режима бурения основного ствола, 8 1/2”
протяженного основного ствола, 6 1/2” и двух боковых стволов
Нагрузка
на долото,
тыс фунт
Частота
вращения,
об/мин
25
15
15
15
150
130
130
130
Основной ствол, 8 1/2»
Основной ствол, 6 1/8»
Боковой ствол 1
Боковой ствол 2
Расход Перенатяжка,
бурового
тыс фунт
раствора,
галл/мин
650
270
270
270
40–50
25–30
30–35
30–35
Износ обсадной колонны, %
Измеренная глубина, фут
Скважина
Износ обсадной колонны, %
Обсадная
колонна,
9 5/8”
Хвостовик, 7”
Измеренная глубина, фут
Обсадная
колонна,
9 5/8”
Рис. 5. Профиль износа обсадной колонны при различных
коэффициентах износа.
Хвостовик, 7”
Основной ствол
Боковой ствол 1
Боковой ствол 2
Рис. 4. Профиль износа обсадной колонны на различных стадиях
для 9 5/8-дюймовой обсадной колонны и 7-дюймового хвостовика
в процессе бурения основного ствола и двух боковых стволов.
износ начинается в верхней части обсадной колонны
ввиду того, что натяжение колонны из-за изменения
направления ствола имеет наибольшую величину
вблизи поверхности.
Первоначальный износ в 9 5/8-дюймовой обсадной
колонне в процессе бурения 8 1/2-дюймового ствола
составлял около 12 % в верхней части ствола. С течением времени после бурения бокового ствола 1 износ
увеличился до 15 %, а после бурения бокового ствола
2 он возрос до более чем 18 %. Очевидно, что большее
время вращения всегда связано с большим суммарным
износом обсадной колонны. В целом, износ верхней
части обсадной колонны всегда больше износа нижней
части в связи с большей растягивающей силой вращающейся бурильной колонны вблизи поверхности.
На рис. 5 показано влияние коэффициента износа
на износ обсадной колонны в 9 5/8-дюймовой обсадной колонне и 7-дюймовом хвостовике; путем изменения коэффициента износа от 9 до 12 износ обсадной
колонны на глубине 1000 фут увеличился с 18 до более 22 чем 22 %. К возможным причинам увеличения
коэффициента износа относятся отложение шлама,
изменение свойств бурового раствора и изменение
материала на поверхности бурильных замков.
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
В скважинах с большим отклонением от вертикали и многозабойных скважинах существует большая
опасность износа обсадной колонны в связи с продолжительным временем вращения. Компании-операторы
могут не осознавать эту опасность до тех пор, пока не
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2010
произошла катастрофа. Сведение к минимуму времени обратного расширения может помочь снизить перенатяжку и натяжение бурильной колонны.
Установлено, что программное моделирование износа обсадной колонны оказалось эффективным при
планировании стадии и во время выполнения операции. Программу крутящего момента и трения следует
использовать для определения величины растягивающей силы бурильной колонны. Применение RSS увеличивает скорость проходки и, следовательно, снижает
время вращения, что уменьшает износ обсадной колонны. Плавная траектория скважины и минимальная
интенсивность искривления ствола также способствуют снижению величины износа обсадной колонны.
Обсадную колонну с толстыми стенками следует
применять в интервалах скважины, где ожидается значительный износ колонны. Снижению износа обсадной колонны также могут помочь изменение свойств
бурового раствора, добавление смазывающих добавок
и использование предохранительных колец на бурильных трубах.
Перевел С. Сорокин
A. Y. Garkasi (А. Ю. Гаркаси) консультант по бурению, живет в Хьюстоне. Имеет более чем 25-летний опыт в бурении и эксплуатации, охватывающий все аспекты бурения скважин с большим отходом от вертикали
и многозабойных скважин. Занимал ведущие должности по бурению в
компаниях Mobil Oil, Maurer Technology и Saudi Aramco. Получил степень
магистра по технологии добычи нефти в Техническом университете Клаустал, Германия. Связаться с ним можно по адресу: aligarkasi@gmail.com.
Y. Xiang (Я. Сян) программист в компании Pegasus Vertex Inc. Получила
степень бакалавра по технологии добычи нефти в Китайском университете нефти (Пекин) и диплом в аспирантуре по вычислительной технике
в Эдинбургском университете Напьер (Шотландия). Имеет опыт разработки программного обеспечения для бурения и заканчивания скважин.
Связаться с ним можно по адресу: yxiang@pvicom.com.
G. Liu (Г. Лю), президент компании Pegasus Vertex Inc., получил степень
бакалавра в Университете науки и технологии Китая и степень магистра
в Техасском университете в г. Остин. Имеет 20-летний опыт технического
анализа, моделирования и разработки программного обеспечения для
бурения и заканчивания скважин. Опубликовал несколько технических
статей по устойчивости ствола скважины, крутящему моменту и трению.
С ним можно связаться по адресу gliu@pvicom.com.
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ОПТИМИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ ПРИТОКА
БЛАГОДАРЯ МНОГОСЕГМЕНТНОМУ
МОДЕЛИРОВАНИЮ
B. Youngs, K. Neylon, J. Holmes, Schlumberger
Новые методы моделирования режимов притока обеспечат дополнительную информацию для
оптимизации добычи, повышения эффективности нагнетания и охвата пласта вытесняющим агентом
или сокращения числа спусков в скважину
По мере разработки и внедрения инновационных механических приборов, использующихся
для оптимизации добычи продукции, необходимо имитационное
моделирование, которое отразило
бы их поведение. Для управления
конкретными ситуациями или
параметрами разрабатываются специальные механические
устройства, которые могут быть
достаточно дорогостоящими, в
то же время инструменты, предназначенные для широкого диапазона применений, могут быть
менее эффективными в некоторых приложениях.
Последние два десятилетия
были разработаны и введены в
эксплуатацию различные инновационные приборы контроля притоков в скважину (inflow control
devices – ICD). С расширением
методики бурения скважин с протяженным необсаженным стволом, пробуренных на песчаные
интервалы, возникла необходимость в индивидуальных решениях с целью обеспечения равномерного распределения течения
флюидов. Нет двух идентичных
интервалов; по этой причине необходимо разработать эффективный метод контроля песчаников и
легко конфигурируемые средства
освоения скважин. Это обеспечит
операторам уверенность в том,
что используемые технологии и
инструменты эффективны и с их
помощью можно будет достигнуть
желаемого результата.
Для того чтобы использовать
такие инструменты «с умом», они
должны быть смоделированы.
При этом необходимо обеспечить
надежную, приемлемую связь
18
между сценариями действительной или прогнозируемой добычи
и выбором конфигурации. В противном случае инструментальная
оснащенность скважин не имеет
смысла.
В данной статье описывается технология многосегментного
моделирования скважин, с помощью которой осуществляется
детальное (в мельчайших подробностях) моделирование скважинных устройств, размещаемых в
пласте. Использование специальных устройств ICD в качестве примера покажет, что объединение
инструмента в модель обеспечит
мощный прогнозный аналитический инструмент.
ЧТО МЫ МОДЕЛИРУЕМ?
Устройства ICD, рассматриваемые в статье, полностью изменили
методику контроля. С помощью
этих приборов контроль притока
осуществляется как с помощью поверхностных инструментов, так и
расположенных непосредственно в контролируемой среде. Это
обеспечило контроль изменения
режима течения флюидов от традиционного сферического течения
Дарси до течения Бернулли, которое не зависит от вязкости флюидов. Для контроля добычи или
расхода закачиваемых флюидов в
зависимости от падения давления
могут использоваться конфигурируемые керамические вставки,
предназначенные для интервалов
притока или обработки. Как результат, в процессе осуществления добычи может быть обеспечен
контроль равномерности притока,
сокращения объемов поступаемого в продукцию песка, или предот-
вращение образования в скважине
конуса воды или газа.
Без необходимости спуска дополнительных инструментов в
скважину или управления с поверхности ICD оптимизирует добычу или нагнетание флюидов
в необсаженный ствол благодаря
стабилизации потока по всей скважине. Это происходит, независимо
от изменения проницаемости пласта, характеристики проводимости
потока или интервалов поглощения. Интегрированные песчаные
фильтры, совмещенные в единую
систему, выступают в качестве
устройства контроля как поступления песка в скважину, так и нагнетания или притока флюидов.
Каждый из узлов этой интегрированной системы состоит из
песчаного фильтра с проволочной обмоткой, закрепленного
на поверхности колонны НКТ, и
устройства ICD, смонтированного на верхнем конце инструмента.
В процессе добычи, жидкость
сдерживается вставками. Таким
образом, быстрое течение флюидов замедляется и достигается
равномерное течение по всей
длине. Это помогает снизить локализованные гидравлические
силы, которые способствуют образованию конуса обводнения или
поступлению песка. В наихудшем
сценарии, локализованный максимальный поток может привести
к эрозии фильтра, что делает его
неэффективным для управления
поступлением в продукцию песка.
В сценарии нагнетания флюидов,
жидкости поступают из пласта в
скважину и проходят через измерительную керамические вставки
внутрь системы фильтра (между
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
поверхностью фильтра и поверхностью НКТ), а затем вновь возвращаются в пласт. Как результат,
интервал поглощения ликвидируется; зона низкой проницаемости
пропускает больше флюидов, чем
в случае использования традиционных фильтров. Коэффициент
охвата увеличивается, и объемы
добычи нефти повышаются. Система постоянно самостоятельно
регулирует изменения притока,
направляя поступающие флюиды
в зоны, которые нуждаются в этом
больше всего.
ОСНОВА МОДЕЛИРОВАНИЯ
Численные модели пласта создаются путем дискретизации пласта в виде сетки, состоящей из
множества блоков. Модель пласта
объединяют с моделью скважины,
которая характеризует движение
жидкости в скважине и колонне
НКТ. Уравнения, которые определяют сохранение массы и кинетическую энергию жидкости,
решаются одновременно для каждого блока сетки с целью определения потоков жидкости в пласте
и в скважине. Как правило, число
блоков, используемое для подробного описания пласта, определяет
детали, которые могут быть получены только путем моделирования.
Привлечение к работе мощных
высокоскоростных компьютеров
расширило возможности выполнения хорошего моделирования
в разумные сроки и по доступной
стоимости.
В обычном случае скважина
моделируется как единый объект,
который соединяется с пластом
в одной или нескольких точках.
Следует отметить, что модель пригодна для неоднократного использования и легко корректируема.
Это означает, что модель применима как для эксплуатационных,
так и для нагнетательных скважин.
В эксплуатационных скважинах,
например, жидкость на поверхности определяется как смесь
всех жидкостей, закачиваемых в
скважину в процессе ее освоения,
и других операций, и существует
одна переменная (давление), которая, как правило, гидростатически
увеличивается по мере продвижения от поверхности в глубину до
призабойной зоны. Этот подход
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Устройство
Место монтажа устройства
Часть многосегментной
модели
Рис. 1. Многосегментная модель скважины,
показывающая устройства, точки сектора
и траекторию передвижения флюидов
эффективен при освоении вертикальных скважин, но не пригоден
в случае бурения и эксплуатации
горизонтальных скважин, скважин
с несколькими боковыми стволами
и скважин, в которых установлены
ICD. В этих случаях необходимо
разрабатывать значительно более
надежные модели.
МНОГОСЕГМЕНТНАЯ
МОДЕЛЬ СКВАЖИН
Обычно, при традиционном
узловом (точечном) анализе, который использовался на протяжении
многих лет, для лучшего понимания
рассматривался сценарий добычи
с размещением каждого узла; при
многосегментном анализе (рис. 1)
скважина разбивается на несколько смежных сегментов одним или
несколькими соединениями с пластом (или без соединения). Для каждого сегмента составлено четыре уравнения (предполагающих
трехэтапную стимуляцию добычи
нефти), включая три уравнения
баланса материального притока
и уравнение, описывающее падение давления. Последнее уравнение включает элементы, которые
определяют гидростатический эффект, эффект ускорения и влияние
трения. Уравнение может быть
решено при определении данных
о давлении, расходе жидкости и
составе флюидов.
Большие преимущества достигаются благодаря простой модели
скважины, разработанной ранее.
С многосегментным подходом, может быть также выполнен анализ
боковых стволов; фазовые изменения флюидов могут быть определены, как сложные пересекающиеся
№11 • ноябрь 2010
потоки между сегментами. Если в
анализе используются устройства
ICD, они могут быть представлены
дискретными сегментами, поэтому
их влияние на поток может быть
смоделировано. В случае использования конфигурируемых ICD,
аналитики имеют возможность
моделировать сценарии с использованием керамических отверстий
(портов) различного диаметра для
оценки их влияния на поток флюидов, оптимизируя тем самым
устройства для определенного
применения.
Учитывая возможность регулировать поток флюидов в процессе освоения скважин (также и
в сценарии эксплуатации или нагнетания флюидов), для различных
значений проницаемости пласта
может быть выполнена корректировка. Особенно в случае освоения
протяженных боковых стволов,
которые в настоящее время перфорируются во многих скважинах.
Крайне редко, что на всем протяжении бокового ствола будет одинаковая проницаемость породы. В
основном это высокопроницаемые
интервалы. Локализация конусов
обводнения или газовых потоков,
которая также может встретиться,
или повреждение пласта в призабойной зоне могут повлиять на
поток флюидов. Любое из этих
условий может привести к неоднородному дренажу пласта или недостаточному малоэффективному
охвату пласта в случае нагнетания
флюидов.
Функция ICD заключается в
стабилизации перепада давления
между песчаниками и эксплуатационной колонной (необходимо
выровнять перепад давления в
процессе проведения операций).
Конфигурируемые ICD предлагают
дополнительные преимущества, которые обеспечивают качественный
контроль перепада давления в каждом сегменте и тонкую настройку
выполнения операций в каждой
точке. Некоторые ICD могут изменять свою ответную реакцию в
соответствии со свойствами жидкости притока. Поскольку ICD ведут себя как штуцер, совокупный
приток будет уменьшен, без снижения забойного давления или,
наоборот, без увеличения давления нагнетания.
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ICD
20
ICD
ICD
Другие конструкции
МОДЕЛИРОВАНИЕ
ICD могут быть смоделиICD
рованы путем выведения
В случае использоваПриток из пласта
Сегменты
для них уравнения снижения многосегментного
Эксплуатационная
ния давления. «Универподхода, каждый ICD моколонна
сальное» решение можно
жет быть номинирован
получить из таблицы, в
как короткий отрезок,
которой отражена зависиперпендикулярный отрезмость падения давления от
ку трубы. При рассмотМежтрубное
условий потока; для опрерении случая песчаного пространство
деления нужной точки в
фильтра с проволочной
обмоткой, смонтирован- Рис. 2. Устройства ICD включены в многосегментную модель как таблице можно выбрать
наиболее близкое приного на поверхности эксп- отдельные детали
луатационной колонны, весь по- ного расхода жидкости и диамет- ближенное к реальным условиям
значение.
ступающий продукт (или нагне- ра препятствия.
таемая жидкость) должны прой• Лабиринтное устройство, засти через ICD. Поток жидкости тавляющее проходить жидкость ГИБКИЙ ПОДХОД
Преимущество многосегпредставлен схематически на через серию каналов. Перепад даврис. 2. Приток флюидов из плас- ления зависит от длины и извилис- ментного подхода заключается
та показан на рисунке светлыми тости каналов, а также плотности в его гибкости. В зависимости
от уровня детализации может
вертикальными стрелками. Поток жидкости и скорости ее течения.
между оборудованием скважины
• Спиральные устройства ICD, быть смоделировано любое число
показан горизонтальными темны- заставляющие проходить жидкос- конфигураций. Например, в процессе размещения пакера в экспми стрелками.
ти через спираль.
Влияние ICD может быть смо• Автономные ICD, аналогичные луатационной колонне, боковые
стволы скважины также могут
делировано при помощи дополни- спиральной конструкции.
тельных членов уравнения, опиПоследние две конструкции быть сегментированы. Либо есть
сывающих падение давления при также принимают в счет вязкость другой путь в эксплуатационную
прохождении через ICD. Уравне- жидкости. Реагирующее оборудо- колонну из каждой секции, изоние изменяется в зависимости от вание калибруется в лаборатории, лированной пакерами, изолиротипа ICD, но в большей степени используя известные жидкости; ванного межтрубного пространзависит от свойств флюидов и гео- после определения фактических ства или несколько устройств
метрии ICD. В статье обсуждается свойств жидкости рассчитывается ICD, размещенных между пакераслучай использования устройств перепад давления. Снижение дав- ми (рис. 3а). Хотя сценарий с неICD, когда проходящий через кон- ления зависит от сочетания этих сколькими вариантами является
фигурируемые керамические от- параметров, а также от различных более сложным, он может быть
верстия поток флюидов учитыва- типов устройств. Соответственно, смоделирован.
Если потоком в межтрубное
ется. Было смоделировано четыре снижение давление становится
различных конструкции ICD.
интенсивнее с увеличением рас- пространство можно пренебречь,
• Вспомогательные критиче- хода жидкости, это помогает за- возможно, есть еще два решения
ские клапаны, созданные для про- тормозить поток в зоне быстрого моделирования (рис. 3b). В изохождения потока флюидов через течения жидкости. Это аналогично лированной конфигурации межпрепятствие. Перепад давления яв- управлению завихрением потока и трубного пространства, каждое
устройство ICD может быть смоляется функцией плотности объем- попаданием песка в жидкость.
делировано индивидуально, поскольку каждое устройство изоИзолированное межтрубное пространство
Несколько ICD между пакерами
лировано пакером. Однако если
Приток
Приток
Устройство
Устройство
из пласта
из пласта
между пакерами размещено более
контроля
контроля
притока
Межтрубное притока
одного устройства ICD их следует
пространМежтрубное
ство
моделировать как эквивалентное
пространство
ЭксплуаЭксплуаICD-устройство. В случае размещетационная
тационная
колонна
колонна
ния между пакерами нескольких
ICD-устройств используется метоПакер
Пакер
дика, называемая «масштабированием потока».
Поскольку несколько устройств
Устройство ICD
Устройство ICD
ICD не могут быть смоделированы
Часть
Часть
каждое индивидуально (в связи с
эксплуатационной
эксплуатационной
колонны
колонны
их потенциальным взаимодейстРис. 3. ICD не могут контролировать изолированные зоны в межтрубном пространстве вием) поток, проходящий через
(а). В случае, когда в изолированной зоне находится несколько ICD поток в межтрубном комбинированное устройство,
представляет сумму потоков, пропространстве игнорируется (b). Оба сценария могут быть смоделированы
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
валентен отношению длины ICD
к протяженности всей эксплуатационной колонны (рис. 4b). Во всех
других случаях коэффициент масштабирования потока может быть
установлен непосредственно.
Эксплуатационная колонна
Эксплуатационная колонна
Рис. 4. Когда несколько ICD между пакерами размещены по длине, соответствующей
сегменту труб, коэффициент масштабированного потока определяется как отношение
длины устройства ICD к длине сегмента трубы (а). В случае, когда несколько устройств
ICD размещены не по всей длине сегмента, коэффициент масштабированного потока
определяется как отношение длины устройства ICD к совокупной длине колонны (b)
Часть
межтрубного
пространства
Устройство ICD
Часть
эксплуатационной
колонны
Замкнутый поток
Устройство ICD
Часть
эксплуатационной
колонны
Рис. 5. Поток в межтрубное пространство рассматривается, когда несколько участков пласта
обслуживаются изолированным устройством ICD (а). Использование замкнутого потока в
модели притока в межтрубное пространство, когда в зоне размещено несколько ICD, приток
в межтрубное пространство и эксплуатационную колонну моделируется более точно (b)
ПОТОК В МЕЖТРУБНОМ
ПРОСТРАНСТВЕ
Первоначально при разработке моделирования использовался
упрощенный метод усреднения,
аналогичный методу, представленному на рис. 3b. В этом методе
игнорируется поток в межтрубном пространстве. Если несколько участков пласта обслуживаются
отдельным устройством ICD, поток
в межтрубном пространстве можно рассчитать (рис. 5а). В случае,
когда между пакерами размещено несколько ICD и планируется
рассмотреть поток в межтрубном
пространстве, используется техника замкнутого потока, изображенная на рис. 5b. Эта часть состоит
из полного сегмента включающего несколько идентичных точек в
нескольких местах. Преимущество
заключается в том, что все сегменты, таким образом, сохраняют
одинаковую структуру в точке и
одинаковый поток, что позволяет
легко интегрировать многосегментную модель скважины.
ходящих через каждое устройство сти равна расстоянию между паICD, размещенное между паке- керами, масштабированный поток
рами. Дополнительное падение эквивалентен отношению длины
давления может быть рассчитано устройства к интервалу между паиз уравнения с масштабным рас- керами (рис. 4а). Если длина ICD
ходом, что подтверждает тот факт, меньше чем расстояние между
что устройство состоит из комби- двумя пакерами коэффициент
нации нескольких ICD. Для того масштабированного потока экви- ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР
чтобы устройство функВозьмем пласт, на котоционировало ICD должны
рый
пробурено несколько
Скважина
Давление
Проницаемость
быть идентичными, это
скважин. Для моделироваозначает, что их отверстия
ния одной скважины было
Эксдолжны быть одинаковыплуатавыбрано шесть устройств
ционная
ми. Состав жидкости, проICD. На рис. 6 показана
колонна
текающей в сегмент через
скважина и изображены
А
Межd
все устройства ICD, также
точечные кривые, отражатрубное
считается одинаковым.
ющие данные о межтрубпространПоскольку нет в этом сценом пространстве, давлество
нарии никаких факторов
ние в эксплуатационной
d
для различия отверстий
колонне и проницаемость
B
ICD
или состава жидкости,
(по данным каротажа). Давсмоделировать комбиление в эксплуатационной
нированный сегмент буколонне показано кривой А,
дет не трудно; плотность,
форма которой продикd
вязкость и константы ICD
тована потерей давления
также предполагаются
на трение. Промежутки в
одинаковыми.
кривой В, характеризуюВ определении коэфщей давление в межтрубфициента масштабного
ном пространстве, покапотока возможны три сцезывают место размещения
нария. Если длина комбипакеров. Разница между
нированных ICD между Рис. 6. Результаты моделирования. Устройства ICD и зоны изоляции давлением в эксплуатацидвумя пакерами в точно- показаны слева, зоны проницаемости показаны справа
онной колонне и давлени-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2010
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ем в межтрубном пространстве в
любой точке отражает снижение
давления в месте размещения
ICD и показана точками «d». В зонах с высокой проницаемостью в
месте размещения ICD давление
высокое, соответственно давление
в межтрубном пространстве также выше. Это приводит к снижению перепада давления и расхода
флюидов в этих точках. В зонах с
более низкой проницаемостью ситуация обратная, что отражается
низким давлением в межтрубном
пространстве. В целом, расход снижается в процессе добычи.
При использовании конфигурируемых ICD, специалисты могут регулировать размеры диаметра керамических отверстий для
оптимизации потока и добычи. Поток может быть скорректирован с
учетом различных зон и для повышения эффективности операций
независимо от неоднородности
пласта. Считается, что такой метод может быть особенно полезен
в зонах стимуляции добычи тяжелой нефти с использованием пара
(steam-assisted gravity drainage –
SAGD). Основы техники моделирования были проверены на нескольких скважинах Северного моря с
оптимизацией с помощью ICDфильтров. В соответствии с выводом, для того чтобы суммарное
падение давления сдерживалось в
строго контролируемых условиях,
которые можно смоделировать,
устройства управления потоком
должны быть конфигурируемыми
для достижения желаемых результатов.
Перевел Г. Кочетков
Bryony Youngs (Б. Янгс) специалист отделения
Modeling and Simulation Engineer компании
Schlumberger, открытого в Абингдоне, Вели-
кобритания. Г-жа Youngs начала работать в
компании в 2008 г. До этого, г-жа Youngs работала исследователем в Йельском университете, где изучала геодинамику. Она имеет
степень магистра в области математики от
University of Cambridge (Великобритания) и
степень магистра в области геофизики от
University of Durham (Великобритания), а также докторскую степень от University of Leeds
(Великобритания).
Kieran Neylon (К. Нейлон) главный инженер
по программному обеспечению компании
Schlumberger в техническом центре Абингдон (Великобритания). Г-н Neylon начал
сотрудничать с компанией в 1998 г. и работал на различных должностях. Г-н Neylon
имеет степень бакалавра в области машиностроения от University College (Лондон) и
степень магистра и доктора по прикладной
математике от University of Reading (Великобритания).
Jonathan Holmes (Дж. Холмс) научный советник Schlumberger в Абингдоне (Великобритания). Г-н Holmes занимается гидродинамическим моделированием, в частности
моделированием скважин, многофазным
потоком и разработкой стратегий добычи/нагнетания флюидов. Г-н Holmes имеет степень бакалавра в области физики и
доктора в области астрофизики от Oxford
University.
IV РОССИЙСКИЙ КОНГРЕСС ПЕРЕРАБОТЧИКОВ ПЛАСТМАСС
22-23 ноября 2010 г., при поддержке московского правительства в малом конференц-зале Правительства Москвы
состоится IV Российский конгресс переработчиков пластмасс. организаторами мероприятия выступают
Российское объединение переработчиков пластмасс и компания rcc group.
Генеральным информационным спонсором выступит РБК Daily.
На конгрессе будут рассматриваться следующие темы.
• Развитие рынков сбыта полимерной продукции. Методы региональной/государственной поддержки.
• Новые материалы на российском рынке. Производство и применение.
• Проблемы регулирования рынка. Доступность сырья на внутреннем рынке.
• Оборудование. Новые технологии переработки и экономическая эффективность.
• Сбор и утилизация вторичных полимеров. Переработка бытового мусора.
Основные задачи конгресса
Цель конгресса — организация продуктивной встречи между потребителями готовых изделий из пластмасс, переработчиками пластмасс, поставщиками технологий, инвесторами.
Задачами конгресса являются: анализ и прогнозирование ситуации на российском рынке, рассмотрение новейших
тенденций, определение основного тренда, координация и планирование.
На конгрессе будут заключены предварительные соглашения о сотрудничестве в реализации ряда многоуровневых
инвестиционных проектов, а также обнародованы данные об объеме рынка и его сегментации и составе основных
игроков.
Проблемы отрасли в 2010 г.
• Падение темпов роста объемов переработки пластмасс.
• Малые объемы потребления пластмассовой продукции на душу населения в РФ (в 3-4 раза ниже по сравнению
с развитыми странами.
• Отсутствие у потребителей пластмассовой продукции прогрессивной нормативно-технической документации, направленной на обязательное использование прогрессивных технологий и материалов (по примеру высокоразвитых
стран).
• Отсутствие согласованной таможенной и ценовой политики по полимерному сырью между переработчиками
и производителями сырья.
Рассматриваемые сегменты рынка включают:
• упаковку;
• дорожное строительство;
• жилищно-коммунальное хозяйство.
Приглашаем Вас принять участие в мероприятии.
Подробная информация о IV Российском конгрессе переработчиков пластмасс размещена на сайте www.rccgroup.ru/plast
22
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПОПУТНАЯ ВОДА
ВЫЯВЛЕНИЕ ПРОБЛЕМ, СВЯЗАННЫХ
С ОБРАБОТКОЙ ПРОМЫСЛОВЫХ ВОД
Часть 1
J. Walsh, J. Fanta, W. Bryson, C. Toschi, J. Petty, J. Lee, T. Frankiewicz, M. Stacy
Для изучения проблем, связанных с обработкой промысловых вод на плавучей системе добычи,
хранения и отгрузки (floating, production, storage and offloading – FPSO), и для разработки решений
по выбору необходимых приборов и оборудования и их использованию была создана специальная
группа Task Group
В последнее время специалисты
E&P-отрасли отмечают более частое
возникновение проблем, связанных
с обработкой промысловых вод, и
считают, что должно быть опубликовано соответствующее руководство по их выявлению и предотвращению. В процессе реализации
решений по обработке промысловых вод на FPSO, осуществляющей
операции у побережья Бразилии,
опыт группы Produced Water Task
Group, занимающейся проблемой
очистки промысловых вод, может
оказаться полезным.
Эта группа была создана в мае
2005 г. В ее задачи входит решение
проблем, связанных с обработкой
промысловых вод и вопросы сокращения объемов накопления в грузовых цистернах FPSO обработанной
воды с кондиционными свойствами.
Объем обрабатываемых на FPSO
промысловых вод составляет только одну четверть объема обработки,
предусмотренного техническими
характеристиками оборудования.
Большая часть обрабатываемой
промысловой воды не удовлетворяет требованиям к качеству флюидов, предназначенных для сброса в
море; по этой причине вода должна
закачиваться в грузовые цистерны
для последующей обработки. Специалисты Task Group разработали
решения по выбору необходимых
приборов и оборудования и по их
использованию. Некоторые из проблем включают следующее:
• приборы и оборудование не
предназначены для обработки
промысловых флюидов с высоким содержанием мелкодисперсной твердой фазы;
• проблемы рециркуляции потоков усугубляют существую-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
щие сложности, связанные с
образованием эмульсий;
• приемлемые способы отделения, повторной обработки и
удаления твердой фазы еще
не разработаны;
• временно используемое оборудование для обработки воды
при обратной закачке ее в
скважины также еще не разработано.
ПРЕДЫСТОРИЯ
В октябре 2003 г. компания Shell
приобрела два глубоководных месторождения, которые разрабатывались около двух лет другим оператором. Дальнейшая добыча на
этих месторождениях требовала
внедрения методов заводнения или
других вторичных методов добычи,
а также обслуживания скважин,
например, таких как обработка
путем прокачки бурильного раствора под давлением для удаления
образующихся на стенках осадков
или стимуляция скважин кислотой.
К тому же в этом регионе компании
Shell не имела других установок
для добычи. Для внедрения своей
стратегии в этом регионе компания
приобрела FPSO. В октябре 2003 г.
Shell приступила к добыче. В состав
добываемой FPSO продукции входил газ, который по трубопроводу
транспортировался на берег. Добываемая нефть хранилась на FPSO и
выгружалась приблизительно раз
в месяц. Добыча, заводнение, обработка скважин путем прокачки
бурового раствора под давлением и
стимулирование скважин кислотой
выполнялись в соответствии с планом. В этом регионе характеристики добываемой нефти и установленные правила сброса воды в море
№11 • ноябрь 2010
отличаются от стандартов, разработанных для Мексиканского залива.
Правила ЕРА требуют, чтобы пробы
сбрасываемой за борт воды подвергались тестированию ежемесячно.
Ни в одной из проб концентрация
нефти и смазочных масел не должна превышать показатель 42 млн–1,
кроме того, в пробах, отбираемых
ежемесячно, их содержание также
не должно быть более 29 млн–1. Непрерывный мониторинг, выполняемый в режиме «он-лайн», не требовался. В месте размещения FPSO
необходимо было проводить «онлайн»-мониторинг воды, однако
эта вода не может сбрасываться за
борт, если показатель ее загрязнения нефтью и смазочными маслами
превышает 20 млн–1 в соответствии
с калибровкой приборов. Требуемое содержание твердого осадка в
воде (basic sediments and water –
BS&W) для сырой нефти составляет 5 %.Для нефти, добываемой
в Мексиканском заливе, значение
BS&W обычно составляет 1 %; соответствие такой концентрации
твердых частиц иногда бывает
очень трудно обеспечить. Одним из
преимуществ FPSO является то, что
хранение нефти в грузовых цистернах обеспечивает дополнительный
период (от одной до четырех недель) для ее обезвоживания. Любая
вода, выделяющаяся из нефти при
ее хранении и отстаивающаяся на
дне грузовых цистерн, затем откачивается и подвергается обработке. Это выполняется только перед
опустошением грузовых цистерн
в процессе, получившем название
процесса «удаления со дна твердого осадка». Опыт показывает, что
эффективность этого метода в значительной степени зависит от при23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПОПУТНАЯ ВОДА
Газ, 60 psi
Первичный
сепаратор
высоким. Основные проблемы,
возникающие при обработке промысловой воды, были связаны с
высоким уровнем мелкодисперсной твердой фазы, устойчиво присутствующей в эмульсиях типа
«нефть-вода» и «вода-нефть», и с
использованием оборудования, не
предназначенного для обработки
подобных эмульсий.
Пресная вода
Газ, 150 psi
Газ, 10 psi
IP-сепаратор
Газ
Резервуар
для сбора воды/нефти,
100 psi
3 насоса,
18 галл/мин
Накопительный
резервуар
замкнутой
системы слива
Машинное масло
Шлам со дна резервуаров
для хранения нефти
Замкнутая система слива
Замкнутая
система
слива
Замкнутая
система слива
Открытая
система слива
IGFU, 12 psi
2 насоса,
25 галл/мин
4 цистерны
(включая резервуар
для нефтяного шлама)
Транспортировка
воды на FPSO
Слив воды
за борт
В резервуар для шлама
Открытый
накопительный
отстойник
Рис. 1. Оборудование системы обработки, расположенной на палубе, с указанными рабочими
давлениями и производительностью насосов. Штрихом обозначены промежуточные или
временные трубопроводы
Таблица 1. Объемы обработки и расчетный расход, июнь 2005 г.
Оборудование
Первичный сепаратор (1)
Сепаратор для тестирования
Первичный сепаратор (2)
IP-сепаратор
ВОТ (1)
ВОТ (2)
Жидкость
Расход, брл/сут
Рабочий расход, брл/сут
Нефть
Вода
Нефть
Вода
Нефть
Вода
Нефть
Вода
Нефть
Вода
Нефть
Вода
52100–10200
2000–46800
52100–10200
2000–46800
21500–7200
15–3700
76300–17700
1550–1650
40000
400
40000
400
8496
4915
6293
472
18250
3417
32094
2360
32749
1208
0
0
роды эмульсии типа «вода-нефть»
в грузовых цистернах и от волнения моря. При сильном волнении и
устойчивой эмульсии нефть и вода
не будут разделяться в цистернах.
По этой причине метод «удаления
со дна твердого осадка» является
достаточно ненадежным.
Региональные технические
требования определяют содержание солей в сырой нефти менее
35 фунт/1000 брл. Для промысловых
вод трудно обеспечить требуемое
значение суммарного количества
растворенных солей (total dissolved
solids – TDS) в пределах 80 000 мг/л
и BS&W около 0,5 % без системы
обессоливания. По этой причине
было решено включить эту систему в перечень оборудования FPSO.
В конце 2004 г. начале 2005 г. объем
промысловых вод стал увеличивать24
ся в основном из-за подхода фронта закачиваемой морской воды при
заводнении. Расход промысловых
вод (около 12 000 брл/сут) оказался
значительно ниже расчетного расхода для оборудования FPSO, равного 50 000 брл/сут. Тем не менее,
проблемы обработки воды и нефти
требовали значительного внимания
оператора. Вода отводилась и закачивалась в емкости FPSO, поэтому
спустя определенные промежутки времени грузовые цистерны
системы заполнялись до отказа.
Частота, с которой должна была
производиться очистка набивки в
сепараторе промежуточного давления (Intermediate Pressure – IP)
и нефтяных резервуаров (Bulk Oil
Treaters – ВОТ), также увеличилась, поскольку содержание BS&W
в добытой нефти было аномально
ОБРАБОТКА НА FPSO
Сепарация нефти и воды можно
приблизительно подразделить на
два технологических процесса:
• обработку нефти;
• обработку свободной воды
(рис. 1).
В линии первичного разделения сепараторы располагались по
схеме 3:1:2 – три первичных сепаратора, один IP-сепаратор и два
идентичных электростатических
очистителя ВОТ. Нефть из ВОТ
транспортировалась в резервуары
для хранения нефти с учетом ее
последующей выгрузки. Большая
часть промысловых вод отделялась от нефти в трех последовательных первичных сепараторах.
IP-сепаратор работал при температуре 66 °С, которая близка к расчетной температуре 64 °С. Однако
первичные сепараторы рассчитаны
на эксплуатацию при температуре
41 °С, а использовались при значительно более высокой температуре
64 °С. Операторы увеличили рабочую температуру первичных сепараторов для повышения скорости
отстаивания и разделения нефти и
воды. Это положительно повлияло
на отделение BS&W и воды. Однако
если происходит осаждение минералов, таких как карбонат кальция
и сульфат кальция, то увеличение
рабочей температуры не дает явных
преимуществ, потому что дополнительная твердая фаза из выпадающих в осадок минеральных частиц
будет осаждаться при более высоких температурах и находиться в
форме эмульсии. По крайней мере,
этот фактор будет влиять на устойчивость эмульсий. Как оказалось,
регулирование температуры уже
осуществлялось, что предусмотрено
техническими характеристиками
технологического оборудования.
Поскольку объем воды продолжал
увеличиваться (отчасти из-за последующего подхода фронта морской
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПОПУТНАЯ ВОДА
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
40 тыс. брл/сут
12 тыс. брл/сут
Первичный
сепаратор
IP-сепаратор
1
2
7
107 брл/сут
600 брл/сут
6
1500 брл/сут
240 брл/сут
1500 брл/сут
2000 брл/сут
3
Замкнутая
дренажная
система
5
9
8
4
50 брл/сут
570 брл/сут
Транспортировка
воды на FPSO
50 тыс. брл/сут
11,5 тыс. брл/сут
10
Расчетный расход,
50 тыс. брл/сут
Рабочий расход
12 тыс. брл/сут
Сброс воды за борт
Рис. 2. Расчетные и существующие рабочие расходы для системы обработки воды
Пресная вода,
обогащенная
кислородом
Впрыск
реагента
Первичный
сепаратор
IP-сепаратор
Факторы
N
N
N
N
D
F
F
Мелкодисперсная фракция
Некоторые асфальтены
Накипь Ca и Ba
Кислоты
Элементы внутри резервуара
Избыточная доза реагентов
H2O - маркировка на оборудовании
N
F
D
H
HH
ВОТ
Факторы
H
H
H
H
H
HH
HH
F Обратный поток с гидратами MeOH HH
N Обратный поток с ингибиторами
накипи
Ключевые
воды при заводнении скважин) невозможно было поддерживать эти
повышенные рабочие температуры.
Также должны были выполняться
расчеты и увеличена производительность в соответствии с технологическими данными и расчетом
баланса материалов, выполненными в период с июня по октябрь
2005 г. Эти данные сравнивались
со значениями производительности, приведенными в техническом
паспорте оборудования компанийпроизводителей (табл. 1). В процессе проведения расчетов один ВОТ
работал в режиме «он-лайн». Значения расходов анализировались
инженерами-конструкторами, которые отметили несоответствие со
значениями расходов, указанными
в техническом паспорте, а также с
предполагаемым режимом работы
некоторых систем (рис. 2).
Процесс обработки промысловых вод. Вначале при выполнении
испытаний по выявлению и устранению проблем был составлен перечень проблем процесса сепарации (Process Flow Diagram – PFD),
который приводился в соответствии со схемой технологического
процесса (рис. 3). Это позволило
рабочей группе провести анализ
наблюдений, объединить предложения всех членов группы и помочь определить приоритеты. Это
было исключительно полезно для
выявления возможных проблем.
Некоторые факторы, которые были
идентифицированы, относились к
области химической обработки, например, к обработке ингибиторами
гидратов (метанолом); последовательно выполненные этапы этой
обработки позволили уменьшить
используемую для обработки дозу
метанола. Также была выявлена необходимость дополнительного продавливания раствора для удаления
твердых осадочных пород и предупреждения отложений образующегося осадка минералов в скважинах
и трубопроводах. Наиболее важным негативным фактором в выявлении проблем обработки воды
стало отсутствие оборудования
для отделения твердой фазы, использование неподходящих установок для проведения химической
обработки, наличие значительного
смешения обрабатываемой воды с
циклически подаваемой водой для
HH
Данные поставщика о реагентах
Промысловые данные
Перечень данных
Важная причина проблем
Очень важная причина проблем
F
D
F
F
Повторный цикл обработки
Входное устройство
Без отбора из межфазной области
H2O - маркировка на IP-сепараторе
HH
HH
H
HH
Рециркуляция в замкнутой
дренажной системе
Факторы
F Отделение нефти в гидроциклоне HH
F Отделение нефти в установке IGFU HH
F Повторная обработка на FPSO
HН
F Повторная обработка на FPSO
HН
F Сдвиг
F Без отбора из межфазной
области
D Низкие сетки
D Входное устройство
F H2O – маркировка на ВОТ
D Без использования
поглотителей кислорода
H
H
H
H
HH
HH
Рис. 3. Схема технологического процесса и факторы, влияющие на сепарацию
повторной обработки и отсутствие
оборудования для обработки некондиционной, не соответствующей спецификациям воды. Как
отмечалось выше, первичная сепарация осуществлялась в трех последовательных сепараторах. Несвязанная свободная вода сливалась в
резервуар для загрязненной воды/
нефти, собираемой с поверхности.
Оттуда эта вода сначала поступала
в гидроциклон, а затем в установку
индуцированной газовой флотации
(Induced Gas Flotation Unit – IGFU)
перед сбросом ее за борт. Обычно
№11 • ноябрь 2010
резервуар для загрязненной воды/
нефти, собираемой с поверхности,
располагается за гидроциклоном,
однако в рассматриваемом примере резервуар устанавливался перед
гидроциклоном, чтобы обеспечить
устойчивое течение и стабильное
давление при подаче воды в гидроциклон. Такая схема процесса была
необходима, поскольку в первичных сепараторах имеет место значительная флуктуация давления и
расходов. Можно предположить,
что флуктуация расходов жидкостей двух типов и их состава воз25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПОПУТНАЯ ВОДА
Таблица 2. Расходы жидкостей в системах обработки промысловых вод, октябрь 2005 г.
Операция
Подача в резервуар нефти/
воды, собираемой
с поверхности
Отделение нефти
в IP-сепараторе
Слив воды и подача ее
в гидроциклон
Отделение нефти в гидроциклоне и подача ее в замкнутую систему-отстойник
Слив воды из гидроциклона
Слив воды из IP-сепаратора
Отделение нефти в ВОТ
Подача в IGFU
Отделение нефти в IGFU
и слив ее в замкнутую
систему-отстойник
Слив воды из IGFU
Расход отделяемой нефти,
поступающей в систему
сбора некондиционных
нефтепродуктов
(2)+(4)+(7)+(9)
Расход отделяемой нефти,
поступающей в систему
сбора некондиционных
нефтепродуктов IGFU,
(2)+(4)+(7)
Суммарный Нефть/вода,
Расход
Расход
Показатель
расход,
млн–1
обезвоженной очищенной отделения,
брл/сут
нефти, брл/сут нефти, брл/сут
%
12 000
500
6
11,994
600
500 000
300
300
11 400
200
2,3
11 398
570
30 000
17,1
553
5
10 830
2000
240
12 830
1283
40
200
500 000
65
250
0,4
0,4
120
0,8
0,6
10 830
2000
120
12 829
1282
2
11 547
2693
18
162 542
0,2
438
11 547
2255
1410
310 000
437
973
никает из-за того, что жидкости
в сепараторы поступают по водоотделяющей колонне с большой
глубины(3000 фут) и эти предположения нашли подтверждение.
Уменьшение флуктуаций расхода
воды в гидроциклоне помогает стабилизировать положение вихря в
камерах гидроциклона и это, в свою
очередь, улучшает характеристики
удаления нефти гидроциклоном.
Когда в гидроциклоне имеет место
значительная флуктуация расхода и
(или) давления, то поверхность раздела между движением отделяемой
загрязненной нефтью воды и поступательным движением очищенной
воды становится турбулентной и
разделение нефти и воды значительно ухудшается. Сбрасываемая
из гидроциклона вода может содержать некоторое число капель нефти размером от 100 до 200 мкм или
больше. Соединение этих нефтяных капель может происходить в
резервуаре для загрязненной воды/
нефти, собираемых с поверхности
при расположении его за гидроциклоном. Зачастую на FPSO этот
резервуар заменяется установкой
IGFU, в которой происходит соеди26
5
10
нение нефтяных капель и удаление
образовавшегося слоя и нефти из
капель большого размера.
Существует одно соображение,
касающееся обработки отделяемых
потоков, выходящих как из гидроциклона, так и из IGFU-установки.
Эти потоки обычно содержат большое количество твердой фазы. Оба
потока поступают в накопительный
резервуар-отстойник замкнутой системы слива, который является источником возникновения в системе
серьезных проблем. Он слишком
мал, чтобы обеспечить полезное
время отстаивания и в него поступают различные жидкости, которые
могут соединяться и образовывать
«коктейль» из разных эмульгаторов. Это приводит к усугублению
проблем с жидкостью, выходящей
из этого резервуара-отстойника,
которую приходится подавать в
IP-сепаратор с помощью высокоскоростных центробежных насосов и
соответствующего оборудования.
Следует отметить, что поток первичной жидкости, поступающей в
IP-сепаратор, представляет собой
сплошной поток нефти. Для выбора альтернативного маршрута и
системы обработки потоков сепарируемых жидкостей была выполнена процедура определения характеристик и расчета материального
баланса для понимания требуемого
объема обработки жидкостей. Были
определены два вида затрат для технологического процесса обработки
промысловых вод. При определении
первого вида затрат использовались
достигнутые показатели работы системы в октябре 2005 г., с объемом
обработки 12 000 брл/сут (табл. 2).
При определении второго вида затрат использовались расчетные расходы на основании технических
характеристик оборудования, когда
это было возможно. Другие значения были получены путем экстраполяции существующих расходов,
указанных на маркировочных табличках оборудования, с производительностью примерно 50 000 брл/сут
с использованием тех же самых отношений «подачи/отделения», которые
были при обработке 12 000 брл/сут
(табл. 3). При работе системы обработки промысловых вод были определены приемлемые показатели
отделения. Они были определены,
главным образом, путем регулирования этих показателей так, чтобы
расчетные расходы соответствовали
измеренным расходам. Например,
расчетный расход нефти, отделяющейся из резервуара для загрязненной воды/нефти, собираемой с
поверхности, составлял примерно
600 брл/сут; при этом показатель
отделения был приблизительно
равен 5 %. Значения BS&W по результатам измерений колебались в
диапазоне 40–60 %, поэтому было
принято среднее значение 50 %.
Расчетный показатель отделения в
гидроциклоне составлял 5 %. Такое
значение приемлемо для моделирования отношения перепадов давления, составляющих примерно 1,59.
Поскольку обрабатываемые промысловые воды в конце технологической линии становятся чище, содержание в них нефти уменьшается.
В существующем технологическом
процессе расчетный расход потоков
воды, загрязненной нефтью, почти
не изменяется и измеряется в процентах относительно общего расхода и намного меньше фактического
расхода в процессе работы оборудования. Неясно, почему было получено такое малое значение расчетного
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПОПУТНАЯ ВОДА
показателя отделения гидроциклона
(0,1 %, в то время как его значение
при работе системы составляло 5 %),
поскольку характеристики циклона
хорошо известны. Это дало основания полагать, что система была
спроектирована без учета принятых
в этой отрасли норм для показателей отделения и это предположение
подтвердили проектировщики. Вместо этого расчет системы обработки промысловых вод производился
с использованием компьютерной
программы, базирующейся на термодинамике процесса, которая, по
нашему мнению, не позволяет моделировать процесс разделения нефти
и воды. Поэтому был сделан вывод,
что показатель отделения является
одним из наиболее важных для расчета параметров системы обработки промысловых вод и выявления и
устранения проблем, возникающих
в ней.
ПЕРВИЧНЫЕ СЕПАРАТОРЫ
Конструкция первичных сепараторов такова, что делает их чувствительными к перемещению FPSO и
приводит к образованию пробок
нефти в системе обработки воды.
Ниже рассмотрены основные проблемы, связанные с конструкцией
этих аппаратов.
• Контроль уровня в секции насадкой для разделения жидкостей
не приводит к устранению таких
пробок. Это связано с тем, что размеры секции с насадкой для разделения жидкостей малы для производительности каждого аппарата.
В результате система управления
должна обладать быстрой реакцией, чтобы при изменении уровня
можно было быстро открывать и
закрывать клапан регулирования
расхода воды на выходе из аппарата. В результате возникает импульс
давления, который распространяется вниз по течению и за счет высокой скорости течения воды эти
пробки нефти могут уноситься и
попадать в выходящий из аппарата
поток воды.
• Имеется возможность возникновения замкнутого кольца циркуляции жидкостей в аппарате.
Продолжительность пребывания
какого-то объема нефти, который
проходит через первичные аппараты, составляет только несколько
секунд.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Таблица 3. Экстраполированные значения расходов для производительности 50 тыс. брл/сут
Операция
Суммарный Нефть/вода,
Расход
Расход
Показатель
расход, брл/сут
млн–1
обезвоженной очищенной отделения,
нефти, брл/сут нефти, брл/сут
%
52 000
500
26
51 974
Подача в резервуар нефти/
воды, собираемой
с поверхности
Отделение нефти
в IP-сепараторе
Слив воды и подача ее
в гидроциклон
Отделение нефти в гидроциклоне и подача ее в замкнутую систему-отстойник
Слив воды из гидроциклона
Слив воды из IP-сепаратора
Отделение нефти в ВОТ
Подача в IGFU
Отделение нефти в IGFU
и слив ее в замкнутую
систему-отстойник
Слив воды из IGFU
Расход отделяемой нефти,
поступающей в систему
сбора некондиционных
нефтепродуктов
(2)+(4)+(7)+(9)
Расход отделяемой нефти,
поступающей в систему
сбора некондиционных
нефтепродуктов IGFU,
(2)+(4)+(7)
2600
500 000
1300
1300
49 400
200
9,9
98 390
2470
30 000
74,1
2395
5
46 930
2000
1040
48 930
4893
40
200
500 000
47
250
1,9
0,4
520
2,3
1,5
46 928
2000
520
48 928
4892
2
44 037
11 003
18
172 279
0,8
1896
44 036
9107
6110
310 000
1894
4216
• Размеры и форма секции с насадкой для разделения жидкостей
может приводить к образованию
вихрей в жидкости. Секция имеет
почти сферическую форму, которая способствует образованию вихрей, в результате чего нефть может
двигаться по криволинейной траектории вокруг полусферического
купола и попадать в линию выпуска
воды. Быстрая реакция системы
управления приводит к усугублению этой проблемы.
• Местоположение выпускного
патрубка воды в секции с насадкой
для разделения жидкостей делает
аппарат чувствительным к перемещению системы FPSO. Патрубок
находится слишком близко к концу
аппарата для такой плавучей системы, как FPSO. На FPSO выпускные
патрубки жидкостей должны располагаться в аппарате как можно
ближе к центру камеры или между
группой перфорированных перегородок, чтобы на работу аппарата
не влияло движение системы. Помимо этого жидкость должна иметь
возможность поступать к такому
патрубку с разных сторон с относительно низкой скоростью, чтобы
№11 • ноябрь 2010
5
10
избежать попадания нефти в выпускной патрубок за счет возникновения диффузорного эффекта.
Влияние этих дефектов, присущих
конструкции аппарата, может быть
сведено к минимуму после выполнения анализа рентабельности. Модификация внутренних устройств
аппарата часто является дорогостоящей, поскольку требует больших
затрат труда, повторной сертификации и продолжительного вывода
аппарата из эксплуатации.
IP-СЕПАРАТОР
Схема расположения аппаратов
(3:2:1) в процессе сепарации(три
первичных сепаратора, два ВОТочистителя и один IP-сепаратор)
имеет один значительный недостаток, связанный с тем, что IP-сепаратор является достаточно узким
местом, где возникают проблемы.
Как и при анализе любой проблемы
сепарации, первым проверяемым
параметром была эффективность
процесса в этом аппарате, которая
определяется в виде отношения
разности BS&W на входе и BS&W
на выходе к BS&W на входе (рис 4).
Имеется большой диапазон значе27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПОПУТНАЯ ВОДА
Эффективность, %
присоединить дренажную линию
таким образом, чтобы можно было
удалять эмульсионную пробку без
опустошения всего аппарата.
ОБЕССОЛИВАНИЕ
Система IP/ВОТ предназначена
для обеспечения двухступенчатого обессоливания. Поток «пресной
воды» подводится к точке перед
ВОТ очистителем (см. рис. 1). Вода с
выхода ВОТ перекачивается на вход
IP-сепаратора. Таким образом, грязная сырая нефть «промывается» и в
IP-сепараторе, и в ВОТ-очистителе,
Рис. 4. Эффективность по BS&W определяется как (BS&Wвх – BS&Wвых) × 100/BS&Wвх
в результате чего обеспечивается
двухступенчатое обессоливание.
ний BS&W на входе и выходе, час- содержания в ней нефти и которая Помимо этого достаточно эффектично зависящих от рециркуляции перекачивалась в грузовые цистер- тивного способа обессоливания
жидкостей, которые поступают в ны для последующей обработки. путем добавления воды и ее смешеIP-сепаратор. Как можно видеть В качестве временного решения не- ния с грязной нефтью, могут быть
по этим определяющим эффектив- обходимо было использовать такой использованы эффективные споность аппарата значениям BS&W, способ опустошения IP-сепаратора, собы обессоливания сырой нефти.
каждые несколько дней значение который исключал бы смешение его При проведении испытаний с цеBS&W на выходе растет и прибли- содержимого с потоком обработан- лью проверки отстаивания было
жается к значению BS&W на входе, ной воды. Желательно, чтобы жид- установлено, что за счет рециркучто свидетельствует о значительном кости, сливаемые из IP-сепаратора, ляции этой воды образовывалось
снижении эффективности аппара- направлялись бы непосредственно значительное количество эмульсии
та. Операторы истолковывали это в грузовую цистерну для некон- «вода-нефть». Упрощенные расчекак результат образования эмуль- диционной нефти с целью после- ты баланса масс показывают, что
сионной подушки в аппарате. Этот дующей ее обработки и удаления при впрыске 5 % промывочной воды
вывод был проверен путем опусто- шлама. Долгосрочное решение, по- с приемлемым смешением только
шения всего аппарата для отбора зволяющее устранить причину об- перед ВОТ для достижения покапроб жидкостей и определения разования эмульсионной пробки, зателя 35 фунт/1000 брл на выходе
количества твердой фазы и расчета требует регулярного опустошения ВОТ не требуется двухступенчатое
BS&W. В ходе обсуждения с опера- IP-сепаратора. В качестве альтерна- обессоливание. На основании этих
торами был установлен интересный тивного решения к аппарату можно расчетов рекомендовали впрыскифакт, что в системе нет трувать соответствующее колибопровода, который позволял
чество промывочной воды на
Газ
Газ, 60 psi
бы дренировать IP-сепаратор
вход BOT и использовать преПервичный
сепаратор
при необходимости удаления
рывистый характер рециркупробки. Единственный имеюляции воды и нефти из ВОТ
IP-сепаратор
щийся трубопровод, предназв IP-сепаратор. Поскольку
В ВОТ
наченный для дренирования
объем морской воды вследстГаз
аппарата, через байпас был
вие выполнения операций заИз ВОТ
присоединен к трубопрововоднения скважин увеличиду для обработанной воды в
вается, содержание солей в
Резервуар
для сбора
точке за гидроциклоном отсырой нефти на входе в ВОТ
IP-линия слива
нефти/воды
деления нефти (рис. 5). Для
должно уменьшаться и, соБайпасные линии
слива всех жидкостей из
ответственно, пресной воды
Замкнутая
IP-сепаратора (около 300 брл)
система дренажа для достижения требуемого
требуется примерно 3 ч.
обессоливания потребуется
IGFU, 12 psi
Объем обрабатываемой
меньше. Необходимо отмеЗамкнутая
в это время воды был равен
система дренажа
тить, что подача насыщенной
1800 брл. Поэтому жидкости в
кислородом пресной воды
Из накопительного
резервуара-отстойника
IP-сепараторе (300 брл) соеди(для обессоливания) в поток
замкнутой системы слива
нялись с обработанной водой,
обрабатываемой жидкости
в результате чего получалось
является крайне нежела4 грузовые цистерны
Транспортировка
Слив воды за борт
(включая резервуар
воды на FPSO
2100 брл эмульсии, состоящей
тельной из-за вредности, подля нефтяного шлама)
из некондиционной нефти и
скольку она окисляет раствоводы, которую нельзя сбра- Рис. 5. Траектория слива жидкостей из дренажного ренное железо, в результате
сывать за борт из-за высокого коллектора IP-сепаратора
чего образуется твердая фазы
28
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПОПУТНАЯ ВОДА
из гидроокислов железа, которая в
значительной степени способствует
стабилизации эмульсий. Поэтому
при использовании пресной воды
для обессоливания рекомендуется
впрыскивать раскислители.
ОБЪЕМНЫЕ
ОЧИСТИТЕЛИ НЕФТИ
Два BOT-очистителя представляют собой горизонтально
расположенные аппараты. Это
означает, что через них потоки
жидкостей протекают в горизонтальном направлении через ряды
вертикальных сеток. Капли воды в
горизонтальном очистителе имеют
достаточно большие размеры, что
позволяет воде течь вниз, но при
этом в этих аппаратах нет противоположного направленного вверх
течения нефти, которое характерно для вертикальных очистителей.
Горизонтальные очистители хорошо работают при очистке легкой
нефти, склонность которой к образованию межфазной эмульсионной пробки невелика или же такой
тенденции нет. Однако для эмульгированной сырой нефти преимущества горизонтального течения не
могут быть реализованы из-за наличия межфазной эмульсии. Одна
из проблем состоит в том, что некоторые жидкости могут течь под
сетками и по короткому пути попадать к патрубку выхода нефти.
Для минимизации этой проблемы
сетки устанавливают очень низко
и в непосредственной близости от
нижней стенки аппарата (т. е. значительно ниже, чем в вертикальных
аппаратах). По этой причине концы
сеток входят в слой нефти, содержащий воду, и в слой с эмульсией
или с эмульсионной подушкой, в
которых диэлектрические свойства
жидкости настолько низкие, что
может произойти закорачивание
сеток. Одним из способов сведения
к минимуму этой проблемы является установка перегородок ниже
сеток для предотвращения обратного перетекания жидкости под
сетками. Однако это может привести к появлению застойных зон в
аппарате и заставит эмульсию, содержащую воду и нефть двигаться
вверх к сеткам. Как было сказано
раньше, эта дополнительная вода,
проходящая через сетки, улучшит
характеристики проводимости
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
нефти и снизит эффективность
электростатической очистки. Правильное размещение сеток является трудной задачей при разработке
конструкции горизонтальных аппаратов. Если сетки подвешиваются
низко или если используются перегородки под ними, то жидкость закорачивает сетки. Если сетки подвешиваются высоко, то некоторая
часть жидкости перетекает обратно
в секцию с сетками. Для грязной
сырой нефти с высоким содержанием твердой фазы или с эмульсией, которую трудно растворить, образование эмульсионной подушки
является неизбежным и эта межфазная подушка может привести к
закорачиванию сеток.
В конструкции BOT, которая используется в системе, нет патрубка
для слива из межфазной области и
если даже необходим слив сырой
нефти из межфазной области, то
используется этот же аппарат. Выбор горизонтальных очистителей
без слива из межфазной области
более, чем любая другая конструктивная особенность рассматриваемой системы, указывает на то, что
эта система проектировалась без
учета свойств сырой нефти, добываемой на этом месторождении.
Система хорошо работала с конденсатом легкой нефти, но она не
подходит для сырой нефти средней
плотности (27–29° API) c высоким
содержанием мелкодисперсной
твердой фазы. Рабочая группа, занимающаяся обработкой промысловых вод, рекомендует выполнять
следующие действия.
• Поднять сетки и установить
между ними дополнительные перегородки из композита для уменьшения количества жидкости, которая
может протекать под сетками.
• Добавить систему слива из
межфазной области или поднять
сетки и увеличить высоту существующих листовых элементов на
днище аппарата.
• Обеспечить электрическое
шунтирование первых нескольких
сеток, поскольку вероятность закорачивания этих сеток наибольшая.
• К специфическим дополнительным устройствам относится
соответствующим образом сконструированный коллектор для слива из межфазной области, который
предпочтительно присоединяется к
№11 • ноябрь 2010
существующему сливному патрубку аппарата.
К несчастью одной из особенностей существующей системы является то, что каждый из двух ВОТ
имеет достаточно высокую производительность и один ВОТ может
обрабатывать 100 % объема добычи
продукции, поэтому очистка может
выполняться одним аппаратом, а
другой в это время может обслуживаться. Установка всех этих дополнительных устройств требует
значительных усилий технического персонала и большого объема
монтажных работ, а выполнение
некоторых из этих работ фактически сопряжено с риском. Например, перегородки из композита
могут забиваться твердой фазой и
в экстремальных ситуациях могут
возникать короткие замыкания
через жидкость. Поэтому можно
порекомендовать, чтобы поставщики оборудования по контрактам
выполняли оценку возможных модификаций оборудования с минимальным риском, которые позволят
улучшить распределение содержания воды и характеристики ВОТ.
Почти несомненна важность проведения компьютерных исследований
динамики жидкости в аппарате для
существующей его конструкции и
при любых предполагаемых модификациях.
УСТАНОВКА
ИНДУЦИРОВАННОЙ
ГАЗОВОЙ ФЛОТАЦИИ
IGFU представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат, в который подается газ в виде
мелких пузырьков. Пузырьки газа
поднимаются к поверхности раздела жидкости и газа вместе с каплями нефти и с присоединенной к
ним пропитанной нефтью твердой
фазой. Одна из наиболее интересных дискуссий рабочей группы
состоялась при совместном анализе расчетных данных для воды из
массового баланса с некоторыми
данными, использованными проектировщиками оригинальной
установки. Рабочий показатель отделения в IGFU приблизительно равен10 % от подаваемого в установку
расхода (см. табл. 2). При разработке конструкции аппарата принималось, что количество отделяемой в
нем нефти будет составлять менее
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ПОПУТНАЯ ВОДА
1 % от подаваемого в аппарат расхода. Фактически проектировщики
предполагали, что IGFU будет выполнять функции флотационной
установки и резервуара для сбора
некондиционных нефтепродуктов. В типичной системе обработки
промысловых вод нефть с выхода
флотационной установки направляется в резервуар для некондиционный нефти, где происходит
гравитационное отстаивание воды
с образованием на ее поверхности
слоя нефти. Вода перекачивается в
бак для нефти, содержащей воду,
с целью повторной обработки ее в
технологической линии промысловых вод, а нефть из резервуара
некондиционных нефтепродуктов
перекачивается в находящийся
выше аппарат, такой как ВОТ, или
просто смешивается (поскольку
объем нефти небольшой) с нефтью
товарного качества. Это делается
для того, чтобы можно было направить эту нефть в поток нефти,
перекачиваемой в грузовые цистерны. Такая схема позволяет использовать сравнительно большие
показатели отделения во флотационной установке и быстро собирать тонкий слой нефти и пропитанную нефтью твердую фракцию
для предотвращения их повторного
попадания в обрабатываемую воду.
В резервуаре для некондиционных
нефтепродуктов происходит дальнейшее разделение нефти и воды,
так что окончательное содержание воды в нефти, отбираемой из
резервуара некондиционных нефтепродуктов, составляет только
около 1 % от общего количества
обрабатываемой воды. Такая схема хорошо работает при условии,
что в очистителе не используется
чрезмерно большое количество
реактивов. Проектировщики FPSO
хотели объединить функции IGFU
и резервуара для некондиционных
нефтепродуктов водной флотационной установки, поэтому сделали
ее фактически двухступенчатой и
за счет этого отказались от резервуара для сбора некондиционных
нефтепродуктов и нефти, содержащей воду. Первая ступень IGFU
предназначалась для присоединения газовых пузырьков к каплям
нефти и пропитанной нефтью твердой фазе, а также для подъема их к
верхней части поверхности раздела
30
жидкой и газовых фаз для сбора и
разделения. На второй ступени, находящейся в верхней части этого
же аппарата, будет медленно собираться тонкий слой загрязнителей,
которые сливаются в емкость для
сброса избытка жидкости, как в
обычной флотационной установке.
Однако эта емкость не будет немедленно опустошаться. Вместо этого
дают возможность жидкости в ней
оставаться некоторое время для
разделения нефти и воды. Только
после определенного времени (примерно равного нескольким часам)
эта емкость будет опустошаться.
Фактически на второй ступени
IGFU такое время пребывания позволяет обеспечить обработку некондиционных нефтепродуктов. В
такой схеме показатель отделения
флотационной установки может
значительно уменьшиться (до 1 %
по сравнению с более типичными
значениями 5–10 %). Однако на
практике слипание находящейся
в обрабатываемой воде пропитанной нефтью твердой фазы и
стабилизированных капель нефти происходить не будет, соответственно, на поверхности не будет
образовываться сплошной слой из
нефти. Вместо этого капли нефти
будут увлекаться потоком воды,
проходящим через IGFU, и сбрасываться за борт вместе с обработанной водой. Это означает, что
часть пропитанной нефтью твердой
фазы в результате будет попадать
в море и образовывать блестящую
пленку на поверхности воды. Для
обработки отделяемой нефти находящееся в конце технологической линии оборудование должно
отделять оставшуюся незначительную часть нефти, содержащейся в
воде. Эта жидкость не должна направляться в грузовые нефтяные
цистерны, как это происходит сейчас, а скорее в систему обработки
некондиционных нефтепродуктов.
Система регулирования отделения
нефти во флотационной установке,
система контроля уровня в накопительном резервуаре-отстойнике закрытой системы слива и дренажа
и насосная система подачи в него
жидкостей работают так, что могут
возникать значительные перепады
давления в воде с нефтяной эмульсией при подаче ее в IP-сепаратор,
в котором образуются сложные и
устойчивые формы эмульсий типа
«нефть-вода». В настоящее время
необходимые решения проблем
управления IGFU находятся в процессе разработки.
Перевел Г. Кочетков
John Walsh (Дж. Уолш) работает в компании
Shell с 1991г. после получения степени доктора
физики по фазовому равновесию жидкостей в
университете Дж. Хопкинса. Он начал работать
в Shell Exploration and ProductionCo. инженеромхимиком на нефтяной платформе Mars Tension
Leg. C 2004 г. он занимается проблемами обработки промысловых вод на месторождениях
Shell в Западном полушарии.
John Fanta (Дж. Фанта) инженер-нефтяник,
получил степень магистра по общему машиностроению в университете Райса. В течение 33 лет
работы в компании Shell, где занимался исследованиями в области обработки промысловых вод
на континентальных и морских месторождениях
в Калифорнии, Мексиканском заливе и совсем
недавно в басс. Кампос на шельфе Бразилии.
Bill Bryson (Б. Брайсон) руководитель службы
надзора за работами на морских месторождениях и нефтяных платформах в компании Shell
Brazil Exploration & Production. Он в течение 20
лет занимался различными проектами компании Shell в Северном море от проектирования
контрольно-измерительных систем до управления монтажными работами.
Celco Toschi (К. Тоши) инженер-химик, со
степенью магистра по технологии. Он имеет
27-летний опыт работы в басс. Кампос, пять из
которых работает в отделении Shell Brazil и занимается проблемами использования химических
реагентов при добыче на морских месторождениях Биждупина и Салема.
John Petty (Дж. Пети) инженер-нефтяник, в
течение шести лет сотрудничает с компанией Мodec International, LLC, на протяжении
которых работает техническим консультантом по проектированию и эксплуатации FPSO
Fluminense. Г-н Петти имеет 45-летний опыт
работы в отрасли. Г-н Пети получил степень бакалавра по химическим технологиям в университете шт. Миссисипи, а также степень магистра
в университете шт. Луизиана
Joseph Lee (Дж. Ли) руководитель подразделения приготовления растворов в компании
NatcoGroup Inc. Г-н Ли имеет 30летний опыт
работы в нефтяной и газовой промышленности
во многих компаниях, включая такие как Аmoco,
BP и Halliburton. Он получил степени бакалавра,
магистра и доктора в области химических технологий. С ним можно связаться по адресу: jlee@
natco_us.com.
Ted Frankiewicz (T. Франкевич) консультант по
химическим технологиям в SPEC Services Inc.
Он получил степень доктора в области химических технологий в Чикагском университете.
Г-н Франкевич имеет почти 30-летний опыт
работы в области проектирования оборудования для разработки нефтяных месторождений,
оборудования для разделения и обработки
промысловых вод. С ним можно связаться по
адресу:tfrankiewicz@specservices.com.
Melvin Stacy (М. Стейси) в 1963 г. закончил
университет шт. Миссисипи по специальности
математика. В 1967 г. он занимался проблемам
использования химических реагентов в процессе добычи. С 1985 по 2001 гг. г-н Стейси работал в
подразделении Baker Hughes по обработке воды.
После этого он работал в качестве специалиста
и консультанта по обработке воды.
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НАДВОДНОЙ
СИСТЕМЫ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ВЫБРОСОВ
B. A. Tarr, T. Taklo, A. Hudson, L. Stockwell, Shell
J. Schroeder, Transocean
Внедрение придонного перекрывающего устройства позволило вдвое увеличить рабочую глубину
вод в операциях у берегов Бразилии
Технология надводного предотвращения выбросов
(surface blowout prevention – SBOP) предусматривает
использование менее крупных, более дешевых буровых установок второго и третьего поколения на глубинах, где нельзя работать традиционным способом.
После успешной реализации программ бурения в Азии
компания Shell распространила свою технологию
SBOP на более сложные участки у берегов Бразилии
вместе с внедрением придонного перекрывающего
устройства (seabed isolation device – SID).
В статье описываются первые шесть месяцев (начиная с марта 2008 г.) применения компанией Shell своей
системы SBOP на первом этапе проекта Parque das Conchas. Проект охватывает несколько залежей в водах глубиной до 6500 фут (1 фут = 0,3048 м), расположенных в
блоке ВС-10 басс. Кампус примерно в 75 милях (1 миля =
1,609 км) к юго-востоку от Витория, Бразилия. Каждый
этап заканчивания скважин (бурение эксплуатационного ствола, механическая очистка ствола, замещение рассолом, размещение средств борьбы с песком и установка
верхнего оборудования заканчивания) был выполнен в
первой группе эксплуатационных скважин с использованием системы SBOP, что позволило разместить и опрессовать подвеску НКТ и инструмент для спуска. Три подводные эксплуатационные скважины были закончены
как горизонтальные с установкой гравийной набивки.
Впервые система SBOP была размещена с плавучего бурового судна, предназначенного для эксплуатационного
бурения и заканчивания скважин.
SID представляет собой средство для перекрытия
скважины на морском дне в случае отсоединения системы водоотделяющей колонны по причине потери
судном местоположения (в связи с обрывом швартовых) или чрезмерного перемещения буровой установки. При благоприятных погодных условиях многие
скважины бурились с заякоренной буровой установки
без применения SID. Однако SID становится важным
элементом надводной системы предотвращения выбросов при размещении с буровых установок с динамическим позиционированием или при размещении с
заякоренных буровых установок в более неблагоприятных погодных условиях. Двухплашечное устройство
SID диаметром 13 5/8”, применяемое в проекте Parque
das Conchas, было оснащено глухой плашкой (для перекрытия скважины) и трубной плашкой диаметром
7 5/8” (для использования при опрессовке подвески
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2010
НКТ). Управление SID осуществлялось с поверхности
по широкополосной акустической линии связи или
шлангокабельной линии управления, прикрепленной
к водоотделяющей колонне, что обеспечивало необходимое резервирование системы управления. Гидроаккумуляторы на SID обеспечивали достаточный объем
рабочей жидкости для приведения в действие SID и отсоединения водоотделяющей колонны без повторной
подачи жидкости с поверхности. Вместе с тем, линия
подачи жидкости в шлангокабеле использовалась для
поддержания аккумуляторов SID в полностью заряженном состоянии. В равной степени это относится
к электропитанию SID, которое обеспечивалось с поверхности по шлангокабелю для поддержания батарей
SID в полностью заряженном состоянии.
Благодаря использованию системы SBOP и предварительно установленной причальной системы рабочая глубина вод заякоренной буровой установки,
используемой в проекте Parque das Conchas – полупогружной установки Arctic I компании Transocean –
увеличилась с номинальных 3100 до 6200 фут при эксплуатационном бурении и заканчивании скважин.
РАСПОЛОЖЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Компания Shell является оператором лицензионного блока ВС-10 вместе со своими партнерами по
совместному предприятию – компанией Petrobras
и индийской компанией Oil and Natural Gas Corp.
(ONGC). В блоке уже пробурено 13 эксплуатационных и оценочных скважин, при этом они проведены
на пять разных залежей углеводородов с нормальным
пластовым давлением, обнаруженных на сравнительно
небольших глубинах вод (табл. 1).
Блок ВС-10 имеет следующие общие характеристики:
• отдаленное местоположение в глубоких водах с
неглубоко залегающими залежами;
Таблица 1. Залежи, обнаруженные на относительно небольшой
глубине воды
Залежь
Аргонавта
Абалоне
Аргонавта
Аргонавта
Остра
Глубина воды, фут
5427
6312
5233
5404
6181
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Аргонавта (Север)
Остра
Абалоне
Аргонавта (Запад)
Рис. 1. Схема расположения месторождений проекта Parque das
Conchas в блоке ВС-10
• ряд залежей углеводородов расположен на большой площади, что связано с необходимостью кустового бурения;
• свойства нефти от средних до плохих (низкая
плотность, высокая вязкость).
Партнеры по совместному предприятию договорились приступить к поэтапной разработке четырех из
пяти обнаруженных залежей (рис. 1). Этап 1 предусматривает установку в центре плавучей системы добычи,
хранения и отгрузки (floating production, storage and
offloading – FPSO), соединенной подводными манифольдами, выкидными линиями и водоотделяющими
колоннами с десятью скважинами – шестью добывающими скважинами и одной скважиной для закачки газа на месторождении Остра, двумя скважинами
на месторождении Аргонавта и одной добывающей
скважиной на месторождении Абалоне. Затем последует разработка месторождения Аргонавта, где будут
пробурены водонагнетательные и добывающие скважины. Все скважины будут оснащены средствами
борьбы с песком. На этапе 2 будет пробурено шесть
добывающих и шесть водонагнетательных скважин.
Данная схема упростит использование заякоренной
буровой установки и позволит организовать групповое бурение и заканчивание, а также консервирование скважин.
ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ПЛАНЫ
План бурения и заканчивания скважин на этапе 1
предусматривал групповые работы в пределах каждой буровой площадки с целью минимизации времени,
потраченного на подготовку буровой установки для
следующего этапа работ. Чтобы сократить время, необходимое для перемещения от скважины к скважине,
в каждой точке бурения с помощью подводного молота были предварительно установлены направляющие
обсадные колонны. Система SBOP была дополнена
распорной катушкой такой же высоты, что и катушка головки НКТ. Это позволило предотвратить риски,
связанные с регулированием длины системы водоотделяющей колонны SBOP. Во время буровых работ на
32
скважинах месторождения Остра распорную катушку
фиксировали на устье. При заканчивании скважин
устанавливали катушку подвески НКТ, которая занимала место распорной катушки. Как распорную катушку, так и катушку подвески НКТ проектировали
так, чтобы устанавливать их с помощью посадочной
системы с компенсацией вертикальной качки, а также
крепить и снимать с помощью дистанционно управляемого аппарата (remotely operated vehicle – ROV). Это
обеспечивало гибкость использования надлежащим
образом оснащенного судна вместо того, чтобы целиком полагаться на буровую установку при выполнении
работ.
ЭЛЕМЕНТЫ СИСТЕМЫ
Система SBOP соединяется с буровой установкой посредством компактного шарового соединения, прикрепленного к отклонителю в верхней части
трехвтулочного телескопического соединения. Оно
соединяется с верхней частью блока надводных противовыбросовых превенторов диаметром 13 5/8” с помощью пакера овершота с номинальным внутренним
диаметром 16”, который сопрягается с соответствующей мандрелью на надводном превенторе.
Блок надводных противовыбросовых превенторов
диаметром 13 5/8” оснащен универсальным превентором длиной 5 м, глухой плашкой длиной 10 м и сдвоенной плашкой длиной 10 м, сопрягающейся с гибкой
плашкой диаметром 5–6 5/8” в верхней части и приемным гнездом диаметром 4 1/2–7” в нижней части. Гидравлический соединитель диаметром 13 5/8” и длиной
10 м соединяет надводный превентор с водоотделяющей колонной.
Верхнее переходное соединение водоотделяющей
колонны включает в себя вставку натяжного кольца,
которая соединяется с натяжным кольцом водоотделяющей колонны. Оснащенная соединителями водоотделяющая колонна наружным диаметром 16” (толщина стенки 3/4”, марка стали Х-80) включает в себя
однотрубки длиной 50 фут, полный набор коротких
секций (для точного размещения в пределах ±1 фут),
однотрубки с наружным диаметром 24” и однотрубки
с модулями плавучести и наружным диаметром 32”.
Нижнее переходное соединение обеспечивает соединение с верхней частью SID. Шлангокабель линии
управления SID и опрессовочная/промывочная линия
диаметром 1” крепятся к водоотделяющей колонне во
время ее спуска. Шлангокабель обеспечивает связь и
энергию (электрическую и гидравлическую) для установленной на SID системы управления, а опрессовочная/промывочная линия обеспечивает опрессовку
подвески НКТ при заканчивании скважины.
SID диаметром 13 5/8” и длиной 10 м состоит
(сверху вниз) из: перевернутого соединителя, снабженного воронкой для повторного ввода; глухой плашки; распорной катушки; трубной плашки диаметром
7 5/8”, снабженной сдвоенными отказоустойчивыми
клапанами; переходным ниппелем со шпильками и
соединителя устья.
При буровых работах распорная катушка с соединителем устья, приводимым в действие ROV, спускается ниже SID. SID отсоединяется от распорной втулки
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
в начале операции заканчивания, после чего следует
установка катушки головки НКТ с помощью канатной
системы с компенсацией вертикальной качки. Оборудование устья диаметром 18 3/4 × 13 5/8” (с подвеской
обсадной колонны диаметром 9 5/8”), совместимое с
13 5/8-дюймовой системой SBOP, использовалось для
всех эксплуатационных скважин, пробуренных с системой SBOP.
Причальная система. Оснащение системы позиционирования бурового судна Arctic I включает четыре сдвоенных системы заякоривания с восемью
якорными цепями 5100 фут × 3”, кабелем марки К-4
и восемью плавучими якорями. Буровая установка
также нуждается в предварительно установленной
причальной системе; эту концепцию компания Shell
разработала и внедрила в 90-ые годы. Для каждой из
пяти точек бурения проекта Parque das Conchas предварительно установленные швартовы были размещены на месторождении до перебазирования буровой
установки на место бурения. После буксирования на
точку бурения буровую установку соединяли с предварительно установленными швартовыми. Буровая
установка приступала к штатным работам в течение
одного дня после прибытия. Предварительно установленная причальная система без труда обеспечивала удержание буровой установки в пределах 1–2%
глубины воды при нормальных погодных морских
условиях; при этом по состоянию на октябрь 2008 г.
ни один швартов не оборвался.
Работа с блоком SBOP. Новая подъемная система,
установленная для перемещения SBOP в центр и от
центра буровой шахты с помощью натяжных канатов,
работала, как и было запланировано. Огнестойкие
гидравлические шланги SBOP были разделены на два
пучка между рабочим блоком и SBOP; они имели достаточную длину, чтобы оставаться соединенными при
перемещении SBOP в рабочее положение в верхней
части верхнего соединения (upper stress joint – USJ)
водоотделяющей колонны. Гидравлический соединитель диаметром 13 5/8” выступал средством соединения SBOP с мандрелью М-70 в верхней части USJ.
Лишь установка штуцерной линии и линии глушения
потребовала вмешательства рабочих для их крепления
на месте.
Размещение шлангокабеля и барабана для наматывания шланга SID. Два барабана SID были установлены неотъемно один над другим по правому борту
палубы вблизи буровой шахты в пределах линии прямой видимости. С рабочей станции, расположенной
по правому борту у угла буровой шахты, хорошо были
видны буровая шахта и два барабана. Подвижные шкивы обеспечивали опору для шлангокабеля и шланга
при их перемещении к буровой шахте при спускоподъемных операциях.
Системы монтажа и контроля ремонтных работ.
Барабан системы монтажа и ремонтных работ (installation and workover control systems – IWOCS) подняли на
место его расположения на платформе на левом борту
палубы за один раз. Гидравлическую силовую установку (hydraulic power unit – HPU) подняли на место ее расположения около основания крана. HPU для
барабана IWOCS разместили на палубе ниже барабана
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2010
для улучшения связи между оператором HPU и оператором барабана. Как IWOCS, так и HPU установили
за пределами ответственных участков перед началом
операций заканчивания.
Оборудование устья скважины небольшого диаметра. Поскольку в оборудовании скважины небольшого
диаметра для посадки подвески эксплуатационной обсадной колонны применялся стандартный соединитель
устья Н-4 диаметром 18 3/4”, посадка корпусов устья
высокого и низкого давления представляла собой стандартную операцию в открытых водах.
Система водоотделяющей колонны высокого давления. Однотрубки водоотделяющей колонны длиной
50 фут и наружным диаметром 16” были оснащены новыми соединениями внутренним диаметром 14 1/2”.
Каждая муфта и ниппель были снабжены защитными
колпачками.
СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ
С несколькими бригадами были проведены практические занятия. Однако поскольку в наличии не имелись запланированные 16-дюймовые инструменты для
спуска, занятия проводились на инструментах различной конструкции меньшего диаметра. Таким образом,
бригада не была знакома с инструментами, что привело к медленному первому спуску водоотделяющей
колонны со средней скоростью две однотрубки в час.
Подробные данные о разбивке времени, записанные
во время первого спуска водоотделяющей колонны,
были использованы для выявления лучшего времени
для каждого этапа. Во втором спуске водоотделяющей
колонны было достигнуто небольшое улучшение –
средняя скорость составила 2,5 однотрубки в час. Ожидаемая разбивка времени при спуске системы SBOP
приведена в табл. 2.
Метод предотвращения износа водоотделяющей колонны оказался успешным. Метод включал
в себя:
• установку максимальных углов водоотделяющей
колонны, замеряемых на SBOP и двух однотрубках водоотделяющей колонны выше нижнего натяжного соединения при буровых работах;
• использование твердого покрытия, не причиняющего вреда обсадной колонне, на всех замковых
соединениях бурильных труб;
• отсутствие прокачки через КНБК, в состав которой входят гидравлические забойные двигатели,
при нахождении долота выше устья;
• применение циркуляционных переводников
многоциклового типа выше КНБК для того, чтобы обеспечить вытеснение флюидов в водоотделяющей колонне; и установку защитной втулки
с внутренним диаметром 11 3/4" в верхней части
SBOP.
Опрессовочную линию диаметром 1” спустили
тогда, когда водоотделяющую колонну разместили на
точке бурения месторождения Остра. Ее крепили к
водоотделяющей колонне для того, чтобы обеспечить
опрессовку после установки верхнего оборудования
заканчивания скважины.
Нижнюю срезающую плашку в SID заменили постоянной трубной плашкой диаметром 7 5/8” для того,
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Таблица 2. Разбивка времени спуска системы водоотделяющей колонны SBOP
Этапы установки
Запланированное время, ч
Комментарии
Свинчивание и испытание SID и превентора
Подготовка оборудования для спуска водоотделяющей колонны
Перемещение SID, свинчивание LSJ и опрессовка соединений LSJ/SID
Установка SID, средств управления, бакенов
Монтажные работы по спуску водоотделяющей колонны со шлангокабелем
SID и шлангами
Спуск SID через зону попадания волн
Спуск и размещение воодоотделяющей колонны (2,5 однотрубки в час)
Свинчивание и посадка USJ
0,0
2,5
5,0
5,0
2,5
Смещение, распорная втулка на SID
7,0
52,0
2,5
Включая функциональную проверку SID
Ожидаемая скорость 4 однотрубки в час
Втулка натяжного кольца присоединяется
к натяжному кольцу буровой установки
Перемещение SBOP и крепление штуцерной линии и линии для глушения
скважины
Фиксирование SBOP и крепление штуцерной линии и линии для глушения
скважины
Свинчивание телескопического соединения и вставки отклонителя
Свинчивание инструмента для опрессовки SBOP, испытание штуцерной
линии и линии для глушения скважины, соединений SBOP/USJ
Посадка SID на устье, фиксирование, натяжка и опрессовка обсадной и
водоотделящей колонн
Натяжение системы водоотделяющей колонны для запланированной
плотности бурового раствора
Демонтаж оборудования для спуска водоотделяющей колонны/превентора
Итого
чтобы обеспечить изоляцию на гладком соединении.
Во время установки верхнего оборудования для заканчивания верхней части на трех скважинах месторождения Остра эта плашка работала как ожидалось при
опрессовке.
Линии электропитания и гидравлические линии
разместили в шлангокабеле SID для того чтобы меньше использовать ROV. При этом не возникло никаких
проблем при креплении хомутами более тяжелого
шлангокабеля.
Вертикальная фонтанная арматура стала развитием апробированной глубоководной системы компании Shell. В ее состав входит двойная подвеска НКТ и
гидравлический инструмент меньшего диаметра для
спуска подвески НКТ. Катушки головки НКТ и фонтанную арматуру успешно смонтировали и опрессоTHS
Подвеска колонны НКТ
Направляющая
обсадная колонна, 36”
TRSSV
Обсадная колонна,
13 3/8”
Обсадная колонна,
9 5/8”
Колонна НКТ, 4 1/2”
PDPG
Пакер
Клапан системы
предотвращения
потери флюидов
Фильтр для борьбы
с песком
Оборудование для заканчивания
верхней части скважины
Подвеска колонны НКТ
Вставной ниппель TRSSV
TRSSV
PDPG
Пакер
Компоновка, включая
набухаемый элемент и WEG
Оборудование для заканчивания
нижней части скважины
Пакер гравийной набивки
Верхний удлинитель
Закрывающая втулка
Средний удлинитель
Нижний удлинитель
Устройство предотвращения потери флюидов
Сплошной участок колонны
Фильтры для борьбы с песком
Клапан башмака
PDPG – Несъемный скважинный эксплуатационный датчик
WEG – Канатное направляющее устройство
TRSSV – Извлекаемый на НКТ скважинный предохранительный клапан
Рис. 2. Типовая схема заканчивания скважины проекта Parque das
Conchas
34
1,5
1,5
5,0
2,5
2,5
Включая подъем и отход инструмента
для проверки SBOP
1,0
1,0
91,5
Спуск съемной защитной втулки после спуска КНБК
вали с помощью посадочной системы с компенсацией
вертикальной качки и привлечением вспомогательного судна, оснащенного кормовой подъемной рамой и
ROV.
Применение распорной катушки той же самой высоты, что и катушки головки НКТ (спущенной ниже
SID) оказалось эффективным решением и позволило
обойтись без какой-либо поскважинной регулировки
при размещении системы водоотделяющей колонны.
Единственной проблемой, которую пришлось решать,
стало то, что схема работы ROV для распорной катушки отличалась от схемы работы для SID. Это отличие не
замечали до тех пор, пока оборудование не доставили
на буровую установку.
БУРЕНИЕ
Была выбрана конструкция скважины с обсадными колоннами уменьшенного диаметра. Конструкция скважины малого диаметра (рис. 2) состояла
из 36-дюймовой направляющей обсадной колонны,
13 3/8-дюймовой кондукторной обсадной колонны и
9 5/8-дюймовой эксплуатационной обсадной колонны с 11 3/4-дюймовым хвостовиком на случай непредвиденной ситуации. Такая схема позволила установить 9 5/8-дюймовую эксплуатационную обсадную
колонну напротив залежи и бурить и расширять
9 1/2-дюймовый необсаженный ствол ниже 9 5/8-дюймовой обсадной колонны для установки гравийной набивки в горизонтальной части ствола.
На пробуренных скважинах месторождения Остра
9 5/8-дюймовые обсадные колонны были спущены со
съемной нижней трубой в колонне, предназначенной
для того, чтобы исключить бурение 12 1/4-дюймовой
опережающей скважины малого диаметра ниже обсадной колонны. Съемные нижние трубы в колоннах,
на которые навинчивается башмак, оказались эффективными.
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Таблица 3. Порядок действий при работе с SBOP в блоке ВС-10
Уровень опасности
Зеленый
Операции
Условия
Действия
Штатные работы
Вертикальная качка <1,4 м
Смещение буровой установки <1,5 % глубины вод
Отклонение соединения >1,5 м
Невредимые швартовы
Вертикальная качка = 1,4 м
Смещение буровой установки = 1,5-2,0 % глубины вод
или
Отклонение соединения = 1,5 м
Выход из строя натяжного устройства водоотделяющей
колонны
Вертикальная качка >1,4 м
Контроль прогноза погоды
Расчет времени для защиты скважины
Подтверждение нахождения оборудования и запасов на
борту судна для защиты скважины
Размещение бурильной колонны выше SID
Подготовка к вытеснению флюидов из водоотделяющей
колонны
Привлечение судна снабжения для обратной загрузки
Проверка вышедшего из строя узла
Желтый
(одногодичный
шторм)
Приостановка
работ
и защита скважины
Оранжевый
Подготовка
к отсоединению
Оранжевый
Подготовка
к отсоединению
Красный
Плановое
отсоединение
Процедура
аварийного
отсоединения
Аварийное
отсоединение
Закрытие срезающей плашки SID для защиты скважины/
срезающей трубы
Смещение буровой установки = 2,0–2,5 % глубины вод Вытеснение морской водой флюидов из водоотделяющей
или
колонны
Отклонение соединения <1,5 м
Уменьшение натяжения водоотделяющей колонны
для отсоединения
Подъем бурильной колонны
Установка инструмента для подъема надводного
превентора
Обрыв швартовых или
Корректировка позиционирования путем ослабления
Потеря местоположения
швартовых при необходимости
Подготовка к плановому отсоединению
Отсоединение для повторного восстановления схемы
швартовки и предотвращение большого смещения
буровой установки в случае обрыва второго швартового
Вертикальная качка > 2,0 м
Отсоединение водоотделяющей колонны в верхней части
SID в соответствии с планом отсоединения
Смещение буровой установки > 2,5 % глубины вод или
Размещение буровой установки в безопасной зоне
Отклонение соединения <1,0 м
Волны соприкасаются с SDL
Любое событие, при котором плановое отсоединение
Эвакуация с буровой площадки
невозможно
При возможности: закрытие всех пневматических нагнетательных клапанов натяжного устройства; стравливание
давления из натяжных устройств до достижения натяжки
50 тыс фунт; нажатие кнопки аварийного отсоединения
ОТСОЕДИНЕНИЕ И ПОВТОРНОЕ СОЕДИНЕНИЕ
ВОДООТДЕЛЯЮЩЕЙ КОЛОННЫ
Во время буровых работ на первой скважине месторождения Остра было выполнено запланированное отсоединение водоотделяющей колонны. Порядок
действий при отсоединении колонны в проекте Parque
das Conchas приведен в табл. 3.
Отсоединение водоотделяющей колонны. Процесс
отсоединения прошел гладко за исключением обрыва
1-дюймовой опрессовочной системы, что привело к
повреждению соединения шланга и соединения ROV.
Процесс подъема прошел гладко и в контролируемом
режиме. Последовательность запланированного отсоединения водоотделяющией колонны была впоследствии пересмотрена, чтобы предусмотреть использование ROV для отсоединения и выполнить с помощью
акустической линии управления SID. Чтобы улучшить
прогноз вертикальной качки буровой установки на
месте бурения, был разработан прибор оценки вертикальной качки.
Повторное соединение водоотделяющей колонны. Первая попытка повторного соединения водоотделяющей колонны привела к повреждению прокладки
соединителя. Водоотделяющая колонна стремилась
согнуться даже при небольшом посадочном весе, поскольку сама колонна не имела большой нагрузки в
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2010
нижней части, чтобы поднять ее прямо и предотвратить изгиб или потерю устойчивости.
Вторая попытка соединения с минимальным весом
была очень трудной из-за вертикальной качки, но, в
конечном счете, повторное соединение было выполнено.
ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
К работам по заканчиванию скважин приступили в
августе 2008 г. вместе с очисткой ствола и установкой
гравийной набивки в первой скважине месторождения Остра.
Оборудование для заканчивания нижней части
скважины. Поскольку это была первая программа
по заканчиванию скважин через водоотделяющую
колонну малого диаметра в сверхглубоких водах с
размещением SBOP, были специально разработаны
инструменты по очистке скважин для прохождения
через SBOP и обеспечения эффективной механической и гидравлической очистки обсадной колонны,
водоотделяющей колонны и SID/SBOP. Работы по
очистке ствола предназначались для уменьшения времени спуско-подъемных операций с использованием
системы малого диаметра выше щеточного/струйного инструмента, который мог быть размещен внутри
9 5/8-дюймовой эксплуатационной обсадной колонны
с сохранением возможности перемещения устройств
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
для очистки через 3000 фут почтающими линиями, так как это
Резервные
ти горизонтального необсатребовалось для осуществления
Противоотвинчивающий механизм
уплотнения
Верхний корпус
женного ствола. При этом было
минимальных функций подвеиз эластомера
Охватываемая
сэкономлено по крайней мере
ски НКТ и подключения к сквасоединительная
часть Измерение
восемь часов времени спускожинным линиям.
деформации
подъемных операций.
Систему SBOP дополнили
Оборудование для заканчи1-дюймовой опрессовочной
вания нижней части скважины
линией для завершения операразместили с помощью систеций заканчивания, особенно
Замковая
мы водоотделяющей колонны
для отслеживания давления в
втулка
SBOP. Фильтры спустили в некольцевом пространстве при
Стопорное кольцо
обсаженный ствол и устаноустановке эксплуатационного
вили гравийную набивку с испакера и опрессовки подвески
пользованием песка 16/30 меш.
НКТ снизу. В условиях отсутМеханическая система предот- Рис. 3. Подвеска колонны НКТ малого диаметра
ствия этой линии были потерявращения потери флюидов –
ны: возможность отслеживать
двунаправленный шаровой клапан – был закрыт с давление в кольцевом пространстве и регистрировать
помощью переключающего устройства на промывоч- его на поверхности при установке пакера; создание
ной колонне, обеспечив тем самым первичный барьер давления ниже подвески НКТ; выравнивание давления
для контроля над скважиной при перебазировании к на клапане доступа к кольцевому пространству до придругой скважине в групповых операциях. В качестве ведения ROV в открытое положение; задействование
второго барьера в 9 5/8-дюймовой обсадной колонне вторичного освобождения THRA от подвески НКТ с
установили временную мостовую пробку. Затем бу- помощью 1-дюймовой линии.
ровую установку перебазировали для группового бурения остальных скважин и установки оборудования ВЫВОДЫ
для борьбы с песком.
Применение системы SBOP позволило безопасно
Оборудование для заканчивания верхней ча- увеличить рабочую глубину вод бурового судна Arctic I
сти скважины. Чтобы обеспечить гладкое прохож- с 3100 фут до 6200 фут. Было установлено, что функдение подвески НКТ через изменение диаметра от циональные требования к конструкции скважин и бу17 1/2-дюймового телескопического соединения к рению/заканчиванию в проекте Parque das Conchas
13 5/8-дюймовому SBOP, была установлена вставная хорошо подходят к системе SBOP.
втулка, обеспечивающая временное 13 5/8-дюймовое
Было успешно выполнено запланированное отсоотверстие внутри верхней секции телескопического единение и повторное соединение водоотделяющей
соединения.
колонны. Несмотря на узкие рабочие параметры,
Оборудование для заканчивания верхней части присущие неглубоко залегающей залежи месторожскважины состояло из 4 1/2-дюймовой колонны НКТ дения Остра, удалось успешно установить гравийные
из труб марки L-80 с номинальным весом 12,6 фунт/фут набивки в первых трех горизонтальных скважинах.
со следующим вспомогательным оборудованием:
Несмотря на отсутствие 1-дюймовой опрессовочной
• набухаемый пакер в гравийной набивке;
линии было успешно установлено оборудование для
• гидравлический эксплуатационный пакер;
заканчивания верхней части первых трех скважин.
• забойный манометр и термометр;
Перевел С. Сорокин
• пружинный предохранительный клапан;
• подвеска НКТ малого диаметра с проходным отверстием 5".
Данное оборудование разместили с использованием гидравлического инструмента для спуска подвески
НКТ (tubing hanger-running assembly – THRA), спу- Brian Tarr (Б. Тарр) инженер группы Well Technology компании Shell,
щенного на 5 1/2-дюймовых бурильных трубах марки расположенной в Хьюстоне. Имеет опыт работы в области надводного
НТ-55. В THRA выше гидравлической части имеется предотвращения выбросов. Получил степень магистра по технологии догладкое соединение, которое расположено поперек по- бычи нефти в Университете Хериот-Уатт в Эдинбурге, Шотландия.
лости нижней плашки SID во время посадки подвески Tor Taklo (Т. Такио) инженер отдела Deepwater Well Delivery компании
НКТ в катушку подвески НКТ. Гладкое соединение Shell International E&P. Имеет степень магистра по технологии добычи
нефти, полученную в Университете г. Ставангер в Норвегии.
состоит из мандрели наружным диаметром 7 5/8” с
минимальным внутренним диаметром 5”. Подвеска Andrew Hudson (Э. Хадсон) старший инженер по подводным скважинам,
в глубоководных проектах компании Shell с 1983 г. Учился в УниНКТ представляет собой двойную конструкцию и име- работает
верситете Уэльса, где изучал механику.
ет замковый механизм подвески (рис. 3).
Шлангокабель IWOCS крепили хомутами к буриль- Lisa Stockwell (Л. Стоквелл) инженер по подводному заканчиванию
Работает в офисе компании Shell в Рио-де-Жанейро. Окончиной колонне, что обеспечивало контроль подвески скважин.
ла Университет Тулейн в Новом Орлеане, получив степень бакалавра по
НКТ и инструмента для спуска при спуске в скважину. механике.
Шлангокабель IWOCS (наружным диаметром 2,8”)
Jim Schroeder (Дж. Шредер) менеджер компании Transocean. Работает в
представляет собой гидравлический пучок с три- Макае, Бразилия. Имеет степень бакалавра по горному делу, полученную
надцатью функциями и двумя электрическими пи- в Университете Висконсина в г. Платвилл
36
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: СЛАНЦЫ
НЕТРАДИЦИОННЫЕ ПОДХОДЫ
К РАЗРАБОТКЕ ИГЛ ФОРД
M. Roth, Transform Software and Services
По результатам исследований, регион Игл Форд
Шейл простирается на 400 миль на северо-восток, образуя 50-мильный «коридор» в Южном Техасе. Регион
моложе, глубже и с более высокими температурами,
чем другие продуктивные сланцы, такие как Маркеллус, Барнетт Шейл, Вудфорд и Норн Ривер. Это недавно
открытые запасы, которые привлекли внимание многих
операторов после того, как первые скважины показали высокую продуктивность. После более подробного
исследования регион был определен как газоносный и
газоконденсатный, и только потом нефтяной.
Работая с E&P компаниями и используя их данные
о продуктивных горизонтах, специалисты Transform
Software and Services разработали нетрадиционный
метод интерпретации данных для облегчения разработки запасов. Этот подход потребует не только нового
понимания традиционных свойств породы, таких как
проницаемость, пористость, насыщенность и толщина, но и инклюзию геомеханических, геохимических
и других параметров, а также прочности породы, напряженности, общего органического углерода (total
organic carbon – TOC) и тепловых режимов.
В соответствии с традиционными свойствами породы, например, проницаемость в сланцах экстремально
низкая, поэтому для повышения эффективности добычи
необходимо многоэтапный гидроразрыв пласта для значительного увеличения трещиноватости породы. Подробная карта планирования скважины часто обеспечивает данные по траектории и свойствам естественных
трещин. Для разработки карт естественной трещиноватости используются 3D-сейсмические инструменты.
Азимутальные сейсмические инструменты обычно используются для оценки скорости, анизотропии (различия
в направлениях), обеспечения дополнительных индикаторов ориентирования трещин и плотности породы.
Сланцы часто имеют особенную литологию, которую операторам необходимо определить. При большем содержании глин (что, как правило, типично для
сланцев) операторы знают, что гидроразрыв будет
провести труднее. Регион Игл Форд характеризуется
более высоким содержанием минералов, таких как
кварц, кальцит и карбонаты, что влияет на повышение
крекируемости породы. Для выполнения волюметрической оценки прочности породы и, соответственно,
образования трещин используются сейсмические показатели (такие λρ и ∆ρ) и их производные.
Микросейсмический мониторинг гидроразрыва
пласта становится все более популярным для проведения оценки обрабатываемой породы и сложности
траектории образовавшихся трещин. При применении
этой технологии определяется образование отдельных
трещин и позиционируется с использованием триангуляции специальных сейсмограмм. В регионе Игл Форд
мы получаем высококачественные микросейсмиче-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2010
ские результаты, используя недорогие, традиционные
исследования, альтернативные традиционным скважинным измерениям.
Еще одна проблема Игл Форд заключается в обширности и сложности трещиноватости породы, что осложняет как бурение, так и заканчивание горизонтальных
скважин. В некоторых сценариях трещины могут обеспечивать неожиданную проводимость тысяч галлонов
жидкости разрыва. Сейсмические данные используются для планирования скважин с целью предотвращения
разобщения зон с высокой трещиноватостью.
Проекты в регионе Игл Форд включают карты оценки ТОС и данные отражательной способности, точно
диагностирующие породу в регионе, наличие углеводородов и термальный режим углеводородов (газа/газоконденсата/нефти). В связи с несоответствием цен на
нефть и газ наличие и продуктивность негазовых запасов в значительной степени определяет рентабельность
каждой скважины. Типичная нетрадиционная интерпретация проекта может включать до 50 сейсмических
уровней, 30 или больше скважин и с использованием каротажных и геологических карт. Многократные микросейсмические исследования включают структурные,
геохимические и другие показатели, а также данные
о бурении, заканчивании и добыче. Для осмысления
огромного объема данных с акцентом на тип, масштаб
и траекторию используются график взаимной зависимости нескольких параметров и многовариантный
статистический анализ. Интеграция геофизических,
геологических и технических данных обеспечивает
оптимизацию разработки траектории бурения скважины, ориентации и параметров заканчивания.
В процессе оценки используются микросейсмические данные породы для моделирования отдельных
этапов разрыва либо одной, либо группы скважин. Эти
измерения калибруются со скважиной и с отдельными
зонами разрыва. Мы ожидаем, что получение и обработка микросейсмических данных станет стандартной
процедурой в регионе Игл Форд, обеспечивая оптимизацию планирования скважин.
Мы также надеемся, что эта технология станет
более интегрированной. Некоторые горизонты могут быть менее сложными для разработки. Однако
сложность региона Игл Форд потребует высокой квалификации буровиков и специалистов. Прошло уже
два года, как регион Игл Форд был открыт компанией
PetroHawk. По оценкам специалистов регион очень
перспективный и активность операций будет высокая
еще долгие годы.
M. Roth (М. Рот) президент и соучредитель компании Transform Software
and Services. До создания компании г-н Roth на протяжении 25 лет работал
в компании Halliburton. Г-н Roth после окончания University of Calgary
имеет диплом астрофизика и физика. Связаться с г-ном Roth можно по
адресу: murray@transformsw.com.
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: СЛАНЦЫ
Игл форд шейл:
активность разработок
в регионе
P. Kulkarni, редактор WO
Активность бурения в регионе растет в связи с перспективой повышения цен на жидкие углеводороды
и природный газ
Начало разработки сланцевых запасов США полностью изменило картину нефтегазовой отрасли
страны. Несмотря на то, что запасы природного газа
регионов Маркеллус, Барнетт и Хейнесвилл оцениваются в триллионы кубических футов, активность
разработки этих участков невысока и зависит от цен
на природный газ, которые в настоящее время колеблются в пределах 4–5 долл/тыс. фут3. Соответственно,
многие операторы фокусируют внимание на разработке региона Игл Форд Шейл, в котором добывают конденсат, жидкий газоконденсат (natural gas liquids –
NGL) и сырую нефть. В регионе Игл Форд Шейл работают такие международные компании как Shell, BP
и ConocoPhillips посредством создания совместных
предприятий, приобретения доли активов и лицензирования участков.
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ
Регион Игл Форд простирается по территории
Южного Техаса до Восточного Техаса и границы
с Мексикой. Территория региона имеет 50 миль в
Таблица. 1. Профиль пласта игл форд шейл
Характеристика
Геологический возраст
Литология
Показатель
Меловой возраст
Битуминозные
сланцы
Площадь региона, миль2
1350
84
Запасы газа, трлн фут3
200
Коэффициент добычи газа, млрд фут3/миль2
9
Добытый газ, трлн фут3
Средняя глубина скважин, фут
11 500
Толщина пласта, фут
250
Затраты на бурение горизонтальных скважин, млн долл.
4,8
5,5
Средняя UER, млрд фут3
Давление, psi
5200
Температура, °F
335
1,5
Rо, %
ТОС, %
4,5
Пористость, %
11
Максимальная проницаемость, нД
1100
Градиент давления, psi/фут
0,65
Содержание глин, %
8
Кремнезем/кальцит/карбонаты, %
87
Адсорбированный газ, %
20
6,7
Среднее значение IP, млн фут3/сут
Источник: Transform Software
38
ширину и 400 миль в длину. Порода продуктивных
горизонтов мелового возраста и залегает на глубине примерно 11 тыс. фут. Мощность продуктивного
горизонта составляет 100–330 фут. С точки зрения
стратиграфии сланцы игл форд залегают между карбонатами остин и известняками буда и являются
основным продуктивным горизонтом нефтегазовых
месторождений Остин Чак и Ист Техас. Образцы керна, взятые на Игл Форд Шейл, показали наличие 70 %
кальцита и 11 % глин, что говорит о хрупкости породы
и высокой проницаемости (табл. 1). Это также доказывает, что порода игл форд шейл легче поддается
гидроразрыву пласта, чем барнетт и маркеллус, но
значительная толщина сланцев потребует дополнительной стимуляции.
Геологическая служба США (US Geological Survey –
USGS) все еще занимается оценкой запасов Игл Форд
Шейл, но Transform Software уже оценила запасы газа
в 84 трлн фут3 с обычным EUR 6 млрд фут3 (в газовом
эквиваленте). Регион характеризуется избыточным
давлением, высокими объемами добычи и высокими
скоростями снижениями добычи. Компания Petronawk
Energy пробурила первую скважину в регионе Игл
Форд Шейл в 2008 г., открыв на участке Ла Сейл месторождение Хоуквилл. Добыча из 3200-футового
бокового ствола скважины, в котором было проведен
10-этапный гидроразрыв пласта, составляла 7,6 млн
фут3/сут природного газа и 250 брл/сут конденсата.
Первая перфорация бокового ствола была проведена
на глубине 11 141 фут.
ЛИЦЕНЗИРОВАНИЕ
За последнее время были приобретены лицензии на разработку почти 5 млн акров площадей в
регионе Игл Форд Шейл (табл. 2). Первоначально
операторы платили по 50 долл/акр, в настоящее время компании выплачивают по 200–4500 долл/акр.
Наиболее активно приобретаются лицензии на разработку нефтяных и газоконденсатных запасов,
где конкуренция между операторами более напряженная. Компания ВР выплатила 1500 долл/акр
в рамках совместного предприятия с компанией Lewis Energy. Petronawk Energy выплатила в
среднем 200 долл/акр за площадь 87 тыс. акров на
месторождении Ред Хаук и менее 400 долл/акр
за площадь 2128 тыс. акров на месторождении Хоуквилл и 3000 долл/акр за участки на газоконденсатном месторождении Блэк Хаук. Повышение спроса
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: СЛАНЦЫ
Таблица 2. Распределение площадей в регионе Игл Форд
Компания
Площадь, тыс. акр
EOG Resources
Chesapeake
Apache Corp.
TXCO Resources
Lewis Energy Group
Anadarko petroleum
Pioneer Natural Res.
Petronawk Energy
ConocoPhillips
EnCana
Shell
St. Mary Land & Exploration
Murphy E&P
El Paso
Hilcorp Energy
Swift Energy
GeoSouthern Energy
Rosetta Resources
Escondido Resources
Magnum Hunter
Carrizo Oil&Gas
Итоговая оценка
505
500
450
442
400
345
310
310
300
255
250
225
150
150
100
89
70
61
40
20
6,8
4829,3
на приобретение участков на месторождениях,
богатых жидкими углеводородами, стало причиной повышения стоимости некоторых участков до
10 000 долл/акр.
КОМПАНИИ-ОПЕРАТОРЫ
С 2008 г. активность бурения и оконтуривания месторождений растет в основном среди небольших независимых нефтегазовых компаний США, таких как
EOG Resources, Pioneer Natural Resources и Petronawk
Energy. Крупные независимые компании, такие как
Chesapeake и ведущие отраслевые компании, к которым относятся BP, Shell и ConocoPhillips, заключают
партнерские соглашения и планируют повышать активность разработок на участках с запасами сырой
нети и газоконденсата.
EOG Resources. Независимая нефтегазовая компания США, является одним из основных арендаторов
в регионе Игл Форд Шейл. Компания разрабатывает
площадь 505 тыс. акров с нефтяными запасами, 26 тыс.
акров с запасами конденсата и 49 тыс. акров с запасами природного газа. EOG Resources управляет шестью
программами бурения, в рамках которых эксплуатируется 6 буровых установок. Добыча компании в настоящее время 6 млн брл/сут (в нефтяном эквиваленте) с
перспективным планом увеличения добычи к 2016 г.
до 185 млн брл/сут.
Chesapeake Energy. К 1 кварталу 2010 г. компания расширила свои площади на Игл Форд Шейл до
500 тыс. акров. В отличие от активной деятельности в
регионах Маркеллус Шейл и Барнетт Шейл, компания
Chesapeake располагает в регионе Игл Форд всего двумя буровыми установками. К началу 2010 г. компания
закончила три глубоких скважины. Оценка показала,
что в 2010 г. компании следовало увеличить число буровых установок до четырех единиц, чтобы пробурить
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2010
40 скважин. По оценкам Chesapeake, недоказанные
запасы составляют 11 трлн фут3 газа.
Apache. Компания приобрела 450 тыс. акров в регионе Игл Форд. Скважина Briscoe Apache Ranch 1H
была пробурена на фактическую вертикальную глубину (true vertical depth – TVD) 7900 фут. В скважине
был перфорирован боковой ствол протяженностью
4000 фут и закончен с использованием 14-этапного
гидроразрыва пласта. Испытательная добыча из
скважины на протяжении семи дней составила
7,1 млн фут3/сут.
TXCO Resources. Компания приобрела участок
площадью 440 тыс. акров, на котором осуществляла
бурение. Компания наметила 1950 точек заложения
скважины с 489 секциями с планируемой добычей
из каждой секции 80–110 млрд фут3/сут. TXCO Resources также владеет участками в 239 акров в регионе Игл Форд совместно с Newfield Exploration,
которая приступила к реализации масштабной программы с использованием нескольких буровых установок в июне 2010 г. Затраты на программу составили
110 млн долл. TXCO Resources также создала совместное предприятие с компаниями Anadarko и St. Mary
Land & Exploration.
Lewis Energy Group приобрела в регионе Игл Форд
400 тыс. акров. В марте 2010 г. компания ВР объявила
о создании совместного предприятия с небольшой
компанией из Южного Техаса. ВР владеет долей
в 50 % активов, включающей 80 тыс. акров; площади
расположены в юго-восточной части региона. Стоимость площадей составила 4000–4500 долл/акр.
Обе компании управляют одной буровой установкой; к концу 2010 года планируется перебросить в
регион еще три буровые установки. В 2009 г. Lewis
Energy Group добывала более 66,35 млн фут3/сут
природного газа в основном на участках площади
Уэбб.
Anadarko Petroleum в регионе Игл Форд владеет
площадью 345 тыс. акров и намечает перспективные
точки заложения скважин. В течение первого квартала 2010 г. компания приобрела у компании TXCO Resources еще 80 тыс. акров по стоимости 1100 долл/акр,
чтобы увеличить долю своих активов в регионе до 75 %.
Anadarko Petroleum имеет в регионе четыре буровые
установки и планирует увеличить их до шести единиц.
Компания пробурила в регионе более 20 скважин.
Коэффициент отдачи на скважину составляет более
300 млн брл (в нефтяном эквиваленте).
Petronawk Energy приобрела в регионе Игл Форд
участки площадью 360 тыс. акров, из которых 225 тыс.
акров находятся в нефтеносном районе. Несмотря на
то, что Petronawk Energy срезала свой бюджет в 2010 г.
с 1,35 млрд до 100 млн долл., компания перебросила
часть финансов из региона Хейнесвилл на разработку
Игл Форд. Затраты компании в Игл Форд в настоящее
время составляют 390 млн долл. В регионе эксплуатируется восемь буровых установок на трех месторождениях Хоуквилл, Блэк Хоук и Ред Хоук.
Pioneer Natural Resources владеет в регионе Игл
Форд площадями 310 тыс. акров, примерно 70 % площадей расположено на газоконденсатных участках.
На основании анализа данных, полученных в резуль39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: СЛАНЦЫ
тате 3D-исследований на площади 2000 мили2, образцов керна и успешных результатов бурения компания
Pioneer Natural Resources наметила 1750 точек заложения скважин. Испытательная добыча из скважины Нandy Gas Unit 1, расположенной на участке
Карнес, составила 2300 брл/сут газоконденсата. Коэффициент IP составил 7,7 млн фут3/сут. Скважина
была пробурена на глубину 13 100 фут с законченным боковым стволом протяженностью 4400 фут с
12-этапным гидроразрывом. Pioneer Natural Resources
планирует осуществить активное бурение и увеличить число буровых установок к концу 2010 г. с шести
до семи единиц, к концу 2011 г. – до десяти, а к концу
2012 г. – до 14 единиц.
ConocoPhillips владеет в регионе участками площадью 300 тыс. акров по цене примерно 300 долл/акр.
Компания управляет в регионе восемью буровыми установками. Одна из скважин (Bordovsky A-7)
имеет IP-коэффициент 3,8 млн фут3/сут с добычей
1200 брл/сут газоконденсата.
В мае 2010 г. компания Shell приобрела в регионе
Игл Форд площади 250 тыс. акров. Компания будет
управлять участками и мощностями, и планировать
операции совместно с небольшой компанией из Южного Техаса.
Murphy Exploration & Production начала операции в
регионе в марте 2009 г., приобретя участки площадью
201,289 тыс. акров по средней стоимости 825 долл/акр.
Murphy Exploration & Production планировала потратить в 2010 г. 124 млн долл., реализовав программы
бурения с использованием двух буровых установок.
Компания планирует увеличить добычу к 2015 г.
с 3 млн до 300 млн фут3/сут. В соответствии с анализом, проведенным компанией, затраты на добычу из
скважины составили 3,30 долл/тыс. фут3.
St. Mary Land & Exploration имеет в регионе площади в 165 тыс. акров, где владеет 100 % активов и
приобрела дополнительно 84 500 акров совместно с
Anadarko Petroleum. St. Mary Land & Exploration начала
операции в регионе в 2007 г. Тогда стоимость участков
составляла 250 долл/акр. В 2010 г. компания планировала увеличить бюджет в Игл Форд на 68 млн долл. до
284 млн долл. В течение 2010 г. компания планировала
пробурить 34 скважины.
El Paso приобрела в регионе площади 150 тыс. акров
и наметила 700 точек заложения скважина газоконденсатных и газовых участках. В настоящее время в регионе реализуется две программы бурения. Вторая скважина El Paso имеет коэффициент IP 2,9 млн фут3/сут
и добычу 721 брл/сут газоконденсата.
Hilcorp Energy владеет в регионе Игл Форд участками площадью 100 тыс. акров и имеет две буровые
установки, с помощью которых осуществляет разведочное и эксплуатационное бурение. В июне 2010 г.
компания объявила о создании совместного предприятия с Kohlberg Kravis Roberts (KKR), стоимость
договора составила 400 млн долл. Hilcorp Energy может приобрести дополнительные площади благодаря
инвестированию.
Swift Energy владеет в Игл Форд участками площадью 75 тыс. акров в регионах МакМуллен. Ла Сейл и
Уэббб. Добыча компании составляет 50 млн фут3/сут
40
газа. В течение 2010 г. Swift Energy планировала пробурить в регионе еще 15 скважин.
Talisman Energy, канадская независимая компания,
приобрела в регионе 37 тыс. акров с добычей примерно 2000 брл/сут газоконденсата. Компания заплатила
за участки примерно 360 млн долл. и в июне 2010 г.
запланировала использовать одну буровую установку
для бурения семи скважин. Talisman Energy планирует
вкладывать 50 млн долл/год в последующие три года в
разработку и добычу, которая по прогнозам составит
300–350 млн фут3/сут газа. Затраты на добычу составляют примерно 4 долл/тыс. фут3.
Rosetta Resources с 2008 г. приобрела в регионе
Игл Форд участки площадью 61 тыс. акров. В 2009 г.
компания пробурила в регионе четыре скважины.
В каждой скважине были пробурены 4000-футовые боковые стволы с 10-этапным гидроразрывом. В течение
первого квартала 2010 г. пробурила девять горизонтальных скважин. Семь скважин было пробурено до
измеренной глубины, две скважины были закончены
на продуктивные пласты. Протяженность боковых
стволов в семи скважинах составляет 4700 фут. Три
из семи скважин были обработаны 13–15-этапным
гидроразрывом. Семидневная испытательная добыча
в последних двух законченных скважинах составила
3,2 млн фут3/сут природного газа и 350 брл/сут газоконденсата из одной скважины и 420 брл/сут из второй скважины. Совокупная добыча природного газа
на скважину составила 8,2 млн фут3/сут
Cabot Oil&Gas владеет в регионе участками площадью 52 тыс. акров на нефтеносных участках. Первая
скважина компании была пробурена с 3000-футовым
боковым стволом с 14-этапным гидроразрывом. Добыча из скважины составляет 334 брл/сут конденсата
и 142 млн фут3/сут газа.
Goodrich Petroleum недавно приобрела участки
площадью 35 тыс. акров. Из них 1675 акров расположены на нефтеносных участках Ла Сейл и Фрио.
В 2010 г. Goodrich Petroleum планировала вложить в
разработку региона 50 млн долл. Во второй половине
года компания планировала использовать в регионе
две буровые установки, чтобы пробурить семь или восемь скважин.
ПРИОБРЕТЕНИЕ И СЛИЯНИЕ
В марте 2010 г. компания ВР создала совместное
предприятие с компанией Lewis Energy Group, чтобы приобрести 50 % активов, включающих площади
в 80 тыс. акров в регионе Игл Форд Шейл. В ближайшем будущем компания планирует еще приобрести
участи в этом регионе.
Pioneer Natural Resources, которая бурила скважины с самым высоким IP-коэффициентом в регионе,
объявила о создании в конце июня 2010 г. совместного
предприятия с индийской компанией Reliance Industries, для разработки участков Игл Форд, 70 % который
составляют газоконденсатные площади. В рамках договора компания Reliance Industries планирует выплатить 1, 315 млрд долл. за приобретение 45 % активов
на участках Pioneer Natural Resources. В будущем Reliance Industries будет иметь право выкупить еще 45 %
активов Pioneer в регионе. Ранее Reliance Industries
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: СЛАНЦЫ
приобрела активы в сланцах Маркеллус, заплатив
1,7 млрд долл. за 40 % активов Atlas Energy.
Chesapeake Energy также является одним из партнеров в регионе Игл Форд. Исполнительный директор
компании Ф. McClendon сказал, что компания планирует применить в регионе технологию горизонтального бурения, как на газоносные, так и на нефтеносные
горизонты. Chesapeake Energy также планировала
заключить к середине 2010 г. соглашения о создании
совместного предприятия.
Magnum Hunter заключила соглашение о проведении совместных разведочных операций (50 %) с Hunt
Oil на участках Гонзалес и Лавака. Партнеры планируют пробурить две разведочные скважины. Magnum
Hunter вложила в проведение операций в регионе Игл
Форд 30,7 млн долл., из них 10,6 млн долл. направлены
на бурение горизонтальных скважин.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Несколько операторов, таких как Pioneer Natural
Resources, использовали полученные 3D-сейсмические
данные, которые были получены в процессе проведения предварительных исследований меловых горизонтов эдвардс. Использование этих данных необходимо для разработки программы бурения, как
горизонтов Эдвардс, так и горизонтов игл фордс.
Global Geophysical Services в настоящее время проводит 3D-сейсмические исследования для нескольких
клиентов на площади 1500 миль2. Инструменты Global
Geophysical Services включают технологию FracFactor,
которая поможет определить упругие и хрупкие зоны
сланцевых пластов.
Core Laboratories разработала метод проведения региональных исследований для региона Игл
Форд, предназначенный для нескольких компаний.
Исследования включают характеристику и оценку
свойств породы, на основании анализа кернов (традиционных и стенок скважины) и образцов отбуренной породы. Эти данные были сопоставлены с
данными скважинного каротажа, моделирования и
данных о добыче, для разработки интегрированного
исследования геологических, петрофизических, геомеханических, геохимических и эксплуатационных
свойств.
АКТИВНОСТЬ БУРЕНИЯ
Бурение в регионе Игл Форд осуществляется в районах Texas Railroad Commission 1, 2 и 4. Даже после
распространения влияния мирового экономического
кризиса число буровых установок в регионе значительно увеличилось. В основном активность бурения
сфокусирована на нефтяных и газоконденсатных
участках.
Многие операторы бурят вертикальные скважины глубиной 5000–11 000 фут с боковыми стволами
протяженностью 3500–5000 фут. Гидроразрыв пласта осуществляется с использованием либо пленочных
агентов, либо кислот, и, как минимум, в 10 этапов.
Первая скважина в регионе была пробурена компанией Petronawk Energy. Затраты на бурение составили
14 млн долл. В целом на бурение скважины до измеренной глубины потребовалось 60 дней. Впоследствии
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2010
операторам удалось сократить сроки бурения скважины до 17 дней, а затраты до 5–6 млн долл.
Некоторые операторы используют управляемые
системы вращательного бурения (rotary steerable
system – RSS), как для бурения основных, так и
для бурения боковых стволов. В процессе бурения
операторы используют RSS компании Schlumberger
(PowerDrive X5) и Baker Hughes (Auto Trak), способствующих улучшению нагрузки на долото и устранению необходимости использовать расширение (буровой скважины) снизу вверх для достижения одного
диаметра. Также для планирования оптимальной
траектории скважины используется азимутальное
LWD-изображение. В скважинах региона Игл Форд
система RSS PowerDrive X5 компании Schimberg достигает механической скорости проходки (rate of penetration – ROP) свыше 107 фут/ч и скоростью вращения долота свыше 220 об/мин.
Компания Weatherford использует в регионе Игл
Форд (на участке Ла Сейл) метод направленного бурения. Также Weatherford использует технологию импульсно направленного управления бурением (pulsedirected steering PDS), способствующую предотвратить
инциденты в процессе бурения. Компания бурит
скважины глубиной 3691–8100 фут со средней ROP
149 фут/ч. Эти операции стали первым вертикальным
управляемым бурением (в промышленных масштабах)
скважин, законченных с использованием традиционных забойных компоновок и традиционных буровых
растворов. Компания использовала RSS Revolution для
бурения наклонной (8° на 100 фут) скважины и выполнения траектории в соответствии с планом. Затем
осуществлялось бурение бокового ствола с использованием RSS и средней скоростью более 100 фут/ч.
Weatherford достигла проектной глубины при достижении 14 874 фут и выполнила бурение протяженных
боковых стволов. Все работы были завершены за 4 дня
и в соответствии с планом.
ОЦЕНКА СВОЙСТВ ПЛАСТА
Вернемся в 1979 г. когда исследования проводились
с использованием данных спектрального гамма-анализа
для оценки трещиноватости и свойств породы [1].
Позже авторы опубликовали в научных источниках
сканированное с помощью электронного микроскопа изображение образцов породы игл форд и продемонстрировали, как спектральные гамма-лучи при
каротаже могут использоваться для оценки богатых
органикой пород. Компания Schlumberger также провела элементарное спектроскопическое исследование
для оценки глиняных и карбонатных горизонтов. Данные анализа керна были сопоставлены с информацией
комбинированного магниторезонансного исследования (combinable magnetic resonance – CMR), получив
в результате высококачественное изображение.
ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА
Гидроразрыв пласта в скважинах региона Игл Форд
осложняется гетерогенностью породы. Некоторые
участки продуктивных сланцев расположены в зонах с высокой температурой и на больших глубинах.
T. Royce, региональный менеджер BJ Services из
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: СЛАНЦЫ
Южного Техаса, говорит, что стимуляция гидроразрыва значительно варьируется в зависимости от горизонта почти на всех площадях Игл Форд. «У нас
нет единого рецепта и единой инструкции как в кулинарной книге», – говорит г-н Royce. На площадях
используются различные типы проппантов – песчаные, керамические и даже бокситные. Жидкости разрыва включают гели с линейными или поперечными
связями, низкополимерные составы и другие. Для
проведения обработки с целью усилить традиционную стимуляцию использовалась технология StimPlus,
разработанная BJ Services с добавлением твердых ингибиторов Sorb, чтобы предотвратить появление осадка парафинов на стенках труб, коррозии и проблем,
связанных с асфальтенами. Кроме того, как считает
K. Winfield, региональный менеджер BJ Services по химической обработке, нагнетание составов, предотвращающих появление капиллярной коррозии на стенках
труб и осадка парафинов очень важно для устранения
пенообразования и увеличения объемов добычи. хотя
некоторые операторы экспериментировали с различными системами разрыва, большая часть скважин
была закончена с использованием метода перфорации
и тампонирования с использованием традиционных
2-дюймовых гибких труб для устранения пробки и
очистки протяженных горизонтальных стволов. Для
лучшей характеристики операций применяется фраза:
«Затраты определяют конструкцию скважины», говорит г-н Royce. Между тем, средняя скорость течения
продукции из скважин составляет 60–80 брл/мин.
В некоторых случаях благодаря использованию составов с поперечными связями для повышения добычи
этот показатель увеличивается до 100 брл/мин.
Для лучшего понимания 3D-режимов напряжений
по всей протяженности пласта компания Schlumberger
использует технологию акустического сканирования
Sonic Scanner. Этот инструмент обеспечивает различные барьеры напряжений для разработки оптимальной траектории разрывов и зоны их распространения.
Schlumberger может осуществить мониторинг StimMap в реальном времени микросейсмического гидроразрыва, чтобы оценить распространение трещин и
эффективность обработки.
Вода, использующаяся в процессе бурения и гидроразрыва породы региона Игл Форд, берется из водоносного горизонта карризо-уилкокс. Этот горизонт
также является источником питьевой воды для городов
региона, и воды, использующейся в промышленных
целях, например, в процессе производства лигнитов.
Несмотря на то, что этот водоносный горизонт пополняется медленнее, чем опустошается, ситуация не далека от критической. Водные скважины, пробуренные
операторами в целях бурения и проведения операций
гидроразрыва после использования обычно передаются владельцам ранчо. Texas Railroad Commission
разработала положения, касающиеся использования
скважин для нагнетания попутной воды в пласты, расположенные глубже водоносного горизонта.
мощностей. Copano, DCP, Enterprise и Kinder Morgan совместно владеют газопроводом с пропускной
способностью 3 млрд фут3/сут для транспортировки
добываемой продукции. Мощности по перегонке продукции в МонтБелью имеют производительную мощность 700 тыс. брл/сут с возможностью увеличения
производства до 900 тыс. брл/сут. Перерабатывающие (газоконденсат) предприятия региона включают
НПЗ в Корпус Кристи (725 тыс. брл/сут), НПЗ в ПортАртур (950 тыс. брл/сут) и НПЗ в Хьюстоне (более
2 млн брл/сут).
Компания Enterprise объявила о намерении построить в районе Карнес (Техас) 140 мильного нефтепровода для транспортировки сырой нефти, который
будет соединяться с нефтепроводной системой в районе Остин (компания Pioneer). Enterprise в настоящее
время обсуждает участие других компаний для обеспечения транспортировки сырой нефти через дополнительное соединение с другими трубопроводами.
После завершения в четвертом квартале 2011 г. проекта строительства система трубопроводов компании
Enterprise будет поставлять продукты на рынки Хьюстона и хранилища Кашинга (Оклахома) через управляемую Enterprise трубопроводную систему Seaway.
Enterprise также строит центральный распределительный пункт в районах Карнес и Гонзалес, для распределения сырой нефти по трубопроводам.
Компании Kunder Morgan и Copano создали совместное предприятие для распределения, транспортировки и переработки природного газа, добываемого в
регионе Игл Форд. Это обеспечит увеличение объемов
транспортировки с 150 тыс. до 375 тыс. млн БТЕ/сут
(в нефтяном эквиваленте) по трубопроводу Laredo-toKaty (оператор – Morgan) и переработки на центральном НПЗ Хьюстона.
ПЕРЕРАБОТКА И ТРАНСПОРТИРОВКА
Богатые запасы региона Игл Форд потребуют
строительства региональных перерабатывающих
1. Fertl, W. H. and H. H. Rieke III, «Gamma ray spectral evaluation techniques
identify fractured shale reservoirs and source rack characteristics», SPE 8454
presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas,
Nevada, Sept. 23–26, 1979.
42
ДАЛЬНЕЙШЕЕ РАЗВИТИЕ
Несмотря на то, что регион Игл Форд начал разрабатываться только в 2008 г. он привлекает пристальное
внимание независимых и ведущих операторов, осуществляющих добычу природного газа и газоконденсата, как в США, так и за пределами страны. В связи с
близостью к сети трубопроводов и перерабатывающим
мощностям этот регион быстро стал центром активного бурения и добычи, особенно в период повышения
цен на природный газ.
Одним из наиболее важных факторов, привлекающих операторов, является наличие в регионе запасов нефти и газа. Южный и Центральный Техас стал
центром переработки. Операции в регионе Игл Форд
могут конкурировать с точки зрения активности и
преимуществ с другими ведущими регионами США.
Несмотря ни на что операторы региона должны бережно относить к водным ресурсам и строго соблюдать требования и стандарты по охране окружающей
среды.
Список литературы
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: СЛАНЦЫ
ЭФФЕКТИВНОСТЬ
ГЕОХИМИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ
M. Blauch, Superior Well Services
Контроль влияния геохимического взаимодействия между сланцами и жидкостью разрыва помогло
операторам сохранить взаимодействие пласта со скважиной
Операторы, осуществляющие разведку на наличие запасов природного газа в продуктивных сланцах, улучшили заканчивание скважин при помощи
контроля влияния геохимического взаимодействия
между породой и жидкостью разрыва. Улучшенный
контроль образования геохимических осадков, отложения парафина, влияния микробов на биогеохимическое взаимодействие и высокой солености помог
сохранить связь со скважиной и снизил возможность
образования сероводорода.
Геохимический контроль также помогает операторам приспособиться к притоку воды, которая может затем использоваться в операциях гидроразрыва,
минимизируя риски разрушения пласта в результате
выпадения геохимических осадков. Значительного
снижения расходов на жидкости разрыва можно достичь, используя приток воды и сократив расходы на
доставку пресной воды и ее закачку в скважину.
ПРЕДПОСЫЛКИ
Гидроразрыв сланцевых пластов требует использования больших объемов неуплотняемых флюидов
(воды) для создания эффективной комплексной поверхности разрыва. В процессе обратного потока большие объемы флюидов должны быть под контролем, чтобы минимизировать образование газа. Первоначально,
на первом этапе гидроразрыва в воду добавляются
химические вещества, чтобы снизить трение в процессе распределения проппантов (обычно с достаточно высокой скоростью и давлением, составляющими
80–100 брл/мин и 7000–10 000 psi). Главная цель этой
операции заключается в долговременном обеспечении траектории, по которой газ может постоянно поступать в скважину и, затем, в транспортную колонну.
К сожалению, обычно в скважинах, пробуренных на
сланцевые горизонты, добыча постепенно снижается
в соответствии с логистической кривой снижения.
Наряду с закачиваемыми компонентами жидкости
разрыва вступают в непосредственный контакт с породой
в процессе обработки и после их выхода на поверхность
содержат большое количество различных примесей, таких как соли. Эти примеси могут сделать процессе очистки загрязненной воды достаточно сложным и дорогим, и
могут повлиять на затруднение потока газа по транспортной колонне и, соответственно, повлиять на снижение
добычи и даже замедлить образование трещин.
Потенциально опасные вещества, которые могут
попасть в забой вместе с жидкостями разрыва, включают:
• растворимые соли;
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№11 • ноябрь 2010
• ионы металлов, включая железо, барий, стронций,
кальций и магний;
• растворимые карбонаты, такие как кальцит, доломит и кислоторастворимые утяжелители;
• растворимые сульфаты, включая гипс, ангидриты
и другие;
• микробы, образующиеся парафином или газом;
• высокий уровень анионов, включая карбонаты,
бикарбонаты, сульфаты и хлориды.
Все эти вещества не могут быть удалены без специальной очистки всех зон, с которыми контактировали
жидкости разрыва. Кроме того, после использования
жидкости разрыва должны быть очищены или отправлены на закачку в скважины.
Преимущественный альтернативный метод контроля подачи жидкостей разрыва заключается в повторном их использовании без дорогостоящей обработки –
процедуры, которая не потребует существенного анализа, подготовки геохимической модели, а только минимальной очистки. Лишь часть жидкости (10–70 %),
но весь объем жидкости разрыва, которая закачивается в скважину для обработки, возвращается на
поверхность до того, как скважина соединяется с
транспортным трубопроводом. Для последующей обработки потребуется лишь небольшой объем пресной
воды [1].
БОРЬБА С ВЫСОКОЙ СОЛЕНОСТЬЮ
Вода, закачиваемая в больших объемах с небольшой концентрацией песка, очень эффективна для
обработки сланцевых пластов. Идеальная присадка,
добавляемая в закачиваемую воду состоит из жидкой
полимерной эмульсии, которая является устойчивым
к засолению понизителем трения (salt-tolerant friction
reducer – STFR), разработанным специально для совместимости со специфической сланцевой литологией. Использование с рассолами с добавлением NaCl
в объеме 2–12 % вполне осуществимо [2, 3]. Устойчивость к засолению позволяет быстро использовать
жидкости разрыва с высокой концентрацией соли, что
обеспечит контроль других геохимических свойств.
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И БИОГЕОХИМИЧЕСКИЕ
СВОЙСТВА
Эти виды геохимических веществ (карбонаты, сульфаты и составы на основе железа) являются основным
предметом беспокойства операторов. В процессе заканчивания скважин жидкости разрыва, после обработки имеют высокое содержание ионов, которые
могут замедлить добычу. Без контроля эта геохимиче43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: СЛАНЦЫ
ская среда может стать причиной образования осадка внутри образованных трещин и их накопления в
перфорированных стволах, трубах и на поверхности
оборудования. Предотвращение образования осадка
потребует тщательного анализа воды после обработки,
чтобы идентифицировать и оценить геохимический
потенциал. Методы эффективной очистки включают
следующее:
• на основании геохимического анализа, использование соответствующей селекции и дозировки
состава контроля, который не разработан для негативного влияния рН жидкости и использования
понизителя трения (friction reducer – FR);.
• в случае необходимости провести корректировку
состава воды для предотвращения возникновения
проблем.
Идеальную очистку следует проводить во всех случаях проведения обработки в соответствии со стандартами National Pollutant Discharge Elimination System
(NPDES). Кроме того, следует соблюдать стандарты
токсичности воды, если потребуется.
Добавление правильного сочетания ингибиторов в
процессе очистки поможет предотвратить образование некоторых геохимических депозитов путем кристаллической модификации. Полиакриловая кислота
правильного молекулярного веса может предотвратить
отложение на поверхности сланцев кальция, бария или
стронция.
Контроль железа, который будет обсуждаться
ниже, является важным компонентом решения, так
как присутствие железа влияет на снижение эффективности обычных ингибиторов; предотвращение образования осадка на основе железа является важной
отраслевой проблемой.
Сульфатредуцирующие и железометаболизирующие бактерии играют важную роль в образовании геохимического осадка. Чтобы предотвратить влияние
скважинных сульфатредуцирующих и спорообразующих бактерий необходимо разработать методы
контроля. Активные на 20 % жидкие бромированные
пропионамиды, обычно называемые DBNPA, являются эффективным выбором для управления образованием биогеохимического осадка. DBNPA действуют
в присутствии углеводородов, начиная сразу убивать бактерии и дезактивировать систему в течение
одного часа. Одним из преимуществ DBNPA является короткий жизненный цикл в окружающей среде.
DBNPA считается одним из наиболее безопасных биоцидов и распадается на безобидные компоненты –
бромины, азот и воду. Не образующий пену биоцид
является эффективным в борьбе, как с аэробными,
так и с анаэробными микроорганизмами. Это водорастворимые, легко смешиваемые и разбавляемые
составы, зарегистрированные Агентством США по
охране окружающей среды (US Environmental Protection Agency – ЕРА). На DBNPA не влияет ни жесткая
вода, ни соль.
КОНТРОЛЬ ЖЕЛЕЗА
Контроль содержания железа необходим для
химической корректировки содержания железа в
жидкости разрыва и предотвращении образования
44
геохимического осадка. Агенты, контролирующие
содержание железа, ингибируют железо в нерастворимые частицы, которые могут снизить проводимость
трещин и добычу [1]. Состав должен обеспечивать
адекватный контроль железа при низкой дозировке
и без снижения рН системы. Химические присадки
должны действовать совместно с присадками контроля осадка, предотвращая образования осадка сложных геохимических веществ, образовавшихся после
гидроразрыва.
Традиционно составы, снижающие содержание
железа и хелатные агенты состоят из кислот, таких как ацетатная и этилендиаминтетрауксусная
(ethylenediaminetetraacetic – EDTA) кислоты, которые
поддерживают содержание железа в пласте в растворимой форме. Этот метод контроля железа применяется непосредственно, особенно тогда, когда проводятся
операции по нейтрализации кислоты и контроля железа и других металлов, кислоты или очистители также
снижают рН жидкостей разрыва и, соответственно
ослабляют влияние FR и других химических реакций.
Чтобы предотвратить это воздействие и обеспечить
максимальную добычу и средства контроля осадка и
биоциды необходимо разработать альтернативные
присадки контроля железа.
ГЕОХИМИЧЕСКАЯ
СТИМУЛЯЦИЯ
Чтобы прогнозировать тенденцию отложения широкого диапазона геохимического осадка, необходима
геохимическая стимуляция. Геохимическая стимуляция отражает свойства геохимического осадка, такого
как сульфат бария или карбонат железа. Этот процесс
используется для определения степени защиты при
проведении химического контроля.
ПРИМЕРЫ АНАЛИЗА ВОДЫ
История проблемы иллюстрирует проведение анализа воды перед обработкой жидкостями разрыва.
Случай 1. оператор получает 15 тыс. брл поступающей после обработки воды, что составляет примерно
40 % всего объема обработки [4]. В процессе анализа
исследуются 19 образцов. Таблица, приведенная ниже,
содержит результаты исследования пяти образцов
флюидов после проведения обработки.
Анализ показывает, что объем растворимых твердых веществ увеличивается, а рН и щелочность снижается. Кальций и натрий являются преобладающими
катионами. Как показывает коэффициент насыщенности Langelier (LSI) наибольшая вероятность образования осадка происходит тогда, когда обратный
поток составляет 10–30 %. Двухвалентные катионы,
включая кальций, магний и стронций, значительно
увеличиваются на первом этапе, как только вода попадает в скважину. Снижение сульфата на последних
этапах показывает, что ионы сульфата ограничены и
его снижение может стать доказательством образования осадка сульфатов. Растворимость сульфата бария
низкая с возможным образованием агрессивного геохимического осадка. Содержание железа увеличивается на последних этапах обработки, обеспечивая
контроль.
№11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: СЛАНЦЫ
Анализ воды после обработки (случай 1)
Примеси
500
Объем воды, брл
2500 6000 11000 15000
0
580
2000
0
0
0
0
560
360
260
160
5800 16 400 53000 104 000
Анионы
Р-щелочность, мг/л (CaCO3)
М-щелочность, мг/л (CaCO3)
Хлориды, мг/л (Cl–)
Сульфаты, мг/л (SO42–)
Катионы
Натрий, мг/л (Na1+)
Калий, мг/л (K1+)
Кальций, мг/л (Ca2+)
Магний, мг/л (Mg2+)
Суммарная жесткость, мг/л
(CaCO3)
Барий, мг/л (Ba2+)
Стронций, мг/л (Sr2+)
Железо, мг/л (Fe)
Всего железо, мг/л (Fe)
Смешанные вещества
рН
Всего суспендированных твердых
веществ, мг/л
Особая плотность, г/мл
Проводимость, Ω
∆ АТР (микробиологические
примеси) относительно флюидов
Концентрация
микробиологических примесей
Коэффициент LSI
Степень образования осадка
Степень образования осадка
сульфата кальция
1115
910
588
57
24
714
27
240
44
780
1470
40
536
73
1640
2671 9062 12 830
105
381
544
1960 6840 9720
171
341
805
5600 18500 27 600
0,4
16,5
1,8
0,5
48,4
0,8
2,1
211
0,4
7,3
995
0,6
70,2
1837
3,3
42
27
38
157
78
7,25
90
8,31
20
8,54
201
6,27
123
5,88
502
1,001 1,016 1,026 1,071 1,087
7160 16 800 37 800 12 3000 173 200
5
6
3
1
1
низкая низкая низкая низкая низкая
1,02 2,37 2,94 1,02 0,55
высо- высо- высо- сред- высокая
кая
кая
кая
няя
+
+
+
+
+
На основании анализа разработка состава жидкости разрыва необходима для получения следующих
результатов:
• ингибиторы осадка разрабатываются с учетом
нескольких свойств сульфатов и карбонатов;
• агенты контроля железа разрабатываются с учетом возможности контроля карбоната железа;
• биоциды разрабатываются для предотвращения
ряда рисков.
Случай 2. Операторы Хейнесвилл Шейл использовали пресную воду для смешивания с жидкостями
разрыва в газовых скважинах. Вода подвергается анализу и пропускается по контуру, чтобы оценить ее совместимость с STRF. Поступающая обратно вода также
подвергается анализу и геохимической стимуляции,
чтобы определить склонность геохимического осадка
и необходимость контроля геохимического осадка при
моделировании траектории трещин.
Результаты трех таких тестов показали, что STRF
совместимы с выбранными ПАВ и другими присадками. STRF показали, что распространение трещин
происходит быстрее и эффективнее при увеличении FR.
Используемая вода должна иметь более низкую
щелочность, жесткость, и содержание железа и хлоридов, однако геохимический контроль должен основываться на моделировании потока воды в скважине.
Геохимический анализ образцов воды показал тенденцию образования осадка.
С точки зрения проведенного анализа жидкости
разрыва должны включать биоциды, ингибиторы осадка и агенты контроля железа, а также устойчивые к
засолению понизители трения.
Перевел Г. Кочетков
Список литературы
1. Houston, N. et. al., «Fracture-stimulation in the Marcellus Shale: Lessons
learned in fluid selection and execution», SPE 125987 presented at the SPE
Eastern Regional Meeting, Charleston, W. V., Sept. 23 – 25, 2009.
2. Reese, R. R. and P. Rey, «Method of fracturing subterranean formations utilizing emulsions comprising acrylamide Copolymers», US Patent №. 7482310
B1, Jan. 27, 2009.
3. Gulf Publishing Company, «Superior Well Services, Inc. wins the ‘Best drilling, Completions & Production Fluids Award’ for its EFR-38 slickwater System»,
press release, Oct. 16, 2009.
4. Blauch, M. E., Myers, R. R., Moore, T. R. and B. A. Lipinski, «Marcellus Shale
post-frac flowback waters: Where is all the salt coming from and what are the
implications»? SPE 125740 presented at the SPE Eastern Regional Meeting,
Sept. 23–25, 2009.
M. Blauch (М. Блауч) руководитель Produced Development at Superior Well
Services. Г-н Blauch более 25 лет проработал в отрасли, включая 16-летний
опыт работы с нетрадиционными запасами, включая газоносные сланцы и
метан из угольных пластов. Г-н Blauch имеет степень бакалавра от Juniata
College, полученную в 1982 г. и степень магистра от University of Arkon.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Компания StatoilHydro, пробурив
скважину 6407/2-5S на структуре нона,
блок 6407/2 в Норвежском море, сделала открытие запасов углеводородов.
Согласно оценкам, представленным
StatoilHydro, извлекаемые запасы
составляют 13–31 млн брл нефти и
35–71 млрд фут3 газа. Скважина, пробуренная до отметки 10 791 фут, расположена в 6 милях к юго-востоку от
месторождения Асгард, глубина моря в
точке бурения составляет 820 фут.
Компания BG Nord, основываясь на
результатах бурения трех оценочных
скважин, выполненного на месторождении Брим, блок 17/12, расположенном
в норвежском секторе Северного моря,
предполагает, что извлекаемые запасы
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
углеводородов составляют здесь от 38 до
63 млн брл в нефтяном эквиваленте. Месторождение Брим находится в 30 милях
к северо-западу от месторождения Юм,
глубина моря равна здесь 361 фут. Доля
BG Nord составляет 40 %, а участвующие
в разведке месторождения компанийпартнеров – Premier Oil Nordge, Skeie
Energy и Spring Energy Exploration –
имеют равные доли (по 20 %).
Основываясь на результатах успешного бурения оценочной скважины
(входящей в лицензию PL094) на блоке 6506/12 в Северном море, компания
StatoilHydro предполагает, что объем
доказанных запасов углеводородов,
открытого ею ранее месторождении
Сморбук, составляет от 15 до 25 млн брл
№11 • ноябрь 2010
в нефтяном эквиваленте. Вскрытый
скважиной продуктивный пласт находится на продолжении структуры Асгард и приурочен к юрским-меловым
пластам-коллекторам. StatoilHydro принадлежит в проекте 100 % активов.
Компания Pan Orient Energy, пробурив наземную скважину BR-1RDST1 Bo
Rang-A в северной части Таиланда, открыла запасы углеводородов. При испытании
скважины был получен приток нефти
дебитом 686 брл/сут и 3,29 млн фут3/сут
газа из пород коллекторов, имеющих
вулканическое происхождение, залегающих на глубине 2175 фут и мощностью по
простиранию 1100 фут. Доля участия Pan
Orient составляет 60 %, а доля компаниипартнера Carnarvon – 40 %.
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
9-я РОССИЙСКАЯ ВЫСТАВКА С МЕЖДУНАРОДНЫМ УЧАСТИЕМ
«Трубопроводные системы. Строительство, эксплуатация, ремонт»
На выставке будут представлены направления:
– магистральные, технологические и промысловые трубопроводы;
– трубопроводы в ЖКХ и газораспределении.
Мероприятие проходит под патронатом Комитета по энергетике Государственной Думы Российской Федерации
при поддержке и участии Министерства природных ресурсов и экологии РФ, Министерства энергетики РФ, Союза
нефтегазопромышленников России, Российского союза нефтегазостроителей, Союза производителей нефтегазового
оборудования, Академии коммунального хозяйства им. К.Д. Памфилова, ассоциации производителей и потребителей
трубопроводов с индустриальной полимерной изоляцией.
Специальный раздел выставки будет посвящен комплексной диагностике и противокоррозионной защите объектов
трубопроводного транспорта. Выставка позволит провести обмен опытом и последними достижениями для повышения
надежности и энергоэффективности трубопроводных систем ЖКХ.
В рамках деловой программы будут рассмотрены вопросы нормативно-правовой базы, выработаны корпоративные рекомендации и предложения для Правительства, законодательной работы в Федеральном Собрании РФ.
Тематические направления выставки
• Законодательная и нормативная база в трубопроводном транспорте.
• Инновационные технологии в строительстве трубопроводов.
• Машины и оборудование для строительства и ремонта трубопроводов. Сварка, изоляция.
• Контроль качества и техническая диагностика. Внутритрубная диагностика.
• Защита трубопроводов от коррозии.
• Трубопроводы для тепло- водо- газоснабжения. Тепло- и гидроизоляция.
• Производство труб и элементов трубопроводов из полимерных материалов.
• Оборудование для бестраншейной прокладки трубопроводов.
• Трубопроводы энергетических объектов. Внутренние трубопроводы
• Арматура, насосы, компрессоры.
• Промышленная и экологическая безопасность трубопроводного транспорта
ДЕЛОВАЯ ПРОГРАММА ВЫСТАВКИ
– Научно-техническая конференция «Стратегия и проблемы развития Западно-Сибирского нефтегазового
комплекса на современном этапе».
– Научно-техническая конференция «Современные технологии строительства
и ремонта трубопроводов».
– «Круглый стол» Трубопроводный транспорт углеводородов».
Контактная информация: (499) 760-26-48, (499) 760-31-61, (499) 760-21-89
Официальный сайт выставки: www. trubosystem.ru
ФОРУМ «НЕФТЬ ГАЗ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ РОССИИ»
Форум проводится под патронатом Комитета по энергетике Государственной Думы РФ.
Организован при поддержке и участии Министерства энергетики Российской Федерации, Союза нефтегазопромышленников России, Союза производителей нефтегазового оборудования и Торгово-промышленной палаты Российской
Федерации.
Форум включает специализированные выставки:
– «Нефтегазовый потенциал России»;
– «Российская промышленность – нефтегазовому комплексу»;
– «Газонефтехимия»;
Деловая программа:
– Научно-техническая конференция «Стратегия и проблемы развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса»
(организаторы:– РАН, ИНГГ СО РАН им. А.А.Трофимука, конвинер - академик А.Э.Конторович)
– Научно-техническая конференция «Современные технологии строительства и ремонта трубопроводов» (организаторы: – Союз нефтегазопромышленников России, ОАО ВНИИСТ, конвинер – профессор В.В.Притула)
– Круглый стол «Трубопроводный транспорт углеводородов» (организатор – РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,
конвинер – профессор А.М.Короленок)
Приглашаем принять участие в работе Форума, а также продемонстрировать разработки Вашего предприятия в экспозициях вышеуказанных выставок.
Официальный сайт мероприятия www.expobroker.ru.
Контактная информация тел./факс: 8-499-760-31-61, 8-499-760-26-48.
e-mail: bild@bk.ru
46
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
B. Thinnes, редактор новостей
CANADA PRODUCTS (SHELL) И DELEK US HOLDINGS,
INC. СОГЛАСИЛИСЬ завершить переговоры относительно потенциальной продажи завода Shell
Montreal East. Shell и Delek US направили свои
усилия на решение спорных проблем, которые
обе стороны не могли разрешить в начале этого
года. После того, как переговоры зашли в тупик,
обе стороны были вынуждены их завершить.
«К сожалению, после значительных усилий найти общее понимание сложных проблем обе стороны
решили не продолжать в дальнейшем переговоры
относительно завода Shell Montreal East», – сказал
Uzi Yemin, президент Delek US Holding.
«Поскольку в конце прошлого года покупателя
на завод не нашли, 7 января 2010 г. мы объявили,
что предполагаем превратить завод в терминал и
таким образом начать детальное планирование
намеченного преобразования, – сказал Richard
Oblath из Shell – Хотя мы питаем надежду на то,
что покупатель может появиться, преобразование
планируется параллельно продаже, так как нет
гарантии, что продажа состоится».
Пожар в конце июля на заводе Frontier Oils
Cheyenne, Вайоминг оказался достаточно проблематичным для компании, но руководство не
рассматривает этот инцидент как имеющий длительное воздействие на общую систему завода.
«Мы испытываем определенные сложности
из-за пожара, возникшего недалеко от нашей
установки», – сказал Mike Jennings, руководитель Frontier. «Три четверти нашего производства и затраты, связанные с простоем установки,
скажутся приблизительно через две-три недели.
Несмотря на этот случай, наш завод Cheyenne дает
хорошие результаты. Досрочно завершен проект
модернизации систем LPG Cheyenne, который
был запланирован к середине 2011 г.».
RIVE TECHNOLOGY INС. ЗАКЛЮЧИЛА СОГЛАШЕНИЕ
С W.R. GRACE & CO. CONN о совместной разработке
и запуске в серийное производство технологии
Rive Technology Inc. по цеолитам, применяемым в
катализаторах для процессов каталитического крекинга (fluid catalytic cracking – FCC). Технология
Rive, предусматривающая применение цеолитов в
катализаторах, способствует увеличению выхода
транспортного топлива при меньшем образовании
кокса. Нефтепереработчики могут извлекать достаточную выгоду от улучшенной характеристики
катализатора с увеличением производительности
установки, с переработкой более тяжелого сырья
и максимизацией производства топлив высокого
качества. В соответствии с соглашением Rive и
Grace будут разрабатывать, производить и продавать катализаторы для FCC на международном
рынке.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
ВАЖНОЕ ОТКРЫТИЕ CASTROL CHINE TECHNOLOGY
CENTER было недавно сделано в Pudong Jingiao
Science Park, Шанхай. Было получено новое оборудование для разработки и внедрения технологии смазки, применяемой в автомобильном, авиационном, судостроительном и других секторах
Китая. Центр использует специалистов лабораторий, занимающихся вопросами разработки и
модификации смазочных материалов; охватывает
центр испытания смазок на трение для оценки и
классификации в новых правилах для промышленного применения, а также в автомобильной
промышленности; создает испытательную лабораторию для карданных передач и автомобильную мастерскую для испытания характеристики
топлив.
HUNTSMAN CORP. ДОСТИГЛА ОКОНЧАТЕЛЬНОГО
СОГЛАШЕНИЯ, связанного с приобретением химического бизнеса Laffans Petrochemical Ltd., размещенного в Анклешвар, Индия. Химический бизнес
представляет производство аминов и поверхностно-активных веществ. Бизнес Lafans включает
130 рабочих и ежегодные продажи до 450 млн долл.
Приобретение бизнеса оговаривается определенными сроками и условиями. Ожидается, что это
произойдет в первой половине 2011 г.
GEVO ПОДПИСАЛА ОКОНЧАТЕЛЬНОЕ СОГЛАШЕНИЕ
НА ПРИОБРЕТЕНИЕ оборудования для производства этанола Agri-Energy. Механическая модернизация установки начнется сразу же после окончания
сделки. Производство изобутанола ожидается
в первом квартале 2012 г. Предполагается, что
в процессе модернизации установки, она будет
непрерывно производить этанол.
ФИНАНСИРОВАНИЕ ЗАВОДА
В этот сложный для экономики период желательно, чтобы кредитование и финансирование
крупномасштабных проектов получило «зеленый
свет». Египетская компания по нефтепереработке
(Egyptian Refining Co. – ERC) подписала соглашение на 2,6 млрд долл., чтобы финансировать
строительство стоимостью 3,7 млрд долл. второй
очереди крупного нефтеперерабатывающего завода в Каире (Египет). Завод будет производить коло
4 млн т/год продуктов нефтепереработки, включая
2,3 млн т/год дизельного топлива EURO V.
Пакет обязательств включает 235 млрд долл.
основных затрат и 225 млрд долл. второстепенных затрат. Организации, участвующие в основном пакете ссуды на кредитование, включают Японский банк интернациональной кооперации (Japan Bank for International cooperation),
Экспортно-импортный банк Кореи (Export-Import
Bank of Korea), Европейский инвестиционный банк
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
(European Investment Bank) и Африканский банк
развития (African Development Bank).
Mitsue & Co., которая является частью консорциума разработчиков, участвующих в сооружении нефтеперерабатывающего завода, выделила 200 млн долл. в фонд второстепенных затрат.
Африканский банк обеспечил дополнительное
финансирование в размере 25 млн долл. во второстепенный пакет затрат.
International Finance Corp. объявила о своем
вложении в проект в размере 100 млн долл. Через
неделю после этого стало известно, что завод, размещенный в Каире, будет продавать свою продукцию Египетской генеральной нефтяной корпорации (Egyptian General Petroleum Corp. – EGPC)
в течение двадцати пяти лет по международным
ценам.
ERC получила все регулирующие и природоохранные одобрения и подписала важнейшие
контракты и единовременно выплачиваемые
суммы с GS Engineering & Construction/Mitsui &
Co. Подрядная организация ожидает завершить
сооружение завода и провести эксплуатационные
испытания ERC во второй половине 2014 г. или в
начале 2015 г.
«Рассматривая финансовую и регулирующую
сложность строительства завода в настоящее время,
следует отметить, что объявленные суммы поступают
в высшей степени быстро», – сказал Tom Thomason,
исполнительный директор компании ERC.
ФАКТОРЫ ВЛИЯНИЯ
B. Thinnes, редактор отдела «Новости» НР
ВЛИЯНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА
НА ЭКОНОМИКУ США
Важным событием для реализации проекта перед обсуждением Сенатом США законодательства,
касающегося изменения климата, проводились исследования влияния газовой отрасли на американскую экономику. Первое законодательство, разработанное для заинтересованной группы, называемой
Американской ассоциацией по природному газу,
было написано консалтинговой компанией IHS
Global Insight. Второе исследование было предпринято компанией Price WaterhouseCoopers от имени
Американского института нефти.
Исследование IHS Global Insight показало, что
добавочная стоимость благодаря деятельности
газовой отрасли составила в 2008 г. 385 млрд долл.
Размер добавочной стоимости был определен количественно как ценность промышленной продукции минус затраты на материалы и эксплуатационные затраты.
IHS Global Insight также выполнила сортировку
данных, полученных от Управления по энергетической информации Министерства энергетики США,
которые показали, что природный газ «в настоящее
время составляет приблизительно 25 % от общего
потребления энергии от первичных источников и
29 % от производства первичной энергии в США
при измерении на основе БТЕ-эквивалента. Price
WaterhouseCoopers продолжал акцентировать внимание на влиянии природного газа на будущий спрос
на энергию в США, сообщая, что в перспективе «900
из 1000 американских электростанций спроектированы под использование природного газа».
Исследование Price WaterhouseCoopers объединило нефтедобывающую и газовую отрасли в своем
48
анализе, в то время как исследование IHS Global
Insight было сосредоточено только на природном
газе. С учетом этого легче понять различия в данных
по каждому из двух анализов.
«Вклад газовой и нефтедобывающей промышленности США в фонд заработной платы составляет 9,2 млн долл. (полная и неполная занятость),
с учетом 5,2 % сотрудников отрасли работающих
вне пределов США», – прокомментировала Price
WaterhouseCoopers. Тем временем, IHS Global
Insight, фокусирует внимание только на сотрудниках газовой промышленности, работающих в
США, что составляет 2,1 % от общей численности
работающих в стране.
Как эти рабочие места распределены в анализах?
В соответствии с анализом Price WaterhouseCoopers
верхние 15 штатов – это рабочие места прямо или
косвенно связанные с нефтедобывающей и газовой
промышленностью на 2007 г. в следующих штатах:
Техас, Калифорния, Оклахома, Луизиана, НьюЙорк, Пенсильвания, Флорида, Иллинойс, Огайо,
Колорадо, Мичиган, Джорджия, Северная Каролина,
Виргиния и Нью-Джерси (табл. 1). «Общая численность сотрудников отрасли этих штатов составляет
почти 70 % совокупного числа рабочих мест, относящихся к нефтедобывающей и газовой промышленности США», – говорится в исследовании.
Price WaterhouseCoopers также указывает, что
нефтедобывающая и газовая промышленности
поддерживает 4 % или более общей численности
работающих в 15 штатах на 2007 г. (табл. 2).
ПЕРСПЕКТИВЫ
ПРОЕКТОВ СПГ В ИРАНЕ
Альянс производителей автомобилей США (AllВ
течение последнего десятилетия, Иран запланировал ряд новых проектов СПГ, которые должны
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Таблица 1. Общее влияние нефтедобывающей и газовой промышленности на 2007 г.
(число работающих)
Штат
Трудовая занятость
населения
Число
Техас
Трудовой доход
Условно чистая продукция
Доля штата
от общей
занятости, %
Млн долл.
Доля штата
от общей
занятости, %
Число
Доля штата
от общей
занятости, %
13,1
140 941
19,5
293 760
24,2
1 772 335
Калифорния
752 614
3,7
54 122
4,6
100 958
5,5
Оклахома
348 627
16,3
22 550
24,7
47 839
31,3
Луизиана
330 053
13,4
18 449
16,6
35 986
20,6
Нью-Йорк
281 267
2,6
21 452
3,0
36 347
3,3
Пенсильвания
271 250
3,8
14 494
4,1
25 772
4,8
Флорида
267 277
2,6
11 441
2,6
19 946
2,8
260 001
3,5
16 953
4,2
31 323
5,0
Огайо
229 438
3,4
11 121
3,7
20 201
4,5
Колорадо
190 408
6,0
12 438
7,7
24 099
9,3
Мичиган
179 495
3,3
9820
3,8
17 711
4,4
Джорджия
145 806
2,7
6841
2,7
12 032
3,0
Иллинойс
Северная Каролина
145 779
2,7
6007
2,6
10 623
2,9
Виргиния
143 479
3,0
6923
2,7
11 968
3,1
Нью-Джерси
143 342
2,8
9461
3,1
16 853
3,5
* Трудовая занятость населения определяется как число работающих по найму и не по найму, включая работающих неполный рабочий день.
** Трудовой доход определяется как заработная плата рабочих и оклады служащих, компенсационные выплаты, а также доходы от самостоятельной
предпринимательской деятельности.
Таблица 2. Общее влияние нефтедобывающей и газовой промышленности на 2007 г.
(сфера занятости)
Штат
Трудовая занятость
населения
Число
Доля штата
от общей
занятости, %
Трудовой доход
Млн долл.
Доля штата
от общей
занятости, %
Условно чистая продукция
Число
Доля штата
от общей
занятости, %
Вайоминг
71 063
18,8
4060
24,3
8432
29,4
Оклахома
348 627
16,3
22 550
24,7
47 839
31,3
330 053
13,4
18 449
16,6
35 986
20,6
1 772 335
13,1
140 941
19,5
293 760
24,2
Луизиана
Техас
Аляска
43 454
9,8
3143
13,5
6064
16,6
Нью-Мексико
88 814
8,1
4307
9,5
8292
12,2
60 891
6,7
2740
7,4
5412
9,4
Канзас
Западная Виргиния
119 051
6,5
6738
8,8
14 029
11,4
Колорадо
190 408
6,0
12 438
7,7
24 099
9,3
Северная Дакота
27 914
5,7
1346
7,6
2773
9,6
Миссисипи
83 820
5,5
3609
6,5
7244
8,4
Монтана
34 210
5,3
1584
7,0
3324
8,9
Юта
76 188
4,7
3960
5,9
7822
7,6
Арканзас
69 640
4,4
2884
4,9
5589
6,0
Небраска
49 784
4,0
2743
5,6
5112
6,7
* Трудовая занятость населения определяется как число работающих по найму и не по найму, включая работающих неполный рабочий день.
** Трудовой доход определяется как заработная плата рабочих и оклады служащих, компенсационные выплаты, а также доходы от самостоятельной
предпринимательской деятельности.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
были поставить на мировой рынок 73 млн т/год СПГ.
Однако, анализ сделанный специалистами американской исследовательской группы FACTS Global
Energy (FGE), показывает, что Иран сталкивается
с различными трудностями, связанными с этими
проектами, и предсказывает, что эти сложности
вызовут длительные задержки, и даже существует
вероятность отказа от некоторых проектов.
Исследования иранских проектов СПГ показывают, что эти предприятия имеют мало шансов
на успех. К данным проектам относятся: Iran LNG,
Pars LNG, Persian LNG, North Pars, Glosham, Lavan
и Qeshm.
Известно, что иранская национальная газовая
компания National Iranian Gas Export Co. определяет
проект Iran LNG как один из первоочередных. С этой
целью, управление проектом передано дочернему
предприятию – Iran LNG Ltd. (ILG); руководитель
проекта абсолютно уверен, что две главные производственные линии, каждая мощностью 5,4 млн т
ежегодно будут построены вовремя. FGE полагает,
что этот проект станет наиболее перспективным в
Иране, с учетом того, что объем государственных
инвестиций в его реализацию уже составил 1 млрд
долл. были подписаны сквозные контракты (на
техническую разработку, поставку и строительство). Компании Rah Sahel (Иран) и Daelim (Корея)
были привлечены для строительства танкеров
СПГ и морских комплексов. Иранская компания Фараб заключила EPC-договор на оказание
инжиниринговых услуг, поставку оборудования
и выполнение строительно-монтажных работ
нескольких установок по очистке газа. Важным
этапом в 2008 г., стало привлечение консорциума
из Pars International Development and Engineering
Company (PIDECO), HuaFu Engineering Co (Китай)
и Farab (Иран) для строительства установок сжижения газа.
На какой же стадии находится этот проект? В
августе 2009 г. ILG объявила, что работы в рамках
проекта Iran LNG, были выполнены на 24 %, включая
работы в порту, сети инженерных коммуникаций,
резервуаров хранения СПГ. В то же время процесс строительства установок десульфуризации
и сжижения находятся в начальной стадии и дата
окончания проекта остается не неопределенной.
Итак, строительство то возобновляется, то останавливается, что, по мнению FGE, является основным препятствием для завершения Iran LNGпроекта (как, впрочем, и других проектов) и все
непосредственно связано с технической частью
вопроса.
По сообщению СМИ, несмотря на то, что завод
будет использовать новую технологию сжижения
газа, разработанную немецкой компанией Linde,
существуют серьезные основания для беспокойства относительно обеспечения оборудованием для
установок сжижения, а также их монтажа и наладки, что будет осуществляться местными или азиатскими подрядчиками. Если бы Иран мог привлечь
компанию со значительным опытом строительства
производств СПГ, как партнера по проекту, ком50
мерческая и строительная составляющие проекта
реализовались бы намного быстрее.
Проекты Pars LNG и Persian LNG также отстают
по срокам реализации, но являются не менее важными. В этот процесс вовлечены такие партнеры
как: Total, Petronas, Shell и Repsol. Трудности в реализации этих, как впрочем, и других Иранских
проектов, связаны еще и с политическим аспектом. По сообщению СМИ, Total и Shell публично
объявили, что они будут принимать окончательное
решение об инвестициях в эти проекты.
Сочетание изменчивой политической ситуации
в Иране и недостаток необходимых средств, все
это может привести к замедлению на некоторое
время Иранских экспортных возможностей СПГ.
FGE сообщает, что в текущей политической ситуации, партнеры проектов Pars LNG и Persian LNG
вынуждены замедлить работы или вообще отказаться от участия в этих проектах. Это связанно
не только с санкциями, но и с неофициальным давлением Министерства финансов США и позиции
Европейских стран.
Что касается технической стороны этой задачи,
анализ специалистов FGE показывает что, если бы
технические проблемы проекта Iran LNG решились,
проект был бы введен в эксплуатацию в 2016 г. Что
касается двух других проектов (Pars LNG и Persian
LNG) самый оптимистический сценарий для их
реализации намечен на 2017 г.
В довершении ко всему, в обозримой перспективе
ввод в эксплуатацию остальных проектов считается
маловероятным, из-за технических, политических,
финансовых и маркетинговых проблем.
ПРОГРАММА ПО СОКРАЩЕНИЮ
ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ И ПОТРЕБЛЕНИЯ ТОПЛИВА
Управление охраны окружающей среды США
(EPA) и Национальная администрация США по безопасности дорожного движения (NHTSA) вынесли
совместное предложение утвердить программу новых общенациональных стандартов для легковых
транспортных средств моделей 2012–2016 гг., что
позволит снизить выброс парниковых газов в США
и сократить потребление топлива. Руководители
EPA предлагают первые в истории США стандарты
выбросов парниковых газов в рамках Закона о чистом воздухе, и NHTSA предлагает новые стандарты
CAFE (закон о среднем расходе топлива автомобилями, выпускаемыми корпорациями) в рамках
закона об энергетической политике и энергосбережении.
Предложенные стандарты применялись бы к
легковым автомобилям, грузовикам-пикапам и
пассажирским микроавтобусам. Устанавливаемый
экологический норматив требует, чтобы в выхлопе
моделей 2016 г., содержалось не более 250 г двуокиси
углерода на милю пробега (около 1,6 км).
ЕРА предлагает набор единых стандартов средних показателей выбросов СО2 для всех грузовых
и легковых автомобилей. Эти стандарты основаны
на кривых, составляемых для следов выбросов СО2,
согласно которым каждое транспортное средство
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Таблица 3. Планируемые требования к уровню выброса СО2 для всех автотранспортных средств
Тип автомобиля
Год
2012
2013
2014
2015
2016
Легковые автомобили, (галл/милю)
261
253
246
235
224
Легкие грузовые автомобили (пикапы), (галл/милю)
352
341
332
317
302
Минивэны, грузовики, (галл/милю)
295
286
276
263
250
Минивэны, грузовики, пассажирские микроавтобусы,
(галл/милю)
30,1
31,1
32,2
33,8
35,5
имеет свой целевой показатель соответствия уровню выбросов СО2 в зависимости от величины его
углеводородного следа (в соотношении с размерами
транспортного средства). В целом, чем выше уровень
следа от выброса СО2 из транспортного средства,
тем выше соответствующий целевой показатель
уровня выброса СО2.
В табл. 3 показаны планируемые требования к
уровню выброса СО2 для всех автотранспортных
средств при предлагаемом подходе, основанном
на величине следа. Планируется, что эти требования будут повышаться с 261 до 224 галл/милю
для моделей автотранспортных средств выпуска
2012–2016 гг. Аналогично, требования к уровню
выбросов СО2 для всех моделей грузовых автомобилей будут повышаться с 352–302 галл/милю.
Связаться с г-ном Billy Thinnes (Б. Тиннес) можно
по адресу: BT@HydrocarbonProcessing.com
стратегии интеграции
B. Thinnes, редактор отдела «Новости» НР
ПРОБЛЕМЫ ПРОИЗВОДСТВА МЕТАНОЛА
Согласно комментариям ведущего мирового эксперта компании J. Jordan, прозвучавшим на форуме
«Метанол 2009», прошедшем в г. Хьюстон (шт. Техас,
США), на мировом рынке метанола производственные мощности значительно опережают темпы роста потребления,. Разница между возможностями
мирового производства и спроса, определяет проблематику нынешней ситуации с метанолом. Что
интересно, мировые поставки и изменение спроса
отражают возможную динамику рынка метанола в
период 2009–2010 гг. Согласно прогнозам в 2009 г.
спрос на метанол увеличится, несмотря на то, что у
двух основных потребителей (Америки и Европы)
из-за экономического кризиса наблюдается резкое
падение спроса. Напротив, в 2009 г., объем потребления Китаем метанола идет в разрез с общемировым экономическим спадом. Забегая вперед можно
сказать, что растущий рынок альтернативного топлива приведет к новому всплеску спроса на метанол
в 2011–2013 гг.
Ближний Восток. Для мировой индустрии метанола Ближний Восток является своеобразной
«золотой жилой». Если включить в этот отчет страны Африки, объемы производства метанола в этом
регионе превысят 15 млн т. До сих пор, Ближний
Восток потреблял примерно 3 млн т, в основном
MTBE (метилтретбутиловый эфир). Остальная часть
регионального производства метанола идет на экспорт (MTBE). На протяжении следующих 10 лет на
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
Ближнем Востоке прогнозируется увеличение производств MTBE в отличие от сокращения производства
MTBE в Америке.
Южная Америка. Подобно Ближнему Востоку,
Южная Америка, включая Карибский басс., остается
главным производителем метанола, но не основным
его потребителем. В конце 1980-х годов основные
производственные мощности метанола были сосредоточены в Чили, Тринидаде и Венесуэле, но тенденция
меняется. Аргентина экспортирует большое количество биодизельного топлива в Европу и увеличивает
его использование в качестве заменителя топлива.
Венесуэла продолжает производить MTBE для внутреннего потребления. Мексика потребляет существенный объем MTBE, экспортируемый в основном
из США. В последнее время Чили стал основным
потребителем MTBE. В Южной Америке производственная мощность метанола приближается к 10 млн т.
Планируется, что новый комплекс по производству
метанола в Венесуэле будет запущен в эксплуатацию в первой половине 2010 г. Чили располагает
производственными мощностями приблизительно
равными 3,8 млн т. К сожалению, Чили испытывает
нехватку в поставках природного газа (используемого
в качестве сырья для производства метанола), чтобы
использовать все имеющиеся мощности.
В Северной Америке спрос на метанол значительно снизился из-за удаления MTBE из состава
компаундированного бензина. Формальдегид всегда
был основной статьей для спроса на метанол в этом
регионе. К сожалению, экономический кризис оказал
существенное влияние на спрос этого нефтехимичес51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
кого продукта. Рынок жилой недвижимости и строительства тесно связан с рынком формальдегида. В
настоящее время строительный рынок находится
в упадке, что отражается на снижении спроса на
формальдегид. Упадок на рынке MTBE в виду спада
на спрос формальдегида вынудил закрыться несколько заводов по производству метанола.
Строительство новых мощностей по производству
метанола (приблизительно на 10–15 млн т) согласовано или находилось в стадии ввода в эксплуатацию
в 2009–2010 гг. Большинство этих новых производств расположено в Ближнем Востоке. Китай по
прогнозам добавит 5 млн т к 2013 г., однако ввод в
промышленную эксплуатацию этих новых комплексов может быть отсрочен.
Данные относящиеся к глобальному экономическому кризису и недавнее все продолжающееся увеличение объема производства означает, что
производители метанола должны в скором будущем
ликвидировать свои предприятия. Загрузка производственных мощностей на 70 % или менее означает
нерентабельность производства этого сырья. Тем
не менее, средние цены на метанол (составляющие
249–266 долл/т) дают возможность сохранить производственные мощности большинству производителей. Таким образом, основная часть предприятий
по производству метанола в Китае сможет работать
рентабельно по текущим ценам.
В 2009 г. в Китае, несколько заводов по производству метанола не работали. Минимально низкие
цены в начале этого года вынудили многие предприятия закрыться на фоне повышающегося спроса
на метанол. Импорт восполнил недостаток между
внутренним производством и спросом.
Производство метанола в Китае растет, как и
спрос на этот продукт. В 2005 г. мощности по метанолу достигли 4 млн т/год. На сегодняшний день ежегодный спрос на метанол в Китае составляет порядка
15 млн т. В высокой конъюнктуре цен, основной спрос
будет определяться внутренним рынком, но картина
долгосрочной перспективы остается неясной.
Ценовая тенденция. Цены на метанол возросли
и должны превысить 250 долл/т. Это будет стимулировать производство метанола в Америке. Кроме
того, метанол является одним из стратегических,
энергетических продуктов и будет соответствовать
ценам на энергоносители. Расширение использования метанола в энергетике становится очевидным.
Сегодня существующие производственные мощности метанола вместе с дополнительно вводимыми
в эксплуатацию значительно превосходят текущий
спрос. С восстановлением мировой экономики спрос
на метанол будет увеличиваться как в Китае, так и
в остальном мире, при этом избыток предложений
на рынке метанола будет уменьшаться. Таким образом, в период 2011–2012 гг. на этом рынке будет
сохраняться ценовая нестабильность.
ВЛИЯНИЕ НЕЭЭФЕКТИВНОЙ
ПОЛИТИКИ НА МИРОВОЙ РЫНОК
В середине сентября 2009 г. в Университете Райса
(Хьюстон, Техас) проводился двенадцатый ежегодный
52
международный форум по инженерно-техническому
обеспечению и строительству.
К форуму был подготовлен общий обзор мирового рынка энергоресурсов, включая энергоносители от углеводородов до солнечной энергии. В
докладах отмечалось, что международный спрос на
природный газ снизился гораздо больше, чем прогнозировалось. Из-за реализации проектов СПГ в
Катаре, Египте и России, излишки природного газа
могли бы составлять 10 млрд фут3/сут, что в свою
очередь оказало бы существенное влияние на цены
СПГ в Европе и Америке. Главная проблема на сегодняшний день состоит в том, что запасы нефти и
природного газа труднодоступны для независимых
нефтяных компаний. Эти компании имеют доступ
только к 7 % всех мировых запасов.
Новое в энергетике. На форуме отмечалось, что
последнее время источники энергии и объемы добычи каменного угля во многом изменились. В ХIX в.
использовалась древесина, в которой углерод связан
в цепи максимальной длинны. Со временем перешли
на каменный уголь и нефть, содержащие углеродные
цепи меньшей длины. В настоящее время общество
переходит на природный газ (содержащий углеродные цепи еще меньшей длины) и планирует перейти
на водородное топливо, – решение, полностью исключающее наличие в топливе углерода.
Обсуждались новые возможности в развитии
энергетики, включая получение водорода из растительной массы путем ее нагрева до 225 °C, использование водородного топлива для подогрева площадок для
гольфа, использование костных скелетов забитого
скота, которые можно превращать в биотопливо, а
также использование роботов-газонокосилок.
Климатические изменения. Проблема изменения климата в значительной степени политизирована, где каждый имеет свои пути решения
вопроса, и возможно ли вообще найти такое решение. Возникает также вопрос, каких это потребует затрат. Он подчеркнул, что иногда, и без
каких-либо ограничений, смешивают два понятия,
а именно: глобальное потепление и результат жизнедеятельности человека. Не стоит верить, что в
вопросе глобального потепления «науке известно все». Было предложено выделить 10 тыс. долл.
США на обзорную публикацию с обсуждением
причинно-следственных связей между повышением содержания СО2 и повышением температуры,
поскольку предполагается, что связи между этими
факторами не существует.
Два ученых из Южной Флориды на основании
своих исследований утверждают, что повышение
температуры воды в океане влияет на уменьшение
числа ураганов у берегов Атлантики, создающих
опасность для США. Их аргументом является то,
что более высокая температура воды на поверхности океана увеличивает градиент ветра, а сдвиг
ветра не позволяет сильным ураганам сохранить
свою целостность.
Китай. Основной вопрос, на который все же нужно ответить – сможет ли Китай обеспечить свою
энергетическую безопасность. Энергетическая бе№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
зопасность могла бы стать точкой отсчета для дальней шего экономического развития Китая. С начала
1990-х годов, потребление Китаем нефти превысило
ее добычу. Чтобы восполнить эту увеличивающуюся
разницу, Китай стал активным, если даже не ска-
зать воинственным игроком в заключение сделок
на нефтяном рынке с такими странами как Судан,
Нигерия, Канада и Венесуэла. Даже на фоне таких
сделок, будущее энергетики Китая все же непосредственно связано с Россией.
КОНТРОЛЬ
Y. Z. Friedman, редактор-консультант
МИНИМИЗАЦИЯ ОБСЛУЖИВАНИЯ
В этой статье 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. Зачастую результат
проявляется в повышении рентабельности и улучшении характеристики системы управления.
Это может быть аналогично интенсивной терапии
целого поколения MPC, но данные об ограничении
применения на практике системы MPC за последние
двадцать лет значительно занижены. В последние годы
задаются вопросы относительно проблем обслуживания и устойчивости, но тщательное рассмотрение
покажет, что в большинстве случаев использования
MPC результаты не оправдывают ожиданий с самого
начала, несмотря на успешное завершение проекта.
Возьмем типичную дистилляционную установку с механизмами регламентации и регулирования.
MPC работает либо в режиме минимального, либо
в режиме максимального использования, как это
принято в промышленности. Разница заключается
только в расходах и эксплуатационной сложности.
При осуществлении управления перегонкой с применением MPC возможно возникновение некоторых типичных поломок.
• 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.
• 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 системы автоматического регулирования без MPC. Например,
верхний контроллер смеси, основанный на логичес-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
ких ключах, может быть просто заменен верхним
регулятором температуры.
• Элементы управления срабатывают, как и следует ожидать, корректно по отношению к предельному орошению ректификационной колонны, давлению 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 эффективными.
Приведенное здесь изучение вопроса использует
пример дистилляционных (ректификационных) установок, но тщательное рассмотрение других традиционных применений MPC приводит к таким же результатам. Большинство рычагов управления, управление 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., «Avoid advanced control project mistakes»,
Hydrocarbon Processing, October 1992.
2. Friedman, Y. Z., «Advanced process control – it takes effort to
make it work», Hydrocarbon Processing February 1997.
3. Latour, P. R., «Does the HPI do its CIM business right»?
Hydrocarbon Processing July 1997.
4. Kane L. A., «Controversy in Control», Hydrocarbon Processing
March/April 1998/
Перевел А. Степанов, Д. Баранаев
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
АНАЛИЗ ПЕЧИ В УСТАНОВКЕ
ЗАМЕДЛЕННОГО КОКСОВАНИЯ
M. Sharma, A. Ponselva, Reliance Industries Limited, Джамнагар, Индия
Модель ANN использовали для изучения влияния многочисленных факторов,
которые воздействуют на образование кокса
Коксование в трубах – это основная проблема установок замедленного коксования. Трубы из-за образования в них кокса уже через несколько месяцев не
могут непрерывно эксплуатироваться. Поэтому работу
необходимо останавливать и удалять кокс. Скорость
образования кокса в печах зависит от многих факторов.
В данной статье изучаются влияния этих факторов на
скорость образования кокса в печах. Для дальнейшего анализа использовали модель искусственной нейронной сети (ИНС) (artificial neural network – ANN).
Было установлено, что модель могла удовлетворительно
отображать ситуацию. Ниже представлены результаты
использования данной модели.
ВВЕДЕНИЕ
Печи в установке замедленного коксования очищаются скребками каждые пять месяцев (в среднем).
Скорость образования кокса зависит от многих факторов. Эти факторы контролируются методом проб
и ошибок на основании ценного опыта операторов
и инженеров с целью максимального увеличения
срока эксплуатации.
Установка замедленного коксования работает с
многочисленным разнообразным сырьем и в различных условиях эксплуатации, и отклики на это
разнообразие получали в виде данных протокола
Интернета (Internet Protocol – IP) IP 21. Эта база
данных является хранилищем информации, которая
может эффективно использоваться инженерами,
чтобы помочь им понять различные режимы работы
печи и влияния качества сырья на срок эксплуатации
печи. Она помогает оптимизировать работу печи
Рис. 1. Модель искусственной нейронной сети состоит
работающих параллельно
54
и максимально увеличить срок ее эксплуатации.
Данные о качестве сырья получали из ежедневных
отчетов от НПЗ.
Также в данной статье обсуждается процедура
получения информации в виде модели ANN. Позже
с помощью этой модели анализировали влияния различных факторов.
МОДЕЛЬ ИСКУССТВЕННОЙ
НЕЙРОННОЙ СЕТИ
Нейронные сети состоят из простых элементов,
работающих параллельно. Эти элементы приводятся в
действие биологическими нервными системами. Как
и в природе, функция сети в значительной степени
определяется соединениями между элементами. Мы
можем подготовить нейронную сеть к выполнению
особой функции, регулируя параметры соединениями между элементами.
Нейронные сети подготавливали к выполнению
сложных функций в различных областях, включая
распознавание образов, идентификацию, классификацию, речь, систему технического зрения и системы
управления.
Нейронные сети могут подготавливаться к решению задач, которые являются трудновыполнимыми для обычных компьютеров или людей.
Математическим путем было доказано, что двухуровневая нейронная сеть может моделировать любую
непрерывную функцию.
Средняя температура поверхностного слоя была
выбрана согласно температуре на выходе. Факторы
на входе были такими же, как и те, что использовались для факторов на входе.
Выбранная модель имела следующие свойства:
• число уровней – 2;
• число нейронов на первом уровне – 3;
• передаточная функция
первого уровня – «logsig»
(сигмоидальная/S-образная);
• число нейронов на втором
уровне – 1;
• передаточная функция
из простых элементов, второго уровня – «purelin»
(линейная);
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Точки на графике
Лучшая линейная функция
А=Т
Выход А, линейность Fn A = (I)T + (0,006)
Выход А, линейность Fn A = (I)T + (0,014)
Точки на графике
Лучшая линейная функция
А=Т
Выход А, линейность Fn A = (I)T + (0,034)
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
Точки на графике
Лучшая линейная функция
А=Т
Рис. 2. Графики черно-белых фактических значений против значений, спрогнозированных ANN, для наборов с целью
обучения, для проверки правильности и испытания
Рис. 3. Температуры поверхностного
слоя (°C) с температурой змеевика на
выходе
Рис. 4. Температуры поверхностного
слоя (°C) со скоростью потока удаления
паров
Рис. 5. Температуры поверхностного
слоя (°C) с температурой змеевика на
входе
• входной диапазон – от 0 до 1 для
всех факторов;
• функция обучения –
«trainlm»;
• функция изучения приспособления = «learngdm»;
• функция выполнения = среднеквадратическая ошибка (meansquare error – MSE);
• тип сети = прямая связь с алгоритмом обратного распростране- Рис. 6. Температуры поверхностного Рис. 7. Температуры поверхностного слоя
слоя (°C) с колебаниями потока удаления
(°C) со скоростью потока подпиточной
ния ошибок.
воды для котла (BFW)
Модель ANN показана на рис. 1. паров
Эта модель была получена после
испытаний с различными моделями. Следует отметить,
ректирует свои параметры и отклонения согласно
что в отличие от точности прогнозирования для преэкспериментальным точкам на графике.
дотвращения избыточной подгонки число нейронов
Наборы данных для проверки правильности иссохранялось малым.
пользуются для определения способности нейронной
сети к распознаванию образов, отсутствующих в
ОБУЧЕНИЕ, ПРОВЕРКИ ПРАВИЛЬНОСТИ
обучающем множестве, и остановки обучения, когда
И ИСПЫТАНИЯ НА МОДЕЛИ
способность к распознаванию образов перестает
Для создания модели собранный набор данных
улучшаться.
разделили на три части: для обучения, проверки
Наборы данных для испытаний не оказывают
правильности и испытаний.
никакого влияния на обучение и обеспечивают неНаборы данных для обучения представлены
зависимое измерение характеристик сети во время
в сети во время обучения, и сеть регулируется в
обучения и после него.
соответствии с их ошибками. Другими словами, с
Благодаря всем наборам данных мы можем убепомощью итерационного метода модель ANN кордиться в том, что параметры и отклонения модели
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
являются подходящими. Для данного случая данные
были разделены на следующие отношения:
• 70 % (114 экспериментальных точек на графике)
использовалось для обучения;
• 20 % (33 экспериментальные точки на графике)
использовалось для проверки правильности;
• 10 % (16 экспериментальных точек на графике)
использовалось для проверки среднеквадратической
ошибки, при прогнозировании было менее 10–3 во
всех трех наборах данных.
Для дальнейшей оценки качественности с точки
зрения пригодности модель использовали для прогнозирования
выходных данных для всех экспериментальных точек на графике.
Затем был построен график с прогнозированными и
фактическими значениями. Было установлено, что во
всех трех наборах данных экспериментальные точки
на графике лежат на линии y = x.
Графики для различных наборов данных показаны
на рис. 2.
АНАЛИЗ ДАННЫХ
С ПОМОЩЬЮ ANN
Модель искусственной нейронной сети подгоняли
для печи 1. Затем изучали влияние каждого фактора.
Для определения влияния отдельного
фактора все остальные факторы поддерживали при средних значениях,
т.е. (максимальное значение плюс
минимальное значение)/2.
Рис. 3 и 4 соответствуют первому проходу. В третьем проходе
скорость потока подпиточной воды
для котла (boiler feed water – BFW)
изменялась в очень большом диапазоне по сравнению с другими проходами, поэтому третий проход изуРис. 9. Температура (°C) по сравнению чали отдельно. На оси X показаны
с содержанием асфальтенов
Рис. 8. Температура (°C) с критической
степенью сжатия (CCR) при удалении
паров
COT
Рис. 10. Температура (°C) с переходной
температурой
BFWпоток
CIT
VR поток
VR колебание
API
CCR
Асфальтены
Переходная T
Рис. 11. Сравнение уровня влияния факторов
Температура
поверхностного
слоя
Асфальтены
Температура
поверхностного
слоя
Рис. 12. Контурное изображение температуры поверхностного
слоя с температурой змеевика на выходе (СОТ) и скоростью
потока подпиточной воды для котла (BFW)
56
Рис. 13. Контурное изображение температуры поверхностного
слоя с температурой змеевика на выходе (СОТ) и содержанием
асфальтенов
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
приращения соответствующих факторов. Диапазон,
в котором изменился фактор, был разделен на 10.
Одно приращение означает, что значение повысилось на 10 % диапазона. Значение на оси Y показывает
среднюю температуру поверхностного слоя, которая
была бы достигнута на 82-ой день, если бы значение
на оси X сохранялось на 82-ой день.
Влияние максимальной температуры змеевика
на выходе и скорости потока удаления паров. Как
предполагалось, влияние максимальной температуры
змеевика на выходе (coil outlet temperature – COT) и
скорости потока удаления паров (vapor release – VR)
было наиболее сильным, и эти факторы оказывали
положительное влияние на среднюю температуру
поверхностного слоя. Следовательно, эти факторы
не изучались подробно.
Влияние температуры змеевика на входе. Как можно видеть на рис. 5, температура змеевика на входе
(coil inlet temperature – CIT) негативно влияет на все
проходы. Таким образом, после увеличения температуры змеевика на входе до максимума существующего диапазона температура поверхностного слоя
в определенный день стала приблизительно на 3 °C
ниже. Следовательно, температура змеевика на входе
является очень важным и определяющим параметром
для увеличения срока эксплуатации печи.
Влияние колебаний скорости потока удаления
паров. Как видно из рис. 6, колебания скорости потока также оказывают существенное влияние. Таким
образом, уменьшение колебаний скорости потока
удаления паров может быть рассмотрено в качестве
выполнимого способа увеличения срока эксплуатации.
Интересно отметить, что на этом графике имеется
изгиб около четвертой точки. Другими словами, влияние увеличения колебаний скорости потока удаления
паров значительно более существенно, когда колебание меньше. Когда колебания становятся сильнее,
влияние снижается.
Влияние скорости потока подпиточной воды для
котла. Нужно отметить, что во всех проходах скорость
потока подпиточной воды для котла поддерживалась
между 300-350 кг/ч. Интересно отметить, что в этом
диапазоне инжектирование подпиточной воды для
котла не оказывает положительного влияния на снижение температуры поверхностного слоя (рис. 7).
Этот феномен можно объяснить, если мы изучим
механику теплопередачи в трубе. Инжектирование подпиточной воды для котла оказывает двойное влияние:
с одной стороны, оно уменьшает время пребывания
(за счет увеличения скорости), а с другой стороны,
убирает существенное количество тепла из потока
удаления паров в трубе. Равновесие между двумя этими
влияниями делает решающим всеобъемлющее влияние
инжектирования подпиточной воды для котла.
Влияние качества сырья. Довольно интересно
отметить, что критическая степень сжатия (critical
compression ratio – CCR) играет незначительную
отрицательную роль в повышении температуры поверхностного слоя (рис. 8). Таким образом, в существующем диапазоне исследования, т.е. между 23 и 28,
увеличение критической степени сжатия уменьшает
скорость повышения температуры поверхностного
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
слоя. Это можно объяснить, принимая во внимание
смолы. С увеличением критической степени сжатия
содержание смол в потоке удаления паров увеличивается. Хорошо известно, что смолы необходимы для
поддержания асфальтенов устойчивыми. Таким образом, при увеличении критической степени сжатия
склонность к коксованию в потоке удаления паров
уменьшается и поэтому температура поверхностного
слоя снижается.
Но асфальтены в отличие от критической степени
сжатия играют противоположную роль (рис. 9). При
увеличении асфальтенов температура поверхностного
слоя будет последовательно повышаться. Эта склонность не противоречит существующим теориям образования кокса.
Влияние переходной температуры. Как показано на
рис. 10, увеличение переходной температуры снижает
температуру поверхностного слоя. Таким образом, возможно увеличить теплопередачу в секции конвекции,
а затем может увеличиться срок эксплуатации.
Сравнение влияния различных факторов. Диапазон,
в котором изменилась температура поверхностного
слоя, является хорошим показателем для изучения
степени влияния каждого фактора. На рис. 11 показан
диапазон для каждого фактора. Отрицательное значение указывает на увеличение фактора снижения
температуры поверхностного слоя. Абсолютное значение является показателем степени влияния.
Согласно исследованиям модели линейной регрессии, мы находим, что критическая степень сжатия и
скорость потока удаления паров оказывают наибольшее влияние, а скорость потока подпиточной воды для
котла оказывает незначительное влияние. Необходимо
заметить, что операционные факторы печи оказывают больше влияния, чем качество сырья. Другими
словами, колебания температуры змеевика на входе,
критической степени сжатия и скорости потока удаления паров оказывают больше влияния, чем качество
сырья. Но ясно видно, что влияние качества сырья
не так мало, как предполагалось линейной моделью.
Гистограмма ясно показывает, что содержание асфальтена весьма существенно, и это является наиболее влияющим фактором среди параметров качества
сырья. Критическая степень сжатия и плотность также
оказывают существенное влияние, но меньше, чем
операционные факторы печи.
Взаимодействие факторов. Как было упомянуто
ранее, рабочий диапазон был немного выше в третьем
проходе первой печи. Кроме того, линейные модели
предположили наличие взаимодействия между такими
факторами, как температура змеевика на выходе и
скорость потока кипящей питательной воды. На рис.
12 показано контурное изображение между скоростью
потока подпиточной воды для котла и температурой
змеевика на выходе. Более светлые области показывают, что температура поверхностного слоя низкая, а в
более темных областях температура поверхностного
слоя очень высокая.
На рис. 12 мы видим, что во всех областях температура змеевика на выходе увеличивает температуру
поверхностного слоя, а скорость потока подпиточной
воды для котла снижает температуру поверхностно57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
го слоя. Кроме того, по наклону областей мы можем
сказать, что температура змеевика на выходе оказывает намного больше влияния, чем скорость потока
подпиточной воды для котла. Интересно заметить,
что скорость потока подпиточной воды для котла не
оказывает никакого влияния вплоть до 390 кг/ч, но
после этого уровня появляется внезапное изменение
в изгибе. Это указывает на то, что вне этого диапазона
скорость потока подпиточной воды для котла оказывает
достаточное влияние и приводит к снижению скорости
образования кокса.
На контурном изображении на рис. 13 с температурой змеевика на выходе и содержанием асфальтенов показано, что в существующем диапазоне исследования между этими двумя факторами почти нет
никакого взаимодействия. Оба фактора приводят к
увеличенным температурам поверхностного слоя. Эта
же тенденция присутствует во всех сочетаниях этих
двух факторов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Вышеупомянутые результаты исследования показывают, что ANN может удовлетворительно моделировать
влияние факторов, влияющих на скорость образования кокса в печах установки для коксования. Модель
показывает, что даже несмотря на то, что температура змеевика на выходе и скорость потока удаления
паров были различны в очень маленьком диапазоне,
эти факторы оказывают наибольшее влияние. Затем
было установлено, что температура змеевика на входе
и переходная температура отрицательно влияют на
температуру поверхностного слоя. Следовательно, повышение этих факторов увеличит срок эксплуатации.
Что касается качества сырья, содержание асфальтенов
приводит к более высокой температуре поверхностного слоя, а критическая степень сжатия, как считают,
снижает скорость повышения температуры поверхностного слоя.
Перевела И. Аммосова
Mukesh Sharma (М. Шарма) имеет степень магистра от университета University of British Columbia в
Канаде. Раньше он работал технологом процесса в
компании Reliance Industries Limited в Джамнагаре,
шт. Гуджарат, Индия. Г-н Sharma имеет более чем
5-летний опыт работы в обрабатывающих отраслях промышленности. Он является ассоциированным членом института Indian Institute of Chemical
Engineers в Индии. Его функции касаются моделирования, проектирования процесса и разработки проекта.
Anto Ponselvan (А. Понселван) аспирант IIT
Roorkee. Областями, представляющими для него
интерес, являются моделирование и имитирование процесса. Он опубликовал три научных
статьи и участвовал во многих конференциях.
Он работал практикантом у г-на Sharma в компании Reliance Industries Limited в Джамнагаре,
шт. Гуджарат, Индия.
ИННОВАЦИИ
АНАЛИЗ СЛОЖНЫХ ПРОБ ВОДЫ
Новая технология компании GE Power & Waters
связана с анализом сложных проб промышленной
воды. Расширяя возможности анализов процессов,
окружающей среды и сточных вод, был создан анализатор суммарных органических углеводородов
(total organic carbon – TOC) Sievers InnovOx, позволяющий пользователю в режиме реального времени анализировать изменяющиеся пробы воды
по установившейся практике без обычного требуемого дорогого профилактического обслуживания.
Мониторинг содержания ТОС в воде – это важный
этап в регулировании процессов, которые считаются
критическими в эксплуатации и требуют обязательного регулирования.
Sievers InnovOx обеспечивает большее время
безотказной работы и надежность приборов – два
важных условия, когда приходится анализировать
сложные промышленные пробы. Компания GE Power
& Waters вышла на рынки аналитических приборных
установок, нефтяного, производства бумаги, сырья,
растворов, а также такие анализаторы востребованы в организациях охраны окружающей среды и
муниципалитетах.
Система в режиме реального времени InnovOx
подобно своему предшественнику – лабораторной
58
модели InnovOx и использует инновационную методику суперкритического окисления воды (supercritical
water oxidation – SCWO), которая обеспечивает повышенную надежность, удобство в применении и
несложное техническое обслуживание по сравнению
с другими анализаторами ТОС. InnovOx – это усовершенствованный ТОС, более эффективно анализирующий сложные промышленные процессы, пробы
окружающей среды и сточных вод на основе установившейся практики. SCWO традиционно применяют
для очистки больших объемов водных загрязненных
потоков, отстоев и т. д. GE Power & Waters является
первой компанией, которая использует эту методику в
промышленных масштабах с анализаторами ТОС.
Первое промышленное применение новых анализаторов ТОС в режиме реального времени – это
мониторинг морской воды в Тайване. Морская вода,
которая содержит около 3 % хлористого натрия, применялась в качестве промышленно-технической воды.
Для защиты окружающей среды необходимо было
проанализировать входящие в предприятие потоки
воды и выходящие из него. Основным источником
загрязнения могут быть углеводороды, поступающие
с нефтехимических процессов. Надежный анализ
InnovOx соляных растворов оказался значительным
фактором в выборе анализаторов.
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
КАК ПРЕОДОЛЕТЬ РАЗРЫВ
МЕЖДУ УПРАВЛЕНИЕМ ЭНЕРГИЕЙ
И ФИНАНСОВЫМИ АКТИВАМИ
W. Chin, J. Gillespie, ARC Advisory Group, г. Дедхэм, шт. Массачусетс, США
Объединение на единой платформе обеспечит целый ряд преимуществ
Ни для кого не секрет, что предприятия нефтегазоперерабатывающей промышленности (hydrocarbon
processing industry – HPI) потребляют достаточно
значительную долю мировой энергии, и на типовом
нефтеперерабатывающем заводе примерно 50 % текущих наличных расходов приходятся на энергию.
Энергия представляет не только основной стоимостный фактор, но возможность снижения производственных затрат на заводах HPI. Применение энергии
на производственных установках и в инженерных
сетях, является также главным источником выбросов
парниковых газов, что в будущем вполне вероятно
усугубит и без того сложную ситуацию в США и
во всем мире. Евросоюз уже разработал политику
ограничения промышленных выбросов с помощью
квот, а Агентство по охране окружающей среды
США недавно заявило, что не позднее 2011 г., возможно, потребует от крупнейших электростанций
и промышленных предприятий страны отчитаться о
выделениях парниковых газов. Потребление энергии, которое может представлять большую часть
суммарного углеродного следа компании, также
одинаково отражается на корпоративной социальной ответственности (corporate social responsibility
– CSR) компании, и растущем беспокойстве заказчиков и инвесторов.
Крайне изменчивые цены на нефть, природный
газ и электричество делают эффективную стратегию регулирования потребления энергии еще более
важной, поскольку одной из основных целей HPI
является повышение доходности. Как часть этой
стратегии, большое число нефтеперерабатывающих
и нефтехимических заводов уже внедрили, или планируют установить специальную систему регулирования потребления энергии (energy management
system – EMS).
Одновременно с этим, HPI стараются максимизировать доходы за счет новых и существующих активов и уменьшить внеплановый простой.
Это делает эффективное управление активами таким же важным, как эффективСистема управления активами уровня предприятия
ное регулирование потребления энергии.
В соответствии с последними исследованиями рынка, проведенными компанией
Водоочистка и
МеталлурARC, отрасли нефтеперерабатывающей
водоподготовка
Другие 9,4 %
гический и
Нефть и газ 15,4 %
2,5 %
и химической промышленности в совогорнодобывающий сектор
купности составляли свыше 28 % рынка
6,0 %
только для систем управления финансовыми активами (asset management systems
Предприятия
Переработка
питания
нефти 11,6 %
– AMS) уровня предприятия (рис. 1).
2,6 %
И хотя на сегодня большинство комЦеллюлознопаний
внедрили системы управления
бумажный
9,4 %
энергией
и AMS в качестве сложных и
Химический
6,2 %
раздельных приложений, ARC полагает,
что более рациональным будет подход,
при котором как системы ASM, так и
Нефтехимический
системы управления энергией объеди10,5 %
Электроэнергетика
няются на единой платформе и/или базе
24,1 %
применения, что обеспечит значительные
преимущества. Это позволит уменьшить
Рис. 1. Процент объема реализации, системы управления активами уровня число различных систем, установленпредприятия (источник, компания ARC Advisory Group)
ных на нефтеперерабатывающем или
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
нефтехимическом заводе, или на всех
предприятиях в мире. При этом могут
появиться осязаемые функциональные
улучшения.
Несмотря на то что на первый взгляд,
управление энергопотреблением и активами казалось бы различные функции, в
действительности, они интерактивны. В
виду того, что процесс и производственные активы работают с максимальной эффективностью, это позволит значительно
повысить вклад ASM в усовершенствование управлением энергией. С другой
стороны, соответствующая информация
регулирования энергии может помочь
AMS улучшить результативность графика
планово-профилактических работ, помочь Рис. 2. Приборная панель системы управления энергией на предприятиях
определить состояние основных акти- нефтепереработки
вов и предвычислить неминуемый отказ,
прежде чем они могут воздействовать на
производственные мощности, и, в конечном счете,
сжатый воздух). Это включает потребление нефти,
природного газа и других ископаемых топлив, в
помочь определить оптимальное время для замены
дополнении к когенерируемому или полученному
устаревающих основных средств. Эта последняя
электричеству.
возможность никак не удавалась отрасли тяжелой
Требования к управлению энергией промышпромышленности, с тех пор как самые первые заленного предприятия значительно отличаются от
воды были введены в эксплуатацию.
требований, предъявляемых в коммерческом автоК примеру, возросшая тенденция потребления
энергии в двигателе, компрессоре или теплообменматизированном строительстве. Системы отопления,
вентиляции и кондиционирования воздуха, а также
ном аппарате может обеспечить тип переменных
освещения, потребляют не менее 70 % энергии в
величин (точку привязки, частное значение) для
AMS, помогая определить на относительно ранней
зданиях (в виде электричества), и таким образом
автоматизированные системы зданий в основном
стадии, ухудшение технического состояния оборудования и необходимость технического обслуживания
нацелены на эти две области. Традиционное оборуи ремонта, часто задолго до того как произойдет
дование HVAC, и даже управляющее аппаратное
обеспечение в зданиях достигли такого уровня, что
неминуемый отказ оборудования. Количественные
показатели потребления энергии могут также поглавной задачей становится более мощное программочь инженеру-технологу идентифицировать обомное обеспечение, решение проблем управления
рудование, чей эксплуатационный ресурс полезного
информацией и решения по зданию в целом, котоиспользования может подходить к концу, и создать
рые способны не только управлять автоматизироубедительное экономическое обоснование для замеванными системами зданий, но и оптимизировать
ны, основанной на потреблении энергии, а так же
их так, чтобы регулировать потребление энергии.
на вопросах надежности и ремонтных расходах.
Резким контрастом традиционным решениям HVAC
служат новые решения, которые дают управляюВедущие поставщики EAM/CMMS обратились
щим оборудованием инструмент, позволяющий
к необходимости обеспечить промышленного потпроводить тщательный бизнес-анализ, который,
ребителя лучшей интеграцией между функциями
как правило, применяется к предприятию в целом.
управления активами и регулирования потребления
Целью является выработка сложных решений по
энергии.
автоматизации зданий, что позволит вырабатывать
РЕГУЛИРОВАНИЕ
конкретные функциональные решения на основе
ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭНЕРГИИ
данных, поступающих в реальном времени, вскрыть
ОСНОВНАЯ ТЕНДЕНЦИЯ
«спрятанные» расходы и изыскать возможность
В то время как операторы коммерческих предснизить потребление энергии и сэкономить деньги
приятий в первую очередь рассматривают систепосредством всеобъемлющего управления оборуму отопления, вентиляции и кондиционирования
дованием. Причем специалисты согласны с тем,
воздуха (heating, ventilation and air conditioning –
что экономия энергии вполне может составить
HVAC), и систему освещения, в рамках программ
примерно 60 %.
регулирования потребления энергии, владельцы/
Однако инициативы управления энергией в прооператоры производственных предприятий должизводственных условиях требуют более разнообны также рассматривать потребление энергии в
разных и гибких установок (инженерных систем),
технологических установках и связанных с ними
которые обуславливают и оптимизируют потребинженерных сетях (включая пар, применяемый
ление нескольких видов энергии на каждом этапе
для обогрева технологического оборудования и
производства в рамках одного технологического про60
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
цесса. В дополнении к электричеству, они включают
пар, воздух, газ, топливо и воду. Технологический
пар, который обеспечивает высокую температуру
для процесса фракционной перегонки, первичного способа используемого для разделения сырой
нефти на различные конечные углеводородные
продукты.
Процессы дистилляции также используются
для разделения соединений в химической переработки нефти и природного газа. Сжатый воздух
используется для управления оборудованием, пневматическими «полевыми» устройствами, распределительными клапанами и также используется
для других функций. Топливо, такое как нефть и
природный газ, энергетические котлы, которые
генерируют (пар) и электричество в период пикового потребления.
Эффективная EMS всего предприятия должна
обеспечивать контроль потребления энергии динамичным, оперативным или близким к реальному
времени способом и представлять эту информацию
в стандартном формате всем заинтересованным
сторонам. HMI должен включать инструментальную
панель, которая, являясь одним из инструментов
он-лайн, позволяет специалистам, осуществляющим
общее управление компании, отлеживать использование энергии (рис. 2).
Проект завода и схема процесса вносят значительный вклад в энергетический профиль НПЗ. По
этой причине, моделирующие программные средства
становятся основным компонентом EMS в промышленном применении, особенно в новых проектах капитального строительства. Способность оценивать,
сравнивать и сопоставлять энергетические профили
проектов различных промышленных предприятий
и технологических схем даже перед началом строительства, поможет оптимизировать проект завода и
рационализировать потребление энергии в производственных условиях. Использование моделирующих программных средств во время разработки
проекта и периода строительства может сократить
переходный период от строительства до эксплуатации, позволяя, таким образом, быстрее вывести
завод на проектную мощность.
Несмотря на очевидные различия между коммерческими и промышленными инициативами регулирования потребления энергии, системы имеют
много общих функций. К их числу относятся:
• интегрирование измерения от широкого выбора различных подсистем;
• интегрирование «изолированных» компонентов системы в одну полную (подробную) систему
управления;
• обеспечение прозрачности в вопросах экономии энергоресурсов и системы охраны труда;
• обеспечение гибких, расширенных и универсальных компонентов системы;
• обеспечение Web-доступности, что позволило
бы системам дистанционно осуществлять мониторинг и наблюдение;
• обеспечение исчерпывающей регистрации
данных и анализа тенденций или трендинга.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
Специалисты по техническому обслуживанию
и ремонту отмечают, что AMS на уровне заводов
и предприятий разделяют многие из этих требований.
ОБЪЕДИНЕНИЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ
ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭНЕРГИИ
Нормативные акты, штрафные санкции и указы
высшего управляющего звена, являются одними из
определяющих факторов заводов HPI, для принятия
новых программ и процессов. В сложных экономических условиях, должностные лица, ответственные
за бюджет долгосрочных расходов компании, должны достичь хрупкого равновесия между сохранением
капитала и привлечением ключевых инвестиций,
которые в перспективе должны принести прибыль.
Любые капиталовложения тщательным образом
контролируются и проверяются; новые программы часто приостанавливаются, особенно если не
являются сутью достижения цели организации или
не могут обеспечить быстрый период окупаемости.
Несмотря на перспективы снижения производственных затрат и экономии электроэнергии, некоторые проблемы могут стать причиной приостановки
внедрения отдельных EMS. Они включают в себя
потребность в специализированной подготовке
специалистов по техническому обслуживанию и
ремонту, дополнительное объединение программ
работ и расходов и увеличение поддержки информационных технологий.
Однако, интегрируя функциональность управления потреблением энергии во всеобъемлющую систему управления активами на уровне установки или
предприятия, можно минимизировать требования к
обучению, интеграции и IT-поддержке; управление
потреблением энергии может стать неотъемлемой
частью повседневной практики эксплуатации и технического обслуживания установки, а не специализированной областью.
Более того, при использовании решения по управлению активами предприятия (enterprise asset
management – ЕАМ), параметры управления энергией на уровне производственной установки, завода или предприятия, могут легко быть встроены
в приборные панели предприятия для улучшения
поддержки исполнительных решений, как например, идентификация производственных агрегатов
с недостаточной производительностью.
Доступ к данным потребления электроэнергии
в режиме реального времени обеспечивает операторов управления производственным процессом,
количественной обратной связью в своих действиях. Однако пока системы EAM объединяются с ERP и другими бизнес-системами на уровне
предприятия, они редко подключаются к данным
на уровне завода в режиме реального времени. С
другой стороны, ведущие интерактивные системы
управления производственными ресурсами (plant
assem management – PAM) обычно соединяются
непосредственно с данными производственного
процесса для прогностического технического обслуживания, и во многих случаях могут легко обес61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
печивать связь с другим заводским оборудованием,
что бы контролировать расход энергии в режиме
реального времени. Они также могут объединять и
анализировать существующие производственные
данные, чтобы определить расчетное потребление
энергии отдельного оборудования.
Многие из поставщиков системы PAM обеспечивают возможность соединения системы EAM, чтобы
проводить техническое обслуживание оборудования, запланированное на больше потребление энергии, чем принято по нормам. Открытые стандарты,
такие как общие стандарты обмена информацией
по управлению производством и техническим обслуживанием, служащие для передачи информации
между системами PAM, EAM и ERP, в конечном счете, получат поддержку. По мере совершенствования
систем обслуживания и взаимосвязи с открытыми
стандартами, числом проблем у владельцев-операторов значительно снизится, и внедрение будет
осуществляться быстрее и с меньшими затратами,
чем в настоящее время.
Интегрирование функциональных возможностей
управления энергией в систему управления активами может обеспечить персонал по эксплуатации и
техническому обслуживанию общим HMI, обеспечивая дополнительное понимание эффективности
основных фондов и технического состояния. С оперативными данными, процесс корректировки и итоговый расход энергии может быть единовременно
изучен для достижения противоречивых целей. Что
еще более важно, это обеспечивает платформу для
поддержания системы регулирования потребления
энергии и прочный фундамент для дальнейшего
роста.
позволит операторам контролировать воздействие
изменяющих рабочих точек (уставок) или других
параметров процесса на расход энергии. Расход
энергии позволяет операторам регулировать параметры, которые могут увеличить срок амортизации,
улучшить показатели производственного процесса и оптимизировать удельное энергопотребление
(количество затраченной энергии на единицу произведенного продукта).
С визуальной доступностью информации касающейся энергии и управления активами, операторы могут улучшить прогноз состояния активов.
Добавив тенденции потребления энергии к PAMанализу, обеспечим другое измерение технического
состояния оборудования, которое может помочь
определить соответствующие коррективные меры.
Располагая исчерпывающей информацией, системные операторы могут оптимизировать техническое
обслуживание и сокращать затраты. К примеру,
сравнение затрат на техническое обслуживание и
ремонт с высокими эксплуатационными расходами
(на энергию не произведено техническое обслуживание), поможет определить наиболее экономически
эффективное время для принятия мер.
Оперативный доступ к расходу энергии и состоянию активов в реальном времени обеспечивает
ясное представление об изменении основного капитала. С изнашиванием старого оборудования,
потребление энергии соответственно увеличивается.
Информация о расходе энергии, особенно если она
отображается в перерасчете на стоимость, обеспечивает дополнительную способность, необходимую
для принятия быстрых количественных решений
чтобы определить соответствующее время для замены или ремонта необходимых деталей.
Как только становятся известны наибольшие
энергопотребители внутри НПЗ, инженеры по оборудованию и технологи могут разработать планы для
сокращения энергопотребления по всем производственным процессам. Контроль энергопотребления
Выбросы CO2, фунт
СКРЫТЫЕ
ПРЕИМУЩЕСТВА
Регулирование потребления энергии в HPI – это
больше, чем простая экономия денежных средств.
Объединение управления активами, регулирование
потребления энергии
и прозрачность управВыбросы CO2
ляющей информации
может повысить эффективность основных
фондов и показатели
производственного
процесса, увеличивая
надежность оборудования и снижая производственную себестоимость. Присоединение
потребления энергии и
динамических данных,
Энергопотребление
обеспечивает правильЭлектричество
ное представление
Месяц Промышленное
для корректировки
оборудование
процесса принятия
решений. К примеру,
знание расхода энергии определенных Рис. 3. Многолетняя корпоративная развернутая диаграмма выбросов
компонентов процесса (Представлено с разрешения Infor)
62
№ 11 • ноябрь 2010
Год
CO2 по месяцам.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
позволяет операторам определить эффективность
условий существующего состояния и определить
воздействие регулирования потребления энергии
в рамках полных инициатив управления активами.
Способность контролировать энергию обеспечивает обратную связь необходимую для измерения
эффективности сокращения энергопотребления и
механизмов оптимизации активов.
Как только энергозатратность отслежена и зарегистрирована с помощью AMS, может быть добавлен учет углерода и другие взаимосвязанные
функциональные возможности.
ПРОБЛЕМЫ
ОБСУЖДЕНИЯ
Поскольку преимущества внедренных решений
по управлению энергопотреблением, понятны и с
точки зрения CSR и с точки зрения рентабельности,
очень важно, чтобы сокращения в потреблении энергии не происходили за счет производительности или
качества продукта. Операторы должны тщательно
контролировать качество продукта, чтобы идентифицировать отрицательный эффект инициатив EMS.
После интеграции EMS с управлением активами, следующий логический шаг для крупных компаний должен определить общую эффективность
производительности всех заводов. Это обеспечит
ценную информацию для менеджеров с целью идентификации лидеров и компаний не успевающих
за требованиями глобализации, чтобы сфокусировать инвестиции наиболее продуктивно. Наименее
эффективные компоненты системы в масштабах
предприятия могут быть легко идентифицированы
и для решения этой проблемы могут быть приняты
надлежащие меры.
АВТОРИТЕТНОЕ
МНЕНИЕ
Движение в сторону принятия системы EMS постоянно ускоряется и будет являться стратегическим
центром сосредоточия крупных пользователей энергии в течение ближайших лет. Поставщики средств
автоматизации и поставщики предприятий поспешно
развивают проектно-конструкторскую деятельность,
которая требует тщательного надзора со стороны
владельцев установок-операторов.
Пользователи должны соблюдать политику бережного отношения к эффективности потребления
энергии в своих учреждениях. Такая политика должна стать основополагающей для исполнителей, которые управляют программой, менеджеров, которые
проводят ее на уровне предприятия, операторами
и техниками, которые непосредственно внедряют программу. Чтобы они могли непосредственно
влиять на использование энергии на предприятии,
важно предоставить всем участникам – тем, кто
принимает решения, операторам и другим работникам – наглядное определение расхода энергии
непосредственно на месте работы, а также инструментарий и методики.
Для большинства производственных площадок
нефтегазопереработки, затраты на энергию и ин-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
женерные коммуникации часто являются самыми
крупными контролируемыми эксплуатационными расходами, следующими после закупки сырья.
Растущая стоимость энергоносителей и ужесточение
экологических стандартов и норм, обуславливают
концентрацию на эффективности использования
энергии. Большинство компаний применяет стратегии регулирования потребления мощностей, направленных на улучшение или изменение процесса
с целью снижения энергопотребления.
Консультативная группа ARC полагает, что рынок
промышленных предприятий движется к модели
рационального использования энергии, которая
обеспечивает интегрированное целостное решение
управления энергией, которое будет контролировать, анализировать и оптимизировать все источники расхода энергии на заводе и не только систему
HVAC, и передавать эту информацию в режиме
реального времени руководителям компании, а также специалистам по техническому обслуживанию
и ремонту.
Цифровые системы, которые измеряют, контролируют и анализируют информацию по энергетике, становятся незаменимыми средствами для
оператора НПЗ. Операторы НПЗ в будущем будут
нуждаться в EMS, чтобы помочь быстро реагировать
на динамичность и энергетические условия, с целью
увеличения производительности, сохраняя при этом
минимальные затраты на энергию. В этом случае,
EMS, интегрированная с системой PAM, работала бы
хорошо. Однако EMS, интегрированная с системой
EAM, может быть лучшим решением, когда главные
цели затрагивают разумное руководство энергией,
учет углеродного следа, сокращение потребления
энергии и повышение эффективности основных
фондов. Конечно, в совокупности интегрирование
систем EMS, EAM и PAM в один инструмент определяют наиболее ценное решение.
Перевела В. Залесская
Will Chin (У. Чин) возглавляет координационную группу по разработке полевых устройств, консультативной группы ARC, охватывающей технологии измерения процессов.
На него возложена ответственность за поток
вложений, уровень, характер и взаимосвязь
рынков. Сфера деятельности г-на Chin также
охватывает информационные протоколы, системы управления производственными ресурсами PAM и системы
лабораторных информационных систем. Он имеет почти 30-летний опыт работы в области организации управления оптовыми
продажами, товарного маркетинга и машиностроения в области
промышленной аппаратуры.
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫЙ
ПРОЕКТ FCC
S. H. Kwon, B. H. Sohn, Y. M. Jeon, S. J. Kim, Y. W. Shin, Y. S. Ok, SK Energy Co., Ltd., Ульсан, Корея
Энергетическая компания SK Energy при использовании нового подхода
активно внедряла безопасный мега-проект
Проект флюид-каталитического крекинга (fluid
catalytic cracking – FCC) компании SK Energy стал
капитальным проектом с бюджетом 2 млрд долл.,
который был успешно внедрен за 31 месяц, начиная
с этапа предварительного проектирования (front-end
engineering design – FEED) путем операций с продуктом согласно спецификациям (on-specifications).
В статье рассматриваются ключевые факторы, которые играли наиболее важную роль в процессе
реализации этого проекта.
• сокращение излишнего производства бункеров-С, так как мировое потребление топлива
снижается из-за более строгих экологических
требований;
• увеличение объема производства бензина
с целью соответствия растущему потреблению к
2010 г.;
• повышение сложности НПЗ, которая до реализации проекта была ниже, чем на других перерабатывающих предприятиях Кореи.
ПРЕДЫСТОРИЯ
Компания SK Energy является крупнейшим нефтепереработчиком в Корее. Объемы переработки сырой нефти составляют 1,115 млн брл/сут. У
компании SK было несколько причин внедрения
проекта FCC на НПЗ г. Ульсан:
• соответствие экологическим требованиям и
повышение ценовой конкурентоспособности на
мировом рынке топлив;
ПРОЕКТ FCC
Как показано на рис. 1, после завершения проекта FCC на предприятии будут совершенствовать
атмосферные осадки сначала путем удаления серы
из сырья до менее 0,5 % серы на установке гидродесульфурации осадка (residue hydrodesulfurization
– RHDS). Потоки со дна установки с более низким
содержанием серы отправляют в установку флюид-каталитического крекинга осадка (residue fluid
catalytic cracker – RFCC).
Затем крекированные проУстановки: 100 брл/сут
дукты из этой установки очиСера (510 брл/сут)
SRP
щаются и/или обрабатыва(620
брл/сут)
ются установками с нисходяТопливный газ (2)
щим потоком для получения
Пропилен (11.8)
бензина с низким содержаPRU
972 брл/сут Пропан (3.2)
нием серы из установки FCC;
нефтезаводского газообразТопливный газ (0,3)
ного топлива, очищенного от
Изомеризация
(13)
активных соединений серы;
пропилена сорта полимеАлкилироС3 /С4 (0,6)
ров; сжиженного нефтянование
Алкилат (17.5)
(18)
го газа (liquefied petroleum
Нафта (2,2)
gas – LPG); алкилата; легкого
Серная кислота
Дизельное
рециклового газойля (lightтопливо (16,8)
cycle oil – LCO) и тяжелых
SAR (180 брл/сут)
компонентов жидкого топБензин (22)
Т-бензин (22)
лива.
Основные установки
НР
(110 млн
предприятия
включают в
3
фут /сут)
себя водородную установку
(которая подает высокочистый водород на установку
гидродесульфурации осадка), установки регенерации
Рис. 1. Схема нефтехимического процесса проекта FCC № 2
64
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
амина, установки для очистки
кислой воды, установки регенеРуководитель проекта
рации серы (sulfur recovery units
– SRU), коммунальное и стороннее оборудование. Будучи
автономными единицами, все
Техническая Группа
технологические установки
группа поддержки
Директор проекта
Директор по пуску
на НПЗ интегрировались, что
(Существуют)
способствовало повышению,
таким образом, совокупной
надежности данного НПЗ.
Чтобы добавить эксплуатационной гибкости всему НПЗ,
тем самым, позволяя новым установкам производить более тяPT – проектная группа
желую нефть с высоким содерPCT – Группа управления проектом и закупками
жанием серы, компания SK выбPET – Группа технологии производства
ST – Группа пуска
рала сочетание атмосферной
MT – Группа технического обслуживания
установки RHDS с установкой
RFCC. Проект FCC обеспечит
конкурентоспособность компа- Рис. 2. Группа управления проектом FCC № 2
нии SK в нефтеперерабатывающем секторе путем увеличения
значение графику, качеству, стоимости и безопаспроизводства высокооктанового бензина и других
ности.
продуктов, которые соответствуют разработанным
График. Проект был запланирован на 35 месяцев,
экологическим требованиям.
начиная с этапа предварительного проектирования
ПЕРВОНАЧАЛЬНЫЕ ЦЕЛИ ПРОЕКТА
до стабильного производства согласно специфиОбщие цели проекта были определены во время
кациям на всех установках. Окончание согласно
исследования выполнимости и на стадии планиграфику было намечено на июнь 2008 г. с промышрования проекта. Цели проекта придавали особое
ленным пуском к концу сентября 2008 г.
Таблица 1. Декомпозиция работ проекта FCC
Часть процесса
FEED
Детальное
проектирование
Обеспечение
Необходимое
оборудование
2
Второстепенное
оборудование
RHDS, водород
FEC
LEC-1
FEC
LEC-1
LEC-1
RFCC, GDS1, PRU2
FEC
LEC-2*
FEC
LEC-2*
LEC-2*
Сера, алкилирование, изомеризация
FEC
LEC-3
FEC
LEC-3
LEC-3
LEC-4*
LEC-4*
FEC
LEC-4*
LEC-4*
Коммунальные предприятия и стороннее
оборудование
1
Строительство
Обессеривание бензина (gasoline desulfurization – GDS).
Установка регенерации пропилена (propylene recovery unit – PRU).
Примечание. LEC-2 и LEC-4 – это одна и та же организация.
Рис. 3. Строительство, май 2007 г. (слева). Строительство, сентябрь, 2007 г. (справа)
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
Таблица 2. Основной график проекта (• • • •• – запланировано,
Описание
2005
2006
– выполнено)
•••••
2007
2008
Примечание
Анализ осуществимости SK
••••
04.2004–04.2005
Проектирование процесса лицензиарами
• • • •• • • • • • • • • •
05.2005–07.2006
FEC
• • • • • • • • • • •• • • • • • •• • • •
11.2005–04.2007
LEC
• • • •• • • • • • • • • • • • • •• • • • • •
06.2006–09.2007
Обеспечение необходимым оборудованием
• • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • •• • • • • • •• • •
07.2005–02.2008
Обеспечение остальным оборудованием
• • • •• • • • • • • • • • • •• • • • • • • •• • • • • • ••
02.2006–02.2008
Подготовительные работы на участке
• • • •• • • •• • • •• • • • • • • • • • • •
06.2006–12.2006
Строительство
• • • •• • • •• • • •• • • • • • • • •• • • • • • • • • • •
12.2006–03.2008
Пусконаладочные работы и ввод в эксплуатацию
• • • •• • • •• • • •• • • • • •• • • •• • • • • • •
04.2008–06.2008
Промышленная эксплуатация
• • • •• • • •• • • •• • • • • •• • • • • • • •
• • • •• • • •• • • •• • • • • •• →
06.2008 – настоящее время
►
Таблица 3. Первоначальные цели и их достижение
Безопасность. Цель безопасности заключается в предотвращении какого-либо серьезного
ущерба при эксплуатации проГрафик, месяцы
35
31
От этапа предварительного
екта.
проектирования до
промышленной эксплуатации
Для достижения определенных
целей
на стадии планирования
Качество
0,95
0,99
Действующий показатель
проекта была внедрена административная эксплуатационная
Цена, млрд долл.
2
1,95
–
философия компании SK – преБезопасность
Без серьезного
Без серьезного
–
восходные первоклассные методы
ущерба
ущерба
(Super excellent methods – SUPEX).
Философия SUPEX является многообещающей, а сами цели достигаются за счет готовности всех участников проекта
Качество. В соответствии с целями пуск был
открыто контактировать в разработке новых концепций
намечен с действующим показателем основных
и идей путем мозгового штурма (метода генерации
технологических установок (гидродесульфурации
идей путем коллективного обсуждения проблем при
осадка и флюид-каталитического крекинга осадка)
полной свободе выдвижения вариантов решения) и
выше 0,95. Действующий показатель равен факвыгодных сделок группы.
тическому обработанному количеству продукта в
течение 90 дней после первичного пуска, деленному
на расчетную производительность.
СТРАТЕГИИ ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЕКТА
Стоимость. Бюджет проекта не должен был преОсновываясь на анализе достоинств, недостатвышать 2 млрд долл.
ков, возможностей и угроз (Strengths, Weaknesses,
Описание
Запланировано
Выполнено
Замечания
Рис. 4. После завершения механической части проекта, март 2008 г. (слева). После пуска, июнь 2008 г. (справа)
66
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
Таблица 4. Спецификации на основные технологические установки
Основные свойства
Спецификации продукта
Фактические
показатели в работе
Установки
Основные продукты
Общее содержание серы, мас. %
Min 0,5
<0,5
RHDS
Обработанный Ar
Чистота, об. %
Min 99,9
>99,9
HP
Водород
Min 91
>91
RFCC
LCN
Min 99,65
>99,65
PRU
Полипропилен
ОЧим
Min 95
>95
Алкилирования
Алкилат
Общее содержание серы, мас. млн-1
Min 10
<10
GDS
Обработанный LCN
ОЧим
Чистота, об. %
Opportunities and Threats – SWOT), принимая во
внимание область реализации, такую как нефтяная и нефтехимическая промышленность, рынок
материалов и оборудования, и учитывая свой опыт
в крупномасштабных проектах, компания SK приняла решение реализовать проект, базируясь на
следующих стратегиях:
• создать сильную команду, управляемую владельцем, несущую ответственность за проектирование, материально-техническое снабжение и строительство (engineering, procurement and construction
– ЕРС) и первичный пуск;
• заблаговременно выбрать единственного
генерального подрядчика для предварительного
проектирования (front-end engineering contractor
– FEC) с технической экспертизой для базового
проектирования и услугами по поставке необходимого оборудования;
• заблаговременно выбрать многочисленных
местных генеральных подрядчиков (local engineering
contractor – LEC) для выполнения детального проектирования и оказания услуг по материально-техническому снабжению, за исключением поставки необходимого оборудования и строительных
работ;
• заблаговременно обеспечить себя оборудованием и материалами;
• способствовать коллективной работе всех
партнеров: SK, лицензиара технологии, FEС, LEC
и поставщиков.
• укрепить управление качеством, осуществляемое SK.
СИСТЕМАТИЗАЦИЯ РАБОТ
Принимая во внимание график проекта и ограниченные ресурсы для проектирования местных
генеральных подрядчиков, компания SK разделила
технологическое пространство на четыре части,
как показано в табл. 1.
ВНЕДРЕНИЕ СТРАТЕГИЙ ПРОЕКТА
Одним из ключевых показателей для достижения перспективных целей являются своевременные
и верные решения, предложенные управлением.
Компания SK определила единственную ответственную организацию, которая ориентирована на
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
декомпозицию работ (work breakdown structure –
WBS) проекта, как показано на рис. 2.
При принятии быстрых решений руководитель
проекта несет полную ответственность за принятые решения относительно выполнения проектирования, материально-технического снабжения и
строительства и первичного пуска. Назначенные
менеджеры команды имели богатый опыт реализации аналогичных проектов. К тому же, компания SK
исключила функцию консультанта по управлению
проектом (project management consultant – PMC),
который мог стать критическим элементом производства в процессе быстрого принятия решений.
Однако добавила соответствующие обязанности
команде управления.
Заблаговременный выбор генерального подрядчика по предварительному проектированию
и местных генеральных подрядчиков по проектированию для параллельного выполнения проекта.
Для получения беспрецедентно быстрого средства
достижения плана выполнения проекта у SK не
было выбора, кроме подхода параллельного выполнения проекта вместо традиционной поэтапной
реализации. SK выбрала генерального подрядчика
по предварительному проектированию до того, как
было завершено проектирование лицензиара, а
местных генеральных подрядчиков по проектированию до завершения этапа предварительного
проектирования, чтобы проводить параллельную
работу проектирования лицензиара, этапа предварительного технического проектирования, обеспечения и строительства, как показано в табл. 2.
Компания SK использовала собственные данные
для выбора генерального подрядчика по предварительному проектированию и местных генеральных
подрядчиков по проектированию, поскольку материалы Совета по производственному обучению
(Industrial Training Board – ITB) не были доступны
при выборе подрядчиков.
Единственный генеральный подрядчик по предварительному проектированию. Базовое проектирование проводилось генеральным подрядчиком по
предварительному проектированию в Кембридже,
шт. Массачусетс, и Хьюстоне, шт. Техас (США).
Для поддержания последовательности и согласованности проектирования среди многочисленных
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
процессов компания SK выбрала одного генерального подрядчика по предварительному проектированию для проведения этапа предварительного
проектирования, которое включало в себя:
• обзор проектирования процесса лицензиара;
• координацию выполнения проектирования
процесса лицензиара;
• проектирование нелицензированного технологического оборудования;
• базовое проектирование всего технологического оборудования;
• услуги по поставке необходимого оборудования, например, подготовку запроса о цене (request
for quotation – RFQ), оценка предложений и обзор
репутации поставщиков.
Многочисленные местные генеральные подрядчики по проектированию. Учитывая масштаб
проекта и ограниченное число местных генеральных
подрядчиков по проектированию, компания SK
выбрала четыре местных компании для проведения
детального проектирования, материального обеспечения, строительства и выполнения пусконаладочных работ. Заблаговременный выбор местных
генподрядчиков по проектированию позволяет узнать об этапе предварительного проектирования
и начать детальное проектирование параллельно с
предварительным проектированием. Параллельное
выполнение базового и детального проектирования
в значительной степени способствовали реализации проекта в срок 31 месяц. При четырех местных генеральных подрядчиках по проектированию
необходимо было назначить ведущего местного
генподрядчика по проектированию, ответственного
за обеспечение последовательности и согласованности работ по детальному проектированию среди
процессов, критериев проектирования, спецификаций, материалов и др.
Заблаговременные поставки оборудования.
Активный рынок заставил компанию SK принять
специальный подход к обеспечению оборудованием
и материалами.
• Классифицировать и определить необходимое
и второстепенное оборудование на основании закупки с использованием внутренних данных.
• Подготовить и объявить запросы о цене для
необходимого оборудования, используя информацию лицензиара и согласуя число заказов на приобретение во время выяснения предложений или
позже. Например, компания SK приобрела реакторы
и сепараторы установки гидродесульфурации осадка, используя собственные данные до завершения
проектирования лицензиара с условием изменить
число заказов на приобретение, соответствующее
действительному проектированию, и защитить торговую площадь производителя.
• Внедрить программу для стимулирования
генерального подрядчика по предварительному
проектированию с целью своевременной подготовки таблиц оборудования для заблаговременного
обеспечения.
Коллективная работа всех партнеров. С восемью
лицензиарами, одним генеральным подрядчиком
68
по предварительному проектированию и четырьмя
местными генеральными подрядчиками по проектированию для успешной реализации проекта очень
важно было организовать хорошую коллективную
работу. Коллективная работа касалась:
• общих целей проекта с генеральным подрядчиком по предварительному проектированию и
местными генеральными подрядчиками по проектированию;
• менеджеров проекта местных генеральных
подрядчиков по проектированию, участвующих в
ежемесячных обзорных встречах с генеральным подрядчиком по предварительному проектированию;
• менеджеров проекта и руководителей строительных работ местных генподрядчиков по проектированию;
• групповых практикумов (team-building).
Улучшенное управление качеством, проводимое
SK. План управления качеством (quality management
plan – QMP) обеспечил план действий с целью успешного пуска завода. План управления качеством
содержит программы для действий по обеспечению
качества, необходимых на всех стадиях проекта,
т.е. при базовом проектировании, детальном проектировании, материальном обеспечении и строительстве. План управления качеством проекта FCC
№ 2 состоял из следующих компонентов:
• организации управления качеством;
• разработки положений проверки требований
лицензиаров, кодов и спецификаций;
• разработки оптимальных требований измерения, надежности, пригодности и удобства эксплуатации;
• плана приемочного контроля на предприятии
производителя;
• контрольной карты для проверки материалов
после их прибытия на участок;
• контрольной карты для проверки возможности
использования в работе во время строительства;
• плана защиты качества на участке для обеспечения проверки точек измерения;
• уроков, полученных из работы, технического
обслуживания и поиска и устранения неисправностей существующего оборудования.
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА FCC
Компания SK достигла целей проекта по каждому пункту согласно табл. 3. С момента завершения механической части проекта до получения
конечных спецификаций на все установки FCC
проекта № 1 компании SK прошло 90 дней. Что касается установок FCC проекта № 2, для обеспечения
требований на продукты согласно спецификациям
потребовалось 72 дня. Даты основных событий,
которых достигла компания SK после завершения
механической части проекта, указаны ниже.
• Завершение механической части проекта всех
установок: 31 марта 2008 г.
• Спецификации на водородную установку: 8 мая
2008 г.
• Спецификации на установку гидродесульфурации осадка: 31 мая 2008 г.
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
• Спецификации на установки RFCC/GDS) 11
июня 2008 г.
• Спецификации на установки алкилирования:
12 июня 2008 г.
Компания SK достигла расчетной производительности каждой основой установки 25 июня 2008 г.
Также SK получила все спецификации на продукт,
как показано в табл. 4.
Завод работал без остановок после первичного
пуска 12 июня 2008 г. Компания SK старалась максимально увеличить производительность FCC проекта № 2 с помощью пределов проектирования. Как
показано ниже, компания достигла этой цели.
• Достигнутая производительность установки
гидродесульфурации осадка 86 000 брл/сут (расчетная производительность 80 000 брл/сут).
• Достигнутая производительность установки
FCC 73 000 брл/сут (расчетная производительность
60 000 брл/сут).
ПЕРСПЕКТИВЫ
Когда компания SK начинала проект FCC № 2
во втором квартале 2005 г., машиностроительная
и строительная промышленность в Корее были
успешными. Была востребована не только машиностроительная и строительная отрасли промышленности, еще большим спросом пользовалась
приборостроительная отрасль. Кроме того, цены
на сырье были выше, чем в предыдущие годы. В
основном это объяснялось реализацией различных
аналогичных проектов в Китае. В то же время в
Корее также были спроектированы и реализованы
крупные конкурирующие проекты, включая:
• SKC – проект пропиленоксида перекиси
водорода (hydrogen peroxide propylene oxide –
HPPO);
• Samsung Total Petrochemicals Co. Ltd. – проект
модернизации стирола;
• LG Chem. Ltd. – проект модернизации стирола;
• GS Caltex Corporation – проект HOU № 2.
Для преодоления вышеуказанных проблем компания SK разработала следующие положения.
• Создала сильную команду управления проектом с одним ответственным лицом.
• Присудила поставщикам, лицензиарам, FEC и
LEC награды и премии за разработку производственного оборудования.
• Планировала заблаговременное контактирование с FEC и LEC.
• Способствовала коллективной работе с FEC
и LEC.
• Проводила и укрепляла управление качеством.
• Давала точную информацию, основанную на
запросах и соответствующую потребностям других
групп, вовлеченных в проект.
Решения, принятые проектной группой, могли
соответствовать или даже превосходить все требования по безопасности, стоимости, графику и
качеству. И хотя первоначальные цели были слишком рискованными, компания SK смогла сократить
сроки реализации проекта на четыре месяца без
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
превышения бюджета и при одновременном достижении всех остальных целей проекта.
Перевела И. Аммосова
Sook-Hyung (Sam) Kwon (С. Х. Квон), вицепрезидент и директор проекта FCC № 2 в компании SK Energy Co. Он имеет ученую степень
магистра в области химических технологий от
университета Yonsei University в Корее. Он
является членом корейской ассоциации Korean
Professional Engineers Association, Технического
комитета-185 Международной организации по
стандартизации ИСО (International Standardization Organization
– ISO) (ISO Technical Committee-185) и Комитета стандартов
Американского нефтяного института по оборудованию НПЗ
(American Petroleum Institute – API) (API Standard Committee on
Refinery Equipment). Г-н Kwon имеет 27-летний опыт работы в
области нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслях
промышленности.
Byung-Heon Sohn (В. Х. Сон), менеджер проектной группы № 1 проекта FCC № 2 в компании
SK Energy Co. Он имеет ученую степень бакалавра в области машиностроения и проектирования от Национального университета Seoul
National University в Корее. Г-н Sohn имеет
26-летний опыт работы в области управления
проектом и закупок.
Yang-Myung Jeon (Я. М. Джеон), менеджер управления проектом и группы закупок проекта FCC
№ 2 в компании SK Energy Co. Он имеет ученую
степень бакалавра в области машиностроения
от Национального университета Busan National
University в Корее. Г-н Jeon имеет 23-летний опыт
работы в проектирования и эксплуатации завода
в нефтеперерабатывающей и химической обрабатывающей отраслях промышленности.
Sung-Joo Kim С. Дж. Ким), менеджер проектной группы № 2 проекта FCC № 2 в компании SK Energy Co. Он имеет ученую степень
бакалавра в области химических технологий
от университета Yonsei University в Корее. Г-н
Kim имеет 22-летний опыт работы в области
управления проектом в нефтеперерабатывающей и химической обрабатывающей отраслях
промышленности.
Young-Wook Shin (Я. У. Шин), менеджер проектной группы № 3 проекта FCC № 2 в компании SK Energy Co. Он имеет ученую степень
магистра в области химических технологий
от университета Korea University в Корее. Г-н
Shin имеет 27-летний опыт работы в области
управления проектом и строительством на нефтеперерабатывающих установках, установках
повышения качества сырой нефти, коммунальных предприятиях
и сторонних установках.
Young-Seok Ok (Я. С. Ок), главный инженер
проекта FCC № 2 в компании SK Energy Co.
Он имеет ученую степень бакалавра в области химических технологий от университета
Hanyang University в Корее. Г-н Ок работал
главным инженером проекта и инженером по
эксплуатации в нефтеперерабатывающей и
химической обрабатывающей отраслях промышленности в течение 21 года.
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
НОВЫЕ МЕТОДЫ
ПЕРЕРАБОТКИ ОСТАТКОВ
Часть 2
M. Motaghi, KBR, Хьюстон, Техас
K. Shree, S. Krishnamurthy, KBR, Нью-Дели, Индия
Этот метод моделирования может способствовать устранению проблем,
вызванных неправильным распределением сырья и плохо спроектированными устройствами подачи сырья
Повсюду в мире нефтепереработчики зачастую
вынуждены перерабатывать определенный ассортимент сырья в заданный ассортимент готовых
продуктов, не имея представления об изменениях
реакций, требуемых на молекулярном уровне и о
затратах, связанных с такими превращениями. К
тому же, необходимо часто производить традиционные продукты нефтепереработки, такие как
транспортные топлива и нефтехимическое сырье,
из каждого барреля нефти. Такие действия влекут
за собой значительные затраты и игнорирование
экономичных синергетических возможностей, которые могут обеспечивать нетрадиционными видами
технологического применения. Например, экономически эффективное облагораживание остатка от
перегонки может включать применение новых суперкритических технологий экстракции, которые могут
управлять «черными» молекулами или остаточным
маслом и производить другие конечные продукты,
а не транспортные топлива.
УПРАВЛЕНИЕ МОЛЕКУЛАМИ
ТЕМНОГО НЕФТЯНОГО МАСЛА
В части 1 уже были описаны достоинства DAO
как ценного сырья для установок конверсии. Однако
ограниченные рынки сбыта для эффективного размещения пека исторически оказывали некоторое
1248 мас. %
40,4 % Ароматические
углероды
80,85 мас. %
7,92 мас. %
2,24 мас. %
5,14 мас. %
3,85 мас. %
Асфальтеновые вещества с комплексными структурами.
Выделены из сырых нефтей алифатическими растворителями.
Растворимы в бензоле Мол. вес 1000–3000.
Высокое содержание S, N, O и металлов (V + Ni)
Рис. 1. Асфальтеновые вещества с комплексными структурами
70
сдерживающее влияние на широкомасштабное принятие этого молекулярного решения. Практикуемые
в промышленности решения до сих пор включают
использование пека в качестве компонента смешения высокосернистого FO (high sulfur FO – HSFO),
компонента смешения дорожного асфальта, сырья
термического или замедленного коксования или
жидкого сырья для установки газификации.
Хотя отказ от смешения с FO снизит производство
HSFO на НПЗ и сократит возможности сбыта для FO,
конечная цель нефтепереработки – исключить этот
продукт – не будет достигнута. Кроме того использование очень ценного нефтепродукта с пределами
кипения дистиллятов окажет негативное влияние на
экономику НПЗ.
В качестве альтернативного варианта наиболее
очевидным решением было бы направлять эти молекулы темного масла на установку замедленного
коксования. Поскольку содержание в пеке является
по существу результатом эффекта концентрации,
необходимо рассмотреть его естественное ограничение в сырье установки замедленного коксования
и его влияние на срок работы печи установки замедленного коксования. В случае промышленного применения этот параметр внимательно контролируется, и часто его ограничивают примерно до 34 мас. %
с возможностью доведения до 38 мас. % в проекте
нового строительства. Это в свою очередь означает,
что ограничения по CCR в сырье установки коксования иногда могут быть контролирующим фактором
количества молекул светлого масла, которое может
быть взято из остатка.
Во многих случаях молекулы асфальтена, непосредственно полученные традиционным процессом
SAD, слишком трудно продать в качестве дорожного
асфальта. Производство дорожного асфальта потребует, чтобы суммарное изъятие белых молекул из
остатка было очень низким, делая это комплексное
решение неэкономичным.
Спрос на дорожный асфальт часто зависим от
сезонных изменений, и нефтепереработчики решают эту проблему через непосредственную продувку
воздухом вакуумных остатков (vacuum resides – VR).
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
УПРАВЛЕНИЕ МОЛЕКУЛАМИ ПЕКА
На этом фоне исключение пека на молекулярном
уровне потребует исследования всех имеющихся
вариантов для повышения суммарных выгод процесса, управляемого растворимостью. Пек состоит
в основном из асфальтеновых и смолистых молекул.
Для данного исследования смолистые молекулы – это
молекулы, состоящие из ароматических колец с длинными боковыми цепями, тогда как асфальтеновые
молекулы являются комплексными ароматическими
соединениями с относительно более короткими цепями (рис. 1). Это наблюдение вызывает, естественно,
вопросы, связанные с умением разделять пек на две
отдельные фракции и с выгодами для НПЗ, которые
можно извлечь, найдя экономичные возможности
сбыта для этих фракций.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Теплообменник
Подогреватель
смолы
Смола
Сепаратор
смолы
Теплообменник
Конденсатор
Сепаратор
асфальтена
Подогреватель
асфальтена
Циркуляция
растворителя
Сепаратор
DAO
Уравнительный
резервуар для
Отпарная колонна DAO растворителя
Остаток
Колонны для
отпаривания
смолы
Водяной
пар
Рециркуляция
растворителя
Подогреватель
DAO
Колонна для
отпаривания
Водяной
асфальтена
пар
Асфальтен
Водяной
пар
Рис. 2. Технологическая схема процесса суперкритической
экстракции остаточного масла
Рис. 3. Гранулы твердого асфальтена удобнее для транспортировки и хранения
Запатентованный распределитель
сырья высокой мощности
Уравнительный бак
НОВЫЕ МЕТОДЫ
СУПЕРКРИТИЧЕСКОЙ
ЭКСТРАКЦИИ
В процессе, управляемом растворимостью, тип молекулярной
структуры является критическим
параметром в определении коэффициента распределения этой
молекулы между двумя жидкими
фазами. Поэтому ожидание разделения между структурносвязанными смолистыми и асфальтеновыми
молекулами будет достаточно обоснованным (рис. 2).
Фактически это практикуется
на трех действующих промышленных установках суперкритической экстракции остаточного
масла, где рабочие условия сепаратора асфальтена отрегулированы
на подъем молекул смолы в DAO.
Молекулы смолы затем извлекают
Холодильник
Смеситель
Несмотря на то, что продувка воздухом является
удобным решением, при рассмотрении через призму управления молекулами оно включает снижение
качества молекул светлого масла, содержащихся в
VR, до продукта темного масла (экономически отрицательный факт) и неспособность противостоять возникновению связанных с ним экологических
проблем.
Через газификацию пека может быть установлен интересный водородный баланс НПЗ. Система
питания жидкостью снижает потребность в чистых
инвестициях, несмотря на то, что они все же могут
быть очень высокими в абсолютном выражении.
Кроме того, промышленный опыт говорит о существенном повышении надежности – в некоторых
случаях вдвое по сравнению с традиционными установками газификации на основе твердого топлива.
Однако в ожидании снижения цен на природный газ,
доступности более дешевого источника водорода в
отдаленной перспективе, нефтепереработчики могут счесть крупные капиталовложения в технологии
газификации недостаточно оправданными.
Гранулятор
Охлаждающая
вода
Выравнивающий
теплообменник
Горячий
жидкий
асфальтен
Гранулы и вода
Насос
охлаждающей
воды
Сырьевой насос
Твердые гранулы
на хранение
Ленточный
конвейер для
транспортировки
гранул
Сито для
обезвоживающей
сушки
Слив
воды
Фильтр
(удаление
твердых
примесей
Лопастный
вентилятор
или водяной
холодильник
Рис. 4. Технологическая схема установки гранулирования твердого асфальтена
№ 11 • ноябрь 2010
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Таблица 1. Промежуточное решение: выходы установки (выход смолы 20 %, выход DAO 30 %,
выход асфальтена 50 мас. %)
Продукт
Сырьевой VR
Выход на VR, т/сут
Удельный вес при 60 °F
Азот, мас. %
Сера, мас. %
CCR, мас. %
Никель, млн–1 (мас)
Ванадий, млн–1 (мас)
Температура размягчения, °F
6230
1033
0,4
5,5
24
29
110
Асфальтен
Продукт,смола
DAO
3115
1112
0,6
7
40
56
216
250
1246
0,984
0,3
4,5
12,5
4
7,4
1869
0,952
0,2
3,7
5
0,9
1,7
Таблица 2. Общий материальный баланс, промежуточное решение
Продукт
VR
Неочищенный
VR
Дорожный
асфальт
Твердое
топливо
Сырьевая
cмесь FCC
VGO на
продажу
6869
0,930
3847
0,922
Выход на VR, т/сут
6230
8847
1908
2453
Удельный вес при 60 °F
1033
0,922
1025
1112
Азот, мас. %
0,4
0,1
0,4
0,6
0,1
0,1
Сера, мас. %
5,5
3,3
5,3
7
3,4
3,3
24
29
0,9
0,1
22,1
21,8
40
56
2
0,3
0,9
0,1
110
0,4
79,8
216
250
0,7
0,4
CCR, мас. %
Никель, млн–1 (мас)
Ванадий, млн–1 (мас)
Температура размягчения, °F
Вакуумная перегонка
Разбавитель, 3581 т/сут
VR 6230 т/сут
FO 9811 т/сут
НПЗ – Базовый случай
Рис. 5. Базовый случай: НПЗ перерабатывает тяжелую нефть,
не имея возможностей для переработки остатков
VGO на продажу
3847 т/сут
VGO
8847т/сут
DAO
1869 т/сут
Вакуумная
перегонка
VR
6230 т/сут
Твердое
топливо
2453 т/сут
Технология
гранулирования
Сырье FCC
6869 т/сут
VGO
5000 т/сут
Смола
1246 т/сут
Суперкритическая экстракция
остаточного
масла
Асфальтены
2453 т/сут
Асфальтены
662 т/сут
Дорожный
асфальт
1908 т/сут
Промежуточное решение
Рис. 6. Гранулы твердого асфальтена удобнее для транспортировки и хранения
72
из DAO, частично расширяя растворитель в суперкритических условиях.
Целью является фракционирование DAO, выходящего из сепаратора (который содержит предельные
соединения и смолы), на легкий DAO (преимущественно предельные соединения) и смолистый продукт.
Это осуществляется регулированием условий сепаратора смол таким образом, чтобы создать достаточное
расширение растворителя для выпадения тяжелой
части масла, приводящего к разделению, основанному на растворимости в суперкритических условиях.
Выход и качество смолы можно варьировать, чтобы
повлиять на качество и количество DAO.
Эта система обеспечит также гибкость для уравновешивания потоков с учетом потребностей дальнейшей переработки, твердо соблюдая при этом требования к качеству DAO и осуществляя другие варианты
размещения промежуточного потока смолы.
СМОЛЫ И ДОРОЖНЫЙ АСФАЛЬТ
Изучение свойств фракции смолы выявляет, что
этот поток может теперь найти многочисленные возможности сбыта для продукта. Одной экономичной
возможностью сбыта является непосредственное
производство дорожного асфальта – исключительно
из молекул темного масла без дополнительной переработки. Молекулы смол легче дорожного асфальта,
и заданный сорт дорожного асфальта может быть
получен избирательным смешением с асфальтеновыми молекулами в требуемой пропорции. Благодаря
депарафинизированному характеру этих молекул они
проявляют превосходные вязкостные свойства при
такой же пенетрации и не сравнимые с вариантами
традиционной технологии.
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Таблица 3. Общий материальный баланс, окончательное решение
Продукт
Выход на VR, т/сут
Уд. вес при 60 °F
Азот, мас %
Сера, мас %
CCR, мас %
Никель, млн-1 (мас)
Ванадий, млн-1 (мас)
VR
Неочищенный
VR
Дорожный
асфальт
Твердое
топливо
6230
1033
0,4
8847
0,922
0,1
1908
1,025
0,4
2453
1112
0,6
Сырье HC
10 716
0,928
0,1
5,5
3,3
5,3
7
3,3
24
29
110
0,9
0,1
0,4
22,1
21,8
79,8
40
56
216
1,6
0,3
0,6
Темпер. размягчения, °F
250
Процесс обладает способностью регулировать
объем и качество смолы. Сезонные изменения спроса
на дорожный асфальт могут быть решены регулированием объемов полученной смолы и избирательным
направлением избытка либо в DAO, либо во фракцию
асфальтена.
АСФАЛЬТЕНОВЫЕ ОТХОДЫ
Несмотря на то, что это решение предоставляет привлекательный экономичный выбор для производства дорожного асфальта высшего качества,
проблемы, связанные с размещением остаточных
асфальтеновых молекул, сохраняются.
Асфальтеновые молекулы имеют высокое содержание CCR, металлов и серы и по существу не
заслуживают облагораживания. Они представляют
самое малоценное содержимое настоящего темного
масла в остатках, и лучшая экономика заключается
в решениях, которые выводят эти молекулы с НПЗ
в промышленные производства или конечным потребителям, входящим в нефтеперерабатывающую
отрасль, у которой есть стимул перерабатывать эти
потоки.
Главная проблема – обращение с этими молекулами и их транспортировка. Продуктовый асфальтен производится в виде высоковязкой жидкости,
которая затвердевает при окружающей температуре. Малозатратная высокопроизводительная
технология гранулирования твердого материала
является логичным решением транспортной проблемы, которое поможет нефтепереработчикам
экономично хранить и перемещать эти отходы
VGO на продажу
8847 т/сут
DAO
1869 т/сут
Вакуумная
перегонка
VR
6230 т/сут
Твердое
топливо
2453 т/сут
Технология
гранулирования
Сырье FCC
10 716 т/сут
Смола
1246 т/сут
Суперкритическая экстракция
остаточного
масла
Асфальтены
2453 т/сут
Асфальтены
662 т/сут
Дорожный
асфальт
1908 т/сут
Окончательное решение
Рис. 7. Базовый случай: НПЗ перерабатывает тяжелую нефть,
имея установку суперкритической экстракции остаточного
масла, установку гранулирования твердого асфальтена с
установкой гидрокрекинга для облагораживания дополнительного DAO
для более желательного конечного использования (рис. 3).
Твердое топливо. Это простой и экономически
эффективный вариант для размещения асфальтена
на рынке цемента и стали, где отмечается большой
спрос на твердое топливо с высоким БТЕ.
Существуют промышленные технологии, которые
производят твердое топливо из асфальтеновых отходов. Однако для этих процессов обычно характерна
ограниченная производительность, высокие эксплу-
Таблица 4. Выходы установки гидрокрекинга
Вариант
Низкая конверсия
Давление, атм.
Циркуляция H2, ст. фут3/брл
Температура, °F
650 °F + конверсия
Расход H2
Выходы, об %
Нафта C5 – 180 °F (82 °C)
Керосин 180–330 °F (82–165 °С)
Дизтопливо 330–650 °F (165–343 °С)
Сырье FCC
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
Глубокая конверсия
1960
6000
1960
6000
Исходная
Исходная + 25
15
53
825
1530
0,2
1,8
14,6
85,2
7,2
17
39,9
47,5
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
атационные расходы, низкая надежность и высокая
трудоемкость. Новая технология гранулирования
твердого материала является идеальным решением
для отверждения асфальтенов и других тяжелых углеводородов. Этот метод представляет собой малозатратный процесс, легкий в эксплуатации и имеет
высокий ожидаемый эксплуатационный фактор.
Полученные гранулы устойчивы к образованию
пыли, удобны в обращении, хранении, транспортировке. Эти гранулы почти сферической формы и
ожидаемым распределением размера 1 и 3 мм имеют
хорошие характеристики размалываемости, хранения и транспорта, о чем свидетельствует высокий
индекс размалываемости (Hargrove Grindability Index
– HGI), температуру испытания на хранение и низкую хрупкость. Большой угол естественного откоса
обеспечивает высокую вместимость на конвейерах.
Небольшое количество остаточной влаги на гранулах помогает минимизировать образование пыли во
время транспортировки (рис. 4).
Гранулы асфальтена могут быть использованы в качестве твердого топлива в цементных обжигательных
печах, в сталелитейной промышленности и на объектах коммунального назначения. Гранулы могут быть
добавлены в кокс топливного сорта или в уголь для
улучшения характеристик сгорания. Теплотворность,
органический углерод и химические характеристики, такие как сера, никель и ванадий, обусловлены
характеристиками нефти. Теплотворность гранул
асфальтена на 20–50 % выше теплотворности нефтяного кокса. Ввиду более высокой теплотворности,
характеристик сгорания и легкого размалывания
гранулы асфальтена достойны более высокой цены за
тонну по сравнению с топливным коксом и углем.
ИЛЛЮСТРАЦИЯ
КОНКРЕТНОГО СЛУЧАЯ НА НПЗ
В этом базовом случае НПЗ с производственной
мощностью 200 000 брл/сут перерабатывает тяжелую высокосернистую ближневосточную нефть
(API 31,4 °API), производя 5230 т/сут VR и 8847 т/сут
VGO (рис. 5). НПЗ не имеет установок по переработке остатков и в настоящее время использует
ценные дистилляты для разбавления VR, производя
большие объемы малоценного HSFO (табл. 1 и 2).
Промежуточный вариант инвестирования. В
этом промежуточном варианте нефтепереработчик
вкладывает капитал в установку суперкритической экстракции остаточного масла и в установку
гранулирования твердого асфальтена, по существу
исключая производство HSFO. Капиталовложения
во внутризаводскую (ISBL) часть двух установок
составят около 65–75 млн долл. (рис. 6).
Эта комбинация представляет самое совершенное
краткосрочное решение, позволяющее перерабатывать весь произведенный DAO на существующих
установках FCC, компенсируя равноценный VGO,
который может быть продан. Изменение в сырье
окажет незначительное влияние на выходы FFC.
Чем ниже производство DAO, тем лучше его качество, но приходится иметь дело с большим объемом более легкой смолы. Больший объем более
74
легкой смолы приведет к увеличению производства
дорожного асфальта и соответственно к снижению
производства твердого топлива (табл. 3).
Конечный вариант инвестирования. В этом окончательном варианте нефтепереработчик вкладывает
капитал в установку суперкритической экстракции
продуктового остаточного масла и в установку гранулирования твердого асфальтена, по существу исключая производство HSFO. Больший объем наличного
конверсионного сырья должен быть переработан
на установке гидропереработки.
Требуемое превращение может меняться от номинального 20 %, которое связано с традиционной
установкой гидроочистки каталитического сырья, до
номинального 65%-ного превращения, достижимого
на установке конверсии за один проход.
Технологический расчет и рабочее давление установки гидрокрекинга могут быть отрегулированы
на изменение конверсии от 15 до 55 % посредством
изменения рабочих условий слоев установки гидрокрекинга. Это в свою очередь обеспечит нефтепереработчику дополнительную гибкость в изменении отношения бензина к дизельному топливу,
поступающих с двух установок конверсии, всецело
исключая производство тяжелого жидкого топлива.
Стоимость этого инвестирования для крупной установки гидрокрекинга может меняться от 400 до
600 млн долл., и она может разниться, пока не будут
гарантированы экономические условия (рис. 7).
В режиме низкой конверсии FCC будет при своей
максимальной мощности, и ожидается, что выходы и
качество будут лучше, чем у действующих процессов
(табл. 4). В режиме глубокой конверсии FCC будет
при низкой производительности и вне теплового
баланса, напоминая о необходимости небольшого
байпаса DAO или отправки смолистого сырья непосредственно на FCC.
УПРАВЛЕНИЕ МОЛЕКУЛАМИ
С принятием принципов управления молекулами становится очевидно, что лучшая ценность
достигается посредством направления выбранной
молекулы остатка соответствующему конечному
пользователю. Оптимальное решение включает
принятие уникальных способов интегрирования
принципов удаления углерода и присоединения
водорода, учитывая при этом преобладающий инвестиционный климат.
Комбинация технологий SDA и гранулятора асфальтена представляет экономичное малозатратное
решение для исключения производства FO и может
быть выполнена всего лишь с долей издержек всех
других вариантов переработки остатков. DAO является превосходным сырьем и может быть легко
переработан на заводских установках FCC или гидрокрекинга. Высококачественный дорожный асфальт
может быть получен из пека и гранулы удаленного
твердого асфальтена могут быть проданы цементной,
сталелитейной и энергетической отраслям промышленности.
Перевела Н. Иванова
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
УСТАЛОСТНОЕ РАЗРУШЕНИЕ
В КОЖУХОТРУБНОМ ТЕПЛООБМЕННИКЕ
A. Babakr, T. Ashiru, C. Westhuizen, Sabic R & T, Джубай, Саудовская Аравия
Описаны случаи из практики, представляющие различные повреждения и рассмотрены решения,
предупреждающие эти повреждения
Так называемый механизм усталостной коррозии представляет собой совокупность воздействий
вибраций в трубах наряду с точечной коррозией в
них. Сама вибрация не должна вызывать какие-либо
механические проблемы. В данной статье представлены случаи повреждений от вибрации, вызванной
возбужденным потоком.
С повреждениями теплообменников сталкиваются в различных отраслях промышленности, в
частности, нефтехимической, химической, энергоснабжающей, нефтяной [1]. Некоторые общие
повреждения в теплообменниках происходят в результате: ошибок в монтаже; дефектов производства; дефектов в трубах и трубопроводных системах;
некачественных материалов; неудовлетворительных
условий эксплуатации; точечной коррозии; сварки
[2]; неправильной сборки [3]; коррозии, вызванной
перенапряжением металла [4]; термической коррозии [5]; усталостной коррозии; щелевой коррозии
[6]; ошибок в проектировании; загрязнений [7];
избирательного выщелачивания [8] и эрозионной
коррозии [9]. В этой статье рассмотрен один вид
повреждения теплообменников, связанного с усталостью возбужденного потока.
ПЕРВЫЙ СЛУЧАЙ
Охладитель находился в системе приблизительно
шесть лет. Самые ранние утечки зафиксировали
после двух лет эксплуатации. В трубной зоне не
Точечная
коррозия
Рис. 1. Макрофотосъемка полученной секции трубы, показывающая место ее перелома при извлечении ее из секции
(a). На снимке (b) показана переломанная секция трубы
на внутренней поверхности с незначительной точечной
коррозией
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
было обнаружено никаких признаков коррозии.
Контроль внетрубной зоны выполнен не был из-за
стационарно закрепленного верха теплообменника.
Утечки из труб снова обнаружили через три недели после ремонта. Недавно обратили внимание на
значительное повышение температуры поверхности
труб с охлаждающей водой. Температура поверхности труб на входе в систему и выходе из нее была
одной и той же. Кроме того, было отмечено, что поток охлаждающей воды блокирован повышенными
утечками углеводородов во внетрубную зону. При
остановке системы трубы заменили на бесшовные
SA 179, а перегородку оставили из углеродистой
стали. Исследовательская группа выполнила анализ
рассеяния магнитного потока (magnetic flux leakage
– MFL) на трубах теплообменника. Основные воздействия наблюдались непосредственно на входе
углеводородов в систему, как видно из результатов
анализа MFL (рис. 1). Рабочие параметры теплообменника приведены в таблице.
Для исследования взяли две трубы (каждая из них
длиной 6 м), а также две небольшие секции, извлеченные из пучка труб. Из-за большой длины трубы
были разрезаны пополам (длиной по три метра).
Трубы испытали на утечки воздухом под высоким
давлением, а затем их погрузили в водяную ванну.
В этом испытании утечки не были обнаружены.
Небольшие секции труб испытаны с использованием фрактографии.
Анализ показал на внутренней поверхности труб
продольные трещины. При визуальном осмотре внутренней поверхности была также обнаружена точечная
коррозия. Кроме того, наружная поверхность труб
имела также коррозионные изъязвления (рис. 2). Был
использован спектрометр для определения состава
сплава труб (в соответствии со спецификацией SA 214).
Оптический макроснимок показал коррозию в прогрессирующей стадии на внутренней поверхности
трубы. Коррозионные изъязвления четко видны на
поверхности трубы после ее очистки (рис. 3). При
дальнейшем исследовании трещин на поверхности
определили первопричину – усталость трещины.
На рис. 4 показаны коррозионные изъязвления и
усталостные трещины. Изъязвления не проникли на
глубину трещин. На рис. 5 показаны оптические макроснимки в условиях протравленного металла.
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
Трещины поверхности
Точечная коррозия
Рис. 3. Оптическая макрофотосъемка, показывающая разрушения
на внутренней поверхности трубы после очистки
Рис. 2. Макрофотосъемка трубы, показывающая протертости,
вызванные движением трубы относительно перегородки.
Расположение трубы непосредственно в зоне входа углеводородов
Из представленных иллюстраций можно отметить, что рассматриваемые повреждения имеют место в случае комбинации усталостного напряжения и
точечной коррозии. Синергетическое воздействие
(взаимное усиление – Прим. пер.) этих двух факторов можно объяснить следующим.
Усталость. Проблема усталости, по всей вероятности, вытекает из конструкции системы. При
рассмотрении внутренней поверхности трубы и
перегородки было отмечено большое количество
изъязвлений по движению углеводородов на входе в систему и воды на выходе из нее. На входе
углеводородов труба имеет достаточно длинный
незакрепленный участок. При проведении нормального процесса эта зона наиболее восприимчива к
высокой амплитуде вибрации. Трубы очень хорошо подогнаны в трубную решетку. Следовательно,
наиболее высокое усталостное напряжение будет
инициировано на внутренней поверхности трубы/
трубной решетки.
Точечная коррозия. Точечная коррозия была
обнаружена в трубе и трубной решетке со стороны
трубы. Однако точечную коррозию в данном случае объяснить трудно, так как факторы, которые
инициируют точечную коррозию, отсутствуют.
Возможно, что коррозионные изъязвления инициированы факторами или ситуациями, которые
не поддаются анализу.
Рис. 4. Точечная коррозия на первоначальном повреждении
(увеличение в 75 раз)
Рис. 5. Оптическая макрофотосъемка, показывающая точечную
коррозию с окисью железа, без трещин (увеличение в 200 раз)
Параметры теплообменника
Показатель
Рабочее давление, бар
Рабочая температура, °C
Материал
Жидкость
Наружный диаметр труб, мм
Длина трубы, м
Конфигурация трубы
76
Внетрубная зона
Трубная зона
4,5
37,7
38/44
SA 516-60
Свежая охлаждаемая вода
19,5
6,0
Горизонтальные и
прямолинейные трубы
90/45
SA 214 ERW
Углеводороды
-
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
Смещение, мм
Рис. 6. Результаты анализа конечного элемента, отражающие
подгонку перегородки и последнюю секцию трубы, имеющей
наибольшее смещение, обусловленное более высокой
естественной частотой
Наибольшее воздействие
40 < дефект < 60
20 < дефект < 40
0 < дефект 20
Нет следов
Забито
Нет трубы
80 < дефект <–100
5 – 60 < дефект < 80
Рис. 7. Результаты анализа IRIS по воздействию на различные
трубы
H2O
Поврежденная
труба
H2O
Газ
Газ
16,756 м
Рис. 8. Схема теплообменника с расположением повреждений
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
Коррозионная усталость. Присутствие в зоне
усталостных трещин коррозионных язв, а также
изъязвления, приобретенные в начальный период
возникновения усталостных трещин, объясняется
механизмом коррозионной усталости. Для этого
механизма время для повреждения будет значительно короче, чем для усталости и точечной коррозии
самих по себе. При коррозионной усталости всегда
присутствует коррозионная среда. Это сочетание
делает систему более уязвимой и приводит к повреждению раньше, чем было бы при наличии одного
фактора усталости.
Комбинация вышеуказанного механизма может
быть даже в процессе работы. Если на металле нет
коррозионных изъязвлений, теплообменник будет
работать достаточно долго. С другой стороны, если
нет вибрации, срок развития изъязвлений значительно больший для проявления сквозной коррозии.
В зависимости от вида точечной коррозии эти
изъязвления могут «самозалечиваться» и даже не
будут распространяться дальше. Регулярная проверка по методу IRIS/MFL позволит справиться с
этой проблемой.
Используя метод конечных элементов (finite
element – FE), можно прогнозировать усталость.
Из-за участка труб между трубной решеткой на
входе углеводородов и перегородкой на выходе воды
испытания проводили с высокой вибрацией, учитывая собственную частоту труб. Эти вибрационные
волны усиливались, при приближении к трубной
решетке. Непрерывное повторение этого воздействия способствовало появлению язв. Теперь, когда
появились изъязвления, они будут активизироваться, что снизит усталостную долговечность. Трубы,
расположенные в верхней части теплообменника,
испытывают большее усталостное напряжение и
связанные с этим повреждения, в то время как трубы,
расположенные в нижней части теплообменника, не
подвергаются подобным повреждениям, поскольку
они не испытывают действия сил, инициирующих
вибрацию. И убывающих при достижении нижних
труб. Наиболее вероятным объяснением является то,
что трубы в нижнем положении как бы «находятся
в подчинении» массы труб верхнего размещения;
трубы верхнего исполнения не защищены от вибрации так, как нижние трубы. На рис. 6 показаны
трехмерное изображение пучка труб и результаты
анализа конечных элементов.
Представленные результаты подтверждены выполненными испытаниями IRIS. Их убедительные
данные показали, что верхние трубы очень подвержены усталостным напряжениям (рис. 7). Это подтверждается предлагаемыми данными расположения
поврежденных труб. Приведенные исследования
побуждают персонал завода внимательно относиться
к теплообменникам и подобным конструкциям.
ВТОРОЙ СЛУЧАЙ
В этом случае теплообменник (рис. 8) подвергся
конструкторским изменениям, поскольку был запущен в эксплуатацию двадцать лет назад в связи с
расширением установки и повышением требований
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
Поток
Рис. 10. Труба, поврежденная в месте второй перегородки
от входа газа
Рис. 9. Результаты анализа IRIS с обратного конца
теплообменника, показывающие поврежденные трубы в
верхнем ряду (пятая труба справа)
к технологическому процессу. Еще шесть лет назад
теплообменник был вертикального типа с никелевыми трубами, однако с повышением требований к
процессу конструкцию теплообменника заменили
на горизонтальную с двухслойными трубами из нержавеющей стали.
Поскольку процесс – не коррозионный, контроль
состояния труб был достаточно слабым. Однако в
первое время некоторые трубы проверяли и очищали. После двух лет эксплуатации их вынули, очистили с применением новейшего гидрокинетического
метода. При выполнении очистки труб в верхнем
ряду на входе газа были обнаружены утечки. Почти
в то же самое время проявились утечки в охладителях, размещенных в других частях установки.
Проверка охладителя показала на утечку из одной
трубы, снова в верхнем ряду. Труба была закупорена, уплотнения сварены с обоих концов, поэтому
охладитель был выведен из эксплуатации. Феномен
заключается в том, что оба агрегата повреждены в
одних и тех же местах.
Рис. 11. Снимок указывает на чистую поверхность между
перегородкой и трубами
Краткая техническая характеристика
теплообменника
Материал......... двухслойные трубы SS-SA-789-S31803 (2205)
Перегородка............................................. углеродистая сталь
Среда в корпусе..............................................................вода
Время эксплуатации......................................................20 лет
Материал корпуса.....................................углеродистая сталь
Расположение.....................горизонтальное с одним выходом
При исследовании на полученном образце трубы
не было обнаружено никаких образований коррозии. Кроме того, на образце не было явных следов
каких-либо отложений. Когда вскрыли один конец
трубы, внутри нее было чисто. Четко определилась
отметка от перегородки, так как трубу выдвигали для
проверки всей длины от выхода до входа. Следует
отметить, что место повреждения трубы находится
78
Рис. 12. Снимок разделенной секции трубы ниже перегородки,
поврежденной от вибрации возбужденного потока. Внутренняя
поверхность трубы не имеет следов коррозии или любых
других повреждений
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
точно в той области, где входит охлаждающая вода.
На рис. 9–12 показаны результаты исследований.
Несомненно, что повреждения теплообменника были результатом движения/вибрации. В то же
время движения/вибрации оказались результатом
воздействия потока воды на входе. Сценарий повреждений может быть следующим.
Чрезмерный поток жидкости на входе был причинной колебаний верхних правых труб. Движение
труб происходило в зоне, в которой уже отмечалось
трение между трубами и перегородкой. Воздействие,
связанное с движением трубы, привело к локализованному ее утончению. Причина, по которой
происходило местное утончение, объяснялась тем,
что вода, направленная в эту область, соударялась
с перегородкой.
Причиной повреждения может быть применение
гидрокинетического метода, при котором в течение
очистки не регулируется напор струи, вызывающий
формирование повреждения. Прорыв обычно происходит снаружи, а не изнутри. Поскольку такое
повреждение вызвано промывающим потоком, наиболее уязвимыми зонами труб должны быть верхние
правые и левые.
По всей вероятности, были повышены требования
к эксплуатации установки, и нагрузка на систему
труб увеличилась. Наиболее оптимальным подходом к
этой проблеме является снижение расхода охлаждающей воды. Это в свою очередь будет связано с риском
нарушения режима установки. Следовательно, на
основании проведенных исследований для решения
этих проблем необходимо модернизировать установку, чтобы минимизировать воздействие охлаждающей воды на входе в теплообменник. Для решения
проблемы необходимо также уменьшить вибрацию
потока. Нет необходимости изменять металлургию
труб, так как данные повреждения не зависят от
состава металла труб и перегородки.
На основе проведенных исследований можно
сделать следующее ориентировочное заключение.
• Утончение материала труб было результатом
увеличенного потока.
• Повреждения труб это следствие вибрации возбужденного потока, приведшей к механическому
износу труб.
• Рассматривать конструкцию теплообменника
следует в соответствующем распределении трубы/
перегородки.
•Модернизация установки должна быть выполнена в соответствии с требованиями увеличения
охлаждающей воды.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Metals handbok. Fatigue Failures, vol. 10, 8th ed., ASM
International. 1975, p. 95.
2. Otegui, J. L. and P. G. Fazzini, «Failure analysis of tube–
tubesheet welds in cracked gas heat exchangers», Engineering Failure
Analysis V. 11, n. 6, December 2004, p. 903.
3. Naumann, F. K. and F. Spies, «Boiler tube cracked during
bending», ASM failure analysis library, ASM International, Materials
Park, Ohio (1996).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
4. Pola, A., Gelfi, M., Depero, L. E. and R. Roberti, «Study
of annealing temperature effect on stress-corrosion cracking
of aluminum brass heat-exchangers tubes by microdiffraction
experiments», Engineering Failure Analysis, V. 15, n. 1, JanuaryMarch 2008, p. 54.
5. Becker, W. T., «Thermal fatigue in a vaporizer handbook of
case histories», Failure Analysis, vol. 2, ASM International, USA
(1996), p. 111.
6. Rakesh Kaul, N. G., et al., «Failure analysis of carbonate reboiler
heat exchangers», Engineering Failure Analysis, V. 2, n. 3, September
1995, p. 165.
7. Radhakrishnan, V. R., et al., «Heat exchanger fouling model
and preventive maintenance scheduling tool», Applied Thermal
Engineering, v. 27, 17–18, December 2007, p. 2791.
8. Malik, A. U., Kutty, P. C., Andijani, I. N. and S. A. Al-Fozan,
«Materials performance and failure evaluation in SWCC MSF plants»,
Desalination, V. 97, n. 1–3, August 1994, p. 171.
9. Badr, H. M., Habib, M. A., Ben-Mansour, R., Said, S. A. M. and
S. S. Al-Anizi, «Erosion in the tube entrance region of an air-cooled
heat exchanger», International Journal of Impact Engineering, V. 32,
n. 9, September 2006, p. 1440.
Dr. Ali Babakr (д-р Али Бабакр), с 2008 г. главный
инженер отдела по анализу повреждений в Saudi
Basic Industries Corporation (SABIC), Джубай,
Саудовская Аравия. В настоящее время м-р
Babakr является консультантом в инженерных
фирмах США. М-р Babakr имеет степени доктора и магистра в области металлургии, полученные им в университете Айдахо, а также степень
бакалавра по химическим материалам в университете, Остин,
Техас. М-р Babakr также занимается вопросами полупроводников
и магнитных материалов, их производством и применением. Д-р
Babakr – автор статей по снижению коррозии. Связаться с г-ном
Babakr можно по адресу: alibabakr@yahoo.com.
Toyin Ashiru (Т. Аширу), получил докторскую
степень по промышленной металлургии в университете Бирмингема, Великобритания, а также степень бакалавра (с отличием) в университете Бассекса, Великобритания. Г-н Ashiru более
25 лет преподает, занимается исследованиями
и промышленными экспериментами в области
коррозии и металлургии. В настоящее время
г-н Ashiru является главным инженером в компании SABIC по
проблемам коррозии. Д-р Ashiru имеет патенты по снижению
коррозии. Он опубликовал более чем 100 статей в научных журналах. Д-р Ashiru – член различных профессиональных ассоциаций, а также является редактором и членом коллегии некоторых
технических журналов.
Christian van der Westhuizen (С. ван дер Вестайзен), более 26
лет главным образом занимается исследованиями в нефтехимической промышленности. Г-н van der Westhuizen руководил
своей собственной металлургической консультационной компанией в Южной Африке, а впоследствие работал для компании в
Саудовской Аравии и Великобритании. Г-н van der Westhuizen
занимается вопросами анализов повреждений, сварки, снижения
коррозии и выбора материалов. В настоящее время он является
металлургом компании Davy Process Technology в Лондоне. Г-н
van der Westhuizen подготовил более 15 статей для различных
международных конференций и был председателем нескольких
заседаний по обмену опытом в области технологий.
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
ВНЕДРЕНИЕ АВТОМАТИЧЕСКОЙ
СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ, ОТВЕЧАЮЩЕЙ
ТРЕБОВАНИЯМ СТАНДАРТОВ
Часть 1
R. Modi, Saudi Basic Industries Corp., Джубаил, Саудовская Аравия
Стадия анализа – это наиболее важный шаг для разработки и проектирования
системы безопасности, отвечающей требованиям стандартов
Жизненный цикл системы безопасности (safety life
cycle – SLC) включает стадию анализа, внедрения и
эксплуатации. Управление SLC является технологическим процессом, охватывающим установку, разработку, внедрение, эксплуатацию, корректировку
и обслуживание автоматической системы безопасности (safety instrumented system – SIS), эти действия
позволяют достигнуть общей функциональной безопасности. Стадия анализа – это наиболее важный
шаг для разработки и проектирования, отвечающим
требованиям SIS для конкретной цели.
Эта статья описывает различные этапы стадии анализа, например, оценку риска, внедрение автономных
уровней защиты (independent protection layers – IPL),
определение инструментальных функций безопасности (safety instrumented functions – SIF), оценку
уровня эксплуатационной пригодности и безопасности (safety integrity level – SIL) с помощью «матрицы рисков» и анализ уровней защиты (layers of
protection analyses – LOPA), и наконец, разработку
20,6 %
Корректировка после
введения в эксплуатацию
14,7 %
Эксплуатация
и обслуживание
5,9 %
Установка
и пуско-наладочные
работы
44,1 %
Техническое задание
14,7 %
Проектирование и ввод
в эксплуатацию
Рис. 1. Основные причины отказов системы безопасности
80
требований техники безопасности (safety requirement
specification – SRS). Описанный Saudi Basic Industries
Corporation (SABIC) принцип разработки для оценки
SIL и проверки контура безопасности в конкретной
ситуации с применением технологического аппарата используется на территории хранилищ опасных
химикатов.
ВВЕДЕНИЕ
Возрастающий уровень сложности производственных процессов требует применения более интеллектуальных систем безопасности для достижения
требуемого уровня на объектах. Промышленные
аварии могут стать причиной смерти, производственных потерь, наносят ущерб окружающей среде,
имуществу и др. неблагоприятные последствия, которые могут влиять на деятельность предприятия.
Продуманные действия на начальной стадии (анализа) проекта позволят предотвратить некоторые
аварии, которые могут иметь место в результате
сбоя в работе системы безопасности, ложного срабатывания, неправильного обслуживания, а также
корректировок системы. Однако эти действия не
могут предотвратить сбой системы безопасности изза ошибок в проектировании системы. Основные
причины отказов системы безопасности, указанные в
«HSE 95», составляют «техническое задание» в 44,1 %
случаев и «проектирование и ввод в эксплуатацию»
в 14,7 % случаев. Это составляет почти 60 % случаев
полного отказа системы безопасности (рис. 1). Таким
образом, проведение надлежащей работы на стадии
анализа может устранить причины, приводящие к
отказам SIS. Для управления схемой и эксплуатацией
системы безопасности применяются стандарты ANSI/
ISA-84.00.01, IEC 61508 и IEC 61511 и др.
СТАДИЯ АНАЛИЗА
IEC 61511, часть 1. Функциональная безопасность
– автоматические системы безопасности для перерабатывающей отрасли промышленности, рас№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
сматривается в качестве основы для
Анализ рисков и
описания стадий SLC, так как стандарт
схемы уровня защиты
применим к системе безопасности перерабатывающей отрасли (рис. 2). SLC
позволяет обеспечить систематический
Локализация функции
подход к функциональным проблемам
безопасности
Стадия анализа
в уровнях защиты
безопасности, состоящим из трех стадий: анализа, введения в действие и
эксплуатации системы.
Анализ определяет требования техОписание требований
техники безопасности
ники безопасности как: анализ степени
Стадия введения
для автоматической
в эксплуатацию
риска и чрезвычайных ситуаций, иденсистемы
Схема
безопасности
тификацию SIF, применение уровней
и планиУправление
Проектирование
рование
и оценка
защиты, необорудованных SIS, оценку
и разработка
безопасфункциональной
других способов
SIL, требования SIS и финишную дораПроверка
ного цикла
безопасности
снижения риска
Проектирование и
долговечботку SRS.
проведение инженерноности
технических работ по
Введение в действие включает проавтоматической системе
ект системы безопасности, производстбезопасности
во, установку, проведение испытаний
и ввод в эксплуатацию.
Установка, введение
Эксплуатация включает запуск
в эксплуатацию
и тестирование
системы безопасности, функционирование, полное подтверждение безоСтадия эксплуатации
пасности, операции технического обЭксплуатация
служивания и вывод из эксплуатации.
и обслуживание
Конечная цель любого предприятия заключается в выполнении всех действий
так успешно и эффективно, насколько
Корректировка
это возможно для достижения и сохранения желаемого и полученного SIL на
всем протяжении жизненного цикла
Вывод из эксплуатации
системы безопасности.
Стадия анализа очень четко, без
какой-либо неясности определяет
цель проекта вместе с необходимыми Рис. 2. Стандарт IEC 61511, часть 1, иллюстрирующий SLC
задачами и заметными конечными результатами во избежание путаницы на
последующих этапах. Эта стадия также описывает
ны обладать определенными знаниями производсттехнологический процесс, срок давности оборудова, технологии, международных стандартов, норм
вания, и область работы. Она требует больше внимапромышленной безопасности, охраны окружающей
ния и ответственности, так как эта стадия определяет
среды и труда (safety, health and environment – SHE),
основные правила для введения в действие системы.
иметь необходимые технические навыки работы с
Чтобы достичь необходимой цели (промышленной
оборудованием, обладать знаниями, связанными с
безопасности для любого предприятия) инженеры,
техническими опасностями и рисками на предпривовлеченные в этот технологический процесс, должятии и т.д. (рис. 3).
Режим низких и высоких/непрерывных требований безопасности
Низкие требования безопасности
Уровень полноты
безопасности
Целевое значение вероятности
опасного отказа выполнения
требуемой функции
Целевое снижение риска
Целевая частота опасных отказов
выполнения инструментальной
функции безопасности, ч
4
≥10–5–<10–4
>10 000–100 000
≥10–9–<10–8
3
≥10–4–<10–3
<>1000–10 000
≥10–8–<10–5
2
≥10–3–<10–2
>100–1000
≥10–7–<10–6
1
≥10–2–<10–1
>10–100
≥10–6–<10–5
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Высокие/непрерывные
требования безопасности
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
в повседневном режиме
работы. Это обусловлено
Значение
допустимого
сутью самой технологии,
Применяемость
риска;
Идентификация
(ALARP)
HAZOP
автономных
сложностью процесса,
практически
SIF/PIF
уровней защиты
достижимый
токсичностью продукта,
низкий уровень
месторасположением завода, тяжестью травмы,
числом людей подвергшихся вредному воздействию, частотой возАнализ
никновения опасностей
Матрица
Проектирование
Разработка SRS
Оценка SIL
уровней
рисков
и т.д., для соответствия
SIS
защиты
действующим федеральным/международным
законам, нормативным и
законодательным актам,
Рис. 3. «Значение допустимого риска», устанавливаемое в начале проекта
а также стандартам. Этот
уровень риска является
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ
«значением SIL», и он должен быть сравнен с сущестПРОЕКТИРОВАНИЯ SIS
вующими рисками в технологическом процессе.
На многих производственных предприятиях есть
ПРАКТИЧЕСКИ ДОСТИЖИМЫЙ
опасные технологические процессы, и для обеспеНИЗКИЙ УРОВЕНЬ
чения промышленной безопасности требуется ряд
Практически достижимый низкий уровень (as low
мероприятий. Очень важно применять различные
as reasonably practical – ALARP) – это технология,
технические приемы с целью сокращения производсткоторая помогает определить уровень допустимого
венного риска до приемлемой нормы технологичесриска для особых процессов (рис. 4). Она определяет
кой безопасности и решения проблем окружающей
общие уровни риска как: «недопустимый или чрезсреды. Необходимо также принять во внимание сомерный риск, допустимый риск и пренебрежимо
кращение производственного риска во время выбора
малый риск». Большой интервал между показателями
производственного процесса и конструктивного ренедопустимого риска и допустимого риска требушения. Поскольку невозможно полностью устранить
ет высокой степени защиты, чтобы предохранить
все риски, остается такое понятие как остаточный
предприятие от любых нежелательных событий при
риск (после выполнения всех требований безопасреализации различных мер для снижения риска на
ности). Основываясь на оценке опасности и степени
определенном уровне. Дальнейшее снижение стериска, идентификация соответствующих SIF и выбор
пени риска возможно только очень большими экоSIL являются очень важной задачей.
номическими затратами. Таким образом, затраты на
Значение «допустимого риска». В начале каждого
обеспечение безопасности для устранения оставшепроекта организация устанавливает «значение допусгося незначительного риска необоснованно высоки.
тимого риска». Это уровень риска, который приемлем
Увеличение риска
(Риск приемлем
только при наличии перспективы
получения выгоды)
Уровень полностью
приемлемого риска
Стоимость риска
Необходимо сохранять уверенность, что риск остается на этом
уровне
Пренебрежимо
малый риск
Допустимый риск
и ALARP
Затраты на
обеспечения
безопасности
Затраты
Приемлем при условии, что его
снижение практически недостижимо
или затраты превосходят выигрыш
от снижения риска
– Как только уровень риска снизится,
необходимо, по меньшей мере,
пропорционально снижать его и
в дальнейшем до тех пор, пока не будет
достигнут минимально возможный
уровень (т.е. ALARP – настолько мало,
насколько это практически осуществимо).
Концепция снижающейся пропорции показана в виде треугольника
Зона ALARP или
приемлемый
уровень
(нет необходимости использовать принцип ALARP при
принятии решений)
Общая сумма затрат равна затратам на обеспечения
безопасности плюс стоимость риска Общая сумма
затрат
Оптимальный уровень
(меры безопасности против затрат)
Риск не может быть оправдан, за
исключением
чрезвычайных обстоятельств
Недопустимый
уровень
Уровень обеспечения безопасности
Низкий уровень обеспечения
безопасности увеличивает затраты
на устранение последствий
Высокий уровень обеспечения
безопасности уменьшает затраты на
устранение последствий
Рис. 4. Допустимый риск и ALARP
82
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Ознакомление общественности
о действиях при аварии
Аварийно-спасательная служба
и пожарная охрана завода
Смягчение
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
Основные средства
управления
Проектирование
процесса
Предотвращение
Физические средства
защиты/предохранительные
устройства
Механизм автоматической
сигнализации, вмешательство
оператора
Уровень ликвидации аварий
Препятствия,
преграды
Уровень пассивной защиты
Клапаны
избыточного
давления, предохранительные клапана
Физические средства
защиты/локализация
SIS
Ознакомление
заводского
персонала
о действиях
при аварии
Инструментальная
система безопасности
Уровень активной защиты
Аварийное
отключение
Уровень безопасности
Уровень сигнализации и аварийного отключения
Остановка технологического
Вмешательство процесса
оператора
Система
управления
основного
процесса
Уровень контроля
технологического процесса
Возникновение внештатных ситуаций
Клапан
потока
Уровень контроля
технологического процесса
Рис. 5. Автономные уровни защиты
Следовательно, оптимальный уровень достигается
равновесием затрат на обеспечение безопасности
и затрат на возможные последствия.
Согласно обзору «Exida Philadelphia-2000» о допустимости риска на производственном предприятии и установление ответственности перед третьей
стороной «критерии социального (коллективного)
допустимого риска» лежат в диапазоне 1 Х 10–19
– 1 Х 10–5. Как правило, общепринятый уровень
допустимого риска составляет 1 Х 10–6 за год для
происшествий SHE в соответствии с анализом матрицы рисков. Следовательно, соответствующие SIL
должны быть применены к идентифицированным
SIF, которые не соответствуют этому указанному
значению допустимого риска.
АНАЛИЗ ОПАСНОСТЕЙ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
Инженерно-технические работники предприятия
(группа специалистов, непосредственно связанная
с производственным процессом, инженерно-конструкторскими работами, и административно управленческим аппаратом) проводят исследование
анализа опасностей технологического процесса
(process hazards analysis – PHA), чтобы обеспечить
требования техники безопасности в соответствии с
государственными и международными нормативноправовыми актами, законами и стандартами. В секторе автоматизированного управления и контроля
производственных процессов для идентификации
возникновения опасностей и рисков используют
такие методы как: «what-if» (моделирование аварии
при проектировании), контрольный список вопросов,
анализ типов и последствий отказов (failure mode
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
and effect analysis – FMEA) и анализ внештатных
ситуаций.
HAZOP – это метод «мозговой атаки» (групповой
метод решения сложных проблем) кругом специалистов различных областей таких как: производство,
оснащение контрольно-измерительной аппаратурой,
техническая безопасность, машиностроение, электрические установки, производственный контроль и
т.д. Специалисты обсуждают возможности возникновения опасности, учитываемый элемент риска,
дополнительные меры или методы необходимые для
снижения степени риска, и наконец идентифицируют
функцию обеспечения безопасности для определенного процесса.
Анализ внештатных ситуаций – это общепринятый корпорацией «SABIC» метод для анализа опасных
производственных факторов. Анализ внештатных
ситуаций обычно следует детальному образцу для
определения потенциальных проблем, и результаты
этих проблем и лучшее технологическое решение
обусловлено доступностью ресурсов. Этот метод
используется для исследования многих функций,
связанных с комплексом производственных систем,
для определения потенциальной опасности во всех
режимах технологического процесса, т.е. во время
планового ввода в эксплуатацию, запланированной
аварийной остановки, нарушения технологических
параметров и т.д.
АВТОНОМНЫЕ
УРОВНИ ЗАЩИТЫ
В ходе технологического проектирования для каждого процесса рассматриваются меры, направленные на
снижение степени риска, такие как: выбор заводской
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
Нет
Это
инструментальная
функция?
Да
Нет
Примените
другие методы,
чтобы получить
доступ к риску
Датчик
температуры
Да
Это
инструментальная
функция
безопасности?
Индикатор
уровня
Нет
Это
Да (выборочно)
инструментальная
функция
защиты?
Проведите
оценку SIL
и проверку
Логическое
решающее
устройство
Рис. 6. Определение инструментальной функции: PIF или
SIF
Режим высоких требований
безопасности
(если «тестовый интервал»
попадает в эту область,
т.е. больше чем 1 год)
Отсекающий
клапан
Насос
Управляющий
клапан
Датчик
расхода
Основная
функция
управления
Режим низких требований
безопасности
(если «тестовый интервал»
попадает в эту область,
т.е. меньше чем 1 год)
Управляющий
клапан
Датчик
температуры
Шаровой
клапан
Рис. 7. Инструментальная функция безопасности
Рассчитайте производственные риски
Изменения проектирования
процесса
Другие способы снижение степени
риска, такие как методы сигналов
опасности и исключений
Интервал времени
1 год
1/2 частоты исходных
событий
Два года частоты
исходных
событий
Рис. 8. Режим низких и высоких требований безопасности
площадки, монтаж оборудования, спецификация оборудования, т.е. большая толщина стенки и т.д. В дополнение к этому, вычленение опасных событий, которые
могут возникнуть во время работы установки, определяется как причины несчастных случаев. Во избежание
нежелательных нарушений далее эти результаты оцениваются с помощью доступных мер по обеспечению
безопасности (уровней защиты). Некоторые средства
обеспечения безопасности, такие как клапаны избыточного давления, предохранительный клапан, преграды
(защитные рвы) и прочие являются неотъемлемой
частью системы проектирования завода. Это очень
важное заводское оборудование, предназначенное
для уменьшения вероятности возникновения внештатных ситуаций. Дальнейшая готовность SIS и
действия оператора во время аварийной ситуации
рассматриваются как меры по предупреждению внештатных ситуаций. Все это оборудование, называемое
«автономным уровнем защиты», используемое для
предотвращения или для уменьшения опасности,
должно работать автономно, чтобы не создавать
взаимных помех. IPL должны иметь качества избирательности, независимости, гарантии надежности
и контролируемости (рис. 5).
Каждый уровень, разработанный исключительно
для того, чтобы предохранить или смягчить последствия возможной потенциальной опасности, должен
84
Инструментальная
система
безопасности
Допустимый уровень риска
(определенный пользователем
по заявлению)
Рис. 9. Режим низких и высоких требований безопасности,
инициирующий SIF
быть независимым от других уровней защиты. Уровни
должны абсолютно точно выполнять специальные
функции по определению опасности и случайных
и систематических режимов отказов. Конструкция
IPL должна обеспечивать постоянную безопасность
или проверку защитной функции, то есть контрольное испытание и сохранение системы обеспечения
безопасности.
Для достижения автономности уровней защиты
корпорация «SABIC» ввела в обращение технические
концепции использования DCS (распределительной
системы контроля), как BPCS (основной процесс
системы управления) и ESD (систему аварийного
выключения), как SIS и PLC (логическое решающее
устройство) для небезопасных функций, особенно
для блочного оборудования.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНСТРУМЕНТАЛЬНОЙ
ФУНКЦИИ: PIF ИЛИ SIF
После определения необходимости использовать
инструментальные функции требуется уточнить,
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
является ли функция инструментальной функцией
защиты (protective-instrumented function – PIF) или
инструментальной функцией безопасности (рис. 6).
Функция PIF используется для технологической
защиты (предотвращения поломки) оборудования
или процессов, например автозапуск резервного
насоса при пониженном давлении на выходе. SIF
используется для обеспечения технологической
безопасности в работе оборудования и процессов,
например, выпускной клапан закрывается при очень
высоком давлении или низкий уровень в сепараторе
предотвращает аномально высокое давление и разрушение оборудования во время производственного
процесса (рис. 7). Для достижения функциональной безопасности идентифицированного опасного
случая, функции SIF необходим специальный SIL.
Важной задачей соблюдения техники безопасности
и охраны труда на любом предприятии является
выбор подходящего направления, исполнительных
конечных элементов, и определение соответствующих функций.
Обычно BPCS или PLC используются для PIF, а
ESD используется для SIF, как логическое решающее
устройство для осуществления релевантной SIF.
Иногда важные PIF встроены в ESD, так что они
могут быть квалифицированны как SIF.
УРОВЕНЬ ПОЛНОТЫ
БЕЗОПАСНОСТИ
Контур безопасности это физический компонент, который будет использован для выполнения
требований SIF и удовлетворения требований SIL
для этой функции. Подсистемы контура безопасности это разные компоненты такие как: датчики,
логические решающие устройства и/или конечные
элементы, использующиеся для составления контура
безопасности.
Функция SIF связана с инструментальным контуром безопасности для достижения необходимой функции безопасности. SIS используется для внедрения
одной или более SIF и для удовлетворения требованиям SIL, она состоит из любой комбинации датчиков
и исполнительных конечных элементов. SIL – это
дискретный уровень (1, 2, 3 или 4), который определяет требования эксплуатационной пригодности и
безопасности SIF, отнесенные к SIS.
Чтобы вычислить SIL для SIF, необходимо рассмотреть все подсистемы, т.е. SE, LS и FE, обязаны
выполнить определенную функцию обеспечения
безопасности. Поэтому недостаточно оценить только одну подсистему, то есть логическое решающее
устройство контура безопасности.
Уровень SIL может быть определен для двух режимов работы системы безопасности: режима низких требований безопасности и высоких или непрерывных требований безопасности (см. табл.). Режим
низких требований безопасности работает в случае,
если требование возникает по причине аварийных
производственных условий, и имеет целевое значение в средней вероятности отказа на запрос выполнения функции безопасности (PFDavg). Режим
непрерывных требований безопасности это режим
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
высоких требований безопасности, имеющий целевое значение в частоте опасных отказов выполнять
SIF (за один час).
В режиме низких требований безопасности SIL
является прокси-сервером для PFD, в режиме высоких/непрерывных требований SIL является проксисервером для частоты отказов. Граница между низким
и высокими режимами требований безопасности в
основном установлена в стандартах с нормой требований, то есть числом требований за год (рис. 8, 9).
Для режима низких требований безопасности, инициирующее событие SIF не должно произойти более
чем один раз в год, или тестовый интервал SIF должен
быть меньше половины частоты расчетных инициирующих событий (initiating event – IE). В режиме
высоких/непрерывных требований, инициирующее
событие SIF должно происходить более чем один раз
за год, или межтестовый интервал SIF должен быть
больше половины ожидаемой частоты IE.
Уровень SIL для режима низких требований безопасности установлен в «средней вероятности отказа на
запрос выполнения требуемой функции безопасности» (probability of failure on demand average – PFDavg)
и определен как вероятность устройства или системы
отказа на запрос в процессе эксплуатации. PFDavg это
численное обозначение, которое обеспечивает объективную цель для каждой SIL, и которое может быть
сравнено с возможными альтернативами проектов
или технологических решений. Каждый уровень SIL
имеет остаточный фактор риска (risk residual factor –
RRF). RRF и процент готовности могут быть получены
из PFDavg; фактор снижения риска: (RRF = 1/PFDavg)
и процент готовности = 1 – PFDavg.
Высокий SIL имеет высокую ассоциированную
целостность безопасности, что означает более
низкую вероятность того, что система не будет
выполнять определенные функции безопасности.
С увеличением уровня SIL, возрастают сложности
в работе системы, а также затраты на ее установку
и техническое обслуживание. Обычно индустрия
автоматизированного управления и контроля производственных процессов работает в режиме низких
требований безопасности, вплоть до уровня SIL 3. В
случае если для SIF требуется более низкий уровень
безопасности, чем SIL 3, предпринимается попытка
применения данного технологического решения или
других методов без использования измерительной
аппаратурой, которая позволит довести уровень SIL
до SIL 3 или ниже.
Перевела В. Залесская
Rajeshkumar Modi (Р. Моди) – инженер-разработчик средств связи и специалист по радиоэлектронике. Его профессиональная карьера
началась в области оснащения контрольноизмерительными приборами. Г-н Modi имеет
35-летний опыт работы в области проектирования, технического обслуживания и ремонта, а
также разработка систем управления для различных химических, нефтехимических заводов, а также заводов
по производству минеральных удобрений. В настоящее время
г-н Modi занимает должность инженера по системам управления в Департаменте проектирования и руководства проектом,
корпорации «SABIC», Саудовская Аравия.
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
аналитика: AchemAsia
ПРЕОДОЛЕНИЕ РАЗРЫВА
Dr. H. J. Wernicke, DECHEMA
Прошло более 20 лет после проведения первого
конгресса AchemAsia в Китае. В тот период проведение подобного мероприятия было очень важно и
необходимо. Все встречи на AchemAsia проходят с
большим энтузиазмом. Мир меняется; в последние
годы Китай стал на путь интенсивного развития
экономики, что сделало эту страну одним из конкурентоспособных мировых лидеров отрасли наряду с
развитыми странами.
В настоящее время многие ограничения и неясности, которые имели место место 20 лет назад, сняты и
выявлены. Западная и Восточная Европа развиваются
примерно одинаковыми темпами, но достаточно медленно и в обоих направлениях, как политическом, так
и экономическом. Китай активно расширяет сотрудничество с Западом, и стал партнером многих международных компаний во многих регионах. Китайские
ученые и исследователи сотрудничают с западными
коллегами в области разработки инновационных
решений и технологий. Международные компании
химического и фармацевтического секторов создали
многочисленные исследовательские центры в Китае.
Между тем, поскольку международная экономика
становится все более независимой и сложной, экономисты сталкиваются с многочисленными проблемами
и сложностями. Финансовый кризис, начавшийся в
2008 г., показал, насколько неустойчивы международные и региональные рынки.
Что действительно необходимо для нормального
функционирования рынков – природоохранные,
демографические, технологические и другие аспекты.
Даже если иногда последствия различны в зависимости от региона, изменения климата, новые проблемы
или вопросы стабильности поставок энергоресурсов
одинаково волнуют специалистов и в Пекине, и в
Нью-Йорке, и во Франкфурте и в Буэнос-Айресе.
Ответы на такие глобальные вопросы, так же должны
быть исчерпывающими.
Глобализация будущих разработок обсуждалась
на как на конгрессе ACHEMA, так и на AchemAsia. По
мере расширения договоренностей, будут заключаться
новые контракты, и укрепляться сотрудничество. В
настоящее время AchemAsia утвердил себя как важное международное событие в перерабатывающей
отрасли Китая. Это рекордное событие года, которое
по результатам опередило конгресс 2004 г., считающийся наиболее успешным в истории AchemAsia.
Программа конгрессов ACHEMA 2009 и AchemAsia
2010 показала, что сегодня основное внимание специалистов Европы и Азии уделяется: стабильности
добычи, поставкам энергии, использованию возобновляемых энергоресурсов, как лидирующего вида
энергии, интенсификации процессов, добычи флюидов, автоматизации лабораторных исследований,
разработке природоохранных технологий и многим
другим.
AchemAsia помог ликвидировать многие пробелы,
имеющие место в прошлом, и осознавая важность
взаимопонимания и сотрудничества, как с точки зрения подготовки специалистов, так и с точки зрения
разработки достижений. В данном случае конкуренция полезна; конкуренция в области новых идей и
концепций должна быть направлена на достижение
оптимальных и эффективных результатов и решение
самых сложных проблем. Конкуренция в сочетании
с сотрудничеством может создать долгосрочную и
успешную модель для разработки новых технологий и почему бы не избрать местом создания такой
модели Китай?
Но также необходима здоровая конкуренция, которая потребует понимания всех правил. Эти правила
не могут диктоваться одним партнером и не являются предметом излишней гордости всех партнеров.
Достигнув необходимого взаимопонимания, партнерам будет в значительной степени легче решать свои
задачи, как практические, так и интеллектуальные.
Встреча специалистов, обсуждение проблем, выявление интересов и сложностей, конечно, является
наиболее эффективной задачей для создания прочного сотрудничества. Мы надеемся, что AchemAsia
2010 так же как и предыдущие мероприятия, стала
знаменательным и полезным событием в отрасли.
ПРОБЛЕМЫ…РЕШЕНИЯ…
C. C. Cabrera, National Institute of Low Carbon and Clean Energy (NICE)
По мере выхода из мирового экономического
кризиса, развитие стран мира стало вновь стабилизироваться, особенно в Индии и Китае. Значительное
потребление энергоресурсов, которое повлечет по86
вышение цен на нефть и поможет сохранить темпы развития отрасли в нефтедобывающих странах,
почти неизбежно. Итогом мирового экономического кризиса может стать короткая передышка в
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
аналитика: AchemAsia
области спроса на энергоресурсы в мире в целом.
С точки зрения будущего прогноза ископаемые
топлива буду по-прежнему играть ведущую роль.
Несколько факторов, подтверждающих это, включают следующее.
• С точки зрения стабильности энергетического
сектора нет ни одного реального альтернативного
решения для нефти, как источника транспортных
топлив. Любое альтернативное топливо будет связано с проблемой замещения высокоэффективной
энергетической инфраструктуры, основанной на
углеводородах.
• Пока не доказано, что биотоплива, основанные
на растительном сырье (таком как кукуруза, соя,
пальмовое масло и др.) смогут полностью или в значительной степени заменить транспортные топлива.
В соответствии с современным прогнозом, к 2020 г.
биотоплива будут составлять только 5 – 10 % совокупного объема потребления топлив. Ни кукуруза,
ни другое сырье не решат технологических проблем
и не внесут значительных изменений в сектор поставки топлив. Водоросли, как источник получения
биотоплив имеют значительный потенциал в связи с их высокой энергоэффективностью (в 16 раз
больше, чем наземные растения) и являются возможным перспективным сырьем для производства
биотоплив в промышленных масштабах.
Еще не разработана технология промышленного
производства биотоплив и не найдено сырье для
приготовления биомассы. Энергоэффективность
топлив, производимых из биомассы, низкая и составляет 15 – 20 % (по сравнению с энергоэффективностью традиционного сырья, составляющей
50 – 60 %).
• Несмотря на быстрое развитие, энергия ветра
и солнца также не является перспективной с точки
зрения зрения промышленного использования в
ближайшей перспективе. Эти технологии связаны с высокими инвестициями и затратами, также
как и технологическими ограничениями. Точнее,
ветер не дует постоянно и солнце также не светит
24 часа в сутки и каждый день, поэтому эти возобновляемые источники энергии очень дороги, чтобы
конкурировать с традиционными энергоресурсами.
Необходимо прибыльное накопление энергоресурсов, чтобы удовлетворить любой спрос на них до
тех пор, пока для производства электроэнергии не
будет использоваться в промышленных масштабах
энергия солнца и ветра.
• Постепенная адаптация атомной энергетики
в развивающемся электроэнергетическом мировом секторе (необходимая также для поддержки
быстрого роста сектора производства электромобилей) станет результатом повышения спроса на
ископаемые топлива, такие как уголь, сырая нефть,
природный газ.
• Потребуется также модернизация сектора производства электромобилей и сооружение
мощностей по распределению электроэнергии
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
и производства электромобилей в долгосрочной
перспективе.
Потребуется уточнить ближайшую перспективу
с точки зрения ограничения эмиссии СО2 и вопросы
инвестирования стабильности поставок ископаемых топлив. Сбалансирование спроса и поставок
необходимо для устойчивого экономического роста
и стабильной политической ситуации.
Мы не можем ликвидировать компании, занимающиеся добычей нефти, природного газа и угля,
которые являются источником поставок основных
ископаемых топлив. Мир стал более интегрированным; значительный рост населения требует новых
возможностей и решений. Чтобы достигнуть этих
перспектив и получить гарантии политической стабильности, всем нациям необходим эффективный
подход и стабильность поставок энергоресурсов.
До тех пор пока технологии новых энергоресурсов
и возобновляемых топлив не будут широко использоваться в промышленности, традиционные энергоресурсы необходимо оптимизировать, повышать их
эффективность и решать проблемы предотвращения
вреда окружающей среде и изменения климата.
Прагматическая оценка важности разработки технологий жизнеспособных возобновляемых
энергоресурсов была выполнена национальным
институтом (National Institute of Low Carbon and
Clean Energy – NICE). Надежда Китая на уголь, как
первостепенный энергоресурс, хорошо известна.
Примерно 80 % энергопотребления основано на
угле. Кроме того, за последние шесть лет мировая
переработка, основанная на угле, быстро расширяется.
Задача NICE заключается в создании, разработке
и оценке новых технологий, основанных на угле
(поскольку они считаются наиболее экологически
безопасными), а также в поиске партнеров для их
производства. Для достижения этих целей NICE
опирается на достижения Shenhua Group – самой
крупной региональной интегрированной угледобывающей и химической компании в Китае и в
мире.
В первую очередь компания NICE фокусирует
внимание на новых инновационных технологиях
региона, таких как усовершенствованный процесс
конверсии угля в жидкие топлива, химические продукты и природный газ, новый подход к углероду
и его секвестрации, синергичная конверсия угля и
биомассы в жидкие топлива и химические продукты,
инновационный подход к сбережению энергоресурсов, энергия солнца и ветра и другие.
Поскольку переход в долгосрочной перспективе на возобновляемые энергоресурсы достаточно
привлекателен и желателен, следует адаптировать
к этой задаче экономику. В перспективе необходимо развитие и усовершенствование технологий
ископаемых топлив, минимизация воздействия на
окружающую среду. NICE позиционирует все эти
факторы и реализует множество инновационных
решений.
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
аналитика: AchemAsia
ПЕРЕРАБОТКА И НЕФТЕХИМИЯ В АЗИИ:
ПЕРСПЕКТИВЫ
X. Fu, X. Li, L. Zang, Petrochemical Research Institute, PetroChina, Китай
Международный валютный фонд (International
Monetary Fund – IMF) опубликовал в январе 2010 г.
«Мировой экономический обзор», в котором были
обнародованы данные валового внутреннего продукта
(gross domestic product – GDP) в 2009 г. Коэффициент
изменения GDP в 2009 г. составил минус 0,8 %. Однако
в АТР отмечалась другая тенденция. GDP в Китае в
2009 г. увеличился на 8,7 % в Индии – на 5,6 %. Прогноз
IMF на 2010 г. включает:
• мировой рост GDP – 3,9%;
• в Китае – 10 %;
• в Индии – 7 %.
Среди ключевых стран Азии следует Китай и
Индия, которые стали лидерами в вопросе экономического развития.
Производительная мощность мировой переработки
(661 предприятие) составляет 87,2 млн брл/сут. В АТР
производительная мощность предприятий составляет 26,4 млн брл/сут – примерно 30 % совокупного
производства сектора переработки в 2009 г. Члены
десяти ведущих перерабатывающих стран мира, из
них четыре государства Азии включают:
• Китай – 9,66 млн брл/сут (второй производитель в мире);
• Япония – 4,62 млн брл/сут (четвертый производитель в мире);
• Индия – 2,84 млн брл/сут (пятый производитель в мире)
• Южная Корея – 2,7 млн брл/сут (шестой производитель в мире).
В Азии находится 161 перерабатывающее предприятие, в США размещено 164 НПЗ. В настоящее
время мировая перерабатывающая отрасль реконфигурируется. АТР становится ведущим перерабатывающим регионом мира, Северная Америка выходит
на второе место, Европа – на третье.
В соответствии с данными SRI мировое производство этилена в 2009 г. достигло 131 млн т/год.
Примечательно, что мощность производства этилена
в АТР выросла до 34,45 млн т/год. Китай производит
12,70 млн т/год этилена, Япония – 7,84 млн т/год,
Южная Корея – 7,31 млн т/год, Индия – 3,19 млн
т/год. Производство этилена в АТР составляет 26,3 %
совокупного объема производства в мире в целом.
Северная Америка все еще остается ведущим производителем этилена, однако высока вероятность, что
в 2010 г. лидером в этой области станет АТР.
СЕКТОР ПЕРЕРАБОТКИ
В 2009 г. объемы переработки в Китае достигли
9,66 млн брл/сут, что сделало эту страну второй в
88
мире после США. В настоящее время в Китае расположено 150 перерабатывающих предприятий;
14 комплексов имеют производительную мощность
10 млн т/год. Недавно Китай начал строительство
предприятий мирового класса в Хучжоу, Фуцзянь,
Душаньцзы и Тианьши с производительной мощностью 45 млн т/год.
В Китае создано три государственных перерабатывающих гиганта. Sinopec – крупнейшая государственная перерабатывающая компания, располагающая мощностями с совокупной производительной мощностью 195 млн т/год. China National
Petroleum Corp. (CNPC) – вторая крупнейшая государственная компания, чьим филиалом является
известная компания PetroChina. CNPC управляет
предприятиями с производительной мощностью
150 млн т/год. China National Offshore Oil Corp.
(CNOOC) – третья крупнейшая государственная
перерабатывающая компания Китая, владеющая
перерабатывающими мощностями с производительной мощностью 12,7 млн т/год.
НЕФТЕХИМИЧЕСКИЙ СЕКТОР
Китай приступил к сооружению четырех новых заводов по производству этилена в Фуцзянь, Душаньцзы,
Тианьши и Шеньяне. Благодаря этим мощностям
страна будет производить 2,72 млн т/год продукта. В
2009 г. производительная мощность этилена в Китае
составила 10,48 млн т/год.
В соответствии с China Petrochemical Stimulus
Plan к 2015 г. несколько ведущих перерабатывающих предприятий будут производить 20 млн т/год
этилена. Средняя производительность китайских
НПЗ составляет 5 млн т/год. Перерабатывающие
мощности сырой нефти составят примерно 550 млн
т/год с производством продуктов на основе нефти
300 млн т/год. Объем производства этилена планируется повысить с 21 млн до 23 млн т/год. Доля
этилена в общем объеме продуктов нефтехимии
возрастет с 60 до 65 %.
Индия, так же как и Китай становится ведущим
регионом нефтепереработки. В 2009 г. объемы переработки сырой нефти в Индии достигли 2,84 млн
брл/год. Благодаря этому Индия стала пятым крупнейшим регионом в мире в области переработки
после США, Китая, России и Японии. В следующие
пять лет Индия планирует повысить объемы переработки до 23,3 млн т/год. Как основной производитель и поставщик продуктов нефтехимии, Индия
построила на территории своего государства семь
нефтехимических комплексов с совокупной про№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
аналитика: AchemAsia
изводительной мощностью 251,5 млн т/год. Кроме
того, Индия занимает в этой категории пятнадцатое
место в мире. С 2006 г. индийское правительство
определило Chemicals and Petrochemical Investment
Regions (PCPIR) для развития нефтехимического
сектора и инвестиций. PCPIR поможет Индии увеличить к 2014 г. производительную мощность этилена до 8 млн т/год. Производительная мощность
пропилена в регионе составит 7 млн т/год к 2010 г.
и 8 млн т/год к 2014 г.
БУДУЩИЕ ПРОБЛЕМЫ
Хотя последствия мирового финансового кризиса
не были разрушительными, сектор переработки Азии,
как и другие регионы, столкнулся с определенными
проблемами.
Усиление инфляции и спад в отрасли. В 2009 г.
значительный региональный спрос поддерживал
развитие китайской и индийской перерабатывающих отраслей. Однако в 2010 г. инфляция негативно
сказалась на отраслях обеих стран и стала причиной
возникновения ряда проблем. Колебание цен стало
одной из наиболее острых проблем Китая в 2010 г. с
низким темпом развития во второй половине года.
В Китае планируют приступить к строительству нескольких интегрированных нефтехимических/перерабатывающих комплексов, которые вскоре или с
небольшой задержкой будут завершены; результатом
станет сокращение объемов импорта и увеличение
производства необходимых продуктов.
В прошлом финансовом году (март 2009 – март
2010 гг.) экономический рост в Индии составил 7 %,
что сделало экономику этой страны самой быстроразвивающейся после Китая. Но финансовый дефицит, составивший примерно 6 % GDP к марту 2010 г.
увеличился до 7 %. Правительству необходимо было
блокировать инфляцию. Также, проблемы с ценами
на продукты питания продолжали оставаться зависимыми от отказов правительства разработать пакет
стимулов и новую финансовую политику в 2010 г.
Усиление зависимости от импортной нефти.
Хорошо известно, что доказанные запасы сырой
нефти АТР значительно меньше чем на Ближнем
Востоке и в Америке, что делало этот регион в значительной степени зависимым от импорта. В 2009 г.
импорт сырой нефти в Китай вырос до 204 млн т/год, и
зависимость от импорта увеличилась до 51 %. Импорт
сырой нефти в Индию с января по ноябрь 2009 г. увеличился до 98,8 млн т/год, повышение составило 15 %.
В соответствии с прогнозом импорт сырой нефти в
эти регионы будет увеличиваться и в дальнейшем в
связи с их быстрым экономическим ростом.
Увеличение объемов производства продуктов
нефтехимического сектора. Мировой финансовый
кризис в значительной степени повлиял на производство продуктов нефтехимии в АТР и колебания
этого показателя. В соответствии с данными FACTS
Global Energy это отразилось на снижении объемов
производства и коэффициента использования оборудования многих перерабатывающих предприятий
региона. В 2009 г. спрос на продукты нефтехимии
снизился на 414 тыс. брл/сут. В то же время произво-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
дительная мощность новых предприятий, введенных в
эксплуатацию в том же году, составила 1,6 млн брл/сут
плюс производительность предприятий, введенных
в эксплуатацию в 2010 г., которая составила 1,1 млн
брл/сут. Эта тенденция заставила руководителей
многих перерабатывающих предприятий в значительной степени сократить производство или вообще
приостановить работу завода.
Аналогичная ситуация сложилась и на рыке бензина. Спрос на бензин в США и Европе продолжает
снижаться, что не позволило азиатским производителям экспортировать этот продукт в прежних объемах. К сожалению, сектор переработки АТР может в
значительной степени пострадать, если последствия
кризиса будут сказываться на спросе на бензин и в
дальнейшем. FACTS считает, что Китай минимизировал потери благодаря максимально возможному
увеличению производства дизельного топлива и пополнению запасов нефтехимического сырья, увеличив таким образом экспорт и сократив импорт. Среди
стран региона Япония и Южная Корея стали двумя
странами, наиболее пострадавшими в результате
мирового экономического кризиса. Экономика обеих
стран опирается на централизованный и внешний
спрос. Кроме того, Индия, Сингапур, Индонезия,
Малайзия и Филиппины сократили нагрузку на
предприятия переработки, чтобы адаптироваться в
сложившейся ситуации.
Конкуренция за недорогой этилен. Ближний
Восток, богатый нефтяными и газовыми запасами,
владеет примерно 60 % мировых запасов нефти и примерно 41 % мировых запасов природного газа. Итак,
переработка Ближнего Востока имеет уникальные
преимущества, как с точки зрения запасов, так и с
точки зрения развития нефтехимической отрасли. К
концу 2008 г. производительная мощность этилена на
Ближнем Востоке составила 17,8 млн т/год и к концу
2009 г. увеличилась до 20 млн т/год. В течение следующих пяти лет на Ближнем Востоке планируется
приступить к реализации ряда крупномасштабных
проектов. Поскольку Ближний Восток самый быстроразвивающийся регион мира, к 2013 г. производство
этилена планируется увеличить до 33 млн т/год.
В 2008 г. затраты Саудовской Аравии на производство этилена с использованием в качестве сырья
смеси газа и нафты были на 75–80 % ниже, чем на
производство этилена в Северо-восточной Азии с использованием в качестве сырья нафты. Скорость развития нефтехимической отрасли Ближнего Востока
может стать причиной перепроизводства и, возможно, сильного шока на глобальном нефтехимическом
рынке, включая рынок Китая.
Разработка требований к снижению эмиссии СО2.
Copenhagen Climate Conference 2009 продемонстрировал, что азиатская экономика, особенно экономика
Китая, будет находиться под значительным давлением снижения эмиссии двуокиси углерода (СО2) в
западных странах. Поскольку объемы выбросов СО2
Китая являются самыми значительными в мире, сбережение энергии и снижение выбросов парниковых
газов в этой стране тесно связаны с экономическим
и социальным развитием, что заставляет юриспру89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
аналитика: AchemAsia
денцию, экономику, науку и технологии интенсивно
развиваться. В будущем нефтехимические компании
Китая и Индии подвергнутся значительному давлению со стороны затрат на технологии снижения
выбросов СО2.
СТРАТЕГИИ СТАБИЛЬНОГО РАЗВИТИЯ
С 2008 г. перерабатывающая и нефтехимическая
отрасли Азии испытали влияние мирового экономического кризиса, который охватил как развитые
страны Европы и Северной Америки, так и развивающиеся страны Азии. В настоящее время отрасли
переработки и нефтехимии в Азии находятся на этапе
восстановления. Доходы от переработки увеличиваются, но все еще остается опасность перепроизводства. В соответствии с некоторыми исследованиями
стабильность переработки и нефтехимии в регионе
будет достигнута.
Оптимизация переработки сырой нефти и прибыль. Поскольку Азия не располагает богатыми запасами нефти эффективно использовать дефицитные
запасы можно благодаря оптимизации процессов
переработки и транспортировки топлив. Например,
доля светлой нефти в Китае составляет менее 75 %,
в Северной Америке – 82,7 %. Для повышения экономических преимуществ и конкурентоспособности
перерабатывающих компаний Азии следует разработать некоторые решения, включая:
имеет некоторые недостатки, такие как потребление
больших объемов энергии, воды, электричества и
выбросов парниковых газов.
Технологии производства биотоплив в настоящее
время находятся на втором этапе. Но что более важно, биотоплива имеют значительный потенциал с
точки зрения производства транспортных топлив из
кукурузы. Таким образом, азиатским странам будет
достаточно разумно построить заводы по производству CTL и биотоплив, которые будут использоваться
в постнефтяную эру.
Инновационные технологии и повышение конкурентоспособности. Азиатские страны, особенно
Китай и Индия, имеют гигантские потенциальные
рынки, привлекающие многие международные
компании, инвестирующие в сектора переработки и нефтехимии. Однако азиатская переработка и
нефтехимические технологии до сих пор остаются
слабыми. Азиатским странам необходимо изменить
модель роста экономики, модернизировать технологии абсорбции, расширить интеграцию и инновационные возможности, сфокусировать внимание
на «чистых» топливах, модернизировать и углубить
процессы переработки тяжелой нефти, энергосбережения, снижения выбросов парниковых газов и
многие другие. Особенно следует уделить внимание
конкурентоспособности азиатских секторов переработки и нефтехимии.
Перевел Г. Кочетков
• повышение сложности перерабатывающих
предприятий;
• повышение эффективности процессов перерабатывающих установок, таких как FCC и других;
• увеличение доли сырой нефти;
• оптимизацию процессов переработки.
Улучшение качества продуктов. В период 2008
– 2010 гг. на Ближнем Востоке был введен в эксплуатацию ряд мощностей. Некоторые продукты
нефтехимии, особенно, синтетические смолы, планируется экспортировать в основном в Китай и
другие азиатские страны. Ближний Восток имеет
абсолютные преимущества с точки зрения стоимости сырья для производства продуктов нефтехимии.
Например, стоимость полиэтиленовых продуктов
на Ближнем Востоке почти в два раза ниже, чем в
Азии. Азиатские нефтехимические компании имеют
возможность повысить долю пропилена в установках пиролиза этилена и производстве производных
продуктов. Чтобы обеспечить долговечность и производительность азиатским нефтехимическим компаниям следует фокусировать внимание на улучшении
структуры продукта и повышении эффективности
производства.
Разработка технологий СTL и биотоплив. Высокие
цены на нефть становятся стимулом разработки технологий coal-to-liquids – CTL и биотоплив, чтобы
решить проблему зависимости от импортной нефти.
В соответствии с данными International Energy Agency
(IEA) к 2030 г. спрос на уголь будет расти быстрее, чем
на другие виды ископаемых топлив. Китай разработал
ряд технологий и проектов, таких как проект Shenhua.
Однако химический сектор, основанный на угле,
90
X. Fu (К. Фу) профессор и главный инженер PetroChina
Petrochemical Research Institute. Г-н Fu имеет степень бакалавра от Wuhan Technology University в 1987 г. и магистра от Xi’an
Modern Chemistry and Physics Research Institute в 1990 г. Также
г-н Fu получил степень доктора от Lanzhou Chemistry and Physics
Research Institute при китайской академии наук в 1995 г. Д-р Fu
работает в области R&D в секторах переработки и нефтехимии
свыше 25 лет в компании CNPC и Sinopec. Он является автором
20 технологий, 22 патентов в Китае и 1 патента в США и опубликовал 53 научные статьи.
X. Li (К. Ли) заместитель директора отдела стратегических исследований и информации PetroChina Petrochemical Research Institute.
Г-жа Li закончила East China University of Science and Technology
and Lanzhou University. Она получила звание инженера и степень
магистра. Г-жа Li работает в области нефтехимии и переработки
почти 20 лет в компании CNPC и Sinopec.
L. Zang (Л. Занг) заместитель инженера по стратегическим исследованиям и информации PetroChina Petrochemical Research Institute.
Г-жа Zang окончила China University of Petroleum в 2008 г. Г-жа Zang
занимается проблемами разработки энергетических стратегий
и информационных исследований.
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
SULFUR SOLUTIONS
ТЕХНОЛОГИИ ХРАНЕНИЯ СЕРЫ
И НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ РЫНКА
P. Crawford, Enersul, Calgary, Alberta
Разработка стратегии переработки серы поможет расширить поставки на рынки
Стоимость, долл/т
Колебания на рынках и неопределенности. За достаточно короткий период производители столкнулись с
беспрецедентным ростом спроса, который впоследствии привел к перепроизводству и невозможности
транспортировки некоторых продуктов. К июлю
2008 г. за пятнадцатимесячный период стоимость серы
увеличилась в десять раз до более чем 800 долл/т (рис. 1).
Четыре месяца спустя, производители этого побочного
продукта нефти и газа боролись со спадом цен.
Активность рынков жидких углеводородных продуктов сошла почти «на нет», и цистерны простаивали на железнодорожных путях, заполненные сотней
тысяч тонн жидкой серы. По прошествии нескольких
месяцев жидкая сера в цистернах медленно затвердевала. Застывшая сера в вагонах, конечно, стала проблемой, но еще большее беспокойство вызывал перерыв
в цепи поставок серы, что сказалось на операциях
переработки нефти и газа во всем мире.
Спустя несколько месяцев рынок серы начал активизироваться. Производители, которые за шесть месяцев до
этого получали прибыль, теряли миллионы долларов из-за
оплаты простоев и дополнительных расходов, связанных
с испарением и затвердеванием серы. В этот период
цены стали стабилизироваться, но возникли расхождения во мнении относительно характера рынка. По мере
увеличения производства Китай продолжает покупать
и увеличивать объемы запасов серы. В результате строительства мощностей во всем мире производство серы
Янв–06 Июль–06 Янв–07 Июль–07 Янв–08 Июль–08 Янв–09 Июль–09
Дата
Рис. 1. Динамика изменения цен на серу
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
будет увеличиваться. Однако падение цен на серу может
привести к очередным крупным потрясениям.
Управление неопределенностью. Как можно иметь
дело с производителями в условиях нестабильного и непредсказуемого баланса спроса и предложения? Один
из способов помочь управлению неопределенностями
заключается в конструкции мощностей по производству
серы, выбору формы и технологий обработки.
Что делать после извлечения серы? Извлечение
серы происходит путем преобразования сероводорода
(H2S) до элементарной серы. H2S регенерируется на
установке регенерации серы (sulfur recovery unit –
SRU), где газ превращается в элементарную жидкую
серу. Элементарная сера регенерируется из перерабатываемого сернистого природного газа, который
имеет высокое содержание H2S, из перерабатываемой
сырой нефти или улучшенного битума (из нефтеносных
песков), переработанного в синтетическую нефть.
Некоторые производители и нефтяные компании,
осуществляющие добычу из нефтеносных песков, в период снижения товарных цен на серу и/или отсутствия
транспортной инфраструктуры хранят серу в блоках
(серных картах) под открытым небом, расположенных
на специально оборудованных площадках.
Горячая жидкая сера из SRU также может быть
погружена непосредственно в автоцистерны, железнодорожные цистерны и резервуары на судах и транспортироваться на рынки в форме жидкости.
В период между выходом горячей серы из SRU
и применением ее для дальнейшей переработки и
производства могут использоваться резервуары для
хранения расплавленной серы или специальные ямы.
Однако, долгосрочное хранение большого объема жидкого продукта – достаточно дорогое «удовольствие».
Альтернатива хранению в блоках или транспортировке
серы в жидком состоянии является приготовление из
серы порошка (гранулирование) для удобства транспортировки, обработки и хранения.
Мощности по производству серы: исследование
вопроса. Производственная мощность средней установки по извлечению серы составляет 100 000 т/год.
Как правило, вблизи заводов по производству серы
проложены железнодорожные пути. Заводы должны
иметь возможность оценить, как различные методы переработки серы и конструкции установок могут помочь
в управлении рыночными колебаниями (рис. 2).
Погрузка жидких продуктов. Погрузка жидких
продуктов обычно включает закачку жидкой серы в
железнодорожные цистерны, специально оборудован91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
SULFUR SOLUTIONS
Дата
Хранение в жидком
состоянии
Транспортировка в жидком
состоянии
Блоки для
временного
хранения
Изготовление
порошка
Разбивка
блоков
Формование
для хранения
Переплавка
Транспортировка
"насыпью"
Рис. 2. Факторы, учитываемые при оценке производства серы
Заливка в блоки, 275 т/сут
Поэтапная заливка серы
100 000 т каждый
Высота
12 м
ные грузовики или резервуары на судах. Жидкая сера
загружается в цистерны со специальной платформы,
расположенной в непосредственной близости от железнодорожных путей, и оборудованной средствами
погрузки. Средства погрузки включают вертикальные
гибкие трубы для подачи серы, которые легко могут
быть спущены в люк железнодорожной или автомобильной цистерны или резервуара. Благодаря гибкому
резиновому шлангу и нижнему вращающему фланцу
шланг можно спускать и в люк цистерны, установленной
ниже уровня платформы. Операторы имеют доступ к
люкам благодаря гибкому трапу. По этому трапу оператор также может попасть на специальную площадку,
расположенную выше цистерн, чтобы оценить визуально
и обеспечить беспрепятственное движение в очереди
грузовиков или цистерн и повысить эффективность
и быстроту погрузки. Заводы по производству серы
планируют использовать 90-тонные вагоны, в которых
продукт будет транспортироваться непосредственно
на рынки. Каждый железнодорожный состав сможет
перевозить примерно 8000 т серы. Погрузка может осуществляться с нескольких платформ; объемы погрузки
могут достигать 4000 т/сут, если выполнять погрузочные
операции 22 ч/сут.
Хранение в блоках. Хранение в блоках используют
в качестве временного складирования серы в период
колебаний цен на серу. В случае снижения цен сера
заливается во временные блоки, и остается на временном хранении. Как только цены на серу повышаются,
сера механическим путем извлекается из блоков и либо
расплавляется и отгружается в жидком виде, либо транспортируется в гранулированной форме. После разжижения серы отделяются частицы цемента и полиэтилена
высокой плотности (high density polyethylene – HDPE) и
продукт из хранилища направляется по транспортному
рукаву. Дождевая вода, которая вступала в контакт с серой, собирается в дренажные канавы, откуда поступает
в пруд для сбора воды. Вода из этого пруда поступает
на водоочистное оборудование завода. Для хранения
серы используются специальные соединенные между
собой алюминиевые формы, которые по мере поступления серы заполняются до самого верха. По оценкам
специалистов завода, в течение двух лет можно залить
блоки весом 200 тыс. т. Площадь блоков, как правило,
составляет 120 × 40 м (рис. 3). Высота полного блока не
превышает 12 м.
Демонтаж блоков. Когда цены повышаются, сера
механическим способом извлекается из блоков. Блоки
разбиваются экскаваторами (от центра к краям), а затем
Горизонтальные слои
Пруд для сбора
кислой воды
Рис. 3. Схема хранения серы в блоках
сверху вниз. Для транспортировки твердой серы к месту
переплавки предусмотрен транспортер.
Переплавка. Переплавка серы связана со значительным загрязнением. Качество блокированной серы
колеблется в зависимости от времени года, в которое
продукт поступал на хранение, а также содержание
H2S, SO2,углерода и другие многочисленные факторы.
В результате этих изменений владельцы установок по
Оценка вариантов хранения и транспортировки продукта
Метод
Преимущества
Недостатки
Жидкий продукт
• Низкие первоначальные производственные затраты
• Небольшая площадь хранения
• Высокие затраты на хранение
• Продажа только на региональном рынке
• Значительное влияние рыночных колебаний
Блокирование
• Низкие производственные затраты
• Временное хранение
• Высокие затраты при долговременном хранении
• Значительное воздействие на окружающую среду
• При длительном хранении увеличение объемов выбросов СО2
Хранение насыпью
• Средняя стоимость хранения
• Средние производственные затраты
• Высокая популярность на рынках
• Наиболее низкое влияние на окружающую среду
• Более низкая объемная плотность продукта, чем при хранении в
жидком состоянии или в блоках
92
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
SULFUR SOLUTIONS
Рис. 4. Хранение серы в блоках
переплавке серы выражают некоторое беспокойство.
Заводы по производству серы оборудуют также ямы
для хранения переплавленной серы с объемом хранения 500 т/год при условии работы 22 ч/сут.
Формование. Формование серы включает застывание жидкой серы и переход в сыпучую форму; в
таком виде сера может транспортироваться на рынок
автомобильным, железнодорожным транспортом или
судами. Технология формования была выбрана из-за
небольших производственных площадей и низкой
стоимости процесса, а также минимальных расходов
на строительство, эксплуатацию и транспортировку
продукта. Использование этой технологии позволяет
получать до 350 т/сут качественной серы, в то время
как производственные требования составляют примерно 275 т/сут.
Производственное оборудование. С целью минимизации производственных затрат и сокращения времени
производственное оборудование, использующееся для
переработки серы, собирается из готовых узлов. Системы
транспортировки разрабатываются портативными с
упрощенным демонтажем в случае транспортировки с
целью минимизации расходов. Оборудование размещается в производственных помещениях без каких-либо
строгих требований. Компромисс для данного типа оборудования заключается в том, что требуется повторная
ручная настройка. Ручная настройка требуется также и
для тяжелого оборудования, такого как погрузчик.
Хранение насыпью. Для хранения насыпью больших
объемов серы используется конвейерная система. Для
ограничения площади хранения на специальной площадке, на которую насыпается сера, устанавливаются
бетонные барьеры. В соответствии с требованиями к
подпорным барьерам, максимальная высота насыпания
гранулированной серы составляет 10 м. Угол естественного откоса не должен превышать 25°. При транспортировке гранулированной серы максимально допустимый угол откоса насыпи не должен превышать 15°,
чтобы не допустить соскальзывания и потери продукта.
Транспортер конструируется на колесах, что облегчает
его перемещение в различные точки площадки. По мере
насыпания серы и формирования запасов, геометрия и
устройства транспортера, а также режимы укладки продукта корректируются. Эти корректировки включают (по
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
мере необходимости) откат укладчика назад от запасов
и регулировку высоты конвейера. Когда транспортер
уже не может откатываться назад, удаляется один из
портативных узлов. Все настройки транспортера осуществляются, в период отключения гранулятора. Объем
хранения серы таким методом составляет 25 тыс. т.
Насыпью продукт может храниться перед транспортировкой на протяжении трех месяцев.
Погрузка насыпью в железнодорожные вагоны.
Для транспортировки мелиорированной серы из хранилища (насыпью) в вагоны используются портативные, гибкие шланги. Система транспортировки
включает предохранительные капюшоны, предотвращающие распыление продукта в случае ветреной погоды. Этот метод предусматривает загрузку
продуктом 110-тонных вагонов и транспортировку
непосредственно на рынок. Каждый состав сможет
перевозить примерно 10 тыс. т серы. Система загрузки
в железнодорожные вагоны может грузить до 5 тыс.
т/сут серы при режиме работы 22 ч/сут.
ВЫВОДЫ
В таблице перечислены преимущества и недостатки всех трех вариантов хранения серы. Хранение
продукта в жидком состоянии имеет низкую начальную стоимость и небольшие требования к площади
хранения. Но этот вариант связан с высокими затратами на хранение жидкого продукта и определенными рисками, как например, последние колебания на
рынке жидкой серы.
Хранение в блоках обеспечивает низкие затраты на краткосрочное временное хранение продукта.
Однако в соответствии с анализом, этот метод связан
с высокими полными долгосрочными затратами и
потенциальным экологическим воздействием.
Метод хранения насыпью связан со средними производственными затратами, низкими затратами на хранение, популярностью на рынке и низким воздействием
на окружающую среду (при условии хранения продукта
класса «премиум»). Однако для хранения таким способом требуется большая площадь, поскольку гранулированный продукт имеет более низкую объемную
плотность, чем жидкость или блокированная сера.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В процессе тщательного планирования и проектирования заводов по производству серы необходимо свести
к минимуму любое воздействие на цепочку поставок,
от производства до транспортировки потребителям.
Долгосрочное планирование необходимо, чтобы свести к
минимуму воздействие на окружающую среду и эффективно осуществлять поставки серы на рынки, которые,
как ожидается, с течением времени, могут стать более
непредсказуемыми и конкурентоспособными.
Paul Crawford (П. Кроуфорд), профессиональный инженер, работает в компании в Enersul с
2007 г. и имеет более чем 25-летний опыт работы
в различных секторах отрасли. В его функции
входит маркетинг и продажи, охватывающие
интеллектуальную собственность и инженерные
операции. Г-н Crawford изучает также тенденции рынка.
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
SULFUR SOLUTIONS
AMETEK: РАСШИРЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ
На протяжении десятилетий компания AMETEK
обеспечивает производителей отрасли и операторов
заводов по производству серы широкой линией инструментов, специально разработанных для измерения
процессов и проведения анализа. Одной из последних
разработок является технология Asoma Instruments, предназначенная для Process Instruments, которая поможет
расширить возможности компаний, особенно в области
производства технологий со сверхнизким содержанием серы, отвечающим самым строгим требованиям.
Технологии AMETEK включает в себя системы:
• контроля подачи газа;
• измерения H2S;
• непрерывного мониторинга выбросов SO2;
• измерения и анализа отходящих газов и сухих
газов;
• анализа очистки отходящих газов;
• измерения содержания в природном газе H2S, H2
и HC;
• измерение содержания S в ультра-низких топливах;
• анализ содержания S и Cl в дизельном топливе,
бензине, сырой нефти, бункерном топливе и других
нефтяных дистиллятах;
• содержание S в жидкостях в условиях высоких
температур и высокого давления и вязких жидкостях.
ГАЗОАНАЛИЗАТОРЫ
Компания AMETEK производит широкий спектр газоанализаторов, способных производить измерения SO2,
H2S, и других примесей с высокой точностью. Система
Model 880-NSL для анализа отходящих газов стала промышленным стандартом для выполнения анализа остаточного газа в SRU в режиме он-лайн. Надежная система
Model 920 обеспечивает мульти-диапазон измерения и
проведения анализа содержания SO2 практически без
вмешательства H2O или CO2, в то время как Model 932
мультигазовый анализатор содержания H2S использует сложные UV-VIS-фотометрические измерения (до
пяти видов газа), начиная от анализа питательного газа
и мониторинга объема до определения примесей и мониторинга качества.
АНАЛИЗАТОР BENCHTOP ED-XRF
Система Phoenix II, поляризованный настольный анализатор Energy Dispersive-X-Ray Fluorescent (ED-XRF), сочетает в себе простоту эксплуатации, низкую стоимость
и компактную конструкцию. Система идеально подходит для выполнения элементного анализа жидкостей,
твердых веществ, паст, суспензий и порошков. ED-XRFспектрометр может с одинаковой легкостью работать в
неблагоприятных производственных или лабораторных
условиях. Простой, понятный сенсорный дисплей отражает данные анализа легко понятные как не техническим операторам, так и самым опытным пользователям.
Версия Low S способна обнаруживать содержание серы
в топливе менее 1 млн–1. Откорректированные на заводе
пакеты приложений соответствуют промышленным
международным стандартам; для определения метода
калибровки на месте не потребуется много времени.
СИСТЕМА 682T-HP
Система 682T-HP предназначен для анализа содержания серы в высоковязких углеводородах, таких как
мазут и сырая нефть. Это очень чувствительный блок
легко справляется с высокими давлениями образцов,
в условиях загрязнения парафином (или подобными
веществами). Прибор предназначен для анализа вязких
углеводородов в нефтепроводах, на терминалах и в операциях смешивания. Система 682T-HP может помочь в
обеспечении требований к низкому содержанию серы.
Эта система более быстрая, более чувствительная и более
компактная, чем предыдущие модели, и обеспечивает непрерывное, надежное определение содержания
серы при давлениях до 800 бар. Она может работать как
автономный анализатор или в комплексе с системами
автоматизации предприятия, чтобы обеспечить стратегические измерения в режиме реального времени.
Система определяет содержание от 0,04 до 6,0 %.
ОПЫТ ИМЕЕТ ЗНАЧЕНИЕ
На счету компании AMETEK разработка более 2000
технологий и 45 лет качественной работы в области
переработки углеводородов. Это делает компанию
AMETEK первой при выборе решений по обработке
серы. Компания также уделяет особое внимание обучению операторов.
Контактная информация
Phone: 412/828-9040
E-mail: sales.info@ametek.com
Web-site: www.ametekpi.com
94
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
SULFUR SOLUTIONS
ENERSUL: БОЛЕЕ
50 ЛЕТ НА РЫНКЕ
Компания Enersul Limited Partnership уже 50 лет
занимается разработкой технологий производства и
обработки серы. Компания является мировым лидером перерабатывающей промышленности с опытом и
возможностями управления проведением операций,
заключения контрактов, управления проектами и разработки всех фаз производства серы и производственного оборудования. Компания занимается поставками
оборудования потребителям и операторам, разработкой технологий и управлением предприятиями. Enersul
стремится обеспечить потребителей эффективными,
надежными и безопасными технологиями.
РЕКОРД ИННОВАЦИЙ
Enersul предлагает полный спектр оборудования
и интегрированных услуг для предприятий по производству серы. Продукты Enersul включают технологии
производства серы (GX™ и WetPrill™), технологии
хранения насыпью, в жидком состоянии, розлив серы в
блоки розлива, а также технологии утилизации блоков
(переплавки), дегазирования H2S (HySpec™), охлаждения жидкой и другие. Компания также осуществляет
поставку оборудования и обеспечивает техническое обслуживание предприятий по производству серы. Enersul
также предоставляет комплексные инженерные услуги,
которые включают FEED-исследования, проектирование
и изготовление оборудования. Эти продукты и услуги
могут сочетаться с Enersul методами аудита и анализом
процессов. В таком сочетании эти решения могут дать
ответы на многочисленные вопросы, касающиеся сектора производства и обработки серы.
Система GXM3™ является новейшей моделью
процесса Enersul GX™, который представляет собой процесс формования, предпочитаемый многими
производителями по всему миру. Быстрый и легкий
запуск и остановка предусматривают перерыв в производстве с производственной мощностью 15 т/ч.
Это доказывает надежность процесса производства
серы качества «премиум» – продукта, который соответствует самым высоким отраслевым стандартам.
GXM3™ является первым портативной установкой по
производству серы с целью дальнейшей ее поставки
на рынки, которые обслуживает заводы с жесткими
ограничениями и на которых нельзя устанавливать
системы GXM1™ или применять другие процессы.
Система GXM3™ предварительно собирается и
транспортируется на двух салазках. Транспортировка
и монтаж установки, следовательно, значительно
упрощается, так как каждый узел поступает на сборочную площадку на 90 % собранным. Это сокращает
не только сроки сборки и затраты, но и период ввода
в эксплуатацию, проверка систем в основном производится до отгрузки. Система GXM3™ предназначена
для подключения двух или более единиц вместе, позволяя операторам свободно перемещаться от одной
установки к другой. Эксплуатация завода с системами,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 11 • ноябрь 2010
установленными таким образом, значительно упрощается, это обеспечивает большее пространство для
прохода операторов, возможность установки поручней
и обустройство проходов к другим установкам.
ОПЕРАЦИИ В КАНАДЕ И ДРУГИХ РЕГИОНАХ
Успехи Enersul в разработке инновационных технологий и новых процессов являются результатом многолетнего труда и опыта, накопленного в процессе проведения операций в Канаде и других регионах. Enersul
Operations, отделение Enersul Limited Partnership, владеет и управляет мощностями по производству и обработке серы в Альберта и по всей Канаде. Компания
Enersul также заключила ряд международных контрактов на строительство различных предприятий
по производству и обработке серы во всех регионах
мира. Enersul Operations в процессе разработки своих
технологий фокусирует внимание на безопасности
окружающей среды и непрерывном повышении эффективности, что обеспечивает значительный успех
технологиям Enersul, включающим производство и
обработку серы, наряду с инновационными идеями
заливки, переплавки и дегазирования серы.
ОСТАВАТЬСЯ ВПЕРЕДИ
Производство серы во всем мире продолжает расширяться. Если в некоторых регионах производство серы
постепенно падает, его возмещают новые производительные мощности. Рынки серы рынки в настоящее время ориентированы на экологически чистую обработку
продукта. Enersul GXM1™ является доминирующим
процессом производства серы на Ближнем Востоке.
Новая технология Enersul GXM3™, предлагает продукцию высокого качества с соответствием самим строгим
стандартам, что характерно для всех решений Enersul
GX™. Инновационные технологии и опыт являются
ключом к поддержанию конкурентоспособности.
Контактная информация
Paul Crawford, P. Eng.
Director, Sales and Marketing
7210 Blackfoot Trail SE
Calgary Alberta Canada T2h 1m5
Phone: 403/258-8743 Fax: 403/258-8785
E-mail: PCrawford@enersul.com
Web-site: www.enersul.com
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
SULFUR SOLUTIONS
ТЕХНОЛОГИИ EXXONMOBIL:
OPTIMUM TGT И AGE DESIGN
AND PERFORMANCE
Компания ExxonMobil Research and Engineering
Co. (EMRE) разработала и поставила на рынок технологии FLEXSORB SE и FLEXSORB SE Plus растворитель и процесс, в котором используется амин для
экономически надежного удаления сероводорода
(H2S) из газовых потоков. Эти технологии показали
экономически эффективные способы селективного
удаления H2S из газовых потоков, даже в присутствии
большого количества СО2. Эта технология обеспечивает большую эффективность капитальных и эксплуатационных затрат по сравнению с традиционной
технологией очистки газа амином, использующуюся
в процессе обработки природного газа, а также в
секторах переработки, нефтехимии и энергетики.
Технология FLEXSORB использует стандартное оборудование для обработки газа в сочетании с аминовой очисткой, поскольку амины обладают высокой
поглотительной способностью для поглощения H2S.
Это свойство позволяет растворителям FLEXSORB
SE достичь качественной очистки от H 2S при небольших объемах растворителя и максимальном
премещении CO2.
Доказанные преимущества. К доказанным преимуществам относится следующее:
• снижение капитальных затрат для установок Клауса
и TGCU;
• обеспечение экономии благодаря достижению
10–40 %-ного снижения объемов растворителя по
сравнению с аналогичными традиционными технологиями;
• удаление H2S до минимального количества 10 млн–1;
• обеспечение высококачественной подачи на установку Клауса кислого газа;
• повышение эффективности существующих аминовых очистных установок до 25 %, зачастую без какихлибо изменений.
ОЧИСТКА ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ
Очистка отходящих газов используется для
уменьшения диоксида серы (SO2) в процессе производства. Использование растворителей FLEXSORB
SE в обычных аминовых абсорберах/регенераторах
обеспечивает ряд преимуществ по сравнению с
обычными технологиями очистки амином, в том
числе:
• снижение объемов используемого растворителя
(60–70 % по сравнению с требованиями MDEA);
• сокращение размеров оборудования;
• снижение объемов пара (50–70 % по сравнению
с требованиями MDEA);
96
• повышение интенсивности рециркуляционного
потока H2S в печи Клауса (благодаря более высокой
мощности SRU и высокой селективности H2S).
ПРОЦЕСС ОБОГАЩЕНИЯ КИСЛОГО ГАЗА
Последние два десятилетия используется инновационная технология обработки кислотных газовых
потоков Acid Gas Enrichment (AGE). Это решение
становится все более экономически эффективным.
В обогащенном кислом газе, выходящем из системы
AGR, отмечается высокая концентрация H2S, поэтому
кислый газ подвергается дальнейшей обработке на
установке аминовой очистки, где используется селективный аминовый растворитель. За исключением
использования селективного аминового растворителя
система AGE аналогична другим традиционным установкам очистки амином. Абсорбер AGE обычно
работает при низком давлении (примерно 7 psig) и
совместим с рабочим давлением AGE-регенератора.
Селективный амин в установке AGE преимущественно поглощает H2S и позволяет оставаться CO2
в очищенном газе (процесс также известен как перемещение CO2). Чтобы достигнуть двойной цели
(низкого содержания H2S в очищенном газе и низкого
содержания СО2 в обогащенном кислотном газе) газа
кислоты, амины ВОЗРАСТ растворителя аминовый
растворитель AGE должне иметь максимальную селективность для абсорбирования H2S.
ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ
Как система FLEXSORB SE, так и система FLEXSORB
SE Plus могут использоваться в установках AGE и TGT.
Конструкция этих установок может быть оптимизирована благодаря использованию общие регенератора для обслуживания обеих установок. Кроме
того, оптимизация достигается за счет минимизации
объема растворителя.
Контактная информация
3225 Gallows Road
Fairfax, Virginia 22037-001
Phone: 703/846-2568
Fax: 703/846-3872
E-mail: technology.licensing@exxonmobil.com
Web-site: www.exxonmobil.com/refiningtechnologies
№ 11 • ноябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
September Events 2010 Ad 5mm bleed.pdf 29.10.2010 15:57:27
C
M
Y
CM
MY
CY
CMY
K
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
September Events 2010 Ad 5mm bleed_2.pdf 28.10.2010 16:21:03
C
M
Y
CM
MY
CY
CMY
K
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
1 106
Размер файла
39 193 Кб
Теги
нефтегазовых, 1191, технология, 2010
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа