close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1195.Нефтегазовые технологии №9 2010

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
№ 9, Сентябрь 2010
Дополнительно на CD-диске:
цветная версия журнала
оптимизация 2007-2008
подписной купон
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
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
Байпасная линия НПЗ
по производству авиационных топлив,
построенного на Ближнем Востоке в 2006 г.
Фото предоставлено Onis Inc.
С О Д Е Р Ж А Н И Е
Новейшие технологии в Росси и СНГ
Ч.И. Мамедов
ПУТИ УЛУЧШЕНИЯ СВОЙСТВ ГАЗОВЫХ БЕНЗИНОВ.................2
НЕФТЬ МИРА
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ................................................................7
Новые проекты
D. Langley
МЕКСИКАНСКИЙ ЗАЛИВ: СТАБИЛЬНОСТЬ
СЕЙСМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В АТЛАНТИКЕ................. 16
S. Harbison, B. Mantalbano, L. Pugliaresi
ИРАК: РАЗРАБОТКА НОВЫХ ПРОЕКТОВ РАЗВЕДКИ............... 19
Бурение
P. Machado, R. Guzman, C. Rojas,
A. Ache, N. K. Hazboun, K. Gonzalez
КАРТИРОВАНИЕ ГРАНИЦ ПЛАСТА
КАК ЭФФЕКТИВНОЕ СРЕДСТВО
ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
ДЛЯ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ............................................ 23
Добыча
J. F. Lea, H. W. Winkler
Новые разработки В области
МЕХАНИЗИРОВАННОЙ добычи, часть 2............................. 28
Аналитика
P. Kulkarni
ПОВЫШЕНИЕ АКТИВНОСТИ В РЕГИОНЕ БАКЕН.................... 33
R.T. Dukes
ДЕСЯТЬ ЛЕТ В РЕГИОНЕ БАКЕН............................................. 38
E.P. Lolon, C.L. Cipolla, L. Weijers,
R.E. Hesketh, M.W. Grigg
БУРЕНИЕ С ЦЕЛЬЮ УПЛОТНЕНИЯ СЕТКИ СКВАЖИН
И МНОГОЭТАПНЫЙ ГИДРОРАЗРЫВ...................................... 40
Технологии RMOTC
C. Johnson, J. E. Sundine, M. Curtis
ИСПЫТАНИЕ СИСТЕМЫ МНОГОСТУПЕНЧАТОЙ
ОЧИСТКИ ВОДЫ.................................................................... 44
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА................................................... 48
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
КОРОТКО О РАЗНОМ............................................................. 51
Чистые топлива
M. Motaghi, K. Shree, S. Krishnamurthy,
НОВЫЕ МЕТОДЫ ПЕРЕРАБОТКИ ОСТАТКОВ,
ЧАСТЬ 1 ................................................................................ 57
Лицензионные технологии
O. de Boks
МОДЕРНИЗАЦИЯ ТЕРМИЧЕСКОЙ КОНВЕРСИИ..................... 62
S. Özmen
ПРИЗНАНИЕ В НЕУВЕРЕННОСТИ........................................... 63
John Baric, Justin Swain
МАКСИМИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА
ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА........................................................ 65
Оптимизация
J. Colpo
конкурентное преимущество сПГ................................. 67
P. Patil, G. Roy
согласование данных
и расчет выхода продуктов............................................ 72
Надежность
P.W. Duncan
СМАЗКА МАСЛЯНЫМ ТУМАНОМ........................................... 79
Безопасность
R. Brendel
Обеспечение согласованности
при анализе системы стравливания давления......... 82
Технологии
R. Bonneau
Совершенствование производства синтез-газа...... 88
Дополнительно на CD-диске
Цветная версия журнала
ОПТИМИЗАЦИЯ 2007–2008
Содержание подборки статей
Подписной купон
Подписано в печать 28.08.2010. 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»
World Oil: НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ РОССИИ И СНГ
ПУТИ УЛУЧШЕНИЯ СВОЙСТВ
ГАЗОВЫХ БЕНЗИНОВ
Ч. И. Мамедов*
ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД
На газоперерабатывающих заводах газовый бензин получают путем переработки природного газа и
газоконденсата. Однако октановое число таких бензинов низкое (в диапазоне 62–66). Иногда наблюдаются
фракции с октановым числом ниже 60.
Естественно, что повышение октанового числа
таких бензинов представляет для промышленности
большой интерес. В институте «Геотехнологические
проблемы нефти, газа и химии», с 1996 г. реализуется
программа по повышению октанового числа прямогонных и газовых бензинов. Данные по газовому бензину,
перерабатываемому на газоперерабатывающем заводе, представлены в табл. 1.
Таблица 1. Основные характеристики газового бензина (ТУ 013600280-08)
Норма
Испытания
Начало кипения, оС (не ниже)
Параметры
30
ГОСТ 2177-66
Конец кипения, оС (не выше)
180
Остаток в колбе, мас % (не более)
1,5
Остаток в потере, мас % (не более)
Содержание фактических смол, мг/100 см3
бензина (не более)
5,0
5,0
ГОСТ 1567-83
ГОСТ 1567-83
Давление насыщенных паров, мм. рт. ст.
(не более)
660
ГОСТ 1756-52
0,05
выдерж.
ГОСТ 19121-73
ГОСТ 6321-69
отсут.
п.4.3. на ст.ту
Содержание общей серы, мас % (не более)
Испытание на медной пластинке
Содержание воды и механические
примесей
Цвет
бесцветный п.4.3. на ст.ту
прозрачный
Как видно из табл. 1 для производства стандартного бензина АИ-76 на основе производимого газового
бензина нужно решить две проблемы:
š повышение октанового числа газового бензина
до требуемого уровня;
š поддержание температуры кипения газового бензина в нужном интервале.
В Азербайджане была разработана эффективная
государственная программа производства высокооктановых моторных топлив на основе газового бензина.
Чтобы производить высокооктановые моторные топлива, при сгорании которых в атмосферу не выбрасываются оксиды азота, углерода и другие органические
соединения, отравляющие атмосферу и загрязняющие
окружающую среду, мы разработали два метода:
š нахождение хелатных металлокомплексов органических веществ с железом, кобальтом и марганцем –
высокоэффективными антидетонаторами;
* В №8 журнала допущена ошибка в написании инициалов г-на Мамедова. Следует читать Ч. И. Мамедов.
2
š высокоселективное каталитическое оксигенирование бензиновой фракции при температуре
70–80 оС жидкой фазе.
Наиболее широко применяемыми антидетонаторами моторных топлив являются циклопентадиенилтрикарбонилмарганец (ЦТМ), метилциклопентадиенилтрикарбонилмарганец (МЦТМ) и ферроцен. Однако
эти антидетонаторы имеют некоторые недостатки,
из которых образование осадка при растворении
их в газовом бензине является наиболее серьезной
технической проблемой. Для устранения этого недостатка необходимо найти хелатные комплексные
соединения, константа стойкости которых на два
порядка выше константы устойчивости отмеченных
ЦТМ и МЦТМ.
Большое значение имеет также повышение растворимости этих соединений. Регулирование их
растворимости в углеводородных фракциях путем
введения в молекулы органических радикалов или
органических лигандов имеет несомненное теоретическое и практическое значение. Применение этих
антидетонаторов является большим шагом вперед
с точки зрения экологии. Но эти вещества не могут
полностью считаться экологически безопасными,
так как при их использовании происходит опасное
загрязнение окружающей среды тяжелыми металлами.
Новая модель антидетонатора обеспечивает следующие характеристики:
š лигандное окружение комплексообразующего иона, стимулирующее хорошее растворение
комплекса в топливе и создающее поле лигандов
с определенной силой;
š образующиеся при взаимодействии с молекулами
кислорода активные частицы и другие, способные
реагировать со свободными радикалами или генерировать их при гомолитическом распаде связи в
органической молекуле;
š катализирующий окислительный процесс;
š изомеризующие нормальные парафины и нафтеновые углеводороды.
Для повышения растворимости антидетонатора в
углеводородной фракции и предотвращения нежелательных процессов нами были модифицированы
известные промышленные антидетонаторы путем
алкилирования их изобутиленом и диизобутиленом в
мягких условиях в присутствии твердой фосфорной
кислоты. При этом с высокими выходами получены
диалкилзамещенные ферроцены I.II.
Строение полученных диалкилферроценов установлено на основании данных элементного анализа
и путем изучения их масс-спектров. По данным массспектров молекулярные массы диалкилферроценов
I и II составляют 296 и 408 соответственно.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ РОССИИ И СНГ
в значительной степени повышается по сравнению с
вышеотмеченными антидетонаторами. Влияние этого
антидетонатора на вынос нагара отражено в табл. 4.
Fe
Таблица 4. Влияние добавок к топливу (газовому бензину с октановым
числом 62) с диизооктилферроценом и ЦТМ (0,1 г/кг) на выносе
нагара
R
R
I – R = трет-С4Н9;
II – R = диизобутил(С8Н17).
Добавки
Вынос нагара, масс %
диизооктилферроцен ЦТМ
Данные элементного анализа этих веществ приведены в табл. 2.
1,2-Дихлорэтан
23
0
1,2-Дибромэтан
29
0
Таблица 2. Количество железа в соединениях I и II
Бромистый этил
32
3
Диалкил-ферроцен
Найдено, %
Количество железа, %
формулы
Вычислено, %
I
18,88
C18H24Fe
18.91
II
13,68
C26H40Fe
13.73
Как видно из табл. 2, практически найденные количества железа совпадают с теоретически вычисленными значениями его в соединениях I и II.
Полученные диалкилферроцены I и II испытаны в
качестве антидетонатора газового бензина. Результаты
этих испытаний приведены в табл. 3.
Таблица 3. Сравнительные данные по антидетонационным и другим
свойствам соединений ЦТМ, МЦТМ и ферроцена (октановое число
исходного газового бензина – 62, количество антидетонационных
добавок – 0,01 %, температура хранения бензина 25 оС)
Антидетонатор
Октановое
число
Время появления осадка
Диизооктилферроцен
80
Не дает осадка при хран. 90 дней
Дитретбутилферроцен
72
Через 25 дней появился осадок
Диизооктилсаленат марганца
74
Через 9 дней появился осадок
ЦТМ
76
Через 24 дня появился осадок
МЦТМ
76
Через 30 дней появился осадок
Ферроцен
72
Через 16 дней появился осадок
Таким образом, при введении диизооктильного
радикала в молекулу ферроцена образуется жидкий
(маслообразный) антидетонатор, который хорошо
растворяется в газовом бензине по сравнению с ЦТМ,
МЦТМ и ферроценом. Испытания показали, что полученные алкилферроцены обладают высоким антидетонационным эффектом и незначительным нагарообразованием. Однако это не единственные достоинства
моторных присадок. К эксплуатационным требованиям также относятся характеристики износа. Ввиду
отрицательных результатов, полученных при исследовании антидетонатора, очень важно на ранней стадии
их разработки определить противоизносные свойства.
Износ поршневых колец при работе двигателя на автомобильном бензине с изооктилферроценом (0,2 г/кг)
значительно меньше, чем при использовании бензина
без присадки. Мы доказали, что при использовании
композиции, состоящей из диизооктилферроцена,
выносителя-ацетонитрила и экстралина износ деталей
двигателя не наблюдается в течение восьми месяцев.
Эта присадка также оказывает влияние на работоспособность свечей зажигания. При использовании этого
антидетонатора надежность работы свечей зажигания
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Ацетонитрил
82
90
Бензонитрил
80
27
Трикрезилфосфат
Трикрезилфосфат (0,16 мл/кг)+ бромистый
этил (0,56 мл/кг)
15
18
0
0
Трикрезилфосфат (0,16 мл/кг)+
бис-этилксантогенат (1 мл/кг)
22
0
Ацетонитрил (0,1г/кг) +1,2- дибромэтан
(1 мл/кг)
97
100
Как видно из приведенных данных все металлосодержащие антидетонаторы, хотя и имеют большие
преимущества, имеют также и недостатки, выражающиеся в отложении металлов на свечах и другие. С
целью создания хорошо растворяющего в прямогонном бензине металлосодержащего антидетонатора из
нефти был выделен металлопорфириновый концентрат, состоящий из смеси нефтяных порфириновых
комплексов с переходными металлами: Mn(II), Fe(II),
Co(II) и др.
Для получения порфиринового антидетонатора
нужного металла нефтяной металлопорфириновый
концентрат подвергли деметаллизации в кислой среде
и полученный порфириновый концентрат металлировали путем введения переходного элемента в макроциклическое порфированное кольцо. Для достижения
этих целей были использованы методы межфазного
катализа. Были синтезированы марганцевые комплексы металлопорфиринов и на их основе получены антидетонаторные композиции для увеличения октановых
чисел прямогонных бензинов. Следует отметить, что в
отличие от других видов металлопорфиринов, включая
также синтетические, нефтяные металлопорфирины
хорошо растворяются в бензиновых и других углеводородных фракциях и катализируют полное сгорание
углеводородов до углекислого газа (табл. 5). Металлопорфирины ранее были получены по разработанной
методике.
Замечательным является тот факт, что при использовании металлопорфириновых композиций выбросы
угарного газа и других кислородосодержащих органических соединений практически отсутствуют. Учитывая это, были получены антидетонаторные композиции на основе порфиринов. Также при хранении
бензинов добавки довольно устойчивы по сравнению
с применяемым в промышленности антидетонаторами
(табл.6).
Из табл. 6 видно, что нефтяномарганцевопорфириновый комплекс практически не мутнеет при хра3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ РОССИИ И СНГ
Таблица 5. Некоторые характеристики синтезированных на основе порфириновых концентратов нефти хелатных комплексных
соединений
Полученные нефтяные
металлопорфириновые комплексы
Растворимость нефтяных порфирновых Данные о технической устойчивости
комплексов в газовом бензине, г/л
нефтяных металлопорфиринов
Взаимодействие с водой и другими
органическими соединениями
Порфиронвый комплекс железа (II)
1,03
Порфириновый комплекс кобальта (II)
1,25
Порфириновый комплекс никеля (II)
1,12
Нефтяной марганцевопорфириновый
комплекс
1,28
Кадмиевый комплекс нефтяного
порфирина
1,32
Комплекс устойчив в слабокислой Распадается в слабощелочной среде
среде
Хромовый комплекс нефтяного
порфирина
0,03
Комплекс существует при рН = 6–8
Цинковый комплекс нефтяного
порфирина
1,22
Таблица 6. Сравнительные данные по антидетонационным и другим
свойствам металлопорфириновых соединений ЦТМ, МЦТМ и
ферроцена (октановое число исходного газового бензина - 62,
количество антидетонационных добавок – 0,01 %, температура
хранения бензина 25 оС)
Антидетонатор
Распадается в 0,2-моль-растворах Амины и аммиак разлагают комплекс
минеральных кислот
Комплекс распадается в присутствии
серной кислоты (0,1 моль/л)
76
76
МЦТМ
76
Ферроцен
72
76
76
Не дает осадка при
хранении 90 дней
Не дает осадок при
хранении 90 дней
Не дает осадок при
хранении 90 дней
Через 14 дней появился
осадок
Через 20 дней появился
осадок
Через 9 дней появился
осадок
нении бензина более 90 дней. Кроме того, данный
антидетонатор проявляет высокое антидетонаторное
свойство. Однако промышленные антидетонаторы
ЦТМ, МЦТМ при наличии их в газобензиновом растворе образуют мутные осадки через 14–20 дней.
Как видно из таблицы малое количество антидетонатора позволяет повысить октановое число газового
бензина до требуемого ГОСТом уровня. Хотя промышленные образцы также позволяют повысить
октановое число до требуемого уровня (76), однако
при хранении такого бензина 14–20 дней наблюдается образование осадка.
Институтом «Геотехнологические проблемы нефти, газа и химии» были предприняты новые шаги по
увеличению октанового числа без применения антидетонаторов. Этот принцип основан на селективном
каталитическом оксигенерировании бензиновой
фракции при низкой температуре в присутствии гомогенных катализаторов. Разработка новой технологии производства высокооктанового бензина на основе низкооктановых прямогонных и газовых бензинов,
обогащенных кислородсодержащими нейтральными
Не взаимодействует с водой,
аммиаком, аминами и др.
-
Комплекс неустойчив в кислой среде Распадается при взаимодействии
с минеральными кислотами
Таблица 7. Данные по антидетонаторным и другим свойствам
металлопорфириновых композиций (октановое число исходного
газового бензина - 62, количество антидетонаторных добавок – 0,05 %,
температура хранения бензина 20 оС)
Антидетонаторные композиции
Октановое Время появления осадка
число
Нефтяной марганцевопорфириновый
комплекс
Нефтяной кобальтопорфириновый
комплекс
Дикислородный аддукт
марганцевопорфиринового
комплекса
ЦТМ
4
Комплекс распадается при рН = 1 С водой не реагирует при взаимодейи температуре 138 оС
ствии с ней в течение 150 сут, амины
и аммиак разлагают комплекс
Распадается при рН = 1
Не реагирует с водой, аминами,
органическими кислотами и др.
Количество Октановое
Время
композиции, число
появления
добавляемой
осадка и другие
к топливу, мл/л
изменения
Нефтяной железопорфириновый
комплекс + N-метиланилин
8
73
Нефтяной
кобальтопорфириновый
комплекс + N-метиланилин
6
76
Нефтяной никельпорфириновый
комплекс + N-метиланилин
32
75
Марганцевопорфириновый
комплекс нефти +
N-метиланилин
4
77
Нефтяной кадмийпорфириновый
комплекс + N-метиланилин
14
77
Нефтяной хромопорфириновый
комплекс + N-метиланилин
48
76
Не дает осадка
при хранении
110 дней и цвет
топлива не
меняется
Не дает осадкак
при хранении
110 дней и цвет
топлива не
меняется
Цвет меняется
при долгом
хранении
Не дает осадка
и цвет не
меняется при
хранении
110 дней
Цвет меняется
при хранении
5 дней
Цвет быстро
меняется
Цинковый комплекс нефтяного
порфирина + N-метиланилин
58
72
Цвет быстро
меняется
органическими соединениями, остается важнейшей
научно-технической проблемой. В настоящее время
специалистами института изучается идея получения экологически безопасного бензина с высоким
октановым числом, основанного на низкотемпературном и селективном оксигенировании примерно
10 % углеводородов газовых бензинов до соответствующих спиртов и кетонов в присутствии гомогенного катализатора (ГПНГХ). Образец катализатора
ГПНГХ подвергает селективному оксигенированию
парафиновые, нафтеновые и алкилароматические
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ РОССИИ И СНГ
СН3
СН
СН3
СН3
ОН
С
СН3
СН3
О
СН
СН2
СН3
ОН
ОН
СН3
С
СН2
СН3
О
углеводороды газового бензина в соответствии со
следующим механизмом: молекулярный кислород в
полости катализатора активизируется до супероксидного иона (О22-), который в дальнейшем селективно
оксигенирует углеводород. Методом ИКС подтверждали действие катализатора, по появлению в спектре
интенсивных полос кетонной и гидроксидной группы
(1710-1708 и 3492-3386), эти же спектры показали, что
при окислении не образуются гидроперекиси. Для
наших исследований был взят газовый бензин с исходным октановым числом 68. Окисление катализатором ГПНГХ-1 было проведено при температуре 90 оС.
Скорость подачи воздуха составляла 4 л/ч. При увеличении количества катализатора конверсия газового
бензина в кислородсодержащие продукты увеличивается. Это увеличение составляет от 0,01 до 0,11 %.
Для получения стандартного бензина АИ-76 на основе
газового бензина необходимо сочетать антидетонационный эффект экстралина и процесс каталитического
оксигенирования.
В рамках представленной статьи мне хотелось бы
сказать о превращении природного газа С3 и С4 в жидкое моторное топливо, свойства которого заключаются
в том, что углеводороды природного газа селективно
окисляются до соответствующих спиртов и кетонов,
идеально сгорающих в моторе. Выбросов оксидов и
других вредных органических соединений не наблюдается. Оксигенирование С3 и С4 проведено в присутствии кобальтпорфиринового комплекса, выделенного из нефти. Для этого использовали каталитическую
установку, состоящую из стеклянной трубки, заполненной пористым носителем, на поверхности которого
нанесена фракция нефтяного кобальтопорфиринового комплекса, содержащего 0,03 % метилвиологена.
Поток природного газа смешивается с дозированным
количеством кислорода и с определенной скоростью
пропускается через слой катализатора, нагретого до
85–90 оС. Вышедший из реактора оксигенированный
природный газ, содержащий кислородные соединения охлаждали и собирали в склянке. Жидкие продукты анализировали методом газожидкостной хроматографии. Таким образом, при каталитическом
оксигенировании природного газа образуется смесь
соответствующих спиртов и кетонов, температура
кипения которых находится в интервале 50–130 оС.
Степень конверсии природного газа в процессе оксигенирования составляет 3–5 %. Методом газовой хроматографии установлено, что метан, содержащийся
в природном газе, не подвергается каталитическому
оксигенированию. Только 1,5 % от объема этана ок-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
СН3
С
СН3
СН3
сигенируясь, превращается в этанол. Пропан и бутаны количественно превращаются в соответствующие
кислородсодержащие соединения.
В составе вышедшего из реактора газа не содержится С3 и С4.
Доказано, что металлосодержащие антидетанаторы способны хорошо растворяться в прямогонном и
газовом бензине и повысить свои октановые числа.
Установлено, что металлопорфирины нефти являются
антидетонаторами и эффективно катализируют процесс горения углеводородов в моторе, благодаря этому
вредные выбросы значительно сокращаются или доводятся до минимума. Разработаны способы повышения
октанового числа в прямогонном и газовом бензине
путем селективного каталитического оксигенирования. Разработан способ превращения природного газа
в жидкое топливо, основанный на каталитическом селективном оксигенировании.
Диизооктилферроцен и нефтяной марганецпорфириновый комплекс были испытаны на опытнопромышленной установке Азербайджанского Газоперерабатывающего Завода. Было произведено 500 т
прямогонных и газовых бензинов с высоким октановым числом (около 76 единиц).
ВЫВОДЫ
Алкилированием ферроцена были получены дитретбутил- и диизооктилферроцены, которые хорошо
растворяются (по сравнению с ферроценом) в углеводородных фракциях (бензине и керосине). Установлено, что полученные диалкилферроцены являются
диизооктилзамещенным ферроценом и высокоэффективным антиоксидантом для повышения октанового
числа газового бензина. Также показаны возможности
применения этих реагентов для улучшения остальных
показателей газового бензина.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Шабанов А.Л., Рамазанова Э.Э., Багиров Р.А. Стратегия получения экологически чистого бензина. Азербайджанское нефтяное хозяйство 1997 г.,
№6,с.28–31.
2. Рамазанова Э.Э., Шабанов А.Л. и др. Способы повышения октанового
числа прямогонных и газовых бензинов. Патент Азербайджанской Республики № Р 990043, 02.02.1999 г.
3. Салем Монем, Исмиев И.И., Кахраманова З.О. Экстракционнохроматографическое выделение металлопорфиринов из Бакинских нефтей. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 2000 г, №5, с. 44–46.
4. Мираламов Г.Ф. Увеличение октанового числа газового бензина путем
каталитического оксигенирования. Азербайджанский химический журнал
2000г., №3, с. 82–85.
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
®
World Oil
WORLD OIL
D. Langley,
Technology Editor
POISED FOR SEISMIC ACTIVITY IN THE ATLANTIC,
EASTERN GOM
S. Harbison, B. Montalbano, L. Pugliaresi,
Energy Policy Research Foundation Inc.
IRAQI DEVELOPMENT PLAN BREAKS NEW GROUND
P, Machado, R, Guzman, C, Rojas, A. Ache,
PDVSA;
N. K. Hazboun, K. Gonzalez,
Schlumberger
BED BOUNDARY MAPPING PROVES USEFUL
IN A HEAVY OIL ENVIRONMENT
J. F. Lea,
PL Tech LLC;
H. W. Winkler,
Texas Tech University
WHAT’S NEW IN ARTIFICIAL LIFT
P. Kulkarni,
Editor
HIGH OIL PRICES SPUR BAKKEN ACTIVITY
R.T. Dukes,
Wood Mackenzie
TEN YEARS INTO THE BAKKEN SHALE
E. P. Lolon, C. L. Cipolla*, L. Weijers,
Pinnacle;
R. E. Hesketh, M. W. Grigg*,
Kerogen
INFILL DRILLING POTENTIAL AND FRACTURE
STAGING IN THE BAKKEN FORMATION
C. Johnson,
Custom Water Solutions;
J. E. Sundine,
Sundine Enterprises;
M. Curtis, RMOTC
TESTING A MULTISTAGE FLUID TREATMENT
Publisher Ron Higgins
EDITORIAL
Editor Perry A. Fisher
Managing Editor David Michael Cohen
Associate Editor Nell L. Benton
Contributing News Editor Henry D. Terrell
Contributing Editor Arthur Berman
Contributing Editor Leonard V. Parent
Contributing Editor Jim Redden
Contributing Editor, Washington Dr. Roger Bezdek
Contributing Editor, Middle East Dr. A. F. Alhajji
Contributing Editor, North Sea Dr. ©ystein Noreng
Contributing Editor, FSU Jacques Sapir
Contributing Editor, Latin America Dayse Abrantes
Contributing Editor, Asia-Pacific Jeffrey M. Moore
Contributing Editor, LNG Saeid Mokhatab
MAGAZINE PRODUCTION +1 (713) 525-4633
Director–Production and Operations Sheryl Stone
Manager–Advertising Production Cheryl Willis
Artist/Illustrator David Weeks
Contractor–Editorial Production Angela Bathe
ADVERTISING SALES
see Advertisers’ index
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director–Circulation Suzanne McGehee
E-mail: circulation@gulfpub.com
EDITORIAL ADVISORY BOARD
Senior Editorial Advisor
Paul L. Kelly, Energy and Ocean Policy Consultant
Editorial Advisors
William Donald (Donnie) Harris III, CEO,
Forrest A. Garb & Associates, Inc.
Alexander G. Kemp, Schlumberger Professor,
Petroleum Economics, University of Aberdeen
Dr. D. Nathan Meehan, Vice President,
Reservoir Technology
and Consulting, Baker Hughes
Robert R. Workman, Group President,
Distribution Services, National Oilwell Varco,
and Chairman, Petroleum Equipment
Suppliers Association
Douglas C. Nester, COO, Prime Offshore LLC
David A. Pursell, Managing Director and Head
of Macro Research, Tudor, Pickering, Holt & Co.
T. Jay Collins, President and CEO,
Oceanearing International, Inc., and Chairman,
National Ocean Industries Association
Robert E. (Bob) Warren, Vice President,
Industry and Governmental Affairs,
Pride International
Tom Price, Jr., Senior Vice President,
Corporate Development, Chesapeake
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
N. L. Benton, редактор WO
KINDER MORGAN И COPANO:
СОВМЕСТНОЕ СОГЛАШЕНИЕ
Компании Kinder Morgan и Copano заключили
официальное соглашение о создании совместного
предприятия (50/50) Eagle Ford Gathering, которое
обеспечит сбор, транспортировку и услуги по переработке природного газа операторам Игл Форд Шейл
(Южный Техас). Kinder Morgan и Copano увеличили
пропускную способность трубопровода Laredo-to-Katy
с 150000 до 375000 млн БТЕ/сут и производственную
мощность перерабатывающего завода Copano.
TULLOW:
РАСШИРЕНИЕ ИНТЕРЕСОВ В СУРИНАМЕ
Tullow Oil plc подписала соглашение с государственной нефтяной компанией Суринама на разработку
блока 47 площадью 915 миль2 в рамках глубоководной
разведочной лицензии. Tullow планирует провести
разведку и получить сейсмические данные в течение
2011 г. и ожидает, что скважины будут пробурены в
рамках групповой среднесрочной программы разведки
в экваториальной Атлантике в регионе Южной Америки. Tullow будет владеть лицензией и 100 % активов.
Государственная нефтяная компания Staatsolie имеет
намерения участвовать в разработке и добыче с 20 %
активов.
MСDERMOTT: ЗАКЛЮЧЕНИЕ КОНТРАКТА
J. Ray McDermott выиграла контракт, стоимостью свыше 150 млн долл. в лице совместной компании Kellogg Joint Venture-Gorgon от имени Chevron
Australia Pty. Ltd., оператора проекта Горгона. На производственном предприятии McDermott на о-ве Батам
в Индонезии будет собрано более 60 опор, которые
впоследствии будут использоваться при строительстве
завода СПГ на о-ве Барроу (на северо-западном шельфе Австралии). Начало работ, которые продлятся два
года, запланировано на четвертый квартал 2010 г.
BP: ПЕРВЫЕ ПОПЫТКИ ЗАГЛУШИТЬ СКВАЖИНУ
После нескольких попыток сдержать поток нефти,
вытекающий из скважины Macondo в Мексиканском
заливе, 28 мая 2010 г. инженеры приступили к операциям глушения скважины, включающим ежеминутную
закачку более 50 брл сверхплотного бурового раствора
в противовыбросовый превентор затонувшей буровой
установки. Если специально приготовленный буровой
раствор для фонтанирующей скважины остановит
рост давления и поток нефти, инженеры приступят к
цементированию обсадной трубы скважины. Такие
операции еще ни разу не проводились на шельфе глубиной 5000 фут. При подготовке к операции BP развернула несколько подводных систем дистанционного
управления, которые могут выдерживать очень высокое давление и выполнять различные измерения. ВР
представила в прямом эфире видеозапись с морского
дна, выполненную в процессе проведения диагности№9 • сентябрь 2010
ческого тестирования и операций по глушению скважины. ВР выполняла подводные операции совместно
с государственными и другими отраслевыми экспертами, чтобы остановить поток нефти из скважины с помощью мероприятий по глушению и сбору вытекшей
нефти. Полупогружная буровая установка Deepwater
Horizon осуществляла бурение и добычу в Миссисипи
Каньон блоке 252, более чем в 50 милях к юго-востоку
от Венеции (недалеко от побережья Луизианы), когда
20 апреля 2010 г. произошел взрыв. В результате аварии
погибло одиннадцать рабочих. После взрыва и затопления буровой установки произошла утечка в Мексиканский залив тысячи баррелей нефти. На месте аварии
работало примерно 1300 судов, и было собрано более
11 млн галл нефти смешанной с водой. Была организована защита от разлива нефти 17 областей береговой
линии. Компании ВР, выступающей оператором блока,
необходимо финансирование для выполнения операций ликвидации последствий аварии.
НОРВЕГИЯ И РОССИЯ:
СОГЛАШЕНИЕ О ГРАНИЦЕ
Лидеры России и Норвегии объявили о том, что
пришли к соглашению относительно арктической границы в Баренцевом море, завершившем 40-летний диспут относительно региона, содержащего огромные запасы нефти и газа. «Это решение намного важнее, чем
просто определение морских границ. Речь идет о развитии добрососедских отношений», - заявил на прессконференции в Осло премьер министр Норвегии Jens
Stoltenberg. Начиная с 1970 г., Норвегия и Советский
Союз, а затем Россия, оспаривали границы трансграничной экономической зоны площадью 68000 миль2.
В настоящее время Канада, Дания, Норвегия, Россия и
США обсуждают вопрос, как делить Арктический регион, содержащий по прогнозам Геологической службы США (US Geological Survey – USGS) 90 млн брл
нефти и примерно 30 % неразведанных мировых запасов газа. Соперничество за богатства Арктики накаляется, процесс таяния полярных льдов и новые технологии сделали регион более доступным. Уже разработано
несколько крупных проектов разработки огромных
запасов нефти и природного газа за пределами спорного региона. Российская сторона уже разрабатывает
гигантское месторождение природного газа, в то время
как Норвегия разрабатывает обширные месторождения природного газа Сноувит и Голиаф.
OGX: ОЦЕНКА ЗАПАСОВ БАССЕЙНА КАМПУС
Компания OGX Petróleo e Gás Participações пришла
к решению бурить скважины OGX-6 и OGX-8, обе расположенные в блоке BM-C-41 в мелководной части басс.
Кампус. Скважина OGX-6 на участке Этна была пробурена до глубины 11825 фут, в результате чего были
получены доказательства наличия углеводородов в образованиях альбиан и аптиан. Скважина OGX-8 на участке Фуджи была пробурена до глубины 13480 фут. Были
также получены доказательства наличия углеводородов
также в образованиях альбиан и аптиан. На основании
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
результатов исследований и 3D-интерпретации сейсмических данных OGX оценила извлекаемые запасы
нефти в 1,4–2,6 млрд брл в совокупности с оценкой запасов месторождений Пайплайн и Этна (которые были
найдены скважинами OGX-2A и OGX-6). Оценка извлекаемых объемов нефти из потенциальных структур,
составляющих образования уаймея и фуджи, открытых скважинами OGX-3 и OGX-8, составляют от 600 до
1100 млн брл. OGX владеет в блоке 100 % активов.
QATAR PETROLEUM, SHELL, PETROCHINA:
НОВЫЙ ДОГОВОР
Qatar Petroleum от имени государства Катар подписала новое соглашение о разведке и разделе добычи
(exploration and production sharing agreement – EPSA)
в блоке Катар Д с компаниями Shell и PetroChina.
В рамках соглашения, партнеры будут совместно проводить разведку запасов природного газа в блоке Д,
который занимает площадь в 3123 мили2 (на суше) и
в морском блоке Катар, расположенном рядом с Рас
Лаффан. Продуктивный интервал в блоке Д лежит
ниже геологического образования нафф. Вышележащий горизонт нафф разрабатывается с супергигантского месторождения Норт. Срок действия настоящего соглашения составляет 30 лет и начинается с
5-летнего периода проведения разведочных операций.
в процессе проведения разведки Shell и PetroChina
будут реализовывать программу, в том числе технические исследования, сбор 2D- и 3D-сейсмических
данных, обработку, корректировку и бурение разведочных скважин на образование нафф. Shell, как
оператор, владеет 75 %-ной долей активов, PetroChina
владеет 25 % акций.
ШТОКМАН: ДАЛЬНЕЙШИЕ ПЛАНЫ
«Планы по разработке газового месторождения
Штокман в Баренцевом море остаются под вопросом,
окончательное решение по инвестициям ожидается в
2011 г.», – заявил представитель Total. Консорциум,
включая Total, Gazprom и StatoilHydro, владеющий правами на месторождение, решил отложить его разработку, а окончательное решение по добыче природного газа
планирую принять в марте 2011 г. Решение о сжижении природного газа будет принято к концу 2011 г. Запасы Штокман оцениваются примерно в 130 трлн фут3
и 37 млн т газоконденсата. Total планирует начать производство СПГ из газа Штокман в 2017 г.
SHELL, REPSOL: ВОЗМОЖНЫЕ ПРОБЛЕМЫ
Shell, Repsol и другим иностранным компаниям
может грозить лишение собственности на месторождении Южный Парс, либо компании могут подпасть
под давление иранских национальных компаний. Как
сообщается, компаниям Shell и Repsol был выставлен
двухнедельный ультиматум на передачу активов фаз
13 и 14 и интегрированного проекта СПГ. Это далеко
не первый раз, когда Иран пытается заставить компании начать инвестиции. Иностранные компании
зашли в тупик, поскольку затратили на реализацию
иранских проектов годы, но в связи с увеличением
потребностей Ирана многие столкнулись с разрывом
договоров и отмены экспортных сделок.
8
PETROBRAS: НОВЫЕ СОГЛАШЕНИЯ
Petrobras подписала соглашение с правительством
Португалии о проведении разведки на наличие углеводородов в глубоководном бассейне Алентьехо на
шельфе Португалии. В рамках соглашения, уже одобренного правительством Португалии, Petrobras станет оператором в блоках Гамба, Лаваганте и Сантола и
будет иметь в этих блоках 50 % активов. Блоки охватывают площадь около 3500 миль2; глубина воды в блоках
колеблется от 650 до 9850 фут. Помимо этих проектов
Petrobras управляет еще четырьмя блоками в этом регионе в партнерстве с Galp и Partex в басс. Пенише.
REPSOL: ПРОЕКТ КАРАБОБО
С целью разработки гигантских запасов нефтяного
пояса Ориноко (в Венесуэле) было подписано соглашение о создании совместной компании PetroCarabobo
SA. Регион Карабобо расположен в восточной части пояса Ориноко и содержит по предварительным данным
USGS до 513 млрд брл нефти. Проект позволит Repsol,
как участнику совместной компании, повысить к 2014 г.
свою долю запасов до 134 млн брл нефти. Инвестиции
в этот период составят 750 млн долл. Еще 134 млн брл
могут быть добавлены в период 2015 – 2019 г. Repsol,
Petronas и ONGC Videsh каждая будут владеть 11 %-ной
долей активов блока Карабобо-1 вместе с двумя другими индийскими компаниями, владеющими 9 % активов
каждая. Оставшимися 60 % активов владеет венесуэльская государственная нефтяная компания PDVSA.
SCHLUMBERGER: НОВОЕ ПРИОБРЕТЕНИЕ
Schlumberger приобрела компанию GeothermEx
Inc., имеющую штаб-квартиру в Калифорнии, оказывающую консультационную услуги в области геотермальных разработок. GeothermEx Inc. станет частью
интегрированной компании Schlumberger Geothermal
Services, специализирующейся на разведке, разработке и добыче. GeothermEx специализируется на
геологических исследованиях, бурении, разработке
технических проектов, управлении запасами и экономическом анализе геотермальных проектов.
BG GROUP, EXCO:
СОЗДАНИЕ СОВМЕСТНОЙ КОМПАНИИ
BG Group планирует создать совместную компанию с Exco Resources. BG Group приобретет 50 %
активов в компании, которая будет владеть активами Exco в басс. Аппалачи, расположенном в шт.
Пенсильвания и Западная Виргиния. По условиям
сделки, BG Group приобретет 50 % активов, составляющих в общей сложности 654000 акров в басс. Аппалачи. Этим компания увеличит свои ресурсы газа до
2,4 трлн фут3, заплатив в общей сложности 950 млн
долл. При этом расчетная стоимость единицы запасов
составит 0,40 долл/тыс. фут3. BG Group и Exco создадут совместную компанию с долей активов 50/50.
Штаб-квартира новой компании будет располагаться
в Питтсбурге.
NIKO: НОВЫЕ КОНТРАКТЫ
Компания Niko подписала с правительством Индонезии четыре новых контракта о разделе добычи
№9• сентябрь 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
в блоках Сендравасих II, Сендравасих III, Сендравасих IV и Сунда Страйт. В трех блоках Сендравасих
II, III и IV, Niko владеет 50 % активов в партнерстве
с Repsol. В блоке Сунда Страйт, Niko владеет 100 %
активов. Блоки Сендравасих II, III и IV расположены
вокруг проекта PSC, управляемого ExxonMobil. Niko
будет владеть в Индонезии активами 16 разведочных
блоков, охватывающих почти 20 млн акров. В общей
сложности будут закончены скважины совокупной
протяженностью 15600 км.
ВЕНЕСУЭЛА: ЗАТОНУВШАЯ ПЛАТФОРМА
В мае 2010 г. у берегов Венесуэлы затонула эксплуатационная платформа Aban Pearl, осуществляющая операции на месторождении Дракон 6 . По словам
Rafael Ramirez, министра нефтяной промышленности,
все 95 рабочих были спасены и затонувшая платформа не нанесла вред окружающей среде. Президент
Венесуэлы Hugo Chavez объявил по телевидению, говоря: «Я очень сожалею. Я вынужден сообщить вам,
что платформа Aban Pearl затонула некоторое время
назад. Хорошая новость заключается в том, что все 95
работников платформы находятся в безопасности».
«В настоящее время проводится расследование инцидента», – сказал г-н Ramirez. Он говорит, что на полупогружной платформе возникла проблема с флотационной системой, и это привело к массовой утечке воды
в одной из зон. Трубопровод, соединяющий буровую
установку с газовой скважиной был разгерметизирован, поэтому сработали предохранительные клапаны.
Буровая установка была позиционирована в водах глубиной 525 фут. Затонувшая платформа управлялась
государственной энергетической компанией Petroleos
de Venezuela SA. Платформа размещалась недалеко от
п-ова Пария в восточной части шельфа Венесуэлы, недалеко от Тринидада и Тобаго. Платформа Aban Pearl,
принадлежала компании Aban Offshore Limited и была
построена в 1977 г. Максимальная глубина бурения составляла 25000 фут.
CHEVRON: БУРЕНИЕ В КАНАДЕ
Chevron Canada приступила к бурению глубоких
морских нефтяных скважин. На сегодняшний день,
компания стремится успокоить общественность, беспокоящуюся относительно повторения инцидента в Мексиканском заливе. Разведочная скважина в Северной
Атлантике, известная как Lona 0-55, установит новый рекорд по глубине, составившей 8530 фут. На протяжении
нескольких месяцев в басс. Орфан, расположенном в
270 милях к северо-востоку от о-ва Ньюфаундленд, велось разведочное и оценочное бурение. Chevron Canada
владеет в проекте 50 % активов. Другие участники включают Shell Canada Energy, ExxonMobil Canada Ltd. and
Imperial Oil Resources Ventures Limited.
КОММЕНТАРИЙ РЕДАКТОРА
P. Kulkarni, редактор WO
ТРАГИЧЕСКАЯ СИТУАЦИЯ
Я предпочел бы назвать эту статью «героическое
восстановление после трагедии», но боюсь, что мы
столкнемся с целым потоком вопросов со стороны Конгресса, сотней исков, тысяч нормативных актов и миллионов баррелей нефти, вытекшей в Мексиканский
залив, прежде чем сможем подумать о восстановлении
затопленной буровой установки Deepwater Horizon и
ликвидации утечки нефти из скважины Macondo.
Хотя в настоящее время проводятся слушания в
Конгрессе и одновременные слушания в Береговой
Охране и Службе по управлению природными ресурсами (Coast Guard – MMS) в шт. Луизиана, важно
помнить об одиннадцати рабочих, погибших во время
взрыва, и героизм мужчин и женщин, которые принимают участие в ликвидации последствий аварии.
Корреспондент NPR Joseph Shapiro взял интервью
у Christopher Choy, одного из работников буровой
установки, который рассказал, что происходило на
борту горящей Deepwater Horizon перед ее затоплением. Он сказал, что 125 выживших рабочих спаслись
благодаря тому, что, не поддавшись панике, успели
спустить на воду спасательные шлюпы и отплыть от
разрушающейся установки.
Я живу по соседству с комплексом Westlake (компании ВР), откуда был виден пожар; огонь горел всю
ночь. В эту ночь специалисты «ломали головы» в поисках технических решений по ликвидации последствий аварии. После попыток применить два типа во№9 • сентябрь 2010
донепроницаемых перемычек, которые закупорились
гидратами, была сделана третья попытка успешной
установки вставной трубы в разгерметизированный
райзер и начать откачку вытекшей нефти и газа. Надеемся, что инженеры BP, при поддержке специалистов из других сервисных компаний, смогут в скором
времени предотвратить утечку путем заливки цемента
в противовыбросовый превентор. Между тем, BP продолжает бурить глушащие скважины, чтобы полностью разгрузить и затем заглушить разгерметизированную скважину.
В то время как усилия по ликвидации последствий
аварии продолжаются, администрация Obama со своей стороны также предпринимает некоторые шаги. В
Конгрессе обсуждается вопрос по предотвращению
подобных инцидентов в будущем.
Лицензирование и правоприменение. Министр
внутренних дел Ken Salazar объявил о внесении предложения разделить Службу управления природными ресурсами (MMS) на три отдельных независимых
агентства. Бюро по управлению морскими энергоресурсами (Bureau of Ocean Energy Management) будет
контролировать пятилетнее планирование, лицензирование и возобновляемые источники энергии. Бюро
по безопасности и природоохранным нормативам
(Bureau of Safety and Environmental Enforcement) будет отвечать за разработку стандартов, проведение
инспекций и правоприменительную деятельность.
Налоговая служба по природным ресурсам (Natural
Resources Revenue Service) будет контролировать налогообложение.
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
Администрация Obama планирует предложить
Конгрессу дополнительное финансирование в размере 29 млн долл., включая 20 млн долл. для развития
и расширения службы инспекции платформ, инженерных исследований и реализации правил техники
безопасности. Еще 7 млн долл. будут направлены на
выполнение всеобъемлющей оценки, а также процедур и действий в период после ликвидации последствий аварии Deepwater Horizon. Оставшиеся 2 млн
долл. будут направлены в Службу США по охране
рыбы и дичи (US Fish and Wildlife Service) и USGS с
целью проведения экологических исследований.
Мораторий на бурение. Министерство внутренних дел США продлило на неопределенный срок
первоначальный 30-дневный мораторий на бурение
новых морских скважин до завершения проверки
безопасности. Некоторые законодатели, такие, как
сенатор Joseph Lieberman, считают, что правительство
не должно допускать бурения новых глубоководных
скважин до решения вопросов, связанных с разливом
нефти. Этот мораторий уже повлиял на планы компании ExxonMobil начать бурение на участке Адриан в
глубоководном регионе Мексиканского залива.
Проведение инспекций. После того, как произошла авария на Deepwater Horizon, MMS приказала
провести проверки всех глубоководных буровых
операции в Мексиканском заливе. Инспекционная
комиссия нашла на двух буровых установках случаи
несоблюдения нормативов, которые были скорректированы. В настоящее время инспекции глубоководных платформ продолжаются.
Повышение ответственности. Конгрессом прилагаются усилия по расширению предела ответственности
компаний в случае инцидента с 75 млн долл., действующих в настоящее время, до 10 млрд долл. Сенаторыреспубликанцы уже дважды препятствовали усилиям
демократов, чтобы заставить Сенат голосовать за принятие законопроекта об увеличении ответственности
компаний. Сенатор от Нью-Джерси Robert Menendez,
один из авторов законопроекта, в настоящее время ведет переговоры, настаивая на том, что законодательство снимет все ограничения по ответственности.
Независимое расследование. Разлив нефти будет
подвергнут целому ряду расследований. Первое расследование, начато совместно US Coast Guard. По просьбе
администрации Obama, Национальная инженерная академия (National Academy of Engineering – NAE) будет
проводить техническое расследование основных при-
чин аварии с целью разработки рекомендаций по устранению механических повреждений. Кроме того, Obama
планирует создать авторитетную исследовательскую
группу, аналогичную той, которая расследовала взрыв
челнока Challenger в 1986 г. Различные комитеты Сената
и Палаты представителей уже начали свои слушания.
Увеличение срока исследования планов разведки.
Администрация Obama предлагает продлить принятый
Конгрессом срок исследования планов проведения
разведочных операций с 30 до 90 дней. Эта задержка
предназначена для проведения более обширного исследования окружающей среды и безопасности.
Новые контролирующие органы. Новая Комиссия
по контролю внешнего континентального шельфа (Outer
Continental Shelf Oversight Board) планирует создать совместно с Министерством внутренних дел службу контроля природоохранных и правовых нормативов.
В конце мая 2010 г., Президент Obama объявил о
продлении моратория на бурение новых скважин в
глубоководном регионе еще на шесть месяцев, пока
президентская комиссия расследует этот инцидент.
Хотя это расширение будет иметь катастрофическое
влияние на глубоководные операции, отрадно то,
что, по крайней мере, будет разрешено возобновить
мелководное бурение. Авария на Deepwater Horizon
играет историческую роль для Президента Obama
и госсекретаря Salazar. Принимаемые ими решения
будут влиять на активность разработки шельфовых
нефтяных и газовых месторождений.
Президент Obama искренне считает, что его долг состоит в максимальном смягчении политического давления на себя и свою партию, и в повороте страны к развитию альтернативной энергетики. Секретарь Salazar
считает, что его долг состоит в том, чтобы выступать в
качестве эффективного менеджера, который возглавляет агентство по предотвращению разливов нефти,
а также в создании органов, строго контролирующих
нефтегазовые компании. По крайней мере, у всех, кто
занимается этой аварией одна общая цель – очистка побережья Мексиканского залива, в кратчайшие сроки.
Связаться с г-ном P. Kulkarni (П. Кулкарни), редактором WO, можно по адресу: Pramod.Kulkarni @ worldoil.
com.
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
J. Redden, редактор WO
ОХ, КАК ВЫСОКА
СТОИМОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ
Последние несколько месяцев я с болью думаю о
том, как дорого нам обходится возможность пользоваться светом, автомобилями и всем тем, для чего необходимы энергоресурсы.
Первое напоминание пришлось на 5 апреля, когда
произошел взрыв на угольных шахтах Upper Big Branch в
10
южной части Западной Виргинии, в результате которого
погибло 29 шахтеров. Я вырос в Шейди-Спринг, который
располагался недалеко от шахты, где произошел взрыв.
Я знал этих людей, конечно, не лично, но я знал многих
из них. Я рос в то время и в таком месте, где многие из ребят шли прямо после школы работать на угольные копи,
если им не хотелось учиться дальше.
Угольные копи были их судьбой, как это было у
моего отца, который провел большую часть жизни,
работая под землей, пока тяжкий труд и угольная пыль
№9• сентябрь 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
не лишили его возможности дышать. Я помню из своего детства, как мой отец однажды возвращался домой
после работы сильно уставший и покрытый угольной
пылью потому, что вынужден был работать на глубине 1000 фут под землей. Я помню, как он рассказывал
истории о том, что шахтеры знали, когда происходит
выброс метана или влажного газа, потому что видели убегающих крыс. Тогда в соответствии с техникой
безопасности «надо было бежать в ту же сторону, что
и крысы, как можно быстрее». Когда я оглядываюсь на
это, я вспоминаю одного из шахтеров, который воевал
во время Второй мировой войны и участвовал во вторжении в Нормандию и, тем не менее, он говорил об
опасности в шахтах изо дня в день, по сравнению с которой война была все лишь небольшой потасовкой.
Теперь мы столкнулись с взрывом и затоплением
Deepwater Horizon, которые произошли 20 апреля 2010 г.
в водах глубиной более 5,000 фут в Мексиканском заливе. Эта авария унесла жизни одиннадцати человек. Еще
один удар! Компания, в которой я когда-то работал и где
работает несколько моих близких друзей, потеряла двух
инженеров, погибших в результате взрыва. И, как и в
случае с шахтерами, я знал их, хотя не был знаком лично. На момент написания этой статьи, компания ВР, надеюсь, нашла решение, как остановить утечку нефти из
скважины Macondo. В то же время, утечка сырой нефти
продолжается и нефть разливается в Мексиканском
заливе. Рыбаки, которые зависят от рыболовства не
имеют средств к существованию, поскольку не имеют
ни какого улова, и можно еще загибать пальцы, перечисляя ущерб, нанесенный людям и природе. И сейчас,
сложилось общественное мнение, что наша отрасль не
служит никакой другой цели, кроме как разрушение,
хотя она платит и платит дорого.
Лучшее, на что мы можем надеяться на новые стандарты, практику и еще нормативы, которые наверняка будут разработаны в связи с этой трагедией и будут
основаны на инженерных расчетах, науке и логике,
а не эмоциях. Мы уже видим все это после «временной»
приостановки выдачи новых разрешений на бурение
в Мексиканском заливе до окончания расследования.
И, что включает в себя разрешение на бурение скважин
на шельфе, где, осмелюсь сказать, контроль ситуации в
водах глубиной 20 фут имеет не такие же технические
ограничения, как в водах глубиной 5000 фут.
Конечно, будет шум и крик, если ограничить буровые работы морских регионов, хотя и те, кто шумит и
кричит, не смогут предложить жизнеспособной альтернативы. Мы уже слышали это все раньше, и наверняка услышим снова. Я могу сравнить только со взрывом ужасающей силы возмущение, если кто-то станет
угрожать запретить всю добычу угля в штатах, которые
зависят от него больше всего. Согласны ли вы с тем, что
обычно говорят: «С глаз долой, из сердца вон». Однако
можно вспомнить и другую пословицу: «Беда никогда
не приходит одна». Если это правда, угольные шахты
уже выполнили свою миссию. В начале мая катастрофа повторилась на Upper Big Branch, когда в результате
взрыва в шахте в Сибири погибло 56 горняков. Спустя
две недели произошла еще одна катастрофа в Турции,
в которой погибло 25 шахтеров.
Совсем недавно затонула платформа PDVSA размещенная у полуострова Пария в Венесуэле, но, к счастью,
в результате этой катастрофы не погиб ни один человек
и не был нанесен ущерб окружающей среде. Мы все
надеемся, что псевдо-ясновидящие стряхнут пыль со
своих хрустальных шаров и приостановят пару таких
катастроф. Каждый специалист в отрасли имеет свое
мнение о том, что произошло в эту трагическую ночь в
Мексиканском заливе. Наверняка, все мы должны знать
о том, что произошло, а затем принять все возможные
меры, чтобы предотвратить повторение подобной аварии
в будущем. Но даже самые оптимистичные из нас должны понимать, что вы постоянно роете землю в поисках
полезных ископаемых и значительно ниже поверхности
земли, иногда на несколько тысяч футов, иногда и под
водой, и, к сожалению, происходят несчастные случаи,
иногда, ужасные. Конечно, возможности отрасли расширяются благодаря техническому прогрессу. Простите
меня за подобное клише, но даже одна катастрофа – это
слишком много.
Выступая перед обеими палатами Сената, министр
внутренних дел Ken Salazar сказал, что «мы получили
поучительный урок, но будем держать пальцы скрещенными и примем меры не с целью наказания, а с целью
улучшения ситуации». Все, в конечном итоге наладится,
но сейчас важно остановить подводную утечку нефти
и объединить все наши ресурсы и опыт промышленности, чтобы максимально смягчить влияние этого
инцидента на окружающую среду, хотя мы не сможем
вернуть к жизни одиннадцать погибших трудолюбивых
людей. Есть масса неопределенностей относительно
Deepwater Horizon, но совершенно очевидно, что промышленность должна сделать все, что в ее силах, чтобы
смягчить ущерб, нанесенный окружающей среде.
Связаться с г-ном J. Redden (Дж. Редденом), редактором WO можно по адресу: jimredden@sbcglobal.net.
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
D. M. Cohen, редактор WO
ПРОГНОЗ 2009 EIA СПРОСА
И ПОСТАВОК ГАЗА
Когда министерство энергетики США объявило,
что запланированный пересмотр оценки динамики
добычи природного газа в США, отраслевые анали№9 • сентябрь 2010
тики воскликнули «Эврика!». Статья в The Wall Street
Journal, опубликованная 5 апреля 2010 г., цитирует
споры нескольких аналитиков относительно предыдущей методологии оценки, считая ее завышенной
и причиной снижения в 2009 г. до минимума цен на
природный газ. Следовательно, согласно мнению
одного из аналитиков, реальные цены на природ11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
Сбалансированная добыча, млрд фут3
Добыча, млрд фут3
ный газ будут расти намного быстрее. Служба инвокупной добычи к текущей добыче (с непостоянной
формации в области энергетики (Energy Information
дельтой в зависимости от штата). Эта дельта нужна,
Administration – EIA) собирает и публикует данные
чтобы получить исчерпывающие данные по штатам и
(уже опубликовано 914 докладов) и ежемесячно внозатем рассчитать средний коэффициент. Коэффицисит изменения.
ент за 6-месячный период рассчитывается для ВайоThe Wall Street Journal и другие источники поламинга, Нью-Мексико и Луизианы, 9-месячный – для
гают, что новая методология оценки осветит две проТехаса, 12-месячный – для федеральных вод Мексиблемы рынка газа в США:
канского залива и 18-месячный – для шт. Оклахома.
š рост добычи газа в 2009 г., несмотря на 60 %-ное
Затем этот коэффициент используется для оценки
снижение наземных буровых установок бурения
совокупной и текущей добычи.
на газ;
Новый метод простого соотношения основан на
š увеличение разницы между данными спроса/погораздо более поздних исторических данных, чем
ставок природного газа.
старый метод, в результате общая оценка затрат
При подготовке своего последнего доклада, опуна добычу в каждом штате должна лучше отражать
бликованного в конце апреля 2010 г., EIA использовала
изменения в отрасли, особенно среди небольших
новую методику не только для подготовки данных о
компаний. Кроме того, выборочное исследование в
добыче газа в феврале 2010 г., но и для пересмотра
настоящее время обновляется каждый месяц с исданных о добыче в январе 2010 г. К сожалению, для
пользованием данных месяца. При этом ежемесячно
отраслевых аналитиков, новые данные почти не разменяется один или два оператора, а не 25. Это происрешают тайны газоснабжения.
ходит регулярно, а не в январе, что
Почему изменения? И новый, и
позволяет регулярно исправлять
Пересмотренная
старый методы оценки используют
возникающие ошибки.
Предыдущая
обзор данных по совокупной добыИтоги. Хотя сначала EIA объяче газа, собранных по выборке у 200
вила, что не планирует пересматри– 300 газодобывающих компаний
вать свои данные о добыче газа в
разных штатов. Тем не менее, для
2009 г. с использованием новой метого, чтобы экстраполировать выботодологии, тем не менее, к публирочные данные для получения инкации 914 доклада в апреле 2010 г.
формации по совокупной добыче,
данные о добыче природного газа
прежняя методология EIA зависит
были пересмотрены. Сравнение
от данных, которые включались в
данных о добыче газа представле1. Сравнение пересмотренной и но на рис. 1. Самые значительные
оценку добычи природного газа и Рис.
предыдущей оценок добычи газа
не были включены в выборочное
изменения были отмечены по шт.
исследование. В результате возниТехас, Луизиана и Мексиканскому
кало разногласие в данных, которое
заливу.
Пересмотренная
аналитики не могли в полной мере
Но основные вопросы остаютоценка
объяснить, также как и увеличение
ся. Средняя добыча в 2009 г. соили сокращение добычи газа среди
ставляла 71,7 млрд фут3/сут, что на
мелких производителей. Эти не1,9 % больше чем в соответствии с
большие компании играют большую
оценкой 2009 г. Кроме того, несмороль в развитии газоносных сланцев
тря на то, что погрешность между
в США в последние годы. Данные,
спросом и предложением, была
используемые в прошлом, не влияснижены в 2009 г. при использоГод
ют на оценку быстрых изменений в
вании новой методологии (рис. 2),
Рис. 2. Сбалансированная оценка спроса/
отрасли, связанных с современными поставок природного газа в 2009 г.
она по-прежнему была неприемтехнологиями и новыми месторожлемо высокой для декабря (более
дениями, повышением M&A-активности и колебанием
чем на 7 млрд фут3/сут, что составляет почти 10 %
цен на газовом рынке.
месячной добычи природного газа). Хотя новые меКроме того, при использовании старой методолотодологии EIA, безусловно, дают операторам и анагии один раз в год в январе обновлялся список опролитикам более точные данные, возникают опасения,
шенных компаний по уровню добычи природного
что для того, чтобы ответить на основные вопросы и
газа. Это ежегодное обновление опиралось на данные,
объяснить сложность и непредсказуемость рынка
полученные за два года; в результате в списке изменяпонадобится больше времени.
лось порядка 25 операторов (около 10 %). Эти значительные изменения в списке опрошенных компаний
вызвало разногласие в данных за декабрь и январь,
которые зачастую преувеличивали оценку изменений в добыче в эти два месяца. В новой методологии,
с помощью метода простого соотношения рассчитывается добыча не внесенных в список компаний. Это
выполняется при помощи среднего коэффициента за
Связаться с реактором WO г-ном D. Cohen (Д. Кохен)
можно по адресу: David.Cohen@worldoil.com
6-месячный период, отражающего соотношение со12
№9• сентябрь 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
ИННОВАТОРЫ
N. L. Benton, редактор WO
КАК СОЗДАТЬ ЭНЕРГЕТИЧЕСКУЮ ИМПЕРИЮ
Первое, что я узнала о Gary C. Evans, основателе
компании Magnum Hunter Resources, это то, что он вложил в создание компании 1000 долл., и спустя 20 лет,
продал ее за 2,2 млрд долл. Это, конечно, привлекло
мое внимания. Я была заинтригована и решила узнать
как можно больше.
После начала своей карьеры в банке и занимаясь
кредитованием в области энергетики, г-н Evans решил,
что хотел бы делать карьеру в энергетике. В 27 лет он
смог за счет кредита выкупить контрольный пакет акций дочерней компании Chapman Energy за 1000 долл.
его собственных денег и подписал
вексель на 1,2 млн долл. Это было в
июне 1985 г.
«Период середины 1980-х стал
очень сложным, поскольку цены на
нефть упали до 11 долл/брл, – сказал Evans. – Наш сервисный бизнес
был налажен, но многие клиенты не
могли платить за работу, а услуги
моей компании стоили дорого. Мы
стали предпринимать все возможные меры, чтобы остаться «на плаву» и решили заняться скважинами
в северной и центральной части
Техаса. Это нам и помогло». Когда
г-н Evans занял должность президента и главного исполнительного ди- Gary C. Evans
ректора Sunbelt Energy, он ввел компанию и ее отделения в государственную торговую структуру Boston
Stock Exchange и изменил название на Intramerican
Oil and Minerals.
Если в середине 80-х годов было трудно, то следующие несколько лет оказались чрезвычайно непростыми. «Нам приходилось упорно бороться за выживание,
покупать нефть и газ или просто пытаться просить, у
кого получится, и брать, где дадут, поскольку деньги
в тот период еще не были доступны для всех», - вспоминает г-н Evans.
Следующие пять лет отмечался подъем, для всех,
кто терпеливо ждал этого. Hunter Resources продолжала расширяться, во многом благодаря отношению
к трубопроводным системам и управлению скважинами для других компаний. Компания получала доход от
управления, а в 1995 г., десятилетний юбилей со дня
своего основания, Evans объединил Hunter Resources с
Magnum Petroleum. Magnum Hunter Resources (MHR)
стала крупной торговой компанией.
MHR продолжает расширяться за счет приобретения активов крупных компаний, таких как Burlington
Resources, Chevron and Unocal. Также как Evans видел
возможность в добыче и поставках ресурсов в середине 80-х годов, он продвигался вперед и в конце 90-х,
чтобы использовать тот факт, что крупные компании
отказываются от активов, которые не считают основ№9 • сентябрь 2010
ными. Г-н Evans поставил цель приобретать такие
активы как можно дешевле, укрепить и развить их и
превратить в прибыльный бизнес.
В период 1995 – 2000 гг., компания MHR подписала
серию многомиллионных сделок. После приобретения
активов Prize Energy за 540 млн долл. в 2002 г., компания поднялась на уровень миллиардера, но все равно
продолжала расширяться. В конце 2004 г., Evans занялся поиском стратегических альтернатив. В июне
2005 г. он закрыл сделку по продаже MHR компании
Cimarex Energy за 2,2 млрд долл. После Эванс продажи
MHR, г-н Evans осмелился заняться альтернативными источниками энергии и, в 2006 г.
основал компанию GreenHunter
Energy, как холдинговую компанию,
занимающуюся возобновляемыми
ресурсами, сфокусировав внимание
на энергии ветра, биомассе и биодизельном топливе. GreenHunter
Energy принадлежит крупнейший в
стране нефтеперерабатывающий завод по производству биодизельного
топлива, расположенный в Хьюстоне, и несколько проектов, связанных
с энергией ветра и производством
биомассы.
В мае 2009 г. г-н Evans взял на себя
управление Petro Resources Corp.,
со штаб-квартирой в Хьюстоне. В
июле 2009 г. г-н Evans восстановил
название MHR, переименовав Petro
Resources Corp. в Magnum Hunter
Resources. Вскоре благодаря нескольким приобретениям в 50 млн долл. и стратегическому плану приобретения площадей газоносных сланцев в нескольких
регионах страны MHR расширила свои активы. В настоящее время г-н Evans тратит примерно 95 % своего
рабочего времени на MHR, а оставшееся время – на
GreenHunter Energy.
Когда его попросили высказать свои мысли относительно будущего энергетики, г-н Evans не замедлил с
ответом: «Как представитель энергетики, будь то "черной" или "зеленой", я считаю, что нам нужна и та, и
та, а не та или другая». Г-н Evans поясняет, что самая
большая ошибка – это отсутствие долгосрочной перспективы сохранения финансовой устойчивости альтернативной энергии. «Вы должны подтолкнуть промышленность дать ей ход. Но не сможете это сделать
с помощью годового кредитования, поскольку никто
не делает бизнес решений на основе таких краткосрочных перспектив».
Evans считает, что для того, чтобы составить перспективы развития энергетики в будущем, мы должны
смотреть на то, как работали в прошлом. «Я возвращаюсь к тем дням добычи нефти и газа дни, когда никто
не знал о наличии метана в шахтах. Это было в 70-х
и начале 80-х годов. Федеральное правительство ввело налоговую скидку на добычу в долгосрочной перспективе. Вдруг, крупные компании начнут бурение
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
на CBM и отрасль начнет расширяться. Люди уже поняли: «У вас налоговый кредит, преимущества, и, как
следствие, CBM составляют более 10 % поставок газа
США». Налоговый кредит отменили, но все были довольны, потому что он была утвержден на более длительный срок. «Вот как мы создали целую новую отрасль», – говорит г-н Evans.
Несмотря на свои успехи, г-н Evans переживал
и взлеты и падения. Он твердо убежден, что сейчас
не то время, в которое можно из 1000 долл. сделать
2,2 млрд долл. «Однако я верю, что если мы все и рабочие, и инженеры и другие сотрудники будем стремиться к одной цели, то у нас будут очень высокие шансы
на успех. Конечно, капитал, управленческие способности и квалифицированный персонал очень важны.
Когда мы продали Magnum в 2005 г. мы сделали
37 миллионеров», – добавил Evans. Среди них были
люди с месторождений. Люди – это главное, и так
будет всегда!
Связаться с г-жой N. L. Benton (Н. Л. Бентон), редактором
WO можно по адресу: Nell.Benton@worldoil.com.
НОВОСТИ В СТОЛИЦАХ
Dr. A. F. Alhajji, редактор WO, Ближний Восток
БУДЕТ ЛИ ИРАК ПОСТАВЛЯТЬ НЕФТЬ?
Хотя возможности для развития нефтяного сектора Ирака не имеют себе равных, перед страной стоят
огромные проблемы. Возможности включают в себя
крупные и легко доступные запасы нефти, использование новых технологий на месторождениях, на которых инновационные методы добычи не применялись с 1980 г., а также наличие квалифицированного
персонала, обладающего исключительным опытом в
нефтяном секторе. Кроме того, открытие запасов для
глобальной капитализации и опыт, беспрецедентный
по своим масштабам, являются парадигмой, которая
обеспечивает возможности в Ираке и, возможно,
приведет к открытиям в нефтяном секторе и в других странах.
К сожалению, проблем достаточно: сохранение
политической нестабильности и насилия, миллионы
иракских беженцев, которые продолжают находиться за пределами страны, и некоторое старение и повреждение нефтяных месторождений, устаревшие
технологии и проблемы в передаче инновационных
решений, отсутствие базовой инфраструктуры, некоторые узкие места, включая электричество, воду,
экспортные трубопроводы и терминалы. Утечка мозгов является одной из наиболее серьезных проблем, и
она будет мучить нефтяную промышленность Ирака
еще длительное время. Отсутствие прочной правовой и административной базы, отсутствие закона об
углеводородных ресурсах и коррупция могут препятствовать развитию нефтяной промышленности Ирака.
Следует также упомянуть о ресурсном национализме,
разделение месторождений с соседними странами,
и противоречия с ОПЕК и его членами могут стать
препятствием для стабильного развития нефтяного
сектора страны.
Увеличение добычи. Официальные объявления,
сделанные иракским правительством и нефтяными
компаниями, осуществляющими операции в Ираке,
утверждают, что страна планирует увеличить свою
добычу до примерно 12 млн брл/сут к 2017 г. Согласно
общепринятому мнению экспертов, в том числе иракских, с одной стороны, Ирак не сможет достичь этой
14
цели к указанному сроку, и, с другой стороны, увеличить добычу нефти до этого уровня, так быстро не
соответствует долгосрочным интересам Ирака. NGP
Energy Capital Management, Irving, частная компания,
базирующаяся в шт. Техас, в которой я работал, провела исследования от региона до региона, от месторождения до месторождения, для оценки влияния
расширения в будущем добычи нефти и поставки ее
на мировые рынки. Исследованием были охвачены
различные технические, экономические, политические и правовые области. В нем также содержится
подробный анализ прошлого увеличения потенциала
в тех странах, которые пострадали от политических
потрясений, таких, как Иран, Кувейт, Россия, и самого Ирака.
Один из основных выводов заключается в том, что
увеличение добычи должно произойти в кратчайшие
сроки, как минимум в течение трех лет. В России, добыча нефти увеличилось на 1 млн брл/сут в течение
первых трех лет после введения ряда реформ в 1998 г.
после финансового кризис аи девальвации национальной валюты, рубля. В следующие три года добыча увеличилась еще на 2 млн брл/сут. Но Россия не смогла
сохранить такие темпы роста добычи: за последние
шесть лет в стране удалось увеличить добычу лишь на
0,5 млн брл/сут. Учтет ли Ирак опыт России, особенно,
если учесть, что в Ираке восстановление начнется с
меньшей производственной базы, чем в России?
История Ирака аналогична. Страна в течение трех
восстанавливает потенциал добычи после Ираноиракской войны. На увеличение после войны добычи
более чем на 1 млн брл/сут (в период между 1986 и
1990 гг.) ушло 3,5 года. После начала реализации программы ООН «Нефть в обмен на продовольствие» в
начале 1997 г., потребовалось еще три года на увеличение добычи. После вторжения США, Ираку понадобилось более 4 лет, чтобы восстановить разрушенные
производственных мощностей.
Исследование NGP представило три сценария. В
базовом случае, NGP прогнозирует, что к концу 2017 г.
добыча в Ираке возрастет до 4,9 млн брл/сут. В лучшем сценарии, добыча нефти может увеличиться лишь
до 6 млн брл/сут. Однако, даже в худшем случае,
добыча должна увеличиться с нынешнего уровня
№9• сентябрь 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
до 3,3 млн брл/сут. Это означает, что официальные
данные в 12 млн брл/сут к 2017 г. сильно преувеличены.
Увеличение добычи и мировой спрос. На основании
оценки NGP мировых поставок нефти и спроса на нее
в конце 2017 г., любое увеличение добычи нефти в Ираке к этому периоду выше 4,3 млн брл/сут будет влиять
на снижение цен на нефть. Мир может поглотить дополнительно 1,5 млн брл/сут увеличение добычи нефти в Ираке, при условии сохранения сравнительно высоких цен. Если Ирак достигнет к 2017 г. повышения
добычи до 12 млн брл/сут, цены на нефть рухнут до
менее, чем 18 долл/брл. Ни Ирак, ни IOC не выиграют
от существенного увеличения добычи нефти в Ираке. По базовому сценарию, потенциал добычи нефти
в Ираке к этому периоду достигнет 4,9 млн брл/сут,
но рынок сможет перерабатывать только 4,3 млн брл/сут.
Разница в 600 тыс. брл/сут может быть отнесена к резервным мощностям, или направлена на смягчение
конкуренции на мировых нефтяных рынках в других
странах и в некоторой степени снизить давление цен
на нефть. С другой стороны, если Ирак не сможет добывать 4,3 млн брл/сут к 2017 г., то повлияет на усиление давления цен на нефть.
Исследование NGP пришло к выводу, что основным
фактором, определяющим повышение добычи, будет
мировой спрос на нефть. Ни Ирак, ни участвующие
нефтяные компании не будут иметь выгоду от сбоя на
мировом рынке нефти. Давление на стоимость нефти
может усилиться, если добыча нефти в Ираке будет
расти слишком быстро. Кроме того, NGP прогнозирует
усиления национализма, что приведет к сокращению
иностранных инвестиций в нефтяной сектор Ирака и,
соответственно, очередное сокращение добычи. Нехватка воды и электричества, отсутствие надлежащей
инфраструктуры и квалифицированного персонала,
также повлияет на сокращение добычи. С учетом ограниченного увеличения добычи в Ираке и ситуации на
нефтяном рынке после 2017 г., влияние такого увеличения на стоимость нефти будет ограниченным.
Иначе говоря, Ирак не может настолько увеличить
добычу. Если иракское правительство добьется своей
цели и увеличит добычу к 2017 г. до 12 млн брл/сут, то
это негативно отразиться на нефтяных рынках. Утешает мысль, что эта цель не достижима.
Связаться с Dr. A. F. Alhajji (А. Ф. Альхади), редактором WO по Ближнему Востоку можно по адресу:
a@aalhajji.com.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Дочерняя компания Венгерского нефтегазового концерна
Magyar Olaj-es Gazipari (MOL)
приступила к бурению поисковоразведочной скважины на блоке
Акри-Биджель в северных районах
Курдистана на территории Ирака.
Планируется, что данная скважина, которую намечается пробурить
за 4–5 мес до проектной отметки
14 108 фут, пройдет через перспективные на углеводороды интервалы в толще отложений мелового и
юрского возраст. Доля компании
Kalegran, являющейся дочерним
предприятием MOL, в данном проекте составляет 80 %, а компании
Gulf Keystone принадлежат остальные 20 %.
Компания Circle Oil приступила
к полномасштабной пробной эксплуатации скважины KRS-8, пробуренной на блоке Себу на территории Марокко. После завершения
работ по термообработке скважины
и проведения профилактических
мероприятий, на основании предоставленного компании разрешения,
начнется нарастающая добыча продукции, согласно установленному
потребителем текущему графику,
но не свыше 2,5 млн фут3/сут природного газа. Компания Circle Oil
выступает в роли оператора проекта на данном блоке (доля 75 %)
и осуществляет его в партнерстве
с марокканской National Office of
Hydrocarbons and Mines (ON-HYM),
которой принадлежат остальные
25 %.
В скважине East Saiwan-2, пробуренной на блоке № 4 на территории Омана, были проведены
работы по испытанию пластов в
пределах вскрытой данной скважиной нефтеносных зон содержащих тяжелую нефть. Для трех из
четырех исследованных зон были
получены образцы, содержащие
жидкие углеводороды, исследования которых показали необходимость применения при разработке
данных зон технологий повышения
нефтеотдачи пласта. Объединенная компания Contractors Energy
Development Ltd., Оман, ведет работы на данном блоке (ее доля составляет 50 %) совместно с компанией Tethys, которой принадлежат
остальные 50 %.
№9 • сентябрь 2010
Компания Pioneer Natural
Resources объявила о второй успешной скважине, пробуренной на нефтегазопроизводящей формации
игл-форд в Южном Техасе. Скважина, расположенная на территории графства Live Oak, вскрывшая
газоносный горизонт № 1, дала приток газа с начальным дебитом 17 млн
фут/сут на 3/8-дюймовом штуцере
при давлении на устье скважины
50,332 кПа. Фактическая вертикальная глубина скважины составляет
14 000 фут. Добываемый в скважине
газ в настоящее время поступает в
продажу.
Скважина, пробуренная компанией Contango Oil&Gas Co. в
пределах разведочной площади
Наутилус на блоке Ship Shoal 263 в
Мексиканском заливе, оказалась
успешной. Предполагается, что добыча продукции начнется к середине лета 2010 г., а предполагаемый
среднесуточный дебит скважины
составит 20 млн фут3. Долевое участие компании Contango составляет около 94 %, а доля чистого дохода
компании от общего дохода по проекту – приблизительно 74 %.
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НОВЫЕ ПРОЕКТЫ
МЕКСИКАНСКИЙ ЗАЛИВ:
СТАБИЛЬНОСТЬ СЕЙСМИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ В АТЛАНТИКЕ
D. Langley, научный редактор
Предлагаемое повторное открытие участков на шельфе Атлантики от Делавер до Флориды может
стать стимулом для долгожданной активности отрасли
Первые шаги
моря Бофорта на
1
Аляске и Чукотпринимаются
2
ского моря. До
сейсмически3
2013 г. не планими компаниями
4
руется проводить
и Управлением
Северная
никаких лиценприродных реАтлантика
зионных раунсурсов (MinerЧукотское
Море
als Management
дов на участки в
море
Бофорта
Service – MMS)
этих регионах.
Предлагаемые
участки (220)
на основе заявОднако компаЦентральная
ления 31 марта
ния Shell полуКанада
Аляска
Атлантика
2010 г. Президенчила долгожданЮжная
Атлантика
та США Барака
ную лицензию
Обамы, что его
на проведение в
Бристольский
Центр
зал.
Запад
2010 г. разведочадминистрация
Восток
GOM
GOM
GOM
ного бурения в
положительно
Прол.
Флорида
относится к проморе Бофорта и
ведению морской
Чукотском море.
разведки в феде- Морские участки, открытые для проведения разведочных операций и закрытые, охраняемые Также уже черальных водах, законом территории: 1 -открытые для разведки и разработки; 2 -новые участки, открытые для тыре года Shell
которые были исследований и потенциальной разработки; 3 -новые закрытые участки; 4 -участки, разработка добивается раззакрыты для неф- которых запрещена
решения на протяных компаний на протяжении десятилетий. Боль- ведение операций с применением контроля снижения
шие районы Атлантического океана и восточной части загрязнений и использованием дизельного топлива со
Мексиканского залива общей площадью 1712 акров сверхнизким содержанием серы.
(1 акр = 4,04686 х 103 м3) будут открыты, начиная с ли«Я хочу подчеркнуть, что это заявление является чацензионного раунда на бурение нефтяных и газовых стью масштабной стратегии, которая заставит нас перейскважин на расстоянии 50 морских миль (1 морская ти от экономики с использованием ископаемых видов
миля = 1,852 км) от побережья Виргинии. Эти планы топлив и иностранной нефти к экономике, опираюбудут внесены в пятилетнюю федеральную программу. щейся на местные виды топлива и чистую энергию», –
Аренда поддерживается нефтяными компаниями, по- отметил Президент Обама в своей речи на Andrews Air
скольку и Конгресс, и бывший президент Джордж Буш Force Base в Мэриленде (Техас). Он также отметил, что
отменили с 2008 г. многолетний запрет на разработку «…учитывая нашу потребность в энергии и сохраняя
внешнего континентального шельфа (Outer Continental ее конкурентоспособность, с тем, чтобы поддерживать
Shelf - OCS), что до сих пор является предметом споров нашу экономику, нам будет необходимо использовать
общественности и экологической экспертизы. Тем не традиционные источники энергии, хотя мы и наращименее, затопление Deepwater Horizon может поставить ваем мощности возобновляемых источников энерпод угрозу открытие для аренды этих новых областей. гии». Присоединившись к мнению президента Обамы,
Администрация Обамы, ссылаясь на экологические министр внутренних дел США Кен Салазар отметил,
проблемы, запретила проводить буровые операции в фе- что «…обеспечивая надежность и точность морской
деральных водах на побережье Тихого океана до 2017 г. разведки, мы будет бурить в правильном направлении
Президент Обама также выпустил меморандум о за- и нужном месте, открыв новую главу для сбалансиропрете разработок Бристольского залива на Аляске ванной и ответственной разработки ресурсов нефти
(Северный Алеутский бассейн), который был открыт и газа в нашей стране». Г-н Салазар также сказал, что
в соответствии с разрешением предыдущей админи- «…эти приоритеты будут определять изменения, котострации вплоть до 30 июня 2017 г. Президент Обама рые будут внесены в действующие лизинговые прогобъявил, что планы будут направлены на изучение раммы морской добычи нефти и газа 2007 - 2012 гг.,
жизнеспособности бурения в ранее запретных районах а также в новые программы 2012 – 2017 гг.
16
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НОВЫЕ ПРОЕКТЫ
Сейсмические компаний уже подали заявки с
целью получения разрешения на проведение 2Dисследований морских участков Атлантического
океана. Семь компаний, включая CGG Veritas, GX
Technology, Seabird Exploration Americas, Spectrum Geo,
Spectrum CGS, TGS-Nopec и WesternGeco, представили
одиннадцать предложений.
МОРСКИЕ УЧАСТКИ АТЛАНТИКИ
Внешний континентальный шельф (Outer Continental Shelf - OCS) Атлантики поделен на четыре района,
расположенных вдоль побережья, включая Северную
Атлантика, Центральную Атлантику, Южную Атлантику и пролив Флорида (см. рис.). По оценкам MMS,
восемь планируемых к разработке (в период 2012 –
2017 гг.) участков в этих регионах содержат примерно
39 - 63 млрд брл экономически извлекаемых запасов
нефти и 168 - 294 трлн фут3 экономически извлекаемых запасов природного газа. Это означает, как минимум 80 % неразведанных экономически извлекаемых
запасов нефти и газа в США на OCS.
По словам Steven Kopits, управляющего директора
Douglas Westwood, разрешение на бурение морских
участков в южной части атлантического побережья от
Делавер до Флориды, выданное администрацией Обамы, является приятной новостью и для добывающих
компаний и для потребителей. С действием на протяжении десятилетий моратория на бурение ресурсы в
южной части Атлантического шельфа не разведаны,
и могут добавить к ежедневной добыче в этом регионе
несколько сотен тысяч баррелей сырой нефти.
В период 1976 – 1983 гг. было проведено десять лицензионных раундов по продаже разрешений на бурение участков Атлантического океана. В общей сложности в этом регионе была пробурена 51 скважина,
включая 5 стратиграфических разведочных скважин
(1975 - 1979 гг.) и 46 эксплуатационных скважин (1977 1984 гг.). На пяти скважинах, пробуренных на шельфе
Нью-Джерси, были проведены успешные испытания
на наличие природного газа и/или конденсата. Эти
скважины были оставлены, как не располагающие
коммерческими на тот момент запасами.
По данным MMS, Programmatic Environmental Impact
Statement (PEIS) начала проводить оценку воздействия
на окружающую среду геологических и геофизических
операций в водах OCS Атлантики. PEIS будет также
оценивать достижения в области геологических и геофизических (G&G) технологий и расширение знаний
об акустическом воздействии на морскую фауну. Эта
оценка должна определить, насколько существенное
влияние окажут G&G-операции на фауну Атлантики,
необходимость его смягчения и меры по контролю, которые позволят смягчить или предотвратить возможное воздействие на окружающую среду.
Все полученные разрешения, рассматриваются в
соответствии с законами National Environmental Protection Act, Marine Mammals Protection Act, Endangered
Species Act and the Coastal Zone Management Act. По
данным MMS, результаты экологической оценки
будут получены через 18 - 24 месяца. «Похоже, мы
будет очень заняты, – отметил представитель MMS
Eileen Angelico. – В настоящее время мы находимся в процесс изучения». Обзорный процесс является
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
общественным и охватывает все интересы, включая
федеральную, государственную, местную и другие
администрации, а также коммерческие интересы, экологические группы и общественность. Как правило,
обзорные совещания проводятся до начала предварительной оценки участков, которые могут быть затронуты деятельностью после начала бурения.
Лицензионные раунды уже утверждены для морских
участков шельфа Виргинии, хотя они могут быть проведены только в 2012 или 2013 гг. (но не ранее 2011 г.).
Предлагаемые в аренду участки Виргинии расположены примерно в 50 милях (1 миля = 1,609 км) от берега и могут содержать примерно 130 млн брл нефти и 1,14 трлн фут3 природного газа. MMS говорит,
что на морских участках Виргинии общей площадью
2,9 млн акров, которые уже были исследованы в далеком прошлом, будут определяться граничные зоны
для последующей оценки аренды.
По данным Kopits, добыча на участках Атлантики
«хотя и приветствуется, составит лишь небольшую часть
глобальной добычи нефти, почти наверняка меньше 1 %.
Следовательно, ее влияние на цены на нефть будет
достаточно сдержанным. Тем не менее, она принесет
высокооплачиваемые рабочие места для специалистов
сопредельных государств, и обеспечит как доходы, так и
налоговые поступления в эти регионы. Добыча нефти в
этих регионах поможет уменьшить зависимость США от
ее импорта и улучшить ситуацию с торговым дефицитом
США, половина которого на сегодняшний день является
результатом импорта нефти».
Комментируя заявление Президента, руководитель
национальной ассоциации National Ocean Industries
Association (NOIA) Randall Luthi сказал, что NOIA очень
довольна открытием новых участков OCS. Если предложенные участки, в конечном счете, будут сданы в
аренду, это обеспечит широкий доступ к внутренним
запасам энергоресурсов океана. Сегодняшний план
является хорошим началом для обеспечения надежного и расширенного доступа к районам, где могут
находиться жизненно важные ресурсы OCS.
«Это заявление – еще не конец, – продолжает г-н
Luthi. – перед любым новым лизингом необходимо
проводить дополнительные раунды. Однако важным
шагом в правильном направлении является признание необходимости увеличения внутренней добычи
энергоресурсов». Мы разочарованы, что аукционы
не проводятся в соответствии с планами, а также, что
продажа участков на Аляске, включенная в план 2007 –
2012 гг. не будет проводиться в запланированные
сроки. «В соответствии с данными о существующей
инфраструктуре и текущей добычи нефти и газа, есть
районы OCS, которые могут быть разработаны довольно быстро, – сказал г-н Luthi. – Озадачивает, что
план их разработки откладывается, включая участки
Санты-Барбары, басс. Вентура, Ошенсайд-Капистрано
и Санта-Мария (Южная Калифорния), а также почти
всю Восточную часть Мексиканского залива, включая
известное образование купол доум».
ВОСТОЧНАЯ ЧАСТЬ МЕКСИКАНСКОГО ЗАЛИВА
Президент Обама отметил, что его администрация
будет также работать с Конгрессом, чтобы обеспечить
лизинг участков Восточной части Мексиканского за-
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НОВЫЕ ПРОЕКТЫ
лива на расстоянии примерно 125 миль от побережья
Флориды. Хотя эта область в настоящее время находится под действием моратория до 2022 г., в 2008 –
2009 гг. сейсмическим компаниям было выдано в общей сложности 25 разрешений. К этим компаниям
относятся Coastal Planning & Engineering, EMGS, Fugro
Geoteam, Geophysical Services Inc., GX Technology, PGS
Geophysical, Spectrum Geo and TGS-NOPEC.
Г-н Салазар считает, что «план, который администрация Президента предлагает для проведения
четырех лицензионных раундов на аренду участков
GOM к 2012 г. и далее и откроет доступ к двум третям ресурсов нефти и газа в Восточной части залива,
а также районам проведения военных учений. Наши
усилия по открытию новых стратегических районов в
Восточной части Мексиканского залива станут самой
масштабной программой развития морских запасов
нефти и газа за последние тридцать лет».
Kenneth Mohn, вице-президент Fugro Multi Client
Services, сказал, что последние два года они проводили в Мексиканском заливе (на шельфе Флориды)
2-D сейсмические исследования. «Мы ожидали этого
объявления в связи с возросшей активностью в Восточной части GOM. Скважина Shiloh была пробурена
компанией Shell в Десото Каньон и достигла образования ноплет юрского возраста. Клиенты ожидают, что
это и некоторые другие образования, а также новые
открытые продуктивные пласты простираются дальше
на восток шельфа Флориды. Что еще стимулирует нас
к проведению исследований - это интерес клиентов к
участкам на Кубе, геология которых аналогична геологии шельфа Флориды. В этом регионе еще в 1960-е годы
компания Gulf Oil Company открыла месторождение
нефти Флорида Кис. Это открытие было сделано на
меловые продуктивные пласты и оценивалось как
некоммерческое с добычей 35 брл/сут», – сказал
г-н Mohn. Региональные данные по Восточной части
GOM обеспечивают клиентов информацией, которая
поможет им понять размеры и потенциал запасов. От
побережья Техаса до побережья Флориды проложено два трубопровода. Существует потенциал для исследования сети поставок нефти. Любой компании,
работающей в глубоководном регионе GOM, следует
проявлять заинтересованность в проведении лицензионных раундов по участкам Восточной части GOM.
ЗНАЧЕНИЕ НОВОЙ ПОЛИТИКИ
«Разрешение на повышение активности морского
бурения очень важно, поскольку отражает более позитивную позицию администрации Обамы по отношению к нефтегазовому сектору, который ощутил свою
обособленность уже в первый год правления новой
администрации, – сказал Kopits Douglas-Westwood. –
Это подтверждает потребность в нефти и заставляет
администрацию взглянуть на нефть как дефицитный,
дорогостоящий и стратегически жизненно важный
ресурс. Кроме того, этот шаг в первый раз демонстрирует понимание администрацией того факта, что энергетическая политика выходит за рамки возобновляемых энергоресурсов, эффективности и климата».
Президент Обама подчеркнул в своем заявлении,
что единственный способ наладить экономическую
ситуацию в стране – это успешный переход от эко-
18
номики, которая работает на ископаемом топливе
и импортной нефти к экономике, опирающейся, в
основном на местные топлива и чистую энергию, как
в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе.
«Не признать эту реальность было бы ошибкой».
ПОДХОД МОЖЕТ ЗАВИСЕТЬ ОТ АРЕНДЫ
Республиканец Edward Markey сказал, что планирует представить законопроект, в котором будут оговорены требования к компаниям, стремящимся получить
доступ к аренде участков в Атлантическом океане и
Восточной части GOM с первой выплаты роялти в рамках договоров аренды, заключенных в период 1996 –
2000 гг. В 2009 г. представитель Суда сказал, что не
может принуждать компании выплачивать налоги по
договорам аренды, заключенным на основании 1995
Deepwater Royalty Relief Act. «Когда Конгресс возобновит свою работу, я представлю законодательство,
которое даст нефтяным компаниям выбор, - сказал
Markey. - Они могут продолжать бурение и при растущих ценах, как это происходило этим летом, но если
они будут делать это, они не смогут бурить в недавно
открытых районах». Аналогичные законы уже приняты в Палате представителей, но не в Сенате.
ПОВЛИЯЕТ ЛИ АВАРИЯ В GOM НА ЗАМЕДЛЕНИЕ
РАЗВЕДОЧНОЙ АКТИВНОСТИ?
Взрыв Deepwater Horizon и последующее затопление буровой установки, произошедшее в западной
части GOM стало настоящим шоком и стимулом для
Конгресса к расследованию бедствия, даже в то время
как усилия по контролю разлива нефти продолжаются.
Экологи и члены Конгресса принимают это за выражение озабоченности. Подчеркивая важность постоянной
бдительности и межведомственной координации в реагировании на стихийные бедствия, секретарь Комитета
национальной безопасности (Homeland Security) Janet
Napolitano и министр внутренних дел (Interior Department) Ken Salazar заявили, что следующим шагом в расследовании является выявление причин взрыва. Совместное следствие ведется также Береговой охраной
США (US Coast Guard) и Управлением природными ресурсами (Minerals Management Service – MMS). Представитель MMS сказал, что в феврале, марте и апреле
2010 г. проводилась инспекция Deepwater Horizon.
Экологи используют случай со взрывом Deepwater
Horizon и его последствия для того, чтобы попытаться сорвать открытие новых участков OCS. Новости
онлайн, опубликованные Alaska Dispatch, сообщают,
что растущий оптимизм сменяется нервозностью и
беспокойством по поводу обеспокоенности экологов
относительно разрастающегося разлива нефти на юге.
«Технология, от которой будет зависеть надежность
и безопасность источников питания и жизни – переселение в Арктический регион», – сказал George Edwardson, геолог, который является Inupiat Community
of the Arctic Slope. К вопросу о влиянии этого инцидента на открытие новых арендных областей, официальный представитель Белого дома Robert Gibbs сказал:
«Я сомневаюсь, что это первый несчастный случай,
который произошел на морских месторождениях,
и я сомневаюсь, что он будет последним».
Перевел Г. Кочетков
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НОВЫЕ ПРОЕКТЫ
ИРАК:
РАЗРАБОТКА НОВЫХ
ПРОЕКТОВ РАЗВЕДКИ
S. Harbison, B. Montalbano, L. Pugliaresi, Energy Policy Research Foundation Inc.
В 2009 г. правительство Ирака провело аукцион на
право разработки 60 млрд брл доказанных запасов
нефти на 10 основных месторождениях. Требования
по контракту включают добычу 9,6 млн брл/сут к 2017 г.
в дополнение к текущей добыче. В соответствии с
любой оценкой, иракский аукцион представляет собой важное событие в истории мирового нефтяного
рынка; он является самым крупным актом передачи
права на разработку запасов нефти и газа в истории
отрасли.
По оценкам EIA доказанные запасы Ирака составляют 115 млрд брл, что по рейтингу стран означает
третье место по доказанным запасам после Саудовской Аравии и Ирана. Этот показатель получен на
основании оценки каждого из месторождений, предложенных на аукционе. Совокупные запасы этих
месторождений составляют не менее 80 млрд брл.
Очень немногие страны имеют аналогичные запасы, подтвержденные официально (и ни одна другая
страна в Персидском регионе).
Незадолго до своей ликвидации (в 1987 г.) иракская национальная нефтяная компания (Iraq National Oil Company – INOC) выполнила оценку своих
запасов на основании данных нескольких десятилетий. Она отражает вероятные запасы, показатель
которых превысил 200 млрд брл, и потенциальные
запасы в объеме 400 млрд брл. Эти оценки основаны на относительно консервативных предположениях. Обязательства по добыче среди участников,
победивших в аукционе, отражаются в контрактах,
называемых техническими сервисными контрактами (technical service contracts – TSC), которые лишь
отчасти прозрачны. Известно, что компании будут
получать прибыль продуктами добычи в объеме 1 –
2 млрд брл плюс возмещение издержек производства, оперативных и дополнительных расходов.
Международные нефтяные компании сообщили
Energy Policy Research Foundation Inc. (EPRINC), что
иракские контракты обеспечат им примерно 15 %
прибыли. Хотя такую прибыль можно также получить благодаря реализации других проектов с более
низкой степенью риска. Вероятно, IOC, которые будут реализовать проекты в Ираке, также обеспечат
возможность быстрого возврата затрат через новые
совместные предприятия.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Добыча нефти, тыс. брл/сут
Несмотря на значительный масштаб, последние аукционы подтверждают начало разработки
ряда проектов, которые будут реализовываться и завершаться одновременно. Кроме того, это
характеризует отступление от традиционных подходов NOC и IOC
Добыча в рамках контракта (первый сценарий): 75 % к 2017 г., 100
% к 2020 г.
Добыча в рамках контракта
(второй сценарий): 50 % к 2017 г.,
75 % к 2020 г.
Прогнозируемый прирост добычи
за исключением аукционных
месторождений
Базовая добыча
Источник: Iraq Oil Ministry, EPRINC calculations and estimates
Рис. 1. Два сценария добычи в Ираке в период до 2020 г.
Правительство Ирака надеется получить более 95 %
совокупной прибыли, полученной в результате разработки проектов в областях, предложенных на аукционе. Это представляет собой первый шаг в сторону оппозиции прогрессивных решений. Существуют
важные неизвестные аспекты контрактов, например,
прибыль за счет экономичности и нерешенные вопросы ответственности для создания массовой логистической и инвестиционной инфраструктуры. Правда,
высокая вероятность возникновения внешних и внутренних рисков и более традиционных препятствий
может подорвать перспективы Ирака на значительное
увеличение добычи сырой нефти. Тем не менее, возможности Ирака добывать «шоковые» объемы нефти
для мировых рынков не могут быть упущены.
Альтернативная точка зрения заключается в том,
что увеличение добычи в Ираке может обеспечить
рынки необходимыми новыми запасами, чтобы предотвратить «ценовой шок», особенно если учесть, что
добыча нефти во входящих в ОПЕК странах, устойчиво снижается. В этом случае, увеличение поставок
нефти из Ирака может затормозить рост цен, и стать
катализатором их снижения. По крайней мере, ясно,
что иракский аукцион открывает новые возможности для тщательного исследования перспектив добычи
нефти в ближайшие 20 лет.
ПОТЕНЦИАЛ ДОБЫЧИ
Рис. 1 отражает два сценария динамики добычи
нефти в Ираке. Как указано выше, добыча нефти
9,6 млн брл/сут в рамках контракта будет поддер19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Добыча нефти, тыс. брл/сут
World Oil: НОВЫЕ ПРОЕКТЫ
Иран
Кувейт Саудовская Аравия
ОАЭ
Ирак
Источник: Degolyer and McNaughton 20th Century Petroleum Statistics
(2007 edition), BP Statistical Review 2009
Рис. 2. Динамика добычи сырой нефти в отдельных странах Ближнего
Востока
живаться до 2017 г. в дополнение к текущей добыче
(примерно 2,4 млн брл/сут). В результате по данным
министерства нефтяной промышленности Ирака совокупная добыча в 2017 г. составит 12 млн брл/сут.
Тем не менее, EPRINC допускает возможность задержек реализации проектов и включает их в свои
оценки добычи. Первый сценарий предполагает, что
договорная добыча будет достигнута только к 2020 г.,
а не в рамках условия контракта (к 2017 г.). Согласно
второму сценарию, к 2020 г. будет достигнуто лишь
75 % договорной добычи.
Оба сценария, представленные на рис. 1, отражают возможность снижения цен на сырую нефть
в ряде случаев. Современная тенденция изменения
цен в долгосрочной перспективе обеспечит огромные преимущества экономике США. Устойчивое
снижение цен на нефть до 20 долл/брл (в соответствии с вероятными прогнозами) обеспечит прибыль
более чем 1 трлн долл. Простой расчет приведенной
стоимости опирается на импорт (в настоящее время
10 млн брл/сут) и обеспечит ежегодную экономию
в размере около 73 млрд долл/год. Использование
учетной ставки 5 % на протяжении более 25 лет дает
более 1 трлн долл. экономии, учитывая постоянный
объем импорта. Отсюда можно сделать вывод, что
потенциал снижения цен на нефть после увеличения
добычи нефти в Ираке будет существенным. Кроме
того, развитие сектора альтернативных транспортных топлив также может оказать значительное влияние на цены. Однако для развития сектора транспортных биотоплив (даже при стоимости нефти в
пределах 80 долл/брл) потребуются существенные
инвестиции, которые не могут быть легко получены
в период «финансовой напряженности».
ИСТОРИЯ
Развитие нефтяной отрасли Ирака происходило
медленнее, чем в каких-либо других регионах мира.
Из 60 лет, на протяжении которых проводились отраслевые лицензионные раунды, нефтяная отрасль
Ирака успешно развивалась всего 7 лет. В 1920-х годах нефтяная промышленность Ирака была национализирована и функционировала вплоть до 1972 г.
20
при помощи Iraq Petroleum Company – консорциума, включающего четыре международные нефтяные
компании. Цели консорциума были направлены на
неуклонное повышение добычи нефти, что стало
следствием медленного ее снижения. После окончания Второй мировой войны вплоть до 1972 г. добыча нефти в Ираке отстает от добычи в Кувейте,
Саудовской Аравии и Иране. Спустя семь лет после
национализации отрасли добыча нефти в Ираке повысилась с 1,4 млн до 3,5 млн брл/сут, это увеличение
более чем на 150 % (рис. 2).
Приход к власти режима Саддама Хусейна привел
к возникновению целого ряда международных конфликтов, которые стали препятствием для дальнейшего развития промышленности. Это продолжалось
до вторжения и оккупации Ирака войсками США.
Однако последние несколько лет и новое правительство Ирака не облегчило характерные отраслевые
проблемы, включающие повреждение продуктивного пласта на двух крупнейших нефтяных месторождениях, нехватку необходимого оборудования и
невозможность его приобретения, а также дефицит
квалифицированных кадров.
ЛИЦЕНЗИОННЫЙ РАУНД
В середине 2009 г. более 40 компаний были отобраны для принятия участия в аукционе первого
лицензионного раунда. Первый аукцион не был
успешным. Стало ясно, что правительство и компании имеют абсолютно разные представления о стоимости контрактов. Из восьми предложенных на аукционе месторождений соглашение было достигнуто
только по одному из них и то только после 50 %-ного
увеличения цены предложения. Спустя несколько
месяцев после проведения первого раунда поворотным пунктом стала корректировка договорных
условий в сторону повышения их гибкости, предложенная министерством нефтяной промышленности Ирака. Предложение цены на разработку двух
сверхгигантских месторождений, объявленное на
первом лицензионном раунде, было пересмотрено и
скорректировано и на следующем раунде фигурировали уже приемлемые цены. После проведения этой
работы стало ясно, что изменения внесены, но не
все возможности учтены. Были даны рекомендации
по существенному изменению налога на прибыль.
Очевидно, что изменения существенны, но в полной
мере ясна готовность компаний к повышению эффективной цены более чем на 50 %.
В первом и втором раундах число компаний, желающих принять участие в аукционе, значительно
превышало число участков, предложенных министерством. Правительство Ирака дало оценку каждой
компании, используя критерии, включающие налоги на добычу, объемы и продолжительность добычи.
По результатам аукциона были сделаны выводы, что
для Ирака предпочтительнее более высокие объемы
добычи и более низкие пошлины на добычу. Результатом стало увеличение показателя добычи до более
5 млн брл/сут дополнительной добычи (по сравнению
с первоначальной задачей правительства). Данное из-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НОВЫЕ ПРОЕКТЫ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Наджма и Кайарах–
Sonangol
Бадра–Gazprom
Кхараф–Petronas
Халфайа–CNPC
Зубаир–Eni
Маджнун–Shell
Вест Курна 2–Lukoil
Румайла–BP/CNPC
Вест Курна 1–Exxon
Совокупная добыча, брл/сут
Добыча по месторождениям, брл/сут
администрация будет получать 17 %
совокупных доходов отрасли, что
значительно больше, чем курды
смогут получить при автономном
развитии нефтяного сектора.
Вопросы обеспечения безопасности также являются политическими. Сейчас уже очевидно, что,
хотя уровень насилия значительно
снизился за последние три года, но
все равно остается недопустимо
высоким, поскольку имеют место
постоянные нападения на Багдад
и северные области. Соответственно, за два гигантских местоИсточник: Iraq Oil Ministry
рождения (Киркук и Ист Багдад),
расположенных в этих областях,
Рис. 3. Добыча в Ираке на лицензионных месторождениях и совокупная добыча
никогда не будут предложены высокие ставки на аукционе. Почти
менение можно объяснить внезапным (и несколько все месторождения, которые будут разрабатыватьпроблематичным) увеличением данных прогноза ся, расположены на юге Ирака. Компании даже не
министерства. В связи с этим долгосрочный прогноз остановило соображение безопасности. Управление
Ирака увеличения добычи до 6–7 млн брл/сут вырос и строительство новой инфраструктуры также явдо 12 млн брл/сут. Этот показатель более оптимисти- ляется важнейшей и сложной задачей. Проблемы,
чен, но важно помнить, что для достижения этой цели несомненно, будут возникать. Возможны задержнеобходимо составить план заключения договоров ки в поставках буровых установок. Потребуются
(рис. 3), отражающий динамику изменения добычи значительные совместные усилия компаний по
по лицензиям, предложенным на раунде.
развитию водопроводной инфраструктуры с цеКомпании, которые осуществляют добычу нефти лью транспортировки воды из Персидского залива
в Ираке, фокусируют внимание на общих бюджет- для повышения нефтеотдачи пласта. Большая часть
ных ассигнованиях и капитальных затратах, кото- инфраструктуры будет размещена в центре расрые были частью контракта на разработку каждого положения месторождений; расходы на ее строиместорождения. Контракты включают оценку числа тельство будут возмещены увеличением добычи.
планируемых к бурению скважин и аренду буровых Правительство взяло на себя обязательства по реустановок. В процессе подготовки планирования монту и расширению в Ираке сети нефтепроводов и
основное внимание будет уделяться первому году нефтяных портов. Было заключено несколько крупразработки проекта, в частности программе буре- ных контрактов на строительство портов в Персидния, нацеленной на повышение добычи. Также будет ском заливе. Этот процесс необходим, чтобы увеосуществляться оценочное и разведочное бурение, личить объемы экспорта нефти в ближайшие три
и проводиться сейсмические исследования. Соот- года. Расходы на строительство и ремонт трубопроветствующие специалисты уже находятся в Ираке водов и портов высоки, а государственная система
и готовы к проведению операций.
налогообложения не является образцовой. Необходим четкий контроль, чтобы процесс продвигался
ВОЗМОЖНЫЕ ПРОБЛЕМЫ И ИХ РЕШЕНИЕ
достаточно динамично. Помимо своего огромного
Беспрецедентные масштабы обязательств ирак- масштаба (более чем 60 млрд брл нефти по контрактам
ского правительства в сочетании с длительным и развития месторождений), аукцион открывает два
сложным опытом в области управления проектами новых ключевых направления.
обеспечивают значительный потенциал для развиВо-первых, впервые в истории отрасли, нескольтия. Некоторые из наиболее сложных политических ко таких крупномасштабных проектов разработки
вопросов были решены в процессе проведения аук- месторождений будет начато одновременно. Если
циона, другие решаются постепенно посредством в результате проведения этих иракских аукционов
принятия новых законодательных решений или ин- будут реализованы три четверти проектов, добыча
вестирования.
в Ираке превзойдет даже огромную добычу СаудовВ настоящее время уменьшилась напряженность ской Аравии в 1970-х годах (рис. 4).
диалога между правительством страны и администраВо-вторых, аукцион в Ираке является первым
цией Курдистана, хотя некоторые разногласия все значительным отступлением от сложившейся на
же имеют место. В соответствии с их историческим протяжении 40 лет динамики развития нефтяной
стремлением к автономии, курды были инициато- промышленности страны. После широкомасштабрами и продолжают бороться за отдельный сектор ной национализации в 1970-е годы нефтяные компаэнергетики. В предлагаемой центральным правитель- нии имели ограниченные возможности проведения
ством структуре распределения доходов, курдская разведочных операций и разработки нефтяных за21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: НОВЫЕ ПРОЕКТЫ
ВЫВОДЫ
В последние годы многочисленные дискуссии по
вопросам пика добычи нефти перешли от обсуждения геологических проблем («подземных») к обсуждению геополитических проблем («наземных»),
включая политику и ресурсный национализм. Очевидно, что геологию сложно изменить, «наземные»
проблемы можно решить быстро и перейти от «негатива» к «позитиву» (и наоборот). Помимо предлагаемых новых возможностей Ирака с точки зрения
добычи, похоже, эта страна обречена на задержку
пика добычи. Хотя в настоящее время Ирак движется в правильном направлении, существует длинный
22
Мексика:
1980-е годы
Северное море:
1970 – 1980-е
годы
Россия 2000-е
годы
Иран: 1960 –
1970-е годы
Саудовская
Аравия: 1970-е
годы
Ирак: 50 %
объемов добычи
в 2010-2020 гг.
Ирак: 75 %
объемов добычи
в 2010-2020 гг.
Ирак: объемы
добычи в 20102020 гг.
Увеличение добычи, тыс. брл/сут
список всевозможных рисков, в
том числе, отсутствие всеобъемлющей правовой базы для проведения аукционов. Риски реализации
контрактов были определены компаниями как значительные. Борьба за политическое руководство,
о чем свидетельствуют недавние
парламентские выборы, также является одним из рисков. Как курдоарабская борьба за месторождение
Киркук, так и нефтяные и газовые
запасы в Курдистане будут оставаться очень серьезным политичеИсточник: Degolyer and McNaughton 20th Century Petroleum Statistics (2007 edition), BP Statistical Review 2009
ским риском. Значительный долг
Ирака Кувейту, Саудовской АраРис. 4. Даже при реализации к 2020 г. 75 % аукционных проектов, добыча в Ираке превысит
вии и ООН может также создать
добычу ведущих нефтяных регионов мира
дополнительные проблемы.
пасов. Это в особенности касалось стран региона
Несколько крупных нефтяных компаний, котоПерсидского залива, где сосредоточены наиболее рые решили не принимать участия в аукционе, объкрупные запасы нефти в мире. Иракские аукционы яснили свой шаг отсутствием ясности в отношении
привлекли огромный интерес нефтяных компаний выполнения условий контрактов, стабильности налои государств, которые управляют значительной ре- гового режима и слишком большой долей интересов
сурсной базой. Крупные транснациональные неф- иракских NOC (примерно 25 %). Кроме того, одной
тяные компании зачастую привлекают уникаль- из наиболее значительных проблем Ирака остается
ный набор технических решений и осуществляют дефицит числа буровых установок. Планирование,
эффективное управление крупномасштабными и строительство и финансирование адекватного и
комплексными проектами разработки ресурсов, а скоординированного экспортного потенциала, вклютакже капитал, необходимый для этого. Ирак имеет чая порты и трубопроводы, а также обеспечение докрупнейшие запасы и большую потребность в при- статочного количества воды для повышения нефтебыли. Посредством проведения аукционов, Ирак отдачи пласта. Ни одна из этих неопределенностей
определил формат разработки запасов, подобно не является непреодолимой, но решение всех этих
другим нефтедобывающим регионам Персидского вопросов чрезвычайно важно. Иракцы должны двизалива – заключение с международными компа- гаться вперед разумными темпами реализации своих
ниями прозрачных контрактов, которые обеспе- амбициозных программ добычи.
чают возврат инвестиций. Победившие участники
Перевел Г. Кочетков
включают как NOC, так и IOC. Трудно определить,
будет ли правительство отдавать предпочтение
какому-либо типу компаний в выборе победителей
S. Harbison (С. Харбисон), вице-президент Research and
аукциона. В настоящее время Ирак сотрудничает с
Analysis at Energy Policy Research Foundation Inc. (EPRINC),
многочисленной группой международных оператоимеет почти 30-летний опыт работы в нефтяной промышленности. За 20 лет, он собрал портфель инвестиционных
ров, включая международные компании из России,
решений на сумму свыше 3 млрд долл. Г-н Харбисон раКитая, США и Европы. Такое сотрудничество может
ботал в должности менеджера по связям с инвесторами в
BP, старшим аналитиком HSBC Securities и руководителем
оказаться полезным не только с точки зрения соотделения Global Oil and Gas Supply Demand Analysis в
четания подходов к разработке месторождений, но
Louis Dreyfus Energy Services. С г-ном Харбисоном можно
также и в обеспечении широкой международной
связаться по адресу: stanh@eprinc.org.
поддержки проектов.
B. Montalbano (Б. Монталбано), старший аналитик
EPRINC. Г-н Монталбано выпускник университета Колорадо в Боулдере, где он изучал экономику. Г-н Монталбано начал сотрудничать с EPRINC в январе 2008 г.
и занимается исследованиями энергетических рынков
и добычи нефти и газа. С г-ном Монталбано можно связаться по адресу: benm@eprinc.org.
L. Pugliaresi (Л. Л. Пуглиареси) был президентом EPRINC
с февраля 2007 г. и управлял передачей фонда (в то
время PIRINC, Petroleum Industry Research Foundation)
из Нью - Йорка в Вашингтон, округ Колумбия. Ранее
он входил в состав Совета попечителей PIRINC. До
1989 г. г-н Пуглиареси работал в ряде федеральных
ведомств США, в том числе National Security Council,
the Departments of State, Energy, and the Interior, and the
Environmental Protection Agency. С г-ном Пуглиареси
можно связаться по адресу: loup@eprinc.org.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
КАРТИРОВАНИЕ ГРАНИЦ ПЛАСТА
КАК ЭФФЕКТИВНОЕ СРЕДСТВО
ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
ДЛЯ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
P. Machado, R. Guzman, C. Rojas, A. Ache, PDVSA
N. K. Hazboun, K. Gonzalez, Schlumberger
Для оптимизации траектории скважин, буримых с помощью роторной управляемой системы,
применялись азимутальные электромагнитные измерения удельного сопротивления в дальней
области пласта.
Первичная (холодная) добыча тяжелой нефти в
Оринокском нефтяном поясе дает очень низкие коэффициенты нефтеотдачи. Для увеличения добычи в
регионе все чаще применяют тепловые методы добычи
с помощью пара. Чтобы оптимизировать теплопроизводительность закачки пара и гравитационное разделение тяжелой нефти, несколько тепловых методов
добычи, применяемых в регионе, требуют точного размещения горизонтальных скважин вблизи подошвы
песчаных пластов. Эти пески обычно несцементированы и сильно неоднородны с изменением свойств в
боковом направлении. Многие залежи имеют толщину
менее 20 фут.
У компании Petroleos de Venezuela SA (PDVSA) имеются амбициозные планы по повышению коэффициентов нефтеотдачи в регионе. Компания располагает
методами оценки для более точного размещения скважин и повышения производственной эффективности.
Компания реализовала опытный проект в маломощном
несцементированном песке, где ожидались высокие
скорости проходки (до 1000 фут/ч).
В проекте применялась роторная управляемая
система (rotary steerable system – RSS) в сочетании
с азимутальными электромагнитными измерениями
удельного сопротивления в дальней области пласта.
Это обеспечило в реальном времени картирование
границ пласта, что давало инженерам информацию для
принятия решений о геонаведении с целью оптимального размещения скважин в пределах продуктивной
зоны. Новая информация впоследствии использовалась для обновления и повышения точности геологической модели, что приносило пользу при дальнейшей
разработке месторождения.
МЕСТОРОЖДЕНИЕ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ БАРЕ
Месторождение Баре расположено в Оринокском
нефтяном поясе и является одним из крупнейших в
мире скоплений тяжелой нефти, содержащей согласно оценкам 1,3 трлн брл начальных запасов нефти, из
которых 300 млрд брл считаются извлекаемыми. Пояс
простирается примерно на 375 миль вдоль северного
берега реки Ориноко на востоке Венесуэлы и разделен
на четыре блока: Бояка, Хунин, Аякучо и Карабобо.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Бояка
Хунин
Карабобо
Аякучо
река
Ориноко
Месторождение
Баре
Рис. 1. Местоположение месторождения Баре, Оринокский нефтяной
пояс, Венесуэла
Месторождение Баре, занимающее площадь примерно
1560 миль2, находится в блоке Аякучо (рис. 1).
Нефть в Оринокском поясе содержится в основном
в речных, прибрежных и приливных песчаниках формации офисина, при этом дельтовые последовательности отлагались во время миоценовой и плиоценовой
эпохи. Залежи залегают на глубинах от 500 до 4600 фут
и содержат нефть плотностью 4–6 °API. Вязкость нефти меняется от 2000 до 8000 сП.
Ввиду высокой вязкости коэффициенты нефтеотдачи при первичной (холодной) добыче тяжелой нефти в Ориноксом поясе обычно составляют всего 3 %.
Компания PDVSA поставила цель получить намного
более высокие коэффициенты нефтеотдачи, главным
образом благодаря тепловым методам добычи с помощью пара.
Песчаники формации офисина отличаются значительной неоднородностью, вызванной наслоением различных фаций и барьерами из глинистого сланца, что
уменьшает нефтеотдачу. От 30 до 40 % запасов нефти
в дельтовой последовательности находятся в песчаных
телах толщиной менее 20 фут, что представляет дополнительные трудности для экономически эффективной
разработки.
Основная залежь месторождения Баре расположена в нижней части формации офисина и состоит из
глинистого сланца, алевролита, аргиллита, угольных
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Накопленная добыча нефти, млн брл
Накопленный паро-нефтяной фактор
World Oil: БУРЕНИЕ
Расстояние от подошвы, фут
Рис. 2. Смоделированный профиль температуры при пятиточечной
схеме HASD после 10 лет нагнетания пара
пластов и песчаных тел, интерпретированных как продукт отложения прибрежной равнины с преобладанием приливов. Основными нефтеносными интервалами
являются пески, отложенные в виде речных систем
равнин, каналов и баров.
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН
С использованием представительных свойств месторождения Баре была разработана численная модель
для проверки того, влияет ли размещение скважин в
пределах продуктивной зоны при применении теплового метода под названием горизонтальное попеременное вытеснение нефти паром (horizontal alternating
steam drive – HASD).
В методе HASD применяется группа параллельных
одиночных горизонтальных скважин, выступающих
попеременно в качестве добывающих нефть и нагнетающих пар. Механизм извлечения представляет
собой сочетание нагнетания пара в горизонтальные
скважины и пароциклического воздействия в каждой из скважин. Пар непрерывно нагнетают в одну
группу скважин, а добыча ведется из второй группы
скважин.
После заданного периода времени, который может
продолжаться от нескольких суток до месяцев, назначение скважин переключают, при этом нагнетательные скважины становятся добывающими и наоборот.
Такое переключение продолжают циклически в течение экономически выгодного периода эксплуатации
скважин. Данный метод предназначен для распределения тепла в залежи, снижения вязкости нефти и тем
самым улучшения дренирования.
В модели имитировалась пятиточечная схема HASD.
Рассматривалось пять разных вариантов с расположением пяти скважин в диапазоне от вблизи подошвы до
вблизи кровли пласта. На рис. 2 показан смоделированный профиль температуры в залежи после 10 лет
нагнетания пара с расположением скважин вблизи
подошвы пласта. Область, окрашенная светлым тоном,
характеризует самые высокие температуры. Верхняя
линия на рис. 3 показывает график зависимости накопленной добычи нефти от расстояния от подошвы
залежи. График показывает, что максимальная добыча
достигается при размещении скважин вблизи подошвы залежи.
24
Рис. 3. График зависимости накопленной добычи нефти и
накопленного паро-нефтяного фактора от расстояния от подошвы
залежи
Рис. 4. Траектории двух подходящих скважин
Выработка пара составляет значительные эксплуатационные затраты, поэтому накопленный паронефтяной фактор является важным параметром при
оценке экономических показателей проекта добычи
тяжелой нефти. Нижняя линия на рис. 3 показывает,
что этот параметр имеет наименьшее значение при
размещении скважин вблизи подошвы залежи.
ОПТИМАЛЬНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН
Компания PDVSA приступила к реализации проекта для изучения того, может ли новая технология размещения скважин повысить эффективность бурения
и добычи в несцементированных пластах в Оринокском поясе. В центральной части месторождения Баре
в песке TL были выбраны две подходящие скважины
(рис. 4). Залежь толщиной 30 фут расположена на глубине 2700 фут в нижней части формации офисина.
Имеющиеся геофизические данные показали сильную изменчивость в горизонтальном направлении как
толщины песка, так и петрофизических свойств.
Проект предусматривал бурение в двух скважинах
горизонтальных участков ствола длиной 3000 фут примерно в 7 фут выше подошвы залежи. Основной целью
было недопущение выхода скважин из песка, несмо№9 • сентябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
тря на ожидаемую субсейсмическую геологическую
изменчивость, тем самым исключая необходимость
бурения вторых стволов.
Кроме того, было решено, что следует измерять
фактическую толщину песка вдоль траектории скважин. Для выполнения поставленной цели была выбрана RSS с ориентацией (наведением) долота. В буровом
долоте применялись фронтальные насадки для уменьшения размыва несцементированного песка.
АКТИВНОЕ ГЕОНАВЕДЕНИЕ
В Оринокском поясе было пробурено много горизонтальных скважин, обычно с использованием
стандартных технологий размещения скважин, таких, например, как корреляция каротажных диаграмм,
моделирование и интерпретация образов в реальном
времени. Реактивная природа стандартной технологии
не удовлетворяет требованиям современных систем
геонаведения. Требовался более активный подход,
основанный на использовании каротажных измерений в процессе бурения (logging-while-drilling – LWD)
в реальном времени и программного обеспечения, которые бы позволили принимать решения в реальном
времени.
В состав компоновки низа бурильной колонны входила система LWD для азимутальных электромагнитных измерений удельного сопротивления в дальней
области пласта – фирменный картопостроитель границ пласта PeriScope компании Schlumberger – размещенный выше RSS для измерения в реальном времени
расстояния до геологических границ, что обеспечивало
активное геонаведение в залежи. Ориентация прибора
осуществлялась азимутально с помощью магнетометра. Также проводились измерения давления в кольцевом пространстве и азимутальный гамма-каротаж. RSS
обеспечивала непрерывное измерение угла наклона
примерно в 14 фут от долота.
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТ
Была сформирована многопрофильная группа – состоящая из геолога, геофизика, инженеров-буровиков,
инженеров-разработчиков, системных инженеров и
инженеров по размещению скважин – для планирования деталей операции, куда входили выбор скважинных приборов, программного обеспечения, персонала
и систем передачи данных.
Группа выполнила технико-экономическое обоснование для определения того, совместима ли чувствительность прибора каротажа сопротивления с большим
радиусом исследования с ожидаемыми петрофизическими характеристиками залежи. 2D-участок вдоль
намечаемой траектории скважины был получен на
основе измерений удельного сопротивления в соседней скважине и свойств песка TL, выгруженных из
3D-структурной модели (рис. 5а).
Были также построены синтетические каротажные диаграммы (рис. 5b): диаграмма гамма-каротажа,
стандартная диаграмма удельных сопротивлений и
диаграмма азимутального электромагнитного каротажа сопротивления в дальней области пласта, которые использовались для расчета расстояний до границ
пласта.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Результат
Вход в пески
Пески
Менее 7 фут
Рис. 5. а) Намечаемая траектория скважины и b) синтетические
каротажные диаграммы: диаграмма гамма-каротажа (внизу),
стандартная диаграмма удельных сопротивлений (в середине)
и диаграмма азимутального электромагнитного каротажа
сопротивления в дальней области пласта (наверху)
Данные азимутального электромагнитного каротажа сопротивления в дальней области пласта построены
в симметричном масштабе. Прибор чувствителен к соседним контрастам сопротивления. Когда показания
близки к нулю, прибор находится вдалеке от какихлибо границ (области, отмеченные цифрой 2 на рис. 5b).
Если более проводящий пласт расположен выше траектории, кривые изгибаются вверх пропорционально
контрасту сопротивления и расстоянию (цифра 1). И
наоборот, если более проводящий пласт расположен
ниже, кривые изгибаются вниз (цифра 3). Моделирование показало, что прибор способен точно определять
подошву песка TL в пределах 7 фут, что удовлетворяет
требованиям проекта.
ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ LWD
Во время буровых работ данные LWD передаются
в реальном времени на поверхность, где специальное
программное обеспечение используется для представления информации, которая дает возможность принимать активные решения для оптимизации размещения
скважины в продуктивной зоне. Алгоритм инверсии
трехслойной модели применялся для получения расстояния до границ пласта, удельного сопротивления
пласта в горизонтальном и вертикальном направлениях и сопротивления пластов выше и ниже точек измерения в песке TL. Программное обеспечение обеспечивала информацию о границах пласта с помощью как
азимутальных кривых, так и данных инверсии.
Еще одна программа обеспечивала 3D-интерактивный показ образов гамма-каротажа вдоль траектории скважины и интерпретацию углов падения
пласта.
РЕЗУЛЬТАТЫ
Две скважины, каждая с горизонтальным участком ствола длиной 3000 фут, оптимально разместили
с первой попытки, поэтому бурение вторых стволов
не потребовалось. RSS под управлением бурильщика
наклонно-направленного бурения отвечала требованиям геонаведения, поэтому участки ствола номинального диаметра были пробурены с меньшей изви25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
Рис. 6. Интерпретированная структурная модель, основанная
на расстоянии до границ пласта, зафиксированная прибором
сопротивления LWD.
листостью и с меньшей интенсивностью искривления
(менее 5°/100 фут) по сравнению с забойными двигателями.
В то же самое время были достигнуты качественные
геонаведение, уровень сигнала данных и частота отбора
проб, при этом скорость проходки в среднем составляла
более 500 фут/час и достигала 1000 фут/ч.
На рис. 6 показана интерпретированная структурная модель, основанная на расстоянии до границ
пласта, зафиксированная прибором азимутального
электромагнитного каротажа сопротивления в дальней области пласта в одной из скважин. Границы на
2D-участке соотнесены с траекторией скважины, а более темные цвета характеризуют области меньшего
сопротивления.
Относительные углы падения, показанные синими линиями на участке (вертикальный участок вдоль
траектории) и полученные на основе интерпретации
образов гамма каротажа на верхней дорожке записи, свидетельствуют в пользу такой интерпретации.
Участок глинистых сланцев, на которые приходится
около 10 % общего пробуренного интервала, показаны
более темными образами гамма-каротажа на верхней
дорожке записи и совпадают с областью, где траектория скважины выходит из песка.
Скважины были пробурены через песчаные тела,
которые прежде интерпретировались как приблизительно горизонтальные вдоль траектории скважины.
Оказалось, что после бурения горизонтального участка
длиной 3000 фут колебания фактической вертикальной глубины находились в пределах 20 фут, а средний
относительный угол падения был менее 0,5°. Однако в
отдельных местах углы падения относительно траектории скважины были больше (±2°).
ОБНОВЛЕНИЕ
ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
Для обновления геологической модели использовалась информация, полученная с помощью картопостроителя границ пласта. На рис. 7 показана
траектория скважины вместе с фоновой картиной.
На картину наложены отрезки, показывающие расстояния до границ и их углы наклона. Расстояние до
границ получается в результате инверсии показаний.
26
Рис. 7. Траектория скважины с обновленными поверхностями,
построенная на основе измерений сопротивления прибором LWD.
Рис. 8. Разрез вдоль одной из траекторий скважин, показывающий
корреляцию между поверхностными сейсмическими атрибутами
и большими углами падения. Траектория скважины получена с
помощью данных LWD
Каждое расстояние до границы связано с ортогональным наклоном пласта для каждой точки траектории,
где выполняется инверсия. Данная информация отображается в виде угла в направлении одной стороны
траектории скважины.
Новая информация позволила создать обновленные
поверхности, которые лучше характеризуют границы
залежи. Новую модель можно использовать для лучшего расчета первоначальной добычи нефти, проектирования новых скважин в регионе и применения
методов повышения нефтеодачи.
Поверхностные сейсмические данные обрабатывались с помощью кубов импеданса, что улучшило выявление седиментационных характеристик и условий в
залежи. На рис. 8 показан разрез вдоль одной из скважин, в которой сейсмические атрибуты коррелировались с большими углами падения, полученными с помощью новых данных LWD. Хотя сейсмика не является
средством геонаведения, сейсмические данные могут
помочь в прогнозе тенденций перед точкой бурения в
реальном времени.
ВЫВОДЫ
RSS обеспечила высокие скорости проходки и
бурение интервала ствола номинального диаметра с
меньшей извилистостью и меньшей интенсивностью
искривления по сравнению с забойными двигателями.
№9 • сентябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
RSS реагировала на все изменения траектории скважины независимо от характеристик залежи. Прибор
азимутального электромагнитного каротажа сопротивления в дальней области пласта обеспечивал измерения в реальном времени для картирования границ
пласта.
Вспомогательное программное обеспечение собирало и инвертировало данные в реальном времени и предоставляло информацию, которая позволяла инженерам принимать правильные решения для
строительства горизонтальной траектории с первой
попытки. Новая информация использовалась для
обновления и повышения точности геологической
модели, что обеспечивало улучшение представления
о залежи.
Чтобы достигнуть оптимальных значений накопленной добычи нефти и паро-нефтяного фактора для проектов тепловой добычи с помощью пара в Оринокском
поясе требуется точное размещение горизонтальных
скважин вблизи подошвы песчаных пластов, которые
часто имеют небольшую толщину. Приобретенный
при этом опыт будет служить эталоном для бурения
последующих скважин небольшой глубины с высокими скоростями проходки, особенно при разработке
залежей тяжелой нефти.
Картирование границ пласта в реальном времени
может уменьшить общие затраты на разработку месторождения за счет строительства скважин с оптимальным размещением с первой попытки, исключив тем
самым необходимость в бурении оценочных скважин
и вторых стволов.
Перевел С. Сорокин
Pedro Machado (П. Мачадо) получил степень по геологии в Universidad de
Oriente Venezuela-Bolivar и начал работать в PDVSA геологом. Он получил
степень магистра по разведке и добыче углеводородов в Instituto Superior
de la Energia, после чего стал руководителем разработки залежи в департаменте сверхтяжелой нефти PDVSA в округе Сан-Томе. В 2008 г. он получил
должность руководителя разработки залежи в департаменте сверхтяжелой
нефти западного района в округе Мукура. В настоящее время работает
руководителем планирования и запасов в округе Кабрутика.
Ruben Guzman (Р. Гусман) занимает должность геолога и работал в PDVSA
после окончания Universidad de Oriente Venezuela. В 2000–2007 гг. работал
руководителем разработки залежи в департаменте сверхтяжелой нефти.
В 2007–2009 гг. был руководителем залежей сверхтяжелой нефти в округе
Сан-Томе, с 2009 г. работает на этой же должности. Принимал участие в
проектировании и проводке более 90 горизонтальных скважин, а также
координировал проекты тепловой добычи нефти в Оринокском поясе.
Carlos Rojas (К. Рохас) получил степень по геологии в 1997 г. в Universidad
de Oriente Venezuela-Bolivar и начал работать в PDVSA геологом. Он получил специализацию в петрофизике в Центре PDVSA по международному
образованию и развитию и степень магистра по управлению залежью в
Центральном университете Венесуэлы.
Alberto Ache (А. Аче) работает геологом в PDVSA в округе Сан-Томе, Венесуэла. Выпускник Universidad de Oriente Venezuela, начал работать в 2008 г.
в подразделении по разработке месторождений сверхтяжелой нефти, сосредоточив свое внимание на месторождениях Арекуна, Баре и Карина.
Он выполнил первую оценку замкнутых и полузамкнутых водоносных
горизонтов в Меса и Лас-Пьедрас на плато Гуанипа. В настоящее время
работает на месторождениях Мелонес и Добокуби в Оринокском поясе.
Nidal Khalil Hazboun (Н. Х. Хасбоун) работает в области интерпретации
петрофизических данных и размещения скважин с использованием технологии наклонно-направленного бурения. Получил степень по электротехнике в Universidade Federal do Rio Grande do Norte в Бразилии и работает в Schlumberger с 1984 г. в Бразилии, Эквадоре, Колумбии, Ливии
и Венесуэле.
Karin Gonzalez (К. Гонсалес) работает инженером-разработчиком в Региональном технологическом центре Фаха компании Schlumberger в Пуэртола-Крус, Венесуэла. Начала работать в компании в 2008 г. после получения
степени бакалавра по технологии добычи нефти в Университете Сулия
в Венесуэле. Специализируется в изучении моделирования методов повышения нефтеотдачи, особенно тепловых и композиционных методов
применительно к залежам тяжелой нефти.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Компания McMorgan Exploration
Co. сделала открытие запасов нефти
на сверх больших глубинах на разведочной площади Дэви Джонс, расположенной в пределах блока № 230
в районе острова Южный Марш в
мелководной части Мексиканского
залива. Скважина была пробурена
до отметки 28 263 фут и в ней были
проведены каротажные работы с использованием кабельного зонда –
до отметки 28 134 фут. Долевое участие компании McMorgan в проекте
составляет около 32,7 %. Компания
Energy XXI финансирует 14,1 %
затрат на проведение поисковоразведочных работ и планирует
получить долевое участи в проекте
в размере 15,8 % и долю чистого дохода от общего дохода по проекту
в размере 12,6 %. Долевое участие
остальных участников данного проекта распределяется следующим образом: Plains Exploration&Production
Company (27,7 %), Nippon Oil
Exploration USA Limited (12 %) и
W.A. «Тех» Moncrief, Jr (8 %).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Компания Pacific Rubiales пробурила две успешных оценочных
скважины: одну – ABA-35 – на северном продолжении месторождения Абанико, другую – Quifa-13 –
на разведочной площади D в пределах блока Quifa, расположенного в
пределах бассейнов Верхняя Магдалина и Ланос на территории Колумбии. Скважина вошла в кровлю
песчаного пласта-коллектора Верхняя Гваделупа на отметке 2846 фут
(измеренная глубина скважины) и
кровлю пласта-коллектора Нижняя
Гваделупа – на отметке 3096 фут
(измеренная глубина скважины);
общая суммарная мощность нефтяной части залежи составляет, соответственно, 205 и 141 фут.
Компания OGX, пробурив скважину 1-OGX-3-RJS на блоке BM-С-41
в сравнительно мелководной южной
части бассейна Кампус у побережья
Бразилии, выявила присутствие
углеводородов в ряде интервалов разреза скважины в пределах
пород-коллекторов аптского и бар-
№9 • сентябрь 2010
ремского возраста. Установлено,
что в пределах вскрытых скважиной
карбонатных пластов-коллекторов
аптского и барремского яруса, высота столба нефти в скважине составляет более 590 фут, а эффективная
мощность залежи – 164 фут. Долевое участие OGX в данном блоке
составляет 100 %.
Компания GeoPark Holding
Limited успешно завершила бурение
новой нефтепоисковой скважины
Alakaluf-5 на блоке Фелл на территории Чили и провела ее испытания.
GeoPark пробурила скважину до проектной отметки 7418 фут и провела
работы по ее заканчиванию. При
испытании скважины на приток для
отложений формации Спрингхилл
на глубине 7175 фут из 43-футового
перфорированного интервала был
получен приток нефти (без воды) дебитом 650 брл/сут на 3/5-дюймовом
штуцере и давлении на устье скважины 1,724 кПа. GeoPark является
оператором на данном блоке и ей
принадлежат все 100 % акций.
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ В ОБЛАСТИ
МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ
Часть 2
J. F. Lea, PL Tech LLC
H. W. Winkler, Texas Tech University
В статье описаны разработки, связанные со стимулированием подводной добычи, термостойкими
насосами и удалением воды из газовых скважин, вскрывших глинистые сланцы
В первой части были рассмотрены последние разработки, связанные с удалением воды из газовых
скважин, использованием гибких
труб, гидравлическими насосами и
наземными установками. Во второй
части представлены разработки,
связанные с погружными электронасосами, винтовыми, штанговыми
насосами и технологией газлифта.
Среди этих разработок следует
рассмотреть установку подводной
горизонтальной системы стимулирования добычи с погружными
электронасосами, которую планировали ввести в эксплуатацию в
первой половине 2010 г. для поддержания добычи в сверхглубоких
водах Мексиканского залива. На
другом конце Североамериканского континента разработаны новые
термостойкие системы винтового
насоса и погружного электронасоса
для нефтеносных песков Канады,
где применяется парогравитационный дренаж (steam assisted gravity
drainage – SAGD) и пароциклическое воздействие на пласт (cyclic
steam stimulation – CSS).
К разработкам, связанным с
мониторингом механизированной
эксплуатации, относится система
с доступом к сети, которая помогает проводить экспертный анализ
состояния насосной установки.
Выпускается новый многофазный
расходомер, в котором применяется привод с регулируемой частотой вращения и данные забойного
датчика и проводятся вычисления
в нейронной сети для определения
расхода в реальном времени.
К новым разработкам в газлифте относятся газлифтный клапан
высокого давления и система для
подвода газлифта к перфорационным отверстиям газовой скважины
для удаления воды. Также представ28
Рис. 1. Первая подводная горизонтальная
система стимулирования добычи для
сверхглубоких вод компании Baker Hughes
лен новый способ удаления воды с
плунжерным лифтом, который используется во вскрывших глинистый сланец хэйнесвилл скважинах
с высоким давлением.
К разработкам, связанным с
системой штанговых насосов, относятся новый штанговый насос,
который обеспечивает откачку с
более глубоких горизонтов с использованием динамометра для
контроля и изменения нормы отбора; панель управления электродвигателем, в котором имеется встроенный блок управления штанговым
насосом и система уплотнения,
предотвращающая забивку подводных насосов песком.
ПОДВОДНАЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ СИСТЕМА
В этом году в сверхглубоких водах Мексиканского залива в первой
подводной горизонтальной системе стимулирования добычи с погружными электронасосами будут
установлены технологии Centrilift
XP компании Baker Hughes (рис. 1).
Два погружных электронасоса будут использоваться для максималь-
ного увеличения необходимого
давления при минимальной длине
и занимаемой площади.
Горизонтальная система стимулирования представляет собой модульный автономный контейнер с
погружным электронасосом, состоящий из горизонтальной конструкции с открытой рамой для размещения в ней двух систем погружных
электронасосов, лифтовой колонны, соединений электрических
стыковочных переводников и соединений для врезки в подводные
выкидные линии. Электроэнергия
к системе погружного электронасоса будет подаваться с помощью дистанционно управляемого аппарата.
Лифтовая колонна, связывающая
две системы погружных электронасосов, закольцована в пределах
рамы контейнера. Насосы гидравлически расположены последовательно, однако друг с другом механически не соединены. Насосы
расположены не «торец к торцу»,
а «бок о бок». Такое расположение
уменьшает длину контейнера с 200
до примерно 90 фут.
Системы погружных электронасосов включают в себя 17-ступенчатые насосы для смешанного
потока производительностью до
20 000 брл/сут. Контроль над электродвигателем первой системы погружного насоса осуществляется
комплектом датчиков Sureflo Harvest. Датчики собирают данные о
насосе, такие, например, как давление на входе, температура на входе,
температура обмотки электродвигателя и вибрация. Вторая система
погружного насоса аналогична первой системе за тем исключением,
что в ней находится два датчика,
один в нижней части электродвигателя, а другой на выкиде насоса. Первый датчик собирает те же
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
самые данные, что и комплект
датчиков в первом погружном насосе, тогда как второй датчик измеряет давление и температуру на
выкиде.
ТЕРМОСТОЙКИЕ СКВАЖИННЫЕ
НАСОСЫ
Компании R&M Energy Systems
и Baker Hughes разработали скважинные насосы, рассчитанные
на высокую температуру при разработке нефтеносных песков, где
применяются методы SAGD и CSS.
Винтовые насосы Moyno серии
HTD. Компания R&M Energy Systems приступила к выпуску нового семейства скважинных насосов
для условий высоких температур,
которые ранее не давали возможности компаниям-операторам использовать скважинные винтовые
насосы (рис. 2). В насосе Moyno
HTD350 применяется эластомерный статор, который механически
крепится к трубе статора, обеспечивая повышенную термостойкость и устойчивость к химическим реагентам. В патентованной
конструкции применяется эластомер без использования какого-либо
клеящего вещества, что исключает
риск прилипания при эксплуатации скважины с высокой температурой. Насосы можно применять
при закачке пара без необходимости поднятия статора из скважины.
Выпускаются три разных модели:
для лифтов длиной 4000, 5400 и
6000 фут при частоте вращения
100 об/мин. В насосе HTD660 применяется фирменная технология
«ротор/статор металл к металлу», в
которой отсутствует эластомерный
статор, что позволяет насосу работать при температуре в скважине
660 °F. В результате насос может работать с горячей нефтью, что происходит при применении тепловых
методов добычи SAGD и CSS. Насос
способен работать в лифте длиной
2200 фут при частоте вращения
100 об/мин с производительностью
до 1300 брл/сут.
Погружной электронасос Centrilift XP. Во втором квартале 2010 г.
компания Baker Hughes приступила к промысловым испытаниям
первого погружного электронасоса
Centrilift XP (на месторождении с
использованием технологии SAGD),
спроектированного для работы при
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Рис. 2. Винтовой насос Moyno, рассчитанный
на высокую температуру при применении
методов SAGD и CSS
температуре до 482 °F. В настоящее
время большинство операторов,
практикующих SAGD, поддерживают забойную температуру менее
392 °F в связи с ограничениями погружных электронасосов. Чтобы
поднять рабочую температуру насоса с высокой до экстремальной,
компания Baker Hughes использовала минимальное количество эластомеров, максимально увеличила
температуру подшипников, увеличила термальные допущения и повысила надежность электрической
цепи.
На каждые 50 °F увеличения
рабочей температуры срок службы изоляции уменьшается вдвое.
Следовательно, электрические характеристики изоляции должны
были быть улучшены. Данный насос успешно прошел испытания
в горячем испытательном трубопроводе, способном работать при
температуре жидкости до 572 °F
при горизонтальной ориентации
для имитации горизонтальных добывающих скважин SAGD.
СЕТЕВОЙ ДИСТАНЦИОННЫЙ
ДОСТУП
Сетевой дистанционный доступ
к скважинам дает возможность
операторам получать данные о
состоянии скважин. Сервисная
технология Lift Advisor компании
Weatheford позволяет получать информацию о состоянии при анализе
механизированной эксплуатации
для того, чтобы помочь персоналу
стать более активными. Технология
предоставляет операторам ежечасную информацию о состоянии
скважин, подробные недельные и
месячные отчеты и оценку опытного аналитика с рекомендациями
по улучшению работы скважин. В
№9 • сентябрь 2010
сервис включена настройка блока
управления, которая выполняется
при его первом применении. Скважины настраиваются дистанционно, так что достигается оптимальная настройка штангового насоса
для установочных точек откачки,
вероятной добычи, времени работы и времени простоя.
В отчеты входят данные о текущем состоянии скважин, которые показывают текущий сигнал
тревоги, длительность работы в
предыдущий и текущий день, число циклов и вероятную добычу.
Данная информация обновляется
каждый час и может быть доступна
в сети Интернет. Каждое утро отчет в виде «моментального снимка
скважины» дает представление
о работе скважины. В этот отчет
входят снятые на поверхности и в
скважине динамограммы, установочные точки блока управления
штангового насоса, время цикла и
последние семь суток времени работы в сравнении со штатной работой. В месячном отчете указывается
длительность работы, число циклов
и вероятная добыча для каждых суток предыдущего месяца. Это дает
возможность определять тенденцию и придерживаться средних
месячных данных. При насосной
эксплуатации добавляются скважинные динамограммы, устьевые
и скважинные данные, текущие
рабочие параметры и экономический анализ потребления энергии.
В качестве дополнительной опции к
конкретным скважинам может выполняться скважинный анализ.
ГАЗЛИФТНЫЙ КЛАПАН
С БАРЬЕРОМ БЕЗОПАСНОСТИ
Компания Schlumberger улучшила характеристики безопасности своей газлифтной системы
высокого давления XLift, разработав семейство клапанов, которые
можно применять в качестве барьера безопасности (рис. 3). Клапаны
выдержали требования компании
Statoil к оборудованию для заканчивания скважин. На выбор предлагается четыре разных клапана
для конкретных условий применения. Система XLift обеспечивает
закачку больших объемов газа для
подъема нефти и при этом создает
более безопасный барьер давления
в кольцевом пространстве между
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
перфорированными интервалами, низким забойным давлением
или низкой производительностью.
В системе используется энергия
скважины для удаления скопления
обсадной и лифжидкости, которая не зависит от
товой колоннами.
управления с поверхности (рис. 4).
В системе также
Переводники с регуляторами давприменяется заления равномерно расставляются
порный клапан обниже эксплуатационного пакера,
ратного течения,
вдоль хвостовой части лифтовой
который снижает
колонны и вдоль перфорированных
риск миграции
интервалов скважины.
углеводородов в
При эксплуатации скважины,
кольцевое прокак пластовый газ, так и жидкость
странство и раборано или поздно скапливаются ниже
тает согласованно
пакера в кольцевом пространстве
с эксплуатационмежду хвостовой трубой и эксплуаным пакером и со
тационной обсадной колонной. По
скважинным премере скопления захваченного газа
дохранительным
и жидкости газ поднимается выше
клапаном, образуя УДАЛЕНИЕ ВОДЫ ИЗ ГАЗОВЫХ жидкости, медленно повышая давпервичный барьер СКВАЖИН
ление, прежде чем продвинуться в
для контроля скваПредставлены две технологии направлении регулятора давления
жины. Система удаления воды. Одна касается уда- внутри переводника. Переводник
XLift может также ления воды из газовых скважин с обеспечивает прямое сообщение
обеспечивать ба- протяженными перфорирован- давления захваченного газа с рерьер безопасности ными интервалами и низким за- гулятором внутреннего давления.
в остановленной бойным давлением. Другая техно- При прохождении газа в регулятор
скважине. Запор- логия относится к использованию давления он направляет газ напряный клапан систе- уже имеющегося оборудования в мую в лифтовую колонну, облегчая
мы имеет рабочее давление 10 тыс. новых условиях для газа высокого течение добываемых флюидов внуфунт/дюйм2 и рассчитан на темпе- давления, характерного для сква- три колонны, уменьшая давление в
ратуру 350 °F. Газлифтную систему жин, пробуренных на глинистый колонне и, следовательно, облегчая
можно разместить в боковом кар- сланец хэйнесвилл.
течение газа в скважину. Это в свою
мане (при начальном заканчивании
Удаление воды из протяжен- очередь запускает процесс удаления
скважины) или же на канате.
ных перфорированных интерва- скопления жидкости ниже пакера
лов. Компания Altec разработала и вдоль перфорированных зон в
МНОГОФАЗНЫЙ РАСХОДОМЕР систему оптимизации газа для скважине. В зависимости от длины
Несмотря на преимущества, уменьшения скопления жидко- перфорированных зон вдоль лифкоторые приносят измерения рас- сти в скважинах с протяженными товой колонны можно расставить
хода в реальном времени
дополнительные перевона месторождении, где
дники, обеспечивая более
эксплуатируются поглубокие точки ввода газа
Лифтовая колонна
гружные электронасосы,
и, следовательно, дополниЭксплуатационная
многофазные расходометельный отбор скопления
обсадная колонна
Газлифтная система
ры применяются редко.
жидкости ниже пакера.
Имеющиеся расходомеры
Более глубокие точки ввоЭксплуатационный
стоят дорого, часто более
да газа также создают бопакер
Захваченный пластовый газ
100 000 долл., поэтому опелее низкое «динамическое
Хвостовая труба
раторы обычно применязабойное» давление, тем
ют многофазный расхосамым максимально повыдомер на группе скважин
шая депрессию в скважиРегулятор
Приток из пласта
или на всем месторождене и ее дебит. В результате
в скважину
нии, что снижает эффекскважина может самостотивность сбора данных.
ятельно фонтанировать
Конец лифтовой
Некоторые турбинные
более длительный период
колонны
Уровень жидкости
расходомеры могут иметь
времени без ремонта. На
точность измерения до
сегодняшний день на тер0,1 %, однако эти системы
ритории США данная сиплохо работают со смесью Рис. 4. Система оптимизации газа компании Altec, уменьшающая стема работает более чем
жидкостей или свободным скопление жидкости в протяженных перфорированных интервалах в 40 скважинах.
Рис. 3. Газлифтный клапан компании Schlumberger, выполняющий
функции барьера
безопасности
30
газом. Компания Baker Hughes разработала доступный по стоимости
многофазный расходомер Centrilift
Neuraflow, в котором применяется
технология скважинных измерений и нейронная сеть для вычисления расхода в реальном времени.
Устройство принимает исходные
данные от привода с переменной
частотой вращения и скважинных/
поверхностных датчиков, включая
давление на входе насоса, давление
на выкиде насоса, давление в НКТ
и частоту вращения для вычисления расхода на основе известных
свойств пласта и флюидов. Многофазный расходомер при правильной калибровке продемонстрировал точность измерения примерно
90 % и выше.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
Дебит, брл/сут
Плунжерный лифт для
глубокой добычи в тяжеудаления воды из сквалых условиях работы с
жин. По мере снижения
максимальной нагрузкой
добычи и скопления жидна полированный шток
кости операторы, разра40 000 фунт при длине
батывающие глинистый
хода 192″, создав модель,
сланец хэйнесвилл, расприводимую в действие
Установлен плунжер
сматривают механизидавлением газа и не трерованную эксплуатацию
бующую электроэнергии
для удаления воды из сво(рис. 6). К особенностям
их скважин. Продукция
работы относится кнобольшинства скважин на
почное управление. Насосевере Луизианы постусные установки измеряпает в высоконапорный
ют нагрузки на скважине
трубопровод, давление
при пуске и непрерывно
Время
в котором превышает
самонастраиваются на
100 фунт/дюйм2. В этом
изменения уровня жидко5. Плунжерный лифт является эффективным средством
случае плунжерный лифт Рис.
удаления воды из газовых скважин, вскрывших глинистый сланец сти в скважине. Имеется
обычно не рассматривает- хэйнесвилл
встроенный динамометр
ся как предпочтительный
для контроля и изменеметод механизированной
ния дебита. Электронное
эксплуатации, однако
устройство автоматически
первые результаты были
вычисляет вероятную домногообещающими. Еще
бычу на основе данных наодним позитивным факсоса. В штанговом насосе
тором является то, что доприменяется энергосберебыча флюидов находилась
гающая самоуравновешив нормальном диапазоне
вающаяся технология для
для типового плунжерного
сбора энергии при ходе
лифта и обычно составлявниз, потребляя лишь пола менее 20 брл/сут.
ловину электроэнергии,
В условиях, когда в
пропана или природнобольшинстве скважин трего газа типового станкабуется установка пакера на
качалки. Выпускается
глубине около 10 500 фут
«сверхтихая» модель для
(для скважин с фактичегородских кварталов.
ской вертикальной глубиной примерно 11 000 фут Рис. 6. В штанговой насосной установке для тяжелых условий «ЗЕЛЕНЫЙ»
и измеренной глубиной работы компании Microlift применяется динамометр для контроля БАЛАНСИРНЫЙ
примерно 15 000 фут) и регулирования дебита
ГАЗОВЫЙ
в связи с коррозионной
КОМПРЕССОР
средой, большинство колонн НКТ
Балансирный газовый компресспускают в вертикальный интервал
сор (рис. 7) от компании Permian
скважины, тем самым делая плунProduction Equipment Inc. в Мидлэнд
жерный лифт похожим на тради(шт. Техас) спроектирован для замеционную скважину. Основная
ны газомоторного винтового компроблема при этом заключается в
прессора, который может являться
недопущении выхода жидкости из
источником значительного шума и
конца колонны НКТ в случае оставыбросов парниковых газов. Недавновки скважины и направлении ее
ним примером является винтовой
в горизонтальный участок ствола.
компрессор, который работал окоНаилучших результатов добиваютло «чувствительной к шуму» фермы
ся при использовании плунжеров, Рис. 7. Балансирный газовый компрессор по разведению форели. Скважину
которые не требуют остановки может увеличивать добычу нефти или газа без приходилось выводить из эксплуадополнительного шума или выбросов газа
скважины. Это обеспечивает повытации в сезон разведения форели,
шение добычи с 10 до 20 % с перво- потребуется использование всасы- при этом терялось более 8 брл/сут
начальной добычей до установки вающего клапана.
нефти и попутный газ.
плунжеров 1–1,5 млн фут3/сут
Компрессор используется в
(рис. 5). По мере того, как добыча ШТАНГОВЫЙ НАСОС ДЛЯ
газовых скважинах, эксплуатипродолжает снижаться и требуется ТЯЖЕЛЫХ УСЛОВИЙ РАБОТЫ
рующихся штанговыми насосами,
остановка скважины для успешной
Компания Microlift расширила для увеличения добычи и сбыта
эксплуатации плунжерного лифта, модельный ряд насосов для более газа путем всасывания добывае-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
крыты, обеспечена блокировка и
установка предупредительных табличек для контроля электропитания во время технического обслуживания.
Рис. 8. Панель управления электродвигателем
компании Lufkin Automation может быть
встроена в блок управления штангового
насоса
мого газа в обсадную колонну и в
выкидную линию, что уменьшает газовые пробки в скважинном
насосе. Компрессор можно устанавливать в нефтяных скважинах
для уменьшения противодавления,
вызываемого производственными
установками, и давлением в линии
сбыта газа. Компрессор приводится
в действие перемещением балансира насосной установки. Система всасывает добываемый газ из
обсадной колонны через обратные
клапаны и нагнетает его в выкидную линию. Газ соединяется с газом
из колонны НКТ и поступает в сепаратор и/или в линию сбыта газа.
Размер компрессора подбирается в
зависимости от мощности насосов,
добычи и окружающей среды.
Компрессор не создает шума,
превышающего шума станкакачалки не производит выбросов
и, следовательно, нет необходимости увеличивать «площадь», занимаемую скважиной. Во многих
случаях, если используются традиционные способы сжатия, размер
занимаемой площади можно действительно уменьшить, перейдя на
данный компрессор.
Рис. 9. Система уплотнения, предотвращающая забивку подводных насосов
песком компании Harbison-Fischer, не дает
возможности частицам ухудшать работу
нижнего крепления
ВСТРОЕННАЯ ПАНЕЛЬ
УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕМ
Компания Lufkin Automation
разработала новую панель управления электродвигателем для
штанговых насосов (рис. 8). Стандартная модель имеет проводку для
любого блока управления штанговым насосом, облегчающую соединения. Дополнительная модель
имеет блок управления штанговым
насосом, встроенный в установку.
В блоке управления применяются патентованные алгоритмы для
вычисления скважинной динамограммы при каждом ходе станкакачалки. Операторы могут сэкономить на стоимости монтажа обеих
моделей, установив новую панель
управления электродвигателем в
блок управления штанговым насосом.
Помимо экономии затрат на
монтаж и техническое обслуживание, панель управления электродвигателем отличается наличием
нескольких механизмов безопасности. Обе модели безопасны, при
этом все соединения проводки за-
СИСТЕМА УПЛОТНЕНИЯ,
ПРЕДОТВРАЩАЮЩАЯ
ЗАБИВКУ ПЕСКОМ
Компания Harbison-Fischer предлагает новую систему уплотнения,
предотвращающую забивку подводных насосов песком, которая
снижает возможную опасность
прихвата в колонне НКТ из-за скопления частиц песка выше нижнего
крепления (рис. 9).
Перевел С. Сорокин
James F. Lea (Дж. Ф. Ли) преподает на курсах по механизированной эксплуатации
и добыче в Petriskills. Имеет
степени бакалавра и магистра
по механике, полученные в
Университете Арканзаса, и
диплом инженера-механика,
полученный в Южном методистском университете. Работал в Sun Oil инженером-исследователем в 1970–
1975 гг., преподавал в Университете Арканзаса
в 1975–1978 гг., был руководителем группы
по оптимизации добычи и механизированной
эксплуатации в Amoco EPTG в 1979–1999 гг.
и занимал должность руководителя факультета
технологии добычи нефти в Техасском технологическом университете в 1999–2006 гг.
Herald W. Winkler (Х. У. Уинклер), бывший руководитель,
а сейчас заслуженный профессор в отставке и научный консультант факультета
технологии добычи нефти в
Техасском технологическом
университете в Лаббок, шт.
Техас. В настоящее время
оказывает консультационные
услуги по механизированной эксплуатации; специализируется в газлифте
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Компания Coastal Energy выполнила бурение поисковоразведочной скважины Songkhla B-01 на блоке G5/43 в Сиамском (Таиландском) заливе и вскрыла нефтеносные пески
в толще нижнеолигоценовых отложений. Скважина, полная
измеренная глубина которой по стволу скважины составляет
9050 фут, вскрыла эродированную ловушку в толще отложений нижнеолигоценового возраста, в результате чего удалось провести каротажные исследования в пределах только
10-футового (3-метрового) интервала продуктивного пласта.
Компания планирует временно приостановить все работы
на скважине и возобновить их в зависимости от промышленной значимости возможных открытий на разведочной
площади Сонгкхла-Б.
32
Компания Exxon Mobil Exploration&Production Philippines
сделала открытие запасов углеводородов на глубинах около
16 000 фут в глубоководной области вблизи островов TaвиТави у побережья Минданао, Филиппины. Exxon заявила, что
может понадобиться около 8–10 лет для того, чтобы уточнить
природу и особенности геометрии предполагаемых запасов.
Компания Maersk Oil&Gas, пробурив поисково-разведочную
скважину Luke-1X в датском секторе Северного моря, сделала открытие запасов газа и конденсата. Скважина, фактическая вертикальная глубина которой составляет 15 000 фут,
глубина моря в точке бурения равна 131 фут, расположена к
востоку от площади газоконденсатного месторождения Элли
и передана компании в единоличную концессию.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
ПОВЫШЕНИЕ АКТИВНОСТИ
В РЕГИОНЕ БАККЕН
P. Kulkarni, редактор WO
Аренда участков и операции по бурению сланцев Баккен достигают рекордной активности благодаря
значительному повышению цен на нефть и газ
Цена на энергоресурсы, как
правило, является ключевым экономическим определяющим фактором нефтяного месторождения.
Поскольку цены на природный газ
упали с окончанием зимы с 6 до
4 долл/тыс. фут3 (к середине апреля), активность бурения на газ
газоносных сланцев, таких как
Барнет и Маркеллус незначительно снизилась. Генеральный
директор Chesapeake Energy CEO
Aubrey McClendon сослался на
Platts Oilgram News, в котором сказано, что примерно половина газоносных сланцев, пробуренных
в последнее время, удовлетворяют требованиям аренды. Экономический сценарий полностью
противоположен сценарию разработки Баккен. Поскольку Баккен – месторождение сланцевой
нефти, увеличения цен на нефть
в середине апреля 2010 г. до максимального уровня в 86 долл/брл
стало причиной повышения активности лицензирования и бурения
(рис. 1).
В конце марта 2010 г. численность буровых установок Baker
Hughes в басс. Уиллистон достигло 102 единиц – по сравнению с
34 буровыми установками в июне
2009 г. (рис. 2). В результате, Баккен
в настоящее время стал ведущей
нефтяной провинцией в континентальной части США. «Добыча в Северной Дакоте к середине 2011 г.
может достичь 300 тыс.–400 тыс.
брл/сут и будет оставаться на этом
уровне в течение 10–15 лет», –
сказал Lynn Helms, директор North
Dakota Mineral Resources Department. Предыдущая государственная оценка составляла 220 тыс.–
280 тыс. брл/сут. Добыча на месторождении Баккен по сравнению
с предыдущим годом выросла на
7,5 % – это самый крупный прирост с 1955 г.
Рис. 1. Крупнейший оператор Баккен, Marathon Oil планирует увеличить добычу
углеводородов с 11 тыс брл/сут в 2010 г. до 22 тыс. брл/сут в 2013 г. Разработаны и другие
программы бурения в регионе
ПРЕИМУЩЕСТВО ЦЕН
НА НЕФТЬ
Энергетическая ценность одного барреля сырой нефти в шесть
раз больше, чем одной тысячи
фут3 природного газа. Стоимость
природного газа составляет примерно 4 долл/тыс. фут3, а одного барреля сырой нефти WTI –
примерно 86 долл/брл. В середине апреля 2010 г. сырая нефть
продавалась по эквивалентным
ценам на энергию с преимуществом в 3,58. Хотя возможные
затраты на разработку месторождения Баккен выше (примерно в
13 долл. в соответствии с Brigham
Exploration Company) о сравнению
с 7–10 долл. на других месторождениях сланцевого газа. Операторы Баккен, разрабатывающие
нефтяные запасы, получают стоимость 73 долл/брл по сравнению
с операторами, разрабатывающи-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
ми сланцевые газовые месторождения и получающими примерно
14 долл/брл. Подобное ценовое
преимущество стало стимулом
для операторов Баккен переключиться с поисков газоносных
сланцев на поиск нефтеносных
сланцев, тем более, что технологии горизонтального бурения
и многоступенчатого гидроразрыва пласта применимы в разработке как газовых, так и нефтяных запасов.
ПОТЕНЦИАЛ
БАССЕЙНА БАККЕН
Формирование баккен находится в пределах бассейна Уиллистон, площадь которого составляет
300 тыс. м2. Бассейн находится на
территории шт. Северная Дакота,
Южная Дакота и Монтана и прилегающих канадских провинций
Саскачеван и Манитоба (рис. 3).
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Баккен Шейл
Число буровых установок
Бассейн
Уиллистон
Рис. 2. После спада в первом полугодии 2009 г. активность бурения
в бассейне Уиллистон вновь повышается в ответ на стабильно
растущие цены на нефть
Формирование баккен находится в
бассейне Уиллистон. В угловой югозападной части бассейна, расположенной на территории Северной
Дакоты, формирование залегает
на глубине примерно 11 тыс. фут2,
в восточной части поднимается до
глубины 4500 фут, а в районе северной границы провинций Манитоба и Саскачеван – до 3100 фут.
Образование было сформировано
в Палеозойскую эру в эпоху Верхнего Девона и Нижнего Миссисипского периода.
Формирование баккен состоит из трех образований: верхнего баккена, включающего черные
морские сланцы толщиной 23 фут,
центрального баккена, включающего переслаивающиеся известняки, алевролиты, доломиты
и песчаники, толщиной 85 фут и
нижнего баккена, включающего
также черные морские сланцы,
толщиной 50 фут (рис. 4). С течением времени геология стала изменяться; бассейн Уиллистон стал
опускаться, в результате повышения температуры и давления кероген, содержащийся в сланцах,
превращался в сырую нефть. Поскольку формирование не обладает достаточной проницаемостью
для сырой нефти каналов, рост
внутреннего давления жидкости, вызвало образование трещин
внутри пласта. Операторы имеют
возможность достичь экономической добычи из термических
развитых областей центрального баккена, который залегает на
34
Рис. 3. Формирование баккен находится в бассейне Уиллистон на
глубине 3100–11 000 фут
ие
ван
азо аккен
р
б
б
.о
Оснерхний аккен
в
.б
р
т
кен
цен
бак
ние
ний
ова
ж
з
а
и
с
Обр ание н
орк
в
иф
азо
е тр
р
и
б
н
О
ва
азо
Обр
Рис. 4. Стратиграфическое изображение
бассейна Уиллистон, на котором четко видно разделение на три образования баккен и
образование три форкс. Рисунок предоставлен Corporate Montage
глубине 8500 фут, или глубже,
при помощи гидроразрыва в направлении этих естественных
трещин. Некоторые операторы
также добывают нефть из песчаников Саниш толщиной 250 фут
(свиты три форкс), которая залегает сразу под формированием баккен. В 2008 г. Геологическая служба США (US Geological
Survey – USGS) провела оценку
нефтяных ресурсов свиты баккен. На основании анализа геологических моделей и добычи,
USGS оценила технически извлекаемые ресурсы в 3,65 млрд
брл нефти, 1,85 млрд фут3 газа и
148 млн брл газоконденсата.
ЛИЦЕНЗИРОВАНИЕ
И БУРЕНИЕ
В регионе Баккен Шейл за последние 50 лет можно отметить
несколько периодов буровой активности, начиная с бурения месторождения Антилоп в 1953 г.
Недавнее возрождение буровой
активности является результатом
разработки и внедрения новых
технологий с целью достижения
максимального контакта с продуктивным пластом посредством бурения протяженных горизонтальных
скважин и проведением не менее
чем в сорок этапов гидроразрыва
пласта. В 2000 г. Lyco Energy стала
первой компанией, которая применила методику горизонтального
бурения в регионе Баккен открыв
месторождение Элм-Кули в Ричленд Каунти, шт. Монтана. Добыча в 2006 г. на этом месторождении достигла 100 тыс. брл/сут, но
к середине 2009 г. снизилась до
70 тыс. брл/сут. На сегодняшний
день на этом месторождении уже
добыто более 41 млн брл нефти и
24 млрд фут3 газа из более чем 400
горизонтальных скважин. Еще одним знаменитым месторождением
является Парсхолл, открытое EOG
Resources в 2006 г. первоначальная
добыча из первой скважины составила 836 брл/сут, но из других
11 скважин уже достигла в среднем
1386 брл/сут.
Компания Continental Resources
является самым крупнейшим арендатором в регионе Баккен, разрабатывая площади 652 тыс. акров
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
в шт. Северная Дакота и Монтана.
Примерно 17 % площадей разрабатывается и 83 % не разработано,
что на сегодняшний день считается
крупнейшей неразработанной территорией в Северной Дакоте. К середине 2009 г., совокупная добыча
из образований баккен в Северной
Дакоте составляла 6286 брл/сут
(в нефтяном эквиваленте) – это
более чем в три раза больше по
сравнению с добычей 2008 г.,
когда этот показатель составлял
2082 брл/сут. В 2010 г. Continental
Resources выделила 543 млн долл.
на разработку образований баккен
в Северной Дакоте, управляя одиннадцатью буровыми установками.
К середине 2010 г. планировалось
увеличить численность парка буровых установок до 15 единиц. Хотя в
основном бурение сланцев Баккен
в Северной Дакоте ориентировано на образование центральный
баккен, Continental Resources стала одной из первых компаний, начавших бурение образования три
форкс/саниш (Three Forks/Sanish –
TFS). Свыше 50 % центрального
баккена и три форкс являются
перспективными. Для разработки
образований на этих участках Continental Resources разработала метод ECO (рис. 5), заключающийся
в бурении восьми боковых стволов
из двух точек бурения.
Компания Hess арендует в регионе Баккен Шейл (в Северной
Дакоте) примерно 500 тыс. акров
площадей. «Мы планируем в ближайшие 18 месяцев реализовать
около десяти программ бурения, в
реализацию которых будет вложено примерно 1 млрд долл/год в течение следующих 5 лет, – отметил
в своем интервью в январе 2010 г.
председатель и главный исполнительный директор компании John
Hess. – В результате, мы ожидаем,
что увеличение добычи составит с
10 тыс. брл/сут в настоящее время
до 80 тыс. брл/сут в 2015 г.». Компания также планирует пополнить
парк буровых установок с 3 в 2009 г.
до 10 в 2011 г.
Компания EOG Resources арендует в регионе Баккен Кор (в районе месторождения Парсхолл)
100 тыс. акров и 400 тыс. акров в
области Баккен Лайт. Компания
в 2010 г. реализует 12 программ
бурения, в рамках которых бу-
1280 акров (1 участок)
500 фут
50 фут
500 фут
1280 акров (2 участок)
центральный баккен
Рис. 5. Метод ECO Pad, разработанный
Continental Resources, позволяет бурить
восемь боковых стволов из двух точек
дет пробурено 35 скважин в Баккен Кор и 72 скважины в Баккен
Лайт.
Компания XTO Energy Начала
операции в регионе Баккен в 2008 г.
после приобретения у компании
Headington Oil аренды на 352 тыс.
акров на сумму 1,85 млрд долл.
плюс к своим площадям (100 тыс.
акров). В третьем квартале 2009 г.
компания добывала 17 225 брл/сут
углеводородов. В 2009 г. она имела
три буровые установки, но планировала в течение 2010 г. увеличить их численность до 6 единиц.
Примерно 27 % от арендуемых
площадей сосредоточено в районе месторождения Элм Кули, где
компания продолжает вести бурение на площади 640 акров. Тем не
менее, большая часть площадей и
бурение сосредоточены в Северной Дакоте. Бурение ведется на
образования центральный баккен
и три форкс. Специалисты XTO
определили, что три форкс пересекает центральную и южную антиклинали нессон; по этой причине компания добилась рекордной
добычи, в том числе из скважины
Jorgenson 43x-4, которая составляет 2825 брл/сут. Добыча еще из
десяти других скважин также превышает 1000 брл/сут.
Добыча в регионе Баккен компании Marathon Oil составляет 11 тыс.
брл/сут при текущих (операционных) затратах менее 5долл/брл.
Компания начала операции в регионе в 2006 г. с разработки площадей 187 тыс. акров и в период
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
2007–2010 гг. арендовала дополнительно 200 тыс. акров. В настоящее время компания располагает в
регионе 350 тыс. акрами. К 2013 г.
компания планирует увеличить добычу до 22 тыс. брл/сут.
PetroBakken осуществляет операции в регионе Баккен в районе
Саскачеван. Компания арендует
более 210 тыс. акров неразработанных площадей с более чем 1100
потенциальными площадками для
бурения. Площади PetroBakken
находятся в непосредственной
близости от мощностей по переработке нефти и газа, систем сбора
и трубопровода Enbridge. В настоящее время компанией пробурено
65 скважин с боковыми отводами
и 130 горизонтальных скважин.
Первоначальная добыча из этих
скважин составляла от 150 до
275 брл/сут.
Brigham Exploration арендует
в регионе Баккен 156 800 акров в
основном в неразвитых областях
и управляет 745 скважинами на
участках Парсхолл, Остин, Саниш и Раф Райдер. В апреле 2010 г.
Brigham объявила о рекордной добыче из скважины Sorenson 29-32-1H.
После гидроразрыва пласта добыча из скважины составила
5133 брл/сут. В протяженной скважине, пробуренной Brigham, в рамках проекта Ross был выполнен в
27 этапов гидроразрыв пласта.
MDU Resources Group в настоящее время добывает в регионе
2500 брл/сут. Добыча ведется из
свиты три форкс/саниш. Компания имеет самый значительный
в 2010 г. бюджет, составляющий
45 млн долл. и планирует пробурить 13 скважин, стоимостью 5–
6 млн долл. MDU Resources Group в
настоящее время арендует 56 тыс.
акров площадей.
Northern Oil & Gas арендует
90 тыс. акров площадей и проводит
изыскания в образованиях баккен
и три форкс. Компания пробурила
более 180 скважин и в настоящее
время добывает 2000 брл/сут углеводородов.
Whiting Petroleum арендует
88 тыс. акров на месторождениях
Саниш и Парсхолл. В 2009 г. компания завершила бурение 38 скважин на месторождении Саниш и
планирует пробурить в 2010 г. еще
86 скважин при бюджете в 274 млн
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
29–32 этапа
Добыча, брл/сут
Оконтуривание
28 этапов
24 этапа
18–20 этапов
Этапы и длительность
гидроразрыва
7 коротких
12 коротких
20–32 длинных
10–12 этапов
EUR
127 тыс. брл
236 тыс. брл
411 тыс. брл
500 тыс.–700 тыс. брл
7–9 этапов
один этап
Затраты, долл/брл
34
21
13
15–11
Совокупная добыча, брл
Рис. 6. Кривая изменения добычи Brigham Exploration в регионе баккен показывает
снижение, но добыча и EUR улучшаются благодаря многоступенчатому гидроразвыву.
Информация предоставлена Brigham Exploration
долл. Кроме того, компания планирует пробурить в партнерстве
еще две скважины с бюджетом в
11 млн долл. на месторождении
Парсхолл.
СЛИЯНИЕ И ПОГЛОЩЕНИЕ
В декабре 2009 г. ExxonMobil
объявила о приобретении XTO
Energy, одним из ведущих операторов Баккен; сделка оценивалась
в 41 млрд долл. XTO Energy арендовала в регионе Баккен 352 тыс.
акров площадей в шт. Монтана и
Северная Дакота, приобретенных
у Headington Oil в ноябре 2008 г.
XTO Energy осуществляла в регионе активное бурение, управляя четырьмя буровыми установками, и
укрепила свои позиции, приобретя
свыше 450 тыс. акров площадей.
ExxonMobil, как ожидается, продолжит в Баккен реализацию программ бурения XTO и, возможно,
продолжит разведку и добычу в
других перспективных регионах,
таких как Польша.
В октябре 2009 г. компании
Petrobank Energy and Resources и
Tristar Oil & Gas завершили стратегическое объединение, в результате которого была образована
компания PetroBakken, ставшая
крупнейшим оператором в канадской части региона Баккен. Новая
компания приступила к активным
операциям, разместив в регионе 12
буровых установок, семь из которых ведут бурение горизонтальных
скважин с боковыми отводами.
В мае 2009 г. GeoResources приобрела 15 % активов 59 эксплуата36
ционных скважин и 60 тыс. акров
площадей. Сделка оценивалась в
10,4 млн долл. В результате сделки
была создана совместная Slawson
Exploration Co. Другими участниками сделки, включающей приобретение площадей, стали Northen
Oil & Gas и Lario Oil & Gas.
В апреле 2010 г., Kodiak Oil &
Gas объявила о приобретении
4531 акров в Маккензи Каунти
недалеко от эксплуатационных
скважин Bakken и Three Forks производства скважин, увеличив свои
активы на юго-востоке месторождения Элм Кули на 25 %.
УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ
Экономически выгодная добыча из сложного образования
Баккен была бы невозможна без
многоступенчатого гидроразрыва
пласта. Рис. 6 показывает, как добыча и оцененная конечная добыча могут быть улучшены благодаря
использованию этой технологии.
Микросейсмический мониторинг гидроразрыва. MicroSeismic Inc. выполнила для компании
Whiting Petroleum сейсмические
исследования в округе Маунтрейл
на площади более чем 150 миль2. В
процессе исследований для мониторинга, картирования и анализа
операций гидроразрыва в скважинах, пробуренных на образования
баккен и три форкс (месторождение Саниш), использовалось более
1200 геофонов.
Управляемое вращательное бурение. Многие операторы исполь-
зуют управляемые системы вращательного бурения (rotary steerable
systems – RSS), такие как Schlumberger PowerDrive или Baker Hughes
AutoTrak, чтобы обеспечить качественный контроль размещения
компоновки, что позволяет бурить
идеальную скважину в один спуск.
Кроме того, при помощи акустического сканирования с использованием таких систем как Schlumberger Sonic Scanner производится
3D-оценка свойств породы. Это
помогает оптимизировать траекторию образования трещин.
Повышение отдачи. Хотя из
большего числа скважин, пробуренных на образование Баккен,
осуществляется первичная добыча,
некоторые операторы занимаются поисками технологий повышения нефтеотдачи. В конце 2008 г.
Continental Resources приступила
к реализации проекта вторичной
добычи (образование баккен, шт.
Монтана) с использованием раствора диоксида углерода для нагнетания в скважины, чтобы оценить
потенциал увеличения добычи
нефти. В январе 2009 г. компания
Continental использовала метод
циклического нагнетания в ствол
скважины пара (huff-and-puff). Затем добыча из скважины оценивалась и анализировалась.
НАЛОГИ НА ДОБЫЧУ
И СТИМУЛЫ
Администрация шт. Монтана и Северная Дакота оказывает
значительную поддержку в разработке региона Баккен. В Северной Дакоте в 2007 г. были введены
налоговые льготы, что привлекло
к региону внимание администрации шт. Монтана. Число скважин,
пробуренных в регионе Баккен
в Северной Дакоте в 2006 г., превысило 300 единиц и уже в 2007 г.
достигло 457 скважин. Новое положение включало сокращение государственного налога на бурение
новых скважин в регионе Баккен
с 11,5 до 7 %. Положение вступило в силу 1 июля 2007 г., и истекло
через год, когда налог был вновь
восстановлен до 11,5 %. Вместо
этого было введено о снижении налоговых ставок на добычу первых
75 тыс. брл нефти из вновь пробуренных в регионе Баккен скважин. В настоящее время валовой
№9 • сентябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
налог на добычу нефти составляет
5 % от валовой стоимости; налог на
добычу нефти составляет 6,5 % от
валовой стоимости.
Совокупная суточная добыча в шт. Северная Дакота и Монтана
Enbridge (прирост добычи 85 тыс. брл/сут)
Добыча нефти, брл/сут
Keystone XL (прирост 200 тыс. брл/сут)
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВОДНЫХ
РЕСУРСОВ
Обычные объемы использования воды для гидравлического разрыва пласта в скважинах региона
Баккен составляют 1,5–4,0 млн
галл на одну скважину. Хотя бурение осуществляется на протяжении
всего года, гидроразрыв пласта выполняют в период с мая по декабрь.
Основными источниками воды
являются озеро Сакакоея и река
Миссури. Затраты на получение
воды для операций гидроразрыва
и расходы по ее утилизации после
использования могут колебаться в
пределах 2–11,75 долл/брл.
Министерство энергетики США
(US Department of Energy) и Промышленный совет Северной Дакоты принимают участие в реализации научно-исследовательского
проекта оценки технического и
экономического потенциала утилизации воды после использования в
операциях гидроразрыва в регионе
Баккен. Проект предусматривает
применение новых технологий, таких как механическая рекомпрессия паров для утилизации воды.
Один из проектов, одобренных Государственной комиссией Северной Дакоты по водным ресурсам,
включает в себя финансирование
регионального использования воды
в районе Маккензи. В рамках первого этапа проекта предусмотрена
транспортировка воды в объеме
4 млн галл/сут из округа Уиллистон
в округ Маккензи, которая будет
использоваться для продажи нефтяной промышленности. Комиссия одобрила финансирование до
3,5 млн долл. проекта, совокупные
затраты на реализацию которого
составят 7 млн.
Второй проект, одобренный
Комиссией, включает использование существующего трубопровода Southwest вблизи Додж в округе Данн для транспортировки до
1,4 млн галлонов воды из озера Сакакоея. Трубопровод, транспортирующий воду в Дикинсон с целью
очистки, и вода, не используемая
системами сельскохозяйственного водоснабжения, будут проданы
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
1
2
Реализующиеся проекты
Запланированные
проекты
Источник: Hystorical Production-HPDI & NDIC; EOG Rail-EOG Otrly Earnings Call
Рис. 7. Проекты увеличения добычи и строительства трубопроводов: 1 - EOG ж-д-транспортировка,
60 тыс. брл/сут, 2 -Проект расширения пропускной способности трубопроводов. Предоставлено
Continental Resources
нефтяным компаниям для повышения активности разведки и добычи
в округах Данн и Мерсер.
ВЛИЯНИЕ
НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ
Нарастающая угроза операторам месторождений со стороны
экологических групп Западной
части США, связана с их обеспокоенностью выбросами парниковых газов. В конце марта Бюро по
управлению земельными ресурсами США (US Bureau of Land Management – BLM) приостановило
продажу 91 тыс. акров площадей с
целью разработки запасов нефти в
шт. Монтана и Дакота в ожидании
результатов исследования влияния
операций на нефтяных месторождениях на изменение климата.
Приостанавливаются (после получения разрешения BLM) операции на площадях 38 тыс. акров. Это
соглашение было частью договора
между агентством и экологическими группами, которые в 2008 г. возбудили иск против аренды. По данным Associated Press , спикер BLM
Greg Albright ожидает, что новые
экологические исследования завершатся в конце сентября.
ТРУБОПРОВОДЫ
Из-за удаленности от НПЗ и
рынков природного газа, трубопроводы представляют собой серьезную проблему для операторов
региона Баккен. В феврале 2010 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Пропускная способность
трубопроводов
Прогноз NDIC увеличения добычи
Увеличение пропускной
способности трубопроводов
Enbridge и Butte,
52 тыс. брл/сут
№9 • сентябрь 2010
Enbridge Energy Partners объявили
о завершение этапа 6 расширения
системы транспортировки сырой
нефти Северной Дакоты. Это расширение включает номинальные
мощности системы транспортировки сырой нефти Северной Дакоты в объеме 161 тыс. брл/сут.
Реализация проекта стоимостью
147 млн долл. способствовала увеличению объемов транспортировки на 40 тыс. брл/сут с западной
части системы в Майнот, (Северная Дакота), и 51 тыс. брл/сут из
Майнот в Клирбрук, шт. Миннесота. Будущие проекты строительства трубопроводов, запланированные Enbridge Energy Partners
и другими операторами, включают
расширение транспортной сети в
соответствии с развитием региона
и увеличением добычи (рис. 7).
НАУЧНОИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕ
ПРОЕКТЫ
Национальная лаборатория
энергетических технологий (National Energy Technology Laboratory – NETL) принимает участие
в 5 проектах, связанных с укреплением взаимопонимания в отрасли
в регионе Баккен в целях улучшения добычи нефти. Эти проекты
включают:
š создание промышленного консорциума для сбора информации по операциям стимуляции
гидргидроразрыва пласта;
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Поверхностный мониторинг с использованием 24 геофонов
Microseismic Inc.
Buried Array - Schlumberger/Terrasciences:
в 18 скважинах мониторинг на глубине 300 фут
Программа DOE-1
North MonWell, 1318 фут
Программа DOE-3 Southeast
MonWell, 1040 фут
Программа DOE-2 Southeast
MonWell, 1486 фут
Программа DOE/NETL: мониторинг
в 3 глубоких скважинах на глубине
2000 фут
Фактическая вертикальная глубина
в 3 горизонтальных скважинах, 10 500 фут
Скважинный мониторинг
на глубине 1600 фут
Рис. 8. Исследования в регионе Баккен включают мониторинг гидроразрывов
с использованием скважинных и поверхностных датчиков. Предоставлено NETL
š выполнение оценки ключевых факторов, влияющих на
добычу, с целью определения
соотношения между свойствами пород баккен, методами заканчивания скважин и методами эксплуатации скважин;
š геомеханическое исследование с целью оценки (на месте)
напряжений и свойств породы баккен для оптимального
проектирования траектории
трещин при гидроразрыве;
š первоначальную оценку углеводородного потенциала баккен и разработка комплексной модели исследования;
š мероприятия для установления контроля механизмов,
влияющих на распределение и
объемы добычи нефти, и определение методов увеличения
добычи нефти посредством
мониторинга оптимальных
условий и нагнетания углекислого газа.
Первая инициатива, упомянутая выше, включает исследование,
проводимое области сбора всеобъемлющей геофизической информации и получения исчерпывающих
данных с поверхностных и скважинных датчиков, в ходе и после
стимуляции трещинообразования
при помощи пара в горизонтальных скважинах региона Баккен.
Этот эксперимент, возглавляемый
XTO Energy, включает в себя мас-
штабную расстановку наземных
сейсмоприемников. Размещение
в трех глубоких (1000–1500 фут)
скважинах подземных геофонов с
целью проведения непрерывного
мониторинга, бурение серии (18)
неглубоких скважин для размещения сейсмоприемников, а также
размещение сейсмоприемников в
трех горизонтальных скважинах,
в одной из которых размещается
сейсмоприемник для мониторинга (рис. 8). Гидроразрыв пласта,
проводимый в двух горизонтальных скважинах, контролируется
множеством датчиков, в попытке
понять точно траекторию образовавшихся разломов. Вертикальное
сейсмическое профилирование
будет использоваться в пассивном
режиме до установки постоянного
контроля на протяжении всего срока эксплуатации месторождения.
РАЗВИТИЕ ИЛИ
ПАССИВНОСТЬ
При условии стабилизации цен
на нефть на уровне 60 долл/брл прогнозируется устойчивое развитие региона Баккен Шейл. Но активность
разработки региона Баккен приняла
пассивный характер при снижении
цен на нефть ниже 50 долл/брл (как
это произошло в первом полугодии
2009 г.). Операторы Баккен продолжают доказывать чувствительность
активности к колебаниям цен. Если
мировая экономика по-прежнему,
будет прикладывать усилия, чтобы
выйти из кризиса, и спрос на углеводороды со стороны Китая и Индии
по-прежнему будет расти, то бурение и добыча в регионе будут придерживаться тенденции роста.
ДЕСЯТЬ ЛЕТ В РЕГИОНЕ БАККЕН
R. T. Dukes, Wood Mackenzie
По результатам оценки Wood
Mackenzie, регион Баккен определяет перспективное развитие нетрадиционных нефтяных ресурсов
США. Ведущие в бассейне Баккен
разработки 14 крупнейших операторов владеют коммерческими запасами свыше 1,3 млрд брл. В 2008 г.
Геологическое общество США (US
Geological Society) оценило техни38
чески извлекаемые запасы нетрадиционной нефти до 4,3 млрд брл.
Это делает Баккен крупнейшей
залежью нефти, когда-либо оцененной агентством США.
Десять лет прошло с тех пор,
как Lyco Energy провела гидроразрыв пласта в вертикальной скважине Bakken на месторождении
Элм-Кули в округе Ричленд, шт.
Монтана. С тех пор регион находится в состоянии «нефтяного
бума». На протяжении десятилетий, образование считалось материнской породой традиционной
нефти бассейна Уиллистон. Затем
в Северной Дакоте были открыты
месторождения Элм Кули, Парсхолл и Саниш, характеризующиеся
плотными, тонкими и богатыми ор-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
ганикой центральными сланцами.
Результаты показывают, что эти
три месторождения – это только
начало нефтяного бума. Полный
коммерческий масштаб региона пока не определен, поскольку
операторы тестируют скважины
на большей части территории восточной Монтаны и в западной части Северной Дакоты. Кроме того,
в регионе найдены богатые запасы
сланцевого газа. Горизонтальное
бурение в сочетании с технологией гидроразрыва пласта нового поколения открывают большие возможности, больше чем даже могли
предвидеть самые оптимистичные
операторы несколько лет назад.
Многие расхваливают потенциал региона, но это лишний подтверждается числом действующих
там к марту 2010 г. буровых установок, превышающим 100 единиц.
В мае 2009 г. число буровых установок в регионе не превышало 40
единиц, но с возобновлением повышения цен (в 2010 г.) на нефть
расширение парка стало значительным. В апреле 2010 г. число
104 активных буровых установок
достигло 104 единиц – это более
чем 25 % увеличения. Если цены на
нефть останутся в соответствии с
данными долгосрочного прогноза
Wood Mackenzie выше 80 долл/брл,
численность парка буровых установок в Северной Дакоте может
превысить 146 единиц (рекорд
1981 г.). Даже при цене всего лишь
40 долл/брл, операторы должны
платить всего 10 % ставки вычета
налогов на прибыль.
Операторы расширяют программы во всех направлениях и успешно
бурят скважины на плотные пласты.
Последняя скважина была пробурена в округе Уильямс (Северная
Дакота) с добычей 5100 брл/сут.
Такие результаты в настоящее
время обусловлены появлением
инновационной технологии гидроразрыва, который может включать
в себя более 40 этапов на интервале
10 000 фут (1 фут = 0,3048 м) Эта
технология стала эффективной заменой гидроразрыва на интервале
5000 фут и заканчиванием необсаженного ствола с возможным повторным гидроразрывом.
Операторы США арендовали в
регионе более чем 5 млн акров перспективных площадей (см. табл. 1).
Таблица 1. Арендаторы региона Баккен
Компания
Площадь,
тыс. акров
Continental Resources
EOG Resources
Hess
XTO (Exxon)
Marathon Oil
Denbury Resources
Oasis Petroleum
Whiting
Brigham Exploration Company
ConocoPhillips
Другие компании (известные)
Всего в США
Канада (известные)
652
580
510
450
336
300
292
290
283
240
956
4889
820
Источник: Wood Mackenzie
В регионе работают более 70 компании. По состоянию на апрель
2010 г. из них 36 имеют эксплуатирующиеся буровые установки.
Почти миллион акров был сдан в
аренду в Канаде. По мере развития
технологий разведки и разработки
даже менее изученные области показали наличие коммерческих запасов. Успешно ведется бурение и
на основных площадях свиты три
форкс/саниш (Three Forks-Sanish –
TFS). Конечно, результаты бурения
на это образование лучше, чем на
образование баккен. Обычно скважины, которые бурятся в этом регионе, имеют горизонтальные боковые стволы на оба образования.
Образование три форкс/саниш
охватывает большую территорию
в пределах бассейна, кроме того, в
настоящее время разрабатывается
часть образования, где не проходит
центральный баккен.
Сравним результаты. В 2000 г.
добыча в регионе Баккен не осуществлялась, а в 2010 г. составила
более 200 тыс. брл/сут. Прогнозируется, что в течение 2010 г. в бассейне Уиллистон добыча нефти
повысится до 332 тыс. брл/сут. По
прогнозам Wood Mackenzie добыча в бассейне Уиллистон к 2014 г.
повысится до 400 тыс. брл/сут;
с учетом последнего пополнения
парка буровых установок, эта
оценка может быть еще выше. Если
нынешний уровень активности
бурения будет держаться и в дальнейшем, объем добычи в бассейне,
скорее всего, увеличится до более
500 тыс. брл/сут, что составляет
около 20 % всей наземной добычи
нефти в США.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
На сегодняшний день поставки
нефти из региона соответствуют
добыче, но для дополнительного расширения необходима поддержка. Пропускная способность
нефтепровода составляет около
334 тыс. брл/сут и по оценкам
еще 100 тыс. брл/сут составляет
транспортировка железнодорожным транспортом. В соответствии
с текущим прогнозом добычи и с
учетом использования железнодорожных мощностей прогнозируется потенциал транспортировки на
конец 2011 г.
Дополнительные соглашения
с железнодорожниками могут
предусмотреть необходимый дополнительный потенциал. Как
планируется, будут введены в
эксплуатацию дополнительные
железнодорожные мощности EOG
Resources (60 тыс. брл/сут) в Мина
(Северная Дакота). Потенциальные проекты строительства трубопроводов могут также добавить
более 350 тыс. брл/сут к 2013 г.
реализация этих проектов будет
рассматриваться в связи с подключением к сети основных трубопроводов Keystone (TransCanada).
Компании планируют и в дальнейшем расширять объемы добычи и поставок. Многоступенчатый
гидроразрыв пласта в сочетании с
протяженными боковыми стволами
расширяют экономические ограничения региона. Развитие будет продолжаться в течение всего 2010 г. и
приведет к разработке и реализации крупномасштабных проектов
вторичной и третичной добычи.
Успех региона Баккен не имеет
себе равных в Северной Америке,
но остается вопрос, в каких еще
регионах это возможно? Операторы месторождения нефти Найобрара, Скалистых Гор, Игл Форд
и Мексиканского залива также начинают обращаться к опыту Баккен. Это только начало и предстоит
еще долгий путь.
R. T. Dukes (Р. Т. Дюкс) ведущий аналитик Wood
Mackenzie по операциям в Скалистых Горах.
Он принимает участие в многочисленных консультационных проектах, начиная от анализа
активов до оценки стратегических возможностей. Г-н Дюкс с отличием окончил техасский
университет Texas A&M University, получив степень бакалавра в области бухгалтерского учета и
степень магистра в области финансов.
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
БУРЕНИЕ С ЦЕЛЬЮ
УПЛОТНЕНИЯ СЕТКИ СКВАЖИН
И МНОГОЭТАПНЫЙ ГИДРОРАЗРЫВ
E. P. Lolon, C. L. Cipolla, StrataGen
L. Weijers, Pinnacle
R. E. Hesketh, Oasis Petroleum
M. W. Grigg, Kerogen
Моделирование гидроразрыва пласта и исследование многоступенчатой обработки помогают
оценить потенциал горизонтальных скважин Северной Дакоты
Активность бурения
разовавшихся в результате
Скважина 1
образования баккен в баспроведения одного гидроСкважина 2
сейне Уиллистон в 2010 г.
разрыва с целью стимуляСкважина 3
достигла максимума; чисции всего бокового ствола
ленность парка буровых
[3]. Система поперечных
установок увеличилась до
трещин заполнялась зака120 единиц. Многие опечанными растворами прираторы придерживаютмерно на 45–60 %. Однако
ся стратегии бурения гораспределение жидкости
ризонтальных боковых
по боковому стволу было
стволов протяженностью
не таким эффективным,
5000–10 000 фут, охватыкак предполагалось первовающих площади 640–
начально, в результате поч1280 акров соответственно.
ти весь дальний интервал
Именно в этих горизонскважины не подвергся
тальных боковых стволах
стимуляции в один этап
выполняют гидроразрыв Рис. 9. Изображение изменения проницаемости после гидро- обработки. Это исследовапласта с использованием разрыва, проведенного в трех скважинах с девятью системами ние показало важность истрещиноватости в каждой
многоэтапной обработки. В
пользования гидроразрыва
процессе гидроразрыва сервисные этапов обработки раствором с до- в несколько этапов с применением
компании применяют необходимое бавлением керамического проп- усовершенствованных методов обчисло этапов (до 40 на одну скважи- панта, объема бурового раствора, работки.
ну) в сочетании с особой технологи- используемого при обработке, проРезультаты, полученные при поей заканчивания («plug-and-perf» или ницаемости трещин и эффективной мощи скважинных микросейсмиче«packer-sleeve»).
ских технологий, показали значительнефтепроницаемости.
В 2009 г. Oasis Petroleum выполное распространение и увеличение
нила оценку возможности проведе- КАРТИРОВАНИЕ И
трещин в сторону известняков лодния гидроразрыва в горизонталь- КАЛИБРОВОЧНАЯ МОДЕЛЬ
жпол. Для оценки влияния траектоных боковых стволах с обработкой
В образовании баккен картирова- рии трещин на добычу в изучаемом
в 15 этапов (с максимально десятью ние трещин выполнялось при помо- районе использовалась модель расобработками при использовании щи микросейсмических технологий пространения трещиноватости. На
технологии заканчивания «packer- или наземных наклонометров [1]. Од- ранних этапах обработки для стимуsleeve»). В данной статье пред- нако результаты этих исследований ляции применяли воду с низкой конставлены результаты моделирова- были опубликованы очень немноги- центрацией песка (100 меш), чтобы
ния гидроразрыва и исследования ми операторами, по всей видимости, обеспечить ограниченную проницаестимуляции скважинной добычи с потому что некоторые данные, полу- мость сети узких трещин на расстояцелью оценки потенциала горизон- ченные с помощью комбинации не- нии в несколько сотен футов от ствотальных скважин (компании Oasis скольких микросейсмических точек ла скважины. Впоследствии, чтобы
Petroleum) в округе Маунтрейл и отображения (близких к поверхности обеспечить высокую проницаемость
Берк (Северная Дакота). Также и в забое), были достаточно противо- вблизи ствола скважины использопредставлена детальная информа- речивы [2].
вался малоконцентрированный гель
ция об обработке образовавшихся
Результаты картирования трещи- с поперечными связями с добавлепосле гидроразрыва трещин и их новатости, полученные с помощью нием пропанта (2, 4 и 6 фунт/галл)
геометрии, и приведено описание наземного наклономера, показали или песка оттава (20/40 меш) или
модели пласта. В процессе исследо- возникновение продольных и попе- легкого керамического проппанта
вания оценивалось влияние числа речных трещин в пласте баккен, об- (20/40 меш). Обработка включала ис-
40
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Таблица. 2. Результаты анализа керна из пяти скважин Баккен
Скважина Отдел
1
А
2
3
4
5
1
2
3
4
5
1
2
3
4
5
А
А
А
А
В
В
В
В
В
С
С
С
С
С
Верхнее
Нижнее Мощность Проницаемость, мД Плотность,
Водозначение
значение
пласта,
г/м3
насыщенность, %
эар клинкенберг
глубины, фут глубины,
фут
фут
9295,5
10 814,4
9450,2
10 247,3
10 663,4
9285,6
10 807,5
9438,1
10 240,5
10 658,2
9274,7
10 796,6
9426,3
10 228,3
10 651,1
9305,5
10 837,2
6464,3
10 278,4
10 690,1
9294,5
10 811,4
9449,2
10 246,3
10 662,9
9284,5
10 806,5
9437,1
10 239,3
10 656,3
10,0
22,8
14,1
31,1
26,7
8,9
3,9
11,1
5,8
4,7
9,8
9,9
10,8
11,0
5,2
0,00540
0,01563
0,01924
0,02136
0,00835
0,00710
0,03460
0,00184
0,05650
0,03317
0,01107
0,05273
0,05595
0,03153
0,01850
0,00179
0,00915
0,01663
0,00998
0,00513
0,00242
0,02300
0,00067
0,03201
0,02293
0,00442
0,03991
0,04145
0,01621
0,01218
2,72
2,71
2,70
2,71
2,70
2,71
2,69
2,70
2,70
2,69
2,75
2,72
2,73
2,74
2,73
23,4
47,0
24,0
44,8
45,4
22,2
28,8
20,4
38,3
48,0
29,3
26,5
22,2
44,5
40,1
Таблица 3. Характеристики горизонтальных скважин
Показатель
Значение
Проницаемость, мД
Проницаемость-мощность, мД-фут
Первоначальное поровое давление, psi
Мощность пластов, фут:
š верхний интервал центрального баккена
š центральный бакен
š нижний интервал центрального баккена
Пористость
Вязкость нефти, °API
Водонасыщенность
Температура пласта, °F
Газонефтяной фактор, фут3/брл
Давление газонасыщения, psi
Площадь обработки, акр
Минимальное забойное давление, psi
Модуль Юнга центрального баккена, psi
Модуль Юнга верхнего интервала центрального баккена, psi
Градиент напряжения вблизи центрального баккена,psi/фут
Давление в процессе проведения гидроразрыва, psi
пользование 100 тыс.–250 тыс. фунт
(1 фунт = 0,435 кг) раствора с добавлением проппанта, нагнетаемого со
скоростью 30 брл/мин и объемом обработки 1700–2900 брл.
Интенсивность нагнетания
должна быть сбалансирована по
двум причинам:
š высокая интенсивность нагнетания означает обеспечение
отклонения/комплексности и
улучшение распределения
проппанта на значительном
расстоянии от ствола скважины;
š низкая интенсивность означает
минимизацию распространения и увеличения трещин, что
является основной проблемой
образования центральный баккен.
Результаты анализа керна, образцы которого были взяты из пяти
скважин, представлены в табл. 2.
Механические свойства породы,
данные о которых были получены
в результате проведения каротажа
и статическо-динамической корреляции с использованием образцов
керна, отобранных из соседних
скважин, перечислены в табл. 3.
Для определения размеров разрывов и проницаемости было выполнено моделирование гидроразрыва
с использованием калибровочной
модели Баккен, а также планирование траектории скважины и изучение механических характеристик
породы пласта. Однако в процессе
выполнения моделирования микросейсмическое исследование трещин
(для проверки результатов модели-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
0,002–0,04
0,1–1,8
4900
46
3,7
12,9
29,4
0,06
42
0,3
255
700
2398
640/1280
1500
500 000
150 000
0,65
1500
№9 • сентябрь 2010
рования) не проводилось. 3D-модель
распространения трещин показала,
что их размеры колеблются в диапазоне 440–660 фут, со средней концентрацией проппанта 0,5 кг/фут2,
что эквивалентно средней проницаемости трещин в 290 мД. Модель
также показывала значительную
концентрацию трещин вне зоны
их распространения в известняке
лоджпол (и выше) и образовании
три форкс (и ниже) средней протяженностью 420–630 фут. Хотя
при моделировании гидроразрыва
трещины распространялись в песчаники три форкс, когда операции
начинались с образования центральный баккен, операторы отметили,
что фактические данные не подтверждают добычу из образования
три форкс. В исследуемом районе,
после гидроразрыва не все трещины
распространяются из пласта баккен
в образование три форкс. Это говорит о том, что нефть, добываемая после обработки баккен, поступает не
из комбинированной системы три
форкс/баккен. Как правило, в регионе Баккен добыча из образования
три форкс в большинстве скважин
ведется отдельно. Возможно, что в
скважинах, законченных на образование три форкс, может быть небольшой приток нефти из образования баккен, но моделирование этого
не показывает.
ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ ПЛАСТА
Для оценки добычи нефти из
горизонтальных скважин, законченных с использованием многоэтапного гидроразрыва, была разработана специальная модель. Эта
модель описывает три фазы (нефть,
газ и воду) и три слоя в образовании баккен. На начальном этапе газ
растворяется в нефти и пластовых
водах. Из многих скважин баккен
добывается пластовая вода. В зависимости от места расположения
скважины объемы добываемой
воды могут быть значительными.
При исследовании скважин основное внимание фокусируется на добыче нефти с некоторым объемом
попутного газа. При моделировании
пласта предполагалось, что добыча
из известняков лоджпол или образования три форкс не может осуществляться.
При этом было разработано три
сценария проницаемости нефтеносных пластов:
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Совокупная добыча в течение
пяти лет, тыс. брл
World Oil: АНАЛИТИКА
100 тыс. фунт 20/40 песок
250 тыс. фунт 20/40 песок
100 тыс. 20/40 кп
Число этапов
100 тыс. фунт 20/40 кп
250 тыс. фунт 20/40 кп
100 тыс. 20/40 песок
Число этапов
Рис. 10. Данные по совокупной добыче в течение пяти лет и число этапов гидроразрывов
пласта на одну горизонтальную скважину на площади 640 акров при проницаемости
0,002 мД (а) и 0,04 мД (b)
š низкая проницаемость (0,002 мД)
образования центральный бакен:
эффективная проницаемостьмощность составляет 0,1 мД-фут;
š промежуточная проницаемость (0,01 мД) образования
центральный бакен: эффективная проницаемость-мощность
в этом случае составляет
0,5 мД-фут;
š высокая проницаемость
(0,04 мД) образования центральный бакен: эффективная
проницаемость-мощность в этом
случае составляет 1,8 мД-фут.
Эти предположения были основаны на изучении динамики добычи
после шести гидроразрывов, выполненных на соседних скважинах (с
учетом лучшего и худшего сценария
добычи). Соотношение вертикальной и горизонтальной проницаемости должно составлять примерно 0,1.
В процессе исследований опробовалась обработка трех видов: маломасштабная – 100 тыс. фунт раствора,
среднемасштабная – 150 тыс. фунт
раствора и крупномасштабная –
250 тыс. фунт раствора. Для обработки брались растворы с примесью песка и керамического проппанта, при
этом предполагалось, что трещины
распространяются в поперечном направлении от скважины и система
трещиноватости образуется в центре каждого интервала обработки.
Таким образом, мы пренебрегли
влиянием распределения комплексной системы трещиноватости в процессе каждого этапа гидроразрыва,
который может повлиять на характер первоначальной добычи. Число
этапов гидроразрыва колебалось в
пределах от 4 до 12.
В табл. 2 суммируются исходные
параметры для моделирования
одной горизонтальной скважины.
Цель исследования интервала цент-
42
ральный баккен заключалась в бурении на глубину примерно 9900 фут
(рис. 9), что представляет собой модель образования системы трещиноватости в 5000-футовом боковом
стволе, законченном с девятью поперечными гидроразрывами.
ОЦЕНКА ЭТАПОВ
ГИДРОРАЗРЫВА
На рис. 10а представлены графики сравнения трех гидроразрывов,
включающих обработку растворами: 100 тыс. фунт 20/40 с добавлением песка, 250 тыс. фунт 20/40 с
добавлением песка и 100 тыс. фунт
20/40 с добавлением керамического проппанта. Увеличение объемов
раствора, использующегося при
обработке, со 100 тыс. до 250 тыс.
фунт (с добавлением песка) способствует повышению добычи примерно на 25 %. Для низкопроницаемых
пластов (kh = 0,1 мД-фут); для получения оптимального результата
число этапов гидроразрыва должно
превышать 12, если только одна горизонтальная скважина охватывает
площадь в 640 акров.
Потенциал бурения был в значительной степени увеличен; в результате после пяти лет добычи коэффициент отбора повысился до 3 %.
Бурение на площади 640 акров не
одной, а двух или трех горизонтальных скважин должно положительно повлиять на добычу. Для высокой
проницаемости (kh = 1,8 мД-фут) и
оптимального гидроразрыва в 10 –
12 этапов рассматривается вариант,
представленный на рис. 10b. В данном случае проводится сравнение
трех сценариев: 100 тыс. фунт раствора с добавлением керамического
проппанта 20/40, 150 тыс. фунт с добавлением керамического проппанта
20/40 и 250 тыс. фунт с добавлением
песка 20/40. Результаты показыва-
ют, что добыча максимальна при добавлении в процессе гидроразрыва
150 тыс. фунт раствора с добавлением керамического проппанта (кп).
Таким образом, можно сделать вывод, что керамический проппант является оптимальной добавкой к раствору для достижения максимальной
проницаемости. В этом случае при
увеличении числа обработок более
12 прирост добычи снижается.
На рис. 11. приведена динамика
изменения совокупной добычи нефти для следующего сценария:
š низкая и средняя нефтепроницаемость;
š глубина бурения бокового ствола составляет 5000–10 000 фут
с охватом площади 640–
1280 акров соответственно;
š применение 9–15 этапов гидроразрыва на один боковой
ствол.
Данные показывают, что увеличение числа этапов приводит к
повышению добычи на 22 % при
условии эффективного показателя
проницаемости-мощности (для нефти) в 0,1 мД-фут.
ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛА
СКВАЖИН
Результаты, представленные
на рис. 11, показывают, что сценарий обработки в 15 этапов одного
10 000-футового бокового ствола и
сценарий обработки в 9 этапов двух
5000-футовых боковых стволов сопоставимы с точки зрения совокупной
добычи нефти после 30 лет эксплуатации скважин. Более того, совокупная добыча нефти после обработки в
9 этапов двух 10 000-футовых боковых стволов и обработки в 9 этапов
трех 5000-футовых боковых стволов
будет также аналогична.
Если число этапов обработки
одно и то же на каждую скважину,
два 5000-футовых боковых ствола
будут характеризоваться большим
увеличением добычи нефти после 30 лет эксплуатации, чем один
10 000-футовый боковой ствол. В то
же время два 10 000-футовых боковых ствола, законченных с 15 этапами обработки, будут характеризоваться большей эффективностью по
сравнению с тремя 5000-футовыми
боковыми стволами, законченными
с девятью этапами обработки.
На рис. 12а показано сравнение совокупной добычи нефти из 5000-футовых и 10 000-футовых боковых
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: АНАЛИТИКА
Совокупная добыча (в течение 30 лет), тыс. брл
стволов, если эффективная
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Besler, M. R., Steele, J. W., Egan,
проницамость-мощность
kh = 0,1 мД-фут, 5000 фут, 9 этапов
T. and J. Wagner, «Improving well
kh = 0,1 мД-фут, 10 000 фут, 9 этапов
(на нефть) составляет меproductivity and profitability in
kh = 0,1 мД-фут, 10 000 фут, 15 этапов
the Bakken–A summary of our
нее (0,1 мД-фут). Для сцеkh = 0,5 мД-фут, 5000 фут, 9 этапов
kh = 0,5 мД-фут, 10 000 фут, 9 этапов
experiences drilling, stimulating
нариев с девятью этапами
kh = 0,5 мД-фут, 10 000 фут, 15 этапов
and operating horizontal wells»,
обработки, выполненной
SPE 110679 presented at the SPE
Annual Technical Conference and
по направлению вдоль боExhibition, Anaheim, Calif., Nov.
кового ствола, совокупная
11–14, 2007.
добыча нефти повышается
2. Bakken Research Consortium,
«Hydraulic fracturing and microпримерно на 53 %, когда его
seismic project», Contract No.
протяженность в два раза
G-015-028, http://www.nd.gov/
больше. Таким образом, боndic/orgp/info/g-015-028finrep.
pdf.
лее протяженные боковые
3. Dunek, K. L., Walser, D. W. and
стволы будут способствоD. K. Astakhov, «Far-field volumetвать увеличению добычи
ric distribution of fracturing fluids
away from an uncemented horizonиз центрального бакена.
Число боковых стволов
tal liner in the Bakken Formation»,
Рис. 12b иллюстрирует влиSPE 115826 presented at the SPE
Рис.
11.
Оценка
суммарной
отдачи
после
обработки
и
добычи
Rocky Mountain Petroleum Techяние числа этапов обработnology Conference, Denver, Colo.,
ки на добычу нефти. Сово- на протяжении 30 лет
May 14–16, 2009.
купная добыча нефти увеличивается чить объем обработки раствором 4. Cramer, D. D., «Treating-pressure analysis
примерно на 22 %, когда число эта- с добавлением песка со 100 тыс. до in the Bakken Formation»,Journal of Petroleum
пов обработки увеличивается с 9 до 250 тыс. фунт (1700–2900 брл со- Technology, 44, No. 1, 1992, pp. 20–27.
15. В случае низкой проницаемости- ответственно). Это приводит к увемощности, который был также рас- личению размеров трещин с 420 до
смотрен в нашем исследовании, до- 560 фут и увеличению добычи при- Elyezer Lolon (Э. Лолон) старший инженер
StrataGen (Carbo Ceramics) в Хьюстоне. Имеет
полнительная добыча нефти будет мерно на 25 %. Кроме того, оптималь- 8-летний опыт работы в Pinnacle Technologies
по-прежнему значительной, если ное число этапов также повышается, в должности инженера-нефтяника и в компачисло этапов обработки превысит значительно превышая 12, до макси- нии Chevron также в должности инженеранефтяника. Г-н Лолон имеет степень бакалавра
15 (до 20 или 30 этапов). В настоящее мума, который также рассматривал- в области нефтяного машиностроения Bandung
Institute of Technology в Индонезии, а также мавремя, когда большое число этапов ся в данном исследовании.
и доктора в области нефтяной инженеобработки стало реальностью, возДля крайне высокой проницае- гистра
рии, полученные в Texas A и M University. Свяникнет необходимость в проведении мости, сценарий, который рассма- заться с г-ном Лолон можно по адресу: lolon@
оценки влияния числа обработок на тривался выше (kh = 1,8 мД-фут), stratagenengineering.com.
добычу нефти.
оптимальное число этапов обработ- Craig Cipolla (К. Чиполла), главный технический
ки составляет 10 до 12 на площади советник Schlumberger в области мониторинга
ВЫВОДЫ
640 акров. Относительное повыше- гидроразрывов пласта. Г-н Чиппола фокусирует
на применении микросейсмического
Вышеизложенные технологии ние добычи снижается при увели- внимание
картирования гидроразрывов с целью улучшераскрывают значительный по- чении числа этапов более 12. Струк- ния стимуляции добычи и разработки местотенциал бурения и, как результат, тура трещин и выбор проппанта, рождений. Его 28-летний опыт работы в отрасли включает разработку и оценку гидроразрыва
повышение нефтеотдачи на 3– экономика, оптимальное число пласта, обучение инженеров анализу в режиме
7 % после пяти лет добычи из одной этапов и потенциал бурения в зна- реального времени, разработки плотных газоскважины, охватывающей площадь чительной степени зависят от про- носных образований, интегрированному подведению итогов исследования и контролю.
в 640 акров. Увеличение добычи ва- ницаемости пласта. Поэтому крайне
рьируется в зависимости от значе- важно, измерять проницаемость. Leen Weijers (Л. Вейерс) региональный менеджер
Mountain от компании Pinnacle (Денвер).
ния проницаемости.
Самый простой метод достижения Rocky
Г-н Вейерс имеет степень магистра по геофизике
Для сценария с низкой прони- этой цели является проведение диаг- от Delft University of Technology (Нидерланды)
и завершил исследования на степень доктора,
цаемостью-мощностью (kh = ностических испытаний.
внимание на экспериментальном мо0,1 мД-фут) целесообразно увелиПеревел Г. Кочетков фокусируя
делировании гидроразрывов в вертикальных и
горизонтальных скважинах.
Совокупная добыча, тыс. брл
1 скв. 5000 фут, 9 этапов
2 скв. 5000 фут, 9 этапов
3 скв. 5000 фут, 9 этапов
1 скв. 10 000 фут, 9 этапов
2 скв. 10 000 фут, 9 этапов
3 скв. 10 000 фут, 9 этапов
Время, год
1 скв. 10 000 фут, 9 этапов
2. скв. 10 000 фут, 9 этапов
3 скв. 10 000 фут, 9 этапов
1 скв. 10 000 фут, 15 этапов
2 скв. 10 000 фут, 15 этапов
3 скв. 10 000 фут, 15 этапов
Время, год
Рис. 12. Влияние протяженности бокового ствола (а) и числа этапов (b) на добычу нефти
при проницаемости 0,002 мД и kh = 0,1 мД-фут
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Robin Hesketh (Р. Хескет), вице-президент отделения Operations Engineering в компании Oasis
Petroleum и имеет 29-летний опыт работы в нефтегазовой отрасли. До образования компании
Oasis, он работал на различных управленческих
и оперативных должностях в компаниях ConocoPhillips, Burlington Resources, British Gas, Hamilton Brothers и Sohio Alaska Petroleum Company.
Г-н Хескет имеет степень бакалавра в области
нефтяного машиностроения от Colorado School
of Mines.
Murray Grigg (М. Григ) вице-президент отделения нетрадиционных ресурсов компании Mariner Energy (Хьюстон). Г-н Григ имеет степень
бакалавра в области химии от University of British
Columbia и степень магистра в области нефтяных технологий от University of Calgary.
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
ИСПЫТАНИЕ СИСТЕМЫ
МНОГОСТУПЕНЧАТОЙ ОЧИСТКИ ВОДЫ
C. Johnson, Custom Water Solutions
J. E. Sundine, Sundine Enterprises
M. Curtis, RMOTC
Процесс очистки предусматривает применение электрокоагуляции и усовершенствованной
механической сепарации, а также фильтра низкого давления на основе химического сродства
Во время добычи нефти и газа, при бурении, заканчивании и эксплуатации скважин обычно производятся большие объемы загрязненной воды.
Утилизация или очистка этой воды представляет значительные производственные и экономические трудности для нефтегазодобывающих компаний. В июне
2009 г. компания Custom Water Solutions совместно
с Испытательным центром нефтяных месторождений Скалистых гор (Rocky Mountain Oilfield Testing
Center – RMOTC) испытала систему многоступенчатой фильтрации воды с использованием новой технологии механической сепарации для очистки попутно
добываемой воды и приемных емкостей для бурового
раствора.
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ИСПЫТАНИЯ
RMOTC совместно с компанией Custom Water Solutions испытала систему очистки сточных вод с испытательной площадки Центра на нефтяном месторождении Типот Доум к северу от Каспер, шт. Вайоминг.
Испытание проводилось 15–17 июня 2009 г. в лаборатории компании Custom Water Solutions в Миллз,
шт. Вайоминг. При испытании, отборе проб и работе
с пробами присутствовали члены RMOTC.
Испытанная система очистки воды состояла из трех
основных ступеней:
š ступень сепарации нефти с использованием, как
гравитационной сепарации, так и фильтрующего
материала с химическим сродством к углеводородным соединениям;
š ступень предварительной очистки, в которой удалялись взвешенные твердые частицы;
š ступень обратного осмоса и угольного фильтра для
удаления растворенных солей и минералов. Последовательность процесса иллюстрирует рис. 1.
15 июня с испытательной площадки RMOTC, также известной как Морской нефтяной заповедник №
3 собрали 250 галл попутно добываемой воды. Воду
забрали с батареи Т/В-1-20, которая является местом
сбора попутно добываемых жидкостей из пласта
секонд-уолл-крик. Воду закачали насосом в полипропиленовый транспортный резервуар, когда резервуар
батареи был почти полностью заполнен. Исходя из
большого объема резервуара батареи (около 400 брл),
было разумно предположить, что до забора воды для
большинства твердых частиц было время осесть на
днище резервуара, и что свободная нефть полностью
отделилась от воды в резервуаре. Поскольку очистка
44
Попутно добываемая
вода
Водослив или отстойник
Возврат жидкостей
фильтр-пресса
Фильтр
химического
сродства
Жидкость промывки
AMS с возвратом
фильтрата
Проба 1
Водослив
или отстойник
Электрокоагулятор
Фильтр-пресс
(превращение твердых
веществ в отходы)
Установка AMS
Проба 2
Проба 3
Выполнялось в испытании
Не выполнялось
Обратный осмос
Проба 4
Угольный фильтр
Проба 5
Очищенная
вода
Рис. 1. Схема процесса очистки воды в испытании
не проводилась до следующего дня, у загрязняющих
веществ в попутно добываемой воде была возможность оседать и отделяться до следующего утра. Однако на следующий день никакой нефтяной пленки
не наблюдалось.
ФИЛЬТРАЦИЯ С ХИМИЧЕСКИМ СРОДСТВОМ
16 июня воду пропустили через 10-дюймовую фильтрующую установку, содержащую три новых фильтрующих патрона, спроектированных компанией MyCelx
Oil Removal Technologies. В фильтрующей среде применяется патентованный фильтрующий материал, который обладает высоким химическим сродством к молекулам углеводородов; это свойство используется для
удаления остаточной нефти из попутно добываемой
воды. Среда также отфильтровывает хлорированные
растворители, PCB, органические растворители, пестициды, биоциды и органически связанные металлы.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
Рис. 2. Использованные фильтры на основе химического сродства
На рис. 2 показаны использованные фильтрующие
патроны (из разных испытаний), на которых видны
твердые частицы, скопившиеся на внешней стороне
фильтрующих патронов.
Процесс фильтрации на основе химического сродства потребляет очень мало энергии, требует очень небольшого перепада давления (менее 1 фунт/дюйм2) и
является масштабируемым; для увеличения расхода
можно установить параллельно несколько патронов.
Индивидуальные патроны выпускаются для расходов
от 1 до 780 галл/мин.
Электрокоагуляция. Далее воду обработали с помощью электрокоагулятора (рис. 3). В испытании
применялась лабораторная установка, работающая
от источника питания 220 В с током 180 А (39 600 Вт).
Коагуляция влияет на ионизацию небольших твердых частиц, взвешенных в обрабатываемой воде при
ее прохождении между несколькими пластинами,
имеющими противоположные электрические заряды. Твердые взвешенные частицы приобретают
электрический заряд и, следовательно, притягиваются друг к другу под действием электромагнитных
сил. Частицы коагулируются в более крупные частицы, которые либо оседают в результате возросшей массы либо легче отфильтровываются в связи
с возросшим размером. Получающиеся твердые частицы находятся в форме оксидов, которые можно
отправить на свалку для неопасных отходов после
сепарации.
В процессе электрокоагуляции высвобождается
водород, который обычно образует пену и собирает твердые частицы. Эту пену удаляют из системы.
Электрокоагуляция отделяет компоненты в попутно
добываемой воде, а фильтрация усовершенствованной
механической сепарации (advanced mechanical separation – AMS) используется для их удаления из воды.
Электрокоагуляция является масштабируемым
процессом и обычно может очищать воду с расходом
до 500 галл/мин. Однако установка, используемая в
этом испытании, была способна работать с расходом
1 галл/мин.
Отстаивание. Воду после электрокоагулятора
оставили до утра в резервуаре выдержки. Хотя эта
операция не планировалась (или не являлась необ-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Рис. 3. Электрокоагулятор
Рис. 4. Установка усовершенствованной механической сепарации,
использованная в испытательной лаборатории. Показаны четыре
из восьми фильтрующих цилиндров и один из двух насосов
гидравлической промывки
ходимой), она была целесообразной ввиду того, что
обеспечивала отстаивание взвешенных частиц до
утра, и таким образом снижала нагрузку на стадии
AMS-фильтрации.
AMS-фильтрация. 17 июня 60 галл воды пропустили через установку AMS, которая состояла из восьми
фильтрующих блоков, каждый с восемью патронами
(рис. 4). Под высоким давлением вода проходит через
фильтры, которые захватывают взвешенные частицы
размером более 5 мкм. Манометры на панели управления показывают перепад давления на патронах. Периодически, как только установка фиксирует градиент
давления на фильтре, проводится цикл промывки установки для очистки фильтров. Фильтрат собирается, а
затем возвращается в резервуар водослива либо утилизируется.
Во время процесса испытания гидравлическая промывка патронов фильтра проводилась каждые две минуты, при этом использовалось 5 % суммарного объема
жидкости. В производственных условиях жидкость
промывки будет возвращаться в начальный резерву45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
Результаты очистки попутно добываемой воды по стадиям
Показатель
Исходная вода
После
электрокоагуляции
После AMS
Щелочность, всего в виде СаСО3, мг/л
Карбонат в виде СО3, мг/л
Бикарбонат в виде НСО3, мг/л
Кальций, мг/л
Хлорид, мг/л
Магний, мг/л
Калий, мг/л
Натрий, мг/л
Сульфат, мг/л
рН
TDS при 180 °С, мг/л
Мутность, NTU*
Железо, мг/л
1790
165
1950
11
1060
3
7
1660
10
7,79
3750
36,6
0,6
1760
165
1820
–
1070
2
10
1650
5
8,72
3580
4,7
0,7
1760
–
1810
–
1060
2
10
1630
5
8,68
3580
1,1
0
После обратного После угольного
осмоса
фильтра
46
–
57
–
37
–
–
40
0
9,02
115
0,4
0
Удалено, %
Остаток, %
96
0
95
100
93
100
100
95
20
2
94
99
100
4
79
100%
97
–
79
–
–
85
8
7,67
228
0,5
0
5
0
7
0
0
5
80
98
6
1
0
*Нефелометрические единицы мутности
Рис. 5. Взятые пробы воды (слева направо) до очистки, после
электрокоагуляции, после AMS, после обратного осмоса и после
фильтрации угольным фильтром
ар, а твердые частицы будут сжиматься с помощью
фильтр-пресса.
AMS является масштабируемым процессом. Одна
установка, используемая в данном испытании, была
способна фильтровать от 8 до 75 галл/мин. Выпускаются установки, способные фильтровать с расходом
более 100 гал/мин.
Обратный осмос. Через фильтр обратного осмоса
пропустили 45 галл частично очищенной воды. Процесс фильтрации ускоряется с помощью двух насосов на 150 фунт/дюйм2, установленных на входной
линии. Установки обратного осмоса, использованные
в данном испытании, имели очень тонкую, прочную,
полупроницаемую мембрану, которая задерживает
при давлении растворенные соли, включая фториды,
хлор, кальций и магний.
Фильтры обратного осмоса также задерживают
некоторые бактерии и вирусы. Периодически растворенные вещества, которые концентрируются
на одной стороне мембраны, необходимо промывать, чтобы удалить захваченные оксиды. Размеры
пор мембраны могут варьировать от 0,1 до 5000 нм.
46
Фильтры выпускаются с шагом расхода в 500 галл/мин.
Обратный осмос является относительно медленным,
но масштабируемым процессом, протекающем при
высоком давлении.
Фильтрация угольным фильтром. В заключительной стадии несколько галлонов обрабатываемой воды
пропустили через непромышленный угольный фильтр.
Серийно выпускаются промышленные установки.
Угольный фильтр представляет собой блок активированного угля, который задерживает отрицательно
заряженные загрязняющие вещества в обрабатываемой воде путем химической абсорбции. Применяемый
уголь имеет очень большую площадь поверхности
(1 фунт = 100 акров) и активируется положительным
зарядом для притягивания загрязняющих веществ.
При фильтрации через угольный фильтр задерживаются хлор и летучие органические соединения. Эффективность фильтрации зависит от продолжительности воздействия и расхода. Угольные фильтры могут
также захватывать частицы размером 0,5–50 мкм в
зависимости от характеристик фильтра. Фильтрация
угольным фильтром является масштабируемым процессом.
В проводимом испытании также рассматривались,
но не проводились умягчение воды (обычно применяемое для уменьшения твердых отложений), регулирование pH и ультрафиолетовая фильтрация (для
нейтрализации бактерий).
РЕЗУЛЬТАТЫ
Отбор проб воды для лабораторного анализа
проводился на следующих ступенях: исходная вода
(собираемая в водяной зоне в резервуаре батареи
Т/В-1-20), после фильтрации с химическим сродством,
после электрокоагулятора, после AMS-фильтрации,
после обратного осмоса и после угольного фильтра. На
рис. 5 показана сравнительная прозрачность каждой
из проанализированных проб воды.
Отбор пяти проб проводился на каждой ступени
испытания и затем отсылался для анализа в Energy
Laboratories в Миллз, шт. Вайоминг.
Изменение концентрации ионов, содержания металлов и другие характеристики сведены в табл. Можно
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
заметить, что электрокоагуляция эффективна для снижения кальция, магния и сульфатов. AMS наиболее
эффективна для снижения мутности и содержания металлов, а обратный осмос эффективен для дальнейшего снижения мутности и ионов минералов в попутно
добываемой промысловой воде.
В процессе испытания из воды были удалены следующие компоненты:
š 93 % СО3, СаСо3, НСО3, кальция, хлорида, магния,
калия, натрия и железа.
š 100 % СО3, кальция, магния, калия и железа.
š 94 % общего количества растворенных в воде
твердых веществ (total dissolved solids – TDS).
š 99 % мутности.
Полученные результаты отражают используемое
оборудование и применяемые процессы и процедуры.
Было установлено, что последовательность очистки
может быть улучшена подгонкой процесса под требования заказчика, например, увеличением времени
пребывания в отстойниках. Дальнейшие улучшения
могут быть достигнуты путем тщательного подбора
значения рН (что может еще больше улучшить коагуляцию и флокуляцию) за счет использования эле-
ментов с более тонким фильтрующим материалом
для химического сродства, AMS, обратного осмоса
и элементов угольного фильтра, а также за счет снижения расхода.
Перевел С. Сорокин
Curt Johnson (К. Джонсон), президент компании Custom Water Solutions,
ведет бизнес в Пагоса-Спрингс (шт. Колорадо) и Каспер (шт. Вайоминг).
Его основным бизнесом является строительство домов, однако последние
два с половиной года он потратил на приобретение знаний по очистке воды
в нефтяной отрасли в шт. Вайоминг. Его компания провела несколько сотен определений содержания воды во многих типах сточной воды.
Judd E. Sundine (Дж. Э. Сандлайн) имеет более чем 36-летний опыт работы в области садоводства, сточной воды и экологии. Получил степень
по садоводству в Университете штата Колорадо, является президентом
и главным техническим директором компании Sundline Enterprises Inc.
Является специалистом по утилизации воды и сточной воды, биоутилизации, борьбе с эрозией, улучшению почвы, аэрации прудов, борьбе с водорослями и сорняками, повторному использованию и утилизации попутно
добываемой воды, утилизации отходов животноводства.
Mike Curtis (М. Кёртис) имеет более чем 30-летний опыт экспертиз международных проектов разработки месторождений, оптимизации добычи и
разработки технологий. Работает в группе управления проектом RMOTC с
2008 г. и проявляет особый интерес к нетрадиционным источникам энергии. Имеет степень бакалавра по геологии, полученную в Университетском
колледже Суонси в Уэльсе.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Компания Det Norske начала бурение поисково-разведочной скважины в пределах разведочной площади Фрусален на блоке 6507/11
в норвежском секторе Северного
моря, расположенной на расстоянии
6,2 мили к северо-востоку от структуры Мидгард, расположенной на
месторождении Асгард. Предполагается, что суммарные перспективные запасы данной площади могут
составлять 45 млн брл в нефтяном эквиваленте. Скважина, пробуренная с
полупогружной буровой установки
Songa Delta, имеет проектную глубину 7543 фут ниже среднего уровня
моря. Det Norske является оператором
на данном блоке 6507/11, входящем в
лицензию PL476, и проекта бурения
поисково-разведочной скважины
Frusalen-1. Доля Det Norske в указанных проектах составляет 70 %, а
компании-партнера Lundin Mining –
остальные 30 %.
Бурение поисково-разведочной
скважины Braveheart-1, выполненное
компанией Exxon на блоке WA-333-P
в пределах бассейна Брауз у побережья Западной Австралии показало,
что во вскрытых скважиной пластахколлекторах присутствует в значительных объемах вода. Скважина
вскрыла целевой горизонт, представленный отложениями австралийских
песчаников, при этом результаты
анализа каротажных данных, полученных с использованием кабельного
зонда, показали, что таргетируeмый
интервал охватывает интервал залегания песчаников, имеющий мощность 98 фут. После окончания сбора
всех необходимых данных скважина
будет заглушена и ликвидирована.
В качестве оператора проекта, проводимых на скважине Braveheart IV
работ, выступает Hawkestone Oil –
стопроцентная дочерняя компания
Exoil.
Скважина, пробуренная компанией BP на разведочной площади
Тайбер, блок 102, подводный каньон
Китли, в принадлежащей США части Мексиканского залива, вскрыла в нижнетретичных отложениях
запасы углеводородов. По всей вероятности извлекаемые запасы составляют 450 млн брл (в нефтяном
эквиваленте). Скважина расположена на расстоянии 250 миль (1 миля =
1,609 км) к юго-востоку от Хьюстона, глубина моря в точке бурения составляет 4132 фут (1 фут = 0,3048 м).
Продуктивный пласт приурочен к
песчаным пластам-коллекторам в
палеоцен-эоценовых отложениях
группы Wilcox.
Компания Petrobras провела
испытание поисковой скважины
1-SPS-55(1-BRSA-594), пробуренной
на открытом в июне 2008 г. месторождении Гуара, блок BM-S-9. Скважина дала приток нефти дебитом до
7000 брл/сут из пластов-коллекторов, расположенных в комплексе
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
надсолевых отложений в пределах
бассейна Сантос на континентальном шельфе Бразилии. Согласно представленным компанией
оценкам, извлекаемы запасы составляют около 1,1–2,0 млрд брл
в нефтяном эквиваленте, а первоначальный объем добычи –
50 000 брл/сут. Скважина расположена в 190 милях от побережья
шт. Cан-Паулу и приблизительно
в 35 милях к юго-востоку от месторождения Тупи, экспериментальная
разработка которого а настоящее
время приостановлена из-за технических неполадок оборудования;
глубина моря в точке бурения скважины составляет 7025 фут. Доля
компании Petrobras в проекте составляет 45 %, компаний-партнеров –
BG Group и Repsol, участвующих в
освоении месторождения, соответственно, 30 и 25 %.
Petrobras также подтвердила, что
скважина 4-SPS-66C (4-BRSA-723C),
пробуренная на блоке BM-S-9 в пределах разведочной площади Абар
Осте, басс. Сантос, открыла запасы
углеводородов в толще подсолевых
отложений. Скважина расположена в 180 милях от побережья штата
Cан-Паулу, глубина моря в точке
бурения составляет 7096 фут. Разведочные работы на Абар Осте ведутся Petrobras (45 % участия в проекте) в партнерстве с BG Group (30 %)
и Repsol (25 %).
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
В первые три недели мая 2010 г. цены на сырую нефть
упали на 18 долл/брл. Затем к концу месяца вновь немного поднялись. В начале июня минимальный показатель
цен на сырую нефть составлял 72–73 долл/брл. В мае
поставки на мировой рынок сырой нефти снизились на
540 тыс. брл/сут до 85,9 млн брл/сут в связи с сезонным
снижением добычи в странах ОПЕК.
Был пересмотрен прогноз IEA добычи в странах,
не входящих в ОПЕК; новый показатель составил
52,3 млн брл/сут.
В США число буровых установок вращательного бурения увеличилось с 1477 до 1514 единиц. Мировой парк
буровых установок также возрос с 1263 до 1303 буровых
установок. Активность реализации в США геофизических проектов повысилась, а в мире осталась на прежнем
уровне.
В начале июня 2010 г. в Мексиканском заливе продолжались работы по ликвидации последствий аварии
Deepwater Horizon. На начало июня затраты на эти операции составляли 2 млрд долл.
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Штат, регион
Май 2010 г.*
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кентукки
Луизиана
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью-Мексико
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Техас
Юта
Вайоминг
Другие***
Всего
48 нижних штатов
18,0
688,0
16,0
638,0
70,0
2,0
25,0
107,0
9,0
1581,0
16,0
65,0
75,0
6,0
174,0
244,0
16,0
182,0
1373,0
65,0
136,0
26,0
5532,0
4844,0
Средняя дневная добыча за месяц
Май 2009 г.**
Разница, %
21,0
220,0
17,0
617,0
64,0
2,0
27,0
107,0
5,0
1338,0
17,0
62,0
79,0
6,0
172,0
195,0
16,0
178,0
1365,0
64,0
132,0
20,0
4724,0
4504,0
Страна, регион
Апрель 2010 г.*
–14,3
212,7
–5,9
3,4
9,4
0,0
–7,4
0,0
80,0
18,2
–5,9
4,8
–5,1
0,0
1,2
25,1
0,0
2,2
0,6
1,6
3,0
30,0
17,1
7,5
18,0
681,0
17,0
644,0
68,0
2,0
25,0
105,0
9,0
1549,0
16,0
64,0
79,0
6,0
173,0
241,0
16,0
181,0
1378,0
67,0
149,0
25,0
5513,0
4832,0
* Оценка API.
** Данные DOE за 10 месяцев.
*** Включая Аризону, Индиану Миссури, Неваду, Нью Йорк, Пенсильванию, Южную Дакоту, Теннеси, Виргинию и Западную Виргинию.
**** Включая добычу конденсата.
Число буровых установок для капитального ремонта в США*
Регион
Май
2010 г.
Апрель
2010 г.
Март
2009 г.
Май
2009 г.
Техас, Мексиканский залив
Арклатекс
Восточный регион США
Южная Луизиана
Центральная часть США
Западный Техас/Пермский басс.
Скалистые горы
Западное побережье Аляски
Всего в США
Канада
144
111
76
37
340
505
276
329
1818
321
143
113
73
37
351
508
271
320
1816
372
137
108
71
34
340
479
265
321
1755
514
131
110
52
33
323
440
244
313
1646
362
Изменение, %
По месяцам По годам
0,7
–1,8
4,1
0,0
–3,1
–0,6
1,8
–0,3
0,1
13,2
9,9
0,9
46,2
12,1
5,3
14,8
13,1
5,1
10,4
16,3
Источник: Cameron.
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
Май 2010 г.
Апрель 2010 г.
8,90
3,90
2,38
2,27
2,01
0,57
0,85
1,85
1,95
1,72
1,36
0,50
2,35
4,40
35,01
7,52
3,16
3,25
4,75
1,56
0,72
0,55
0,10
21,61
12,82
3,79
0,77
0,81
0,98
1,08
0,14
2,37
0,75
0,59
0,42
0,75
0,39
0,30
0,70
0,21
1,68
28,55
2,24
87,41
Источник: International Energy Agency.
* Данные по Анголе должны быть включены в страны ОПЕК.
** Включая сырую нефть, конденсат, природный конденсат и нетрадиционные ресурсы.
*** За исключением стран бывшего СССР, Китая и европейских стран, не входящих в организацию экономи ческого содружества.
Примечание. Позиции Итого и Всего могут не совпадать в связи с округлением.
Цены на сырую нефть, долл/брл
12 месяцев
Действит. данные
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник:
The Gas Price Report
48
Август 2009 г. Август 2008 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
7,99
7,97
7,92
Иран
3,72
3,75
3,74
Ирак
2,41
2,28
2,45
ОАЭ
2,31
2,29
2,59
Кувейт
2,04
2,02
2,31
Нейтральная зона
0,52
0,56
0,54
Катар
0,84
0,82
0,77
Ангола
1,79
1,86
1,77
Нигерия
1,90
2,00
1,82
Ливия
1,55
1,54
1,55
Алжир
1,24
1,24
1,25
Эквадор
0,46
0,47
0,47
Венесуэла
2,25
2,25
2,16
Природный газоконденсат и конденсат
5,21
5,21
4,65
Всего в ОПЕК
34,23
34,23
33,99
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
8,27
8,43
8,07
Мексика
2,97
2,98
2,97
Канада
3,19
3,23
3,22
Великобритания
1,45
1,60
4,52
Норвегия
2,09
2,31
1,47
Европа – другие
0,65
0,66
0,66
Австралия
0,60
0,60
0,55
Страны тихоокеанского бассейна
0,13
0,13
0,10
Всего
19,35
19,94
21,56
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
13,6
13,62
13,27
Китай
3,91
3,96
3,79
Малайзия
0,70
0,70
0,74
Индия
0,86
0,86
0,80
Индонезия
1,00
1,00
1,00
Азия – другие
1,07
1,05
1,10
Европа
0,14
0,14
0,13
Бразилия
2,59
2,66
2,49
Аргентина
0,72
0,71
0,72
Колумбия
0,77
0,78
0,68
Латинская Америка – другие
0,46
0,46
0,43
Оман
0,87
0,85
0,81
Сирия
0,37
0,37
0,38
Йемен
0,28
0,28
0,30
Египет
0,68
0,68
0,69
Габон
0,25
0,20
0,23
Африка/Ближний Восток – другие
1,81
1,82
1,64
Всего
30,07
30,02
29,19
Прирост***
2,20
2,20
2,29
Итого
85,85
86,39
87,03
Источник:DOE
№9 • сентябрь 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Число буровых установок для капитального
ремонта
Число буровых установок вращательного
бурения в мире в целом
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Источник: Cameron.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Страна, регион
Май 2010 г.
Наземные Морские
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
Абу-Даби
Иран
Оман
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
Другие
Африка
Алжир
Египет
Ливия
Нигерия
Судан
Другие
Латинская Америка
Аргентина
Бразилия
Колумбия
Мексика
Венесуэла
Другие
Дальний Восток
Австралия
Китай, шельф
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Таиланд
Вьетнам
Другие
Всего
146
26
4
4
2
0
2
3
11
222
8
55
43
54
16
10
36
124
29
44
16
4
23
8
314
78
33
36
81
56
30
167
6
0
81
45
0
3
18
2
0
12
999
1
39
1
1
5
11
0
17
4
43
4
19
0
13
0
1
6
25
0
11
1
8
1
4
78
0
36
0
29
9
4
118
6
28
28
14
12
2
0
10
12
6
304
Апрель 2010 г.
Наземные Морские
122
25
4
4
2
0
3
0
12
222
8
53
45
55
16
10
35
121
29
43
16
4
23
6
290
67
31
34
80
52
26
164
2
0
80
47
0
3
18
3
0
11
944
2
55
1
1
5
27
0
17
4
38
4
15
0
12
0
1
6
33
0
10
1
8
1
13
75
0
34
0
25
11
5
116
9
29
27
13
12
2
0
9
10
5
319
Май 2009 г.
Наземные Морские
71
26
9
3
1
0
2
1
10
225
8
58
50
58
24
3
24
111
28
39
14
1
26
3
279
46
32
25
105
52
19
150
8
0
51
49
0
3
19
4
0
16
862
1
42
0
0
3
16
0
19
4
34
3
10
0
10
0
2
9
19
0
7
1
5
0
6
77
1
31
0
28
14
3
108
10
24
23
14
16
1
0
10
6
4
281
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Май 2010 г.
Мексиканский залив Европа/Средиземное
В мире в целом
море
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
Всего буровых установок
2009 г.
Аренда по контракту
2009 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2009 г.
123
114
77
68
62,6
51
54
24
32
47,1
105
106
94
102
89,5
107
107
104
104
97,2
760
724
597
583
78,6
298
296
244
252
81,9
59,5
59,3
96,5
97,2
80,5
85,1
Источник: Offshore Data Services, Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Регионы
Июнь 2010 г.
Май 2010 г.
Июнь 2009 г.
7
13
5
10
13
18
66
8
14
5
9
14
13
63
9
11
9
12
8
10
59
Скалистые горы
Центральный район
Юго-запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Источник: HIS Energy.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Число буровых установок вращательного бурения в США
Штат, регион
Алабама, всего
Наземные
Внутренние
Морские
Аляска, всего
Наземные
Морские
Арканзас
Калифорния, всего
Наземные
Морские
Колорадо
Флорида
Канзас
Кентукки
Луизиана, всего
Наземные – север
Внутренние воды – юг
Наземные – юг
Морские
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Невада
Нью-Мексико
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас, всего
Морские
Наземные
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие
Всего в США
Всего в мире
№9 • сентябрь 2010
Май
2010 г.
Апрель
2009 г.
Май
2009 г.
3
3
0
0
10
10
0
40
31
30
1
53
2
18
5
213
140
12
19
43
0
13
6
3
5
64
1
101
7
124
80
1
0
647
5
0
38
26
48
48
79
73
14
59
143
23
35
57
26
20
37
4
49
1514
5
5
0
0
11
9
0
42
30
29
1
51
2
20
5
215
140
14
15
45
0
11
7
2
4
50
1
96
7
119
77
0
1
633
6
0
39
25
44
44
79
77
12
59
138
27
33
49
26
22
36
4
52
1477
4
2
0
2
5
5
0
45
20
19
1
45
0
17
10
141
76
6
11
47
0
9
1
1
4
34
1
35
7
82
30
1
1
347
3
0
11
12
25
39
86
55
11
9
36
12
22
25
14
23
34
8
53
918
Разница, %,
Май 2010 г. Май 2009 г.
–25,0
50,0
…
…
…
…
…
–11,1
55,0
57,9
…
17,8
…
5,9
–50,0
51,1
84,2
…
72,7
–8,5
…
44,4
500,0
…
25,0
88,2
…
188,6
…
51,2
166,7
…
…
86,5
66,7
…
245,5
116,7
92,0
23,1
–8,1
32,7
27,3
555,6
297,2
91,7
59,1
128,0
85,7
–13,0
8,8
–50,0
–7,5
64,9
Источник: Baker Hughes Inc.
Примечание. Позиции Итого и Всего могут не совпадать в связи с округлением.
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Т
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Июнь 2010 г.
70
3
47
29
67
33
38
66
353
Май 2010 г.
69
3
47
29
67
34
37
67
353
Июнь 2009 г.
74
2
46
34
70
34
37
59
356
Источник: HIS Energy.
* Включая Китай.
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Publisher Bill Wageneck
M. Motaghi, KBR, Houston, Texas;
K. Shree, S. Krishnamurthy, KBR,
CONSIDER NEW METHODS FOR BOTTOM OF THE BARREL
PROCESSING—PART 1
EDITORIAL
Editor Les A. Kane
Senior Process Editor Stephany Romanow
Process Editor Tricia Crossey
Reliability/Equipment Editor Heinz P. Bloch
News Editor Billy Thinnes
European Editor Tim Lloyd Wright
Contributing Editor Loraine A. Huchler
Contributing Editor William M. Goble
Contributing Editor Y. Zak Friedman
Contributing Editor ARC Advisory Group (various)
O. de Boks,
Shell Global Solutions International B.V.
THERMAL CONVERSION REVAMP BOOSTS DIESEL PRODUCTION
S. Özmen,
Shell Global Solutions International B.V.
THRIVING IN UNCERTAINTY
John Baric,
Shell Global Solutions International B.V.
Justin Swain,
Criterion Catalysts ans Technologies Ltd
NAXIMISING DIESEL PRODUCTION THROUGH INTEGRATED
HYDROPROCESSING
J. Colpo,
Honeywell Process Solutions, Burnie, Tasmania, Australia
MAINTAIN A COMPETITIVE EDGE IN THE LIQUEFIED NATURAL GAS
INDUSTRY
P. Patil, G. Roy,
Indian Oil Corp., Indian Oil Corp., India
IMPROVING DATA RECONCILIATION AND YIELD ACCOUNTING
P.W. Duncan,
Colfax Corporation, Monroe, North California
OIL-MIST LUBRICATION FOR FIN-FAN SHAFT
R. Brendel,
Jacobs Consultancy, Chicago, Illinois
ENSURING SITE-WIDE CONSISTENCY IN RELIEF SYSTEM ANALYSES
R. Bonneau,
IFP, Lyon, France
UPGRADE SYNGAS PRODUCTION
MAGAZINE PRODUCTION
Director—Editorial Production Sheryl Stone
Manager— Editorial Production Chris Valdez
Artist/Illustrator David Weeks
Manager—Advertising Production Cheryl Willis
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director—Circulation Suzanne McGehee
E-mail: circulation@gulfpub.com
SUBSCRIPTIONS
Subscription price
(includes both print and digital versions):
United States and Canada, one year $140,
two years $230, three years $315.
Outside USA and Canada, one year $195,
two years $340, three
years $460, digital format one year $140.
Airmail rate outside North
America $175 additional a year.
Single copies $25, prepaid.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
США: НОВЫЙ ЗАКОНОПРОЕКТ
Новый законопроект должен быть отклонен, согласно заявлению Национальной нефтехимической
и нефтеперерабатывающей ассоциации (National
Petrochemical and Refiners Association – NPRA).
«Цели драконовского снижения добычи и переработки углеводородов дадут начало разрушительным
изменениям в экономическом климате Америки,
– отметили представители NPRA. – Это будут дополнительные миллиарды долларов в энергетические затраты американских семей и бизнеса, лишение работы миллионов рабочих Америки, это будет
большая зависимость американцев от иностранных
энергетических ресурсов».
Между тем, учитывая различие мнений в отрасли, Shell Oil Co. в своем заявлении поддержало законопроект. «Этот закон гарантирует мировую конкурентоспособность и позволяет признать, что чистый
природный газ может играть определенную роль в
растущей экономике и защите окружающей среды», – заявили в Shell Oil Co. Это «свежий подход
к транспортированию эмиссий, что способствует
развитию отечественной энергетики, обеспечивает прозрачность потребителям и дает возможность
американским нефтепереработчикам конкурировать, выступая против импорта дизельного топлива
и бензина.
ПЕРСПЕКТИВЫ: ПОДДЕРЖАНИЕ ЦЕН НА НЕФТЬ
Согласно двухлетнему прогнозу ESAI, рассчитанному на мировой рынок, цены на нефть в этот период будут поддерживаться на уровне 70 – 90 долл/брл.
Предельная стоимость сырой нефти, такой как канадские нефтяные пески, поддерживается на минимальном уровне приблизительно 70 долл/брл; стоимость резервных продуктов нефтепереработки и добываемой нефти поддерживается на максимальном
уровне приблизительно 90 долл/брл. Более важно,
на что следует обратить внимание, добыча, не относящаяся к OPEC, в будущем году будет увеличиваться интенсивнее, чем предполагалось ранее. Наряду
с увеличением объемов NGL и альтернативных топлив в странах OPEC добыча сырой нефти не будет
расти интенсивно.
МИРОВОЙ СЕКТОР E&C:
СНИЖЕНИЕ ТЕМПОВ РАЗВИТИЯ
Мировой сектор проектно-конструкторских работ и строительства (engineering and construction
– E&C) снижает свой быстрый «старт» в 2010 г., согласно новому сообщению PricewaterhouseCoopers.
В первой половине 2010 г. стоимость сделок составила 21,2 млрд долл. в сравнении с 3,8 млрд и 23,7 млрд
долл. в первом и четвертом квартале 2009 г. соответственно. Наблюдается также значительный спад
в мега-сделках (операции, по крайней мере, на 1 млрд
долл.) в течение первого квартала 2010 г., причем четыре сделки были объявлены.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь
Цели, поставленные в Северной Америке,
Азиатско-тихоокеанском регионе и Европе, стали
главным двигателем активности сделок в первом
квартале 2010 г. Сделки, охватывающие цели США
и покупателей, были ключевым стимулом активности операций, особенно если это касалось валютных
сделок. В течение этого периода было объявлено о
заключении 29 сделок, девять из них (31 %) касались экономических объектов США. Объявленные
в течение этого периода валютные сделки составили
21,2 млрд долл., 61 % были сделок были заключены
за счет активности филиалов предприятий США.
API: ПРЕДСТАВЛЕНИЕ К НАГРАДАМ
За достижения в области охраны окружающей
среды и надежности API представил несколько трубопроводных компаний к наградам. Награждение
происходило на 61-й ежегодной конференции по
трубопроводам в Новом Орлеане, шт. Луизиана.
Небольшие компании CITGO Pipeline Co., Genesis
Energy, Inc. и Western Refining Pipeline Co. получили награды за профессионализм в работе по поддержанию надежности. Крупные компании, такие как
ExxonMobil Pipeline Co. также были награждены
API. Portland Pipeline Corp. и Alyeska Pipeline Service
Co. получили награды за вклад в охрану окружающей среды. Управление охраны труда (OSHA) представило к наградам за обеспечение надежности рабочих и служащих компаний, где было зарегистрировано наименьшее число инцидентов.
США: СПРОС НА ХИМИЧЕСКИЕ ПРОДУКТЫ
Спрос на химические продукты для нефтеперерабатывающих заводов США по предварительным прогнозам к 2014 г. превысит 7,5 млрд долл.,
согласно новым промышленным исследованиям
Freedonia Group. Рост спроса на химические продукты будет замедленным, в то время как в период
2004 – 2009 гг. спрос возрастал быстрыми темпами.
Замедленный темп роста будет связан со снижением выпуска продуктов нефтепереработки в сочетании с введением ограничений на содержание серы
в бензине (30 млн–1). Эти ограничения установлены
в законодательном порядке в 2004 г. Однако суммарный спрос на химические продукты для нефтепереработки будет приносить прибыль в период ожидаемого ускорения в экономике, поскольку
экономика, в конце концов, восстановится от экономического спада. Обязательные постановления
по охране окружающей среды в дальнейшем будут
стимулировать спрос, так как нефтепереработчики
подвергают свои продукты качественной химической очистке для того, чтобы удалить нежелательные примеси. Первоначально расширение рынка
в большом сегменте продажи водорода будет результатом прибылей выше средних, обусловленных
увеличением применения водорода нефтепереработчиками, которые будут искать пути для допол51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
нительного производства водорода, находящегося
под контролем предприятий химической отрасли.
Товарный водород будет оставаться наиболее востребованным и устойчивым на химических рынках
США для нефтеперерабатывающих заводов. Этому
будет способствовать ужесточение стандартов по
содержанию серы в дизельном топливе. Такое регулирование нормативов окружающей среды будет
стимулировать широкое применение гидроочистки
как способа удаления серы и других нежелательных
примесей. В 2010 г. дизельное топливо должно соответствовать стандарту с ограничениями серы в топ-
ливе до 15 млн–1. В дальнейшем также ожидаются
значительные ограничения серы, содержащейся в
топливах коммунального назначения. Гидрокрекинг
также является потребителем товарного водорода,
поскольку США продолжает расширять мощности
гидрокрекинга для увеличения выхода бензина и
дизельного топлива.
На рынке катализаторов для нефтеперерабатывающих заводов будут сохранять свою позицию металлические катализаторы. Доходы от их продажи основаны на широком применении гидроочистки для снижения содержания серы в продуктах нефтепереработки.
НОВОСТИ ИЗ ЕВРОПЫ
T. L. Wright, редактор европейского отдела НР
АЛЬТЕРНАТИВНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ
КОНКУРИРУЕТ С ТРАДИЦИОННОЙ
В этом месяце, я имел возможность проверить свой
тезис, что все жидкое биотопливо, в конечном итоге,
будет использоваться в воздухе – для нужд авиации.
В форуме, посвященном топливам, проходившем в
Лос-Анджелесе (Калифорния), приняли участие члены международной авиационной отрасли и были
подготовлены презентации и технологии биотоплив
представителей рынка. Участники сектора биотоплив получат квалифицированную рекламу с целью
участия в Международном авиакосмическом салоне
(Farnborough International Air Show), который будет
проходить в 2010 г. в Великобритании.
R&D-технологии биотоплив. Масштабные R&Dусилия захватили такие компании как Honeywell, UOP,
Rentech и ExxonMobil (благодаря недавнему приобретению активов за 600 млн долл.). А в этом году, европейские нефтяные компании должны будут решить,
когда и каким образом они собираются удовлетворить
требования к возобновляемым источникам энергии и
сокращению выбросов парниковых газов. Это может
означать значительную и все возрастающую стоимость топлив, которые смешиваются с возобновляемыми элементами.
В воздух. Это только начало. Представляется вероятным, что авиационный рынок, со временем, будет
поглощать все больше довольно ограниченных возобновляемых ресурсов жидких биотоплив. И альтернативы быть не может. Помимо очевидной альтернативы перехода на биотопливо личного транспорта и,
также чтобы не перегружать себя идеей локализации
и деглобализации производства, есть альтернативное
топливо для наземного транспорта.
В начале года я уже писал, что суда в настоящее
время используют гибридное газовое топливо и топливные элементы приводов. Возможно, для морских
грузоперевозок используют диметиловый эфир с газом или биометан, может улучшенное дизельное топливо. Для автомобилей, есть биометан, обычное электричество, электрический литий и, видимо, сжатый
52
воздух, но ни один из этих видов топлива не является
оптимальным.
Со своей стороны, авиакомпании были заняты в
последнее время разработкой памяток с производителями и организаторами испытательных полетов,
чтобы помочь сертификации нового вида топлива.
Авиационная отрасль, по-прежнему напугана событиями, произошедшими в 2008 г., когда цены на авиационное топливо поднялись почти вдвое по сравнению с сегодняшним днем. Таким образом, они видят,
практическое решение в авиационных биотопливах.
Биотоплива также помогают продемонстрировать возможности политических руководителей, которые хотят
приписать «зеленые» топлива амбициозным планам
распространения возобновляемой энергии в Европе и
разработке программы торговли квотами на выбросы.
Однако ведущий сектор гражданской авиации, является хорошо финансируемым R&D-сектором, в частности, американскими вооруженными силами. Исходя
из острой заинтересованности в биотопливах, небольшая шведская компания, занимающаяся разработками
R&D, получила финансовое вознаграждение DARPA.
Angelica Hull, управляющий директор Swedish
Biofuels AB, сказала, что ее компания использует свою
технологию для производства дизельной смеси для стандартных двигателей в своей стране. В Лос-Анджелесе
Swedish Biofuels AB продемонстрировала свое изопарафиновое реактивное топливо. Что характерно для
Швеции, для производства этого вида топлива используется древесина в качестве сырья. В процессе лигноцеллюлозыа преобразуется в высшие спирты, а затем
в углеводороды, которые могут быть использованы как
100 %-ное автомобильное и авиационное топливо.
Г-жа Hull скептически относится к плану
Стокгольмского аэропорта использовать в качестве
авиационного топливо, произведенное на биогазификационном заводе, применяющем процесс Фишера
Тропша. «Используя этот процесс, вы сможете производить топливо в соответствии с инвестиционными расходами», – сказала г-жа Hull. После развития
в рамках финансирования DARPA, программа Green
Jet Fuel компании UOP станет первым полностью сертифицированным приложением для возобновляемых
№9 • сентябрь
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
авиационных топлив. «Мы смогли использовать многое из того, что узнали при разработке с компанией
ENI процесса Ecofining», – сказал г-н Graham Ellis,
представитель UOP. Компания UOP придумала термин Green Diesel, чтобы указать на разницу между
продуктом своего процесса и биодизельным топливом.
«Однажды к нам пришел представитель DARPA и
попросил нас разработать проект производства «зеленого» топлива для реактивных двигателей, – пояснил
он. – В процессе реализации проекта Green Jet Fuel
мы не только применяем изомеризацию, но и крекинг.
В настоящее время мы разрабатываем технологию
специального биосинтетического парафинового керосина (bio-synthetic paraffinic kerosene – SPK) с точкой
замораживания -47, которая предполагает довольно
сложную обработку», – сказал он.
Путь вперед. UOP, Swedish Biofuels и другие технологические компании находятся на пути к использованию их видов топлива гражданской и военной
авиации. «Прошло 15 лет, после начала производства
авиационных топлив с применением метода ФишераТропша, так что мы просто должны посмотреть, как
будут развиваться события», – говорит г-жа Hull, чья
компания приступила к испытаниям топлива в вооруженных силах в Швеции и США.
Стратегию UOP на форуме в Сиэтле представлял
Michael Lakeman, региональный директор Boeing.
«Технология готова к использованию, – сказал г-н
Lakeman. – Это обеспечение экономически выгодных, стабильных поставок сырья, и в необходимых
объемах».
Но что я действительно хотел бы знать, как это отразится на авиации. На протяжении многих лет, автомобильная и нефтяная промышленность подтверждали, что альтернативное топливо должны заменить
традиционное топливо, но для этого не потребуются
изменения АЗС. Хотя цепь поставок лития налажена,
автопроизводителей мучает вопрос разработки электромобилей и гибридных двигателей.
«Компания Boeing располагает специалистами, в
чьи обязанности входит прогнозирование сроком в 5
– 10 лет, которые считают, что для авиации нет альтернативы высококалорийным жидким видам топлива»,
– говорит г-н Lakeman. – Мы просто не имеем альтернативы, – добавил он. – Для наземного транспорта,
существуют и другие варианты, но авиация их не имеет», – считает он.
Связаться с г-ном T. L. Wright (Т.Л. Райтом), редактором НР,
можно по адресу: tim.wright@gulfpub.com.
СТРАТЕГИИ ИНТЕГРАЦИИ
А. Avery, редактор НР
ПРОЕКТ УПРАВЛЕНИЯ
ЭНЕРГОРЕСУРСАМИ
Энергоресурсы составляют значительную часть
совокупных расходов на производство. При сегодняшних изменчивых ценах на энергоресурсы компании HPI и другие производители вынуждены внимательно следить, где они берут энергоресурсы и
сколько их используют. Текущее исследование ARC
показывает, что многие владельцы-операторы уже
располагают мощными инициативами управления
энергоресурсами и используют технологии автоматизации и контроля для оптимизации использования
заводов по переработке энергоресурсов. Вместе с тем
некоторые респонденты указали, что они имеют достаточно ограниченное представление об управлении
энергоресурсами, и многие из них не используют измерение и контроль потребления энергии в режиме
реального времени, что ведет к упущенным возможностям сократить расходы на электроэнергию.
Энергия часто является крупнейшим компонентом HPI или другой статьи расходов производителей. Согласно ежегодному обзору EIA Annual Energy
Outlook for 2010, цены на энергию в значительной
степени повысятся в ближайшие два десятилетия, но
эффективность не будет достаточной, чтобы предотвратить этот рост цен. Руководство предприятий будет прилагать усилия для дополнительной экономии
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь
средств, в том числе реализации методов управления
энергией в целях оптимизации ее использования и
снижения затрат.
В сентябре 2009 г., 150 человек приняли участие в исследованиях ARC по управлению энергией.
Респонденты представили широкий спектр производителей и поставщиков оборудования перерабатывающей (34 %), дискретной (43 %) и гибридной (23 %)
отраслей промышленности. Корпоративный инженерный менеджмент и маркетинговые функции были
также хорошо представлены. Большинство опрошенных респондентов из Северной Америки и Европы.
Управление энергоресурсами. Большинство респондентов применяют системы управления энергией
на местах и их программы хорошо интегрированы с
точки зрения деловых и производственных процессов.
Почти 60 % респондентов имеют «энергетических лидеров» или руководителей на высшем уровне. Более
половины респондентов имеют активные группы, занимающиеся управлением энергоресурсами для решения вопросов энергоэффективности и реализации
проектов. Почти половина из них имеют IT-отделы,
которые принимают активное участие в процессе
управления энергией. В этих компаниях, управление
энергией является фактором в повседневных операциях предприятия.
Затраты на энергию и переработку. Примерно
треть респондентов сообщили, что энергия составляет
20 % или большую часть совокупных расходов на про53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
изводство, а 40 % респондентов показали, что энергия
составляет от 10 до 20 % совокупных расходов. Хотя
энергия составляет значительную часть расходов на
производство, менее трети опрошенных респондентов фактически контролируют эти расходы в реальном времени, в то время как более половины рассматривают расходы на электроэнергию периодически
для распределения расходов и бухгалтерского учета.
Не планируют контролировать расходы, связанные с
энергией, 15 % опрошенных респондентов. Проблемы
завода включают обычные факторы, такие как котлы,
нагреватели и паровые установки. Респонденты также сообщают, что сжатый воздух был основной проблемой энергии. Почти 60 % сообщили, что компрессоры энергетической установки и генераторы выработки пара также могут создать серьезные проблемы
(рис. 1).
Энергия KPI. Значительный процент респондентов вычисляют совокупное энергопотребление завода в качестве KPI. Тем не менее, почти половина
предпочитают более подробные расчеты, которые
включают использование энергии для производства
отдельных продуктов. Небольшая группа оценивает
успех снижением выбросов СО2. С учетом сегодняшнего повышенного внимания к окружающей
среде, вероятно, введение нового или дополнительного налога на углерод; ограничения и торгового законодательства будут приняты в ближайшем будущем. Это потребует дополнительных издержек производства, а также производителей, которые уже
контролируют выбросы углерода.
Технологии и энергетический менеджмент.
Многие респонденты применяют автоматизацию и
системы управления технологиями, чтобы помочь
58.8%
Компрессоры
Производство
электроэнергии
39.7%
36.8%
Производство пара
25%
Теплообменники
29.4%
Бойлеры
22.1%
Другие
0%
20%
40%
60%
80%
Рис. 1. Основные проблемы энергетических установок
снизить энергопотребление на своих предприятиях, в частности, в области моделирования и поддержки принятия решений для интеллектуальных
насосов, анализаторов горения и интеллектуальных устройств на месторождениях. Тем не менее,
эти системы внедряются на заводах сравнительно
не повсеместно, большинство руководителей НПЗ
сообщили об использовании этих технологий на
5 – 15 %. Такой низкий показатель использования
может свидетельствовать о том, что респонденты все еще находятся в стадии пилотного проекта
внедрения технологий автоматизации, но, возможно, и более широкое применение для рационального использования энергии.
Связаться с г-ном А. Avery (А. Авери), редактором НР можно по
адресу: allan.avery@arcnet.com.
НОВОСТИ АССОЦИАЦИЙ
T. Crossey, редактор НР
ХОРОШЕЕ, ПЛОХОЕ, УЖАСНОЕ
Хорошие новости. Offshore Northern Seas (ONS)
предложила командировку по всему миру 20 представителям прессы. Один из редакторов WO Pramod
Kulkarni и Ваш покорный слуга также были приглашены. Встреча началась в Ставангере (Норвегия) с переговоров, включая глобальный энергетический прогноз,
норвежский континентальный шельф (Norwegian
Continental Shelf – NCS), буровые глубоководные работы, а также то, что Statoil является надежным поставщиком газа в Европу. На следующий день мы посетили проект Hywind, первый полномасштабный проект
Statoil плавучих ветряных турбин (рис. 2).
Тот факт, что Statoil моделирует ветер и океанические течения, которые могут повлиять на структуру
является уникальным. Затем мы посетили штаб-квартиру Gassco. Brian Bjordal, исполнительный директор
и президент Gassco, выступил с докладом о позиции
54
Норвегии в качестве надежного экспортера газа. Он
сфокусировал внимание на глобальных энергетических проблемах и методах переработки газа заводом
Gassco (рис. 3), который является безопасным и эффективным поставщиком. Мы узнали, что Норвегия в
2008 г. потребила только 5 % добытого в стране газа. В
2007 г. Норвегия использовала для производства электроэнергии возобновляемые энергоресурсы. В 2009 г.
Норвегия поставила в страны ЕС 96,6 млрд м3 природного газа.
Г-н Bjordal заявил, что «решение мировых энергетических проблем является очень важной и нелегкой задачей, но хорошая новость заключается в том, что природный газ будет частью этого решения». Это повлияет
на сокращение использования угля и замены нефтью и
природным газом. Положительным аспектом является,
что в мире запасы природного газа значительны вместе
с вновь открывшимися нетрадиционными газоносными сланцами. Что такое нетрадиционные запасы газа?
Предполагая, что газ является одним из компонентов
№9 • сентябрь
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
энергоресурсов, его огромные запасы и сравнительная
Suez принадлежит наибольшее количество запасов.
безвредность для окружающей среды являются пози- Сноувит стал первым проектом СПГ в Европе, из газа,
тивной новостью.
добытого на этом месторождении, можно производить
Г-н Bjordal отметил, что ветряные турбины пред- 4,3 млн т СПГ.
ставляют собой интересное решение, однако они не раГ-н Rosenberg провел урок истории добычи на NCS.
ботают, когда ветер не дует. «Как же решить проблему
Примерно в 1999 – 2000 гг. норвежские власти были
сложной системы поставок энергоресурсов, которая
обеспокоены рядом слияний ведущих компаний начаобеспечивает их безопасность в крайних ситуациях, – лом потери конкуренции на NCS. Тем не менее, ведущие
ответил г-н Bjordal. – Должен быть путь к созданию
компании отметили падение добычи в этой области, в
инфраструктуры, которая будет обрабатывать все эти
которой больше не происходило открытия новых гигакомпоненты. Один компонент, который действитель- нтских месторождений, и направили все свои разведочно интересует нас, касается выбросов СО2, а г-н Sigve
ные мощности и деньги в другие регионы. В то время,
Apeland провел обстоятельную беседу о технологии
была добыта только треть запасов NCS, еще треть запаулавливания и хранение углерода (carbon capture and
сов планировалась к добыче и еще треть запасов не была
storage – CCS).
открыта. Как норвежские власти планируют получить
Технология CCS Gassco на амине и аммиаке в на- эту последнюю треть запасов? Чтобы повысить конкустоящее время дорабатывается в техническом центре
рентоспособность, генеральный директор Норвежского
European CO2 Technology Center в Монгстаде и будет
нефтяного управления (Norwegian Petroleum Directorate
использоваться на заводе находящемся в стадии разра- – NPD) подготовил мероприятие, чтобы пригласить незаботки. К сожалению, экономическая эффективность
висимые нефтяные компании в Норвегию с целью разэтой технологии не доказана. Был создан научно-иссле- ведки по-прежнему доступных запасов. Мероприятие
довательский центр для изучения CCS, что предполага- прошло успешно, в результате в Норвегию было приглает реализацию 8-летней исследовательской програм- шено 50 новых нефтяных компаний.
мы. Программа включает транспортировку, хранение
Плохие новости. К сожалению, наша встреча с мии переработку СО2. Некоторые регионы были подверг- нистром нефтяной промышленности Норвегии была
нуты геологической оценке с точки зрения подземного
отменена из-за извержения вулкана в Исландии. По
хранения СО2. В регионе NCS расширяется трубопро- этой же причине был отменен запланированный поводная структура.
лет на вертолете из Хаугесунда в Кастро.
После презентации в штаб-квартире Gassco, мы поУжасные новости. Из-за второго шлейфа вулсетили объекты переработки газа компании в Кастро.
канической пыли был отложен на 6 дней наш рейс в
Ulf Rosenberg, менеджер GDF Suez, рассказал о том,
Хьюстон. Однако благодаря ONS мы благополучно
как компания осуществляет операции в качестве ново- вернулись домой.
го оператора NCS и строит на будущее. GDF Suez является мировым лидером в области СПГ и импортером
Связаться с г-ном T. Crossey (Т. Кросси), редактором НР,
номер 1, а также оператором СПГ-терминалов. GDF
можно по адресу: editorial@HydrocarbonProcessing.com.
ТОЧКА ЗРЕНИЯ
M. Bannon US Energy and Process Industry
КОГДА ДЕЛО ДОХОДИТ ДО ИНФОРМАЦИОННЫХ
ТЕХНОЛОГИЙ, НЕБО БЛЕДНЕЕТ
Слабый спрос и снижение рентабельности?
Отвечать за повышение рентабельности
могут IT-системы и небо
Прочитайте любой заголовок, и станет ясно: сокращение расходов стало нормой в секторе HPI.
Экономический кризис ударил и по НПЗ; нефтехимические предприятия столкнулись со слабым спросом и падением рентабельности, а некоторые были
вынуждены прекратить производство и уволить рабочих. Многие отраслевые аналитики прогнозируют,
что экономическое давление на предприятия HPI будет продолжиться по крайней мере еще два года. Еще
никогда финансирование не было таким высоким,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь
чтобы внедрять на предприятиях инновационные
технологии.
Что вы ответите, если ваш финансовый директор
спрашивает, что вы сделали сегодня, чтобы снизить
затраты? Для многих, ответ может заключаться в информационных технологиях (information technology
– IT) и новых проектах, но подробности позже.
Одна из правдивых версий. Все мы согласны с
тем, что и как надо оценивать и какие цели ставить.
Именно этим руководство многонациональных НПЗ
обуславливают свои стремления к повышению производительности труда. Имея полученный и опубликованный полный набор данных и эксплуатационные цели, они все же обнаружили, что производительность не масштабируется. Поэтому, когда
существует одна правдивая версия, она может стать
отправной точкой. Простота доступа к данным и
описание метода, который связывает его с пользовательской функцией или ролью, а также сотрудни55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
чество среди пользователей, окавозможностей. В тот же время НПЗ
зывается также важным.
создали мировое сообщество с приНедорогое и обычное програмвлечением программного обеспечения,
мное обеспечение сегодня помокоторое решает простые и сложные
жет вам автоматизировать сбор
вопросы и проблемы, независимо от
данных, сравнить его с операционих местонахождения. В несколько миной целью и позволить пользоватенут, операторы избегают дополнительлям обмениваться информацией и
ных расходов.
совместно работать над результатаВзгляд. Да, посмотрите внимами без лишних телефонных звонтельнее. Вы увидите скопление облаков, отправки по электронной почков над головой – сетевое сооружете или встреч. Воспользовавшись
ние. Представьте себе завод, который
этими
преимуществами,
НПЗ
можно мгновенно масштабировать,
внедрили информационные систес нуля до самого высокого уровня.
мы, которые интегрировали ранее
Прекрасная идея, правда! Здесь необнесвязанное комплексное планиходимо широкомасштабное сетевое
рование, операции и информацисооружение. Вы можете получить проонное обслуживание своих заводов. Рис. 2. Проект Hywind компании Statoil граммное обеспечение за очень низСистема, использующая ролевой
кую стоимость без капитальных расхопринцип организации, предназнадов. Но компьютер без выходных данчена, чтобы совместить програмных, как растение без воды. Вы просто
мное обеспечение с операционныбудет ограничены в своих возможносми целями завода, от менеджеров и
тях. Таким образом, хранение данных
планировщиков до руководителей
имеет смысл для того, чтобы организопредприятий. Упрощение глубовать и анализировать. Оно необходимо
кого понимания бизнеса заключадля размещения привычных приложеется в прозрачности информации
ний, прогнозирования производительв контексте, который имеет смысл
ности труда и пользовательских продля каждого работника, наряду с
грамм. Входные и выходные данные
умением быстро и легко находить
должны быть собраны и доставлены
общий язык с другими работникапо первому требованию пользователя.
ми при достижении целей, которые Рис. 3. Газоперерабатывающий завод Доступ к информации должен быть
компании Gassco в Каско
могут быть не учтены.
обеспечен только доверенным людям.
Обсуждение. В этом примере
Важность компьютерных вычисмы представим, что с самого начала все работники НПЗ
лений. Поскольку новые возможности, которые сечувствовали, что находятся «в одной лодке». Они все
годня можно использовать для преобразования вашего
знали свое назначение, но не гребли вместе. Не могли
бизнеса, ждут вас, используйте их. Повышение произдостигнуть понимания целей и достигнуть сотрудни- водительности, расширение сотрудничества и другие
чества. Почему они не знали, что находится в лодке и
приложения сегодня можно использовать.
может помочь плыть быстрее. Вот где следующий уроMike Bannon (М. Беннон) возглавляет группу Energy and Process
вень сотрудничества, из чего мы можем извлечь урок.
Industry разработки отраслевых решений компании Microsoft. Его
Популярные социальные сайты, такие как Facebook и
группа сотрудничает с клиентами и партнерами Microsoft в целях
Wikipedia обеспечивают быструю информацию о мно- разработки технологии визуализации, архитектуры и приложений,
а также повышения эффективности операций. Г-н Bannon более 30
гих вещах, многие из которых могут быть несуществен- лет,
работает в нефтегазовой отрасли, электроэнергетике и перераными. Укрепление общественных связей и распростра- батывающей промышленности, включая компании Schlumberger,
Honeywell и SAP.
нение надежной информации благодаря таким сайтам,
Перевели А. Степанов, Д. Баранаев
а также знаниям экспертов может помочь в выявлении
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКИЙ РЕГИОН
Компания INPEX Corp. недавно приступила к
строительству приемного терминала (пункта) под
сжиженный природный газ (СПГ) в порту Наецу в
городе Джецу, Япония. Предполагается завершить
проект по строительству приемного терминала под
СПГ к 2014 г.
Южнокорейская компания S-OIL Corp. недавно
провела церемонию начала строительных работ
56
по проекту расширения своего перерабатывающего завода в Онсане, Южная Корея. S-OIL Corp
планирует инвестировать 1,4 трлн вон (≈1176 млн
долл.), чтобы завершить расширение производства
к июню 2011 г. Цель проекта – построить установки для производства 900 тыс. т/год параксилола и
280 тыс. т/год бензина. Его нефтеперерабатывающие мощности будут также возрастать от 580 тыс.
до 630 тыс. брл/сут.
№9 • сентябрь
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
НОВЫЕ МЕТОДЫ
ПЕРЕРАБОТКИ ОСТАТКОВ,
Часть 1
M. Motaghi, KBR, Хьюстон, Техас
K. Shree, S. Krishnamurthy, KBR, Нью-Дели, Индия
Передовые методы используют управление молекулами для облагораживания тяжелых фракций
Значительные различия в ценах на легкие малосернистые нефти и тяжелые высокосернистые нефти стали для нефтепереработчиков серьезными стимулами
снижать затраты, включая такое количество тяжелых
нефтяных смесей в технологическую схему НПЗ, которое
она может выдержать. Некоторые НПЗ почти не имеют
возможностей для переработки остатков, производя,
таким образом, большие объемы высокосернистого тяжелого топлива (fuel oil – FO). Новое законодательство
по бункерным топливам и разработка инициативы в
отношении углеродных выбросов требуют дополнительного облагораживания остаточных продуктов НПЗ по
причине как расширения, так и усовершенствования
производства. Некоторые конкретные примеры включают варианты поэтапного инвестирования производства
высококачественного дорожного асфальта и твердых
топлив (рис. 1).
Марка крекинга FO, долл/брл
ИЗМЕНЕНИЕ КАЧЕСТВА НЕФТИ
Последние глобальные экономические и геополитические неопределенности являются факторами крутого
подъема цен на нефть, затронув тем самым работу НПЗ
повсюду в мире. Нефтепереработчики самостоятельно
выходят из положения, столкнувшись с трудным поиском нефтяных смесей, чтобы увеличить прибыльность.
Несмотря на то, что прибыльность НПЗ будет и в дальнейшем зависеть от переработки тяжелых высокосернистых
нефтей, разительное отличие содержания остатка с 10 %
в легких малосернистых нефтях до 50 % в сверхтяжелых
нефтях создает определенные проблемы, представляя при
этом некоторые уникальные возможности. Большинство
действующих в мире НПЗ имеют мало, или совершенно
не имеют, возможностей для переработки остатков и
производят большие объемы высокосернистого FO (high
sulfur fuel oil – HSFO) и бункерного топлива.
Ввиду продолжающегося увеличения спроса на природный газ ожидается угрожающее падение спроса на
FO, что отрицательно скажется на ценах на FO в будущем (рис. 2). По-видимому, это положение будет только
ухудшаться, поскольку нефтепереработчики испытывают
нормативно-правовое давление, начиная с новых спецификаций на бункерные топлива и кончая ограничениями по диоксиду углерода и углеродным выбросам в
целом. Поскольку мир движется в сторону более чистых
бункерных топлив, овладение альтернативными способами облагораживания потоков остаточных продуктов
приобретает все большее значение.
Параллельно ожидается рост спроса на реактивное
и дизельное топлива, и многие нефтепереработчики активно реагируют на переход спроса от автомобильного
Источник: Singapore marging w.r.t. Dubai crute from Platts
Рис. 1. Установка суперкритической экстракции остаточного
масла на НПЗ Navaho
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Рис. 2. Марки крекинга FO, долл/брл, 2000–2008 г.
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
бензина к дизельному топливу, анализируя при этом все
доступные варианты. Разница в цене между дизельным
топливом и бензином, вероятно, сохранится в долгосрочной перспективе, и это подтверждено сообщениями об инвестировании миллиардов долларов крупными
международными и национальными компаниями в дизелизацию. На рынках, где доминируют НПЗ, основанные на каталитическом крекинге в псевдоожиженном
слое (fluid catalytic cracking – FCC), эта необходимость
увеличения производства дистиллятов приняла новое
значение, которое повлияет на долгосрочные доходы
нефтепереработки.
ИЗМЕНЕНИЕ ОТНОШЕНИЯ C/H
В своей простейшей форме нефтепереработка –
это процесс изменения отношения углерода к водороду
(C/H) естественно сложившегося в сырых нефтях. Таким
образом, на молекулярном уровне работа всех 650 НПЗ
в мире по существу нацелена на превращение сырья с
высоким отношением C/H в высокое отношение водорода к углероду для транспортных топлив. Это отношение
меняется в зависимости от нефтей, и получение соответствующих продуктов может быть достигнуто только
двумя основными способами переработки: удалением
углерода и присоединением водорода.
Несмотря на то, что рентабельность может быть сохранена только экономически выгодным превращением больших объемов остатка в ценные транспортные
топлива, эти цели должны быть достигнуты в сложном
деловом климате, который диктует применение малозатратных решений, оптимизирующих использование
существующих ресурсов НПЗ.
УДАЛЕНИЕ ВОДОРОДА
Удалению водорода благоприятствуют низкие цены на
нефть и высокие цены на водород, когда экономически
выгодно удалять остаток в виде нефтяного кокса, производя при этом требуемые объемы транспортных топлив
посредством возрастающей переработки сырой нефти.
Во время этих процессов основная масса загрязнителей
сырья поступает вместе с углеродом в кокс, а не в жидкие
продукты. К традиционным методам удаления углерода относятся FCC, каталитический крекинг остатков в
псевдоожиженном слое (resid fluidized catalytic cracking
– RFCC), замедленное коксование (delayed coking –
DC) и висбрекинг (visbreaking – VB).
FCC и RFCC в сочетании – широко используемые
технологии удаления углерода для превращения высокомолекулярных водородных фракций с высокими температурами кипения в более ценные бензин, олефинсодержащие газы и другие продукты. Однако в силу характера
процесса они ограничены в переработке более легких
остатков с низким содержанием металлов и серы.
Установки висбрекинга – это по существу средства
улучшения вязкости остатков, чтобы сократить до минимума введение ценных продуктов с пределами кипения
дистиллятов для соблюдения спецификаций на FO. Кроме
того, ввиду смещения спроса от автомобильного бензина
к дизельному и реактивному топливам эти технологии
вскоре утратят свое превосходство.
Остатки тяжелых нефтей содержат высокие концентрации серы, комплексных углеводородов и тяжелых
58
металлов, таких как никель и ванадий. В силу природы
этих остатков технология замедленного коксования является самой распространенной технологией удаления
углерода. Однако этот процесс производит нестабильные
продукты с большим недостатком водорода, требующие
дополнительной обработки и дает коксовый остаток –
молекулу с высоким отношением H/C – в виде побочного продукта.
Несмотря на то, что коксование является хорошо
отработанной технологией с низкими рисками реализации, в будущем эта технология, вероятно, столкнется
с непреодолимым сопротивлением природоохранных
и нормативных требований даже перед лицом более
низких цен на нефть. Цены на высокосернистый нефтяной кокс упали, и, судя по обстановке в Канаде, кокс
накапливается в громадных количествах без реального
экономического сбыта. Это направление не может быть
поддержано в дальнейшей перспективе.
ПРИСОЕДИНЕНИЕ ВОДОРОДА
Напротив, присоединению водорода благоприятствуют высокие цены на нефть и низкие цены на
водород, когда более экономично облагораживать остатки, получая транспортные топлива, максимально
увеличив при этом производство транспортного топлива на основной мощности по переработке сырой
нефти. До сих пор технологии присоединения водорода
к остатку были сфокусированы на гидрокрекинге в
стационарном слое, что же касается гидрокрекинга в
кипящем слое и гидрокрекинга в суспендированной
фазе, то первый требует периодических установок
для регенерации катализатора.
Процессы в кипящем слое – это непрерывные процессы, производящие большие количества жидких
топлив (никакого кокса). Но они неспособны достигать
полного превращения остатка и все еще производят
20–30 % тяжелого остаточного продукта. Кипящие слои
отличались более высокими эксплуатационными затратами, и иногда проявляли низкую работоспособность.
Качество жидких продуктов, хотя и улучшенное через
коксование, все же требует повторной переработки
для производства чистых топлив. Неспособность к
достижению почти полной конверсии требует дополнительной переработки непревращенного остатка. В
результате технологии с кипящим слоем не достигли
широкого распространения, что в сочетании с высокими капитальными затратами делает их наименее
эффективными в сценарии низкой цены на нефть.
Гидрокрекинг в суспендированной фазе. Недавний
всплеск активности указывает на выход гидрокрекинга в суспендированной фазе в рыночное пространство.
Эта технология допускает высокие рабочие давления
и может достигнуть почти полного превращения остатка, производя при этом готовые, пользующиеся
высоким спросом, продукты. Несмотря на то, что
планируемые экономические условия высоких цен
на нефть и низких цен на газ идеальны для инвестирования в технологии высокого давления/глубокого
превращения, потребности в капиталовложениях
могут оказать некоторое сдерживающее влияние
на немедленную широко распространенную адаптацию.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Остаток
Принципы управления молекулаНесмотря на достоверный факт,
Продукт более легкий для дальнейшей
ми. В условиях быстрой изменчивости
что гидро- или каталитическая конпереработки
рынка оптимальное решение может
версия фракций тяжелого газойля
заставить большинство нефтепере(heavy gasoil – HGO) приводит к суработчиков принять комбинацию
щественно лучшим выходам и качеспроцессов удаления углерода и притву транспортных топлив (бензина,
соединения водорода. Это особенно
реактивного и дизельного топлив),
Сырье
верно в обстановке неопределенных
чем процессы термического превраприбылей от переработки нефти, где
щения, и существует стимул для макразмер капиталовложения может
симального увеличения этой фракции
подпадать под более тщательное
нефти, эксплуатационная экономика
рассмотрение, чем критерии «принаходится под значительным влиянием
Асфальтен
были на инвестированный капитал»
прирастающей концентрации постодля традиционных проектов. В этом
ронних примесей (металлы и CCR) в
контексте поэтапный вариант инвессырье по причине их воздействия на
Асфальтены w/CCR, металлы, азот и т.д.
тирования, предполагающий способкатализаторы установок конверсии.
ность достигать частичной прибыли
При анализе остатка на молекупри более низком изначальном калярном уровне станет очевидно, что
питаловложении, сохранив при этом Рис. 3. Процесс деасфальтизации селек- значительный объем молекул светлого
возможность увеличения прибыли с тивным растворителем и продуктовые масла с более высокими пределами киболее крупным вложением капитала в потоки
пения, заслуживающими эффективнобудущем, имеет важное значение.
го каталитического облагораживания,
Нефтепереработчики часто вынуждены превращать
присутствует в этой фракции, которую традиционными
определенный ассортимент нефтей в установленный
методами удаляют как продукты темного нефтяного масла
ассортимент продуктов, не представляя себе изменения,
или подвергают процессам термической конверсии. Это
требуемого на молекулярном уровне, и себестоимости,
явление вызвано в основном ограничениями в процессвязанной с таким превращением. Нефтепереработчики
сах разделения, основанными на перегонке, где самая
могут быть также ослеплены безусловной необходинизкокипящая разновидность нежелательной примеси
мостью производить традиционные продукты нефтепеявляется определяющим фактором в объемах полученреработки, также как транспортные топлива и нефтеных GO и остатка. Это оказывает негативное влияние
химическое сырье, из каждого барреля нефти, часто
на ассортимент продуктов и на экономику НПЗ.
растрачивая реальный капитал в процессе, игнорируя
Следовательно, необходимо рассмотреть дополнипри этом экономические синергетические возможности,
тельные резервные технологии разделения для эффеккоторые могут существовать с другими, не традиционтивного извлечения этих высококипящих молекул светными, видами промышленного применения.
лого масла из остатка. Варианты становятся очевидными
при анализе этих молекулярных разновидностей, и нет
ПРИНЦИПЫ УПРАВЛЕНИЯ МОЛЕКУЛАМИ
сомнений, что эти нежелательные примеси являются в
Лучшая экономика зиждется на определении выосновном асфальтеновыми или смолистыми по природе
сшей ценности каждой молекулы, присутствующей в
и могут быть отделены процессами, основанными на
естественно образовавшихся нефтях, в каждый момент
растворимости.
процесса. При рассмотрении в этом контексте, очевидно,
что было бы целесообразно анализировать остаточную
УПРАВЛЕНИЕ МОЛЕКУЛАМИ СВЕТЛОГО МАСЛА
фракцию не только традиционными измерениями преРешение включает применение процесса физичесделов кипения и плотности, но и с точки зрения молекукого разделения, основанного на растворимости, деаслярного видообразования.
фальтизации селективными растворителями (solvent
Несмотря на то, что схемы разделения, основанные на
deasphalting – SDA), где предельные соединения могут
перегонке, экономичны для фракций природной нефти
быть эффективно отделены от молекул смол и асфальи приняты практически повсеместно, почти во всех слутенов, содержащихся в остатке. SDA использует парачаях объем и качество остатка по существу определены
финовый растворитель, который в силу молекулярной
качеством фракции вакуумного газойля (vacuum gasoil
структуры преимущественно растворяет парафиновые
– VGO) и способности перерабатывать эту фракцию
и нафтеновые молекулы, выводя при этом молекулы,
на конверсионных установках гидропереработки или
насыщенные ароматикой в пек (рис. 3).
каталитического крекинга.
Несмотря на то, что деасфальтизацию, основанную на
В большинстве случаев ограничивающим фактором
использовании в качестве растворителя легких парафинов, часто называют процессом удаления металлов или
является содержание металлов или кокс по Конрадсону
CCR, по существу она является технологией удаления
(Conradson Carbon Residue – CCR) в GO. Объем и каароматики. Удаленный продукт содержит комплексные
чество остатка является – по балансу – удаленным
молекулы ароматики, слабо растворимые в парафиновых
продуктом, обусловленным качеством GO, и характерастворителях, с большим недостатком водорода, в коризуется как темное нефтяное масло. По традиции этот
поток либо отбирают в качество FO или асфальта, либо
торых содержится большинство полярных соединений
подвергают процессам термической конверсии с целью
(металлы и CCR), в принципе нежелательных при подаче
облагораживания.
на установку гидро- или каталитической конверсии.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
Напротив, экстракт или деас- Таблица 1. Watson K-фракции сырья FCC
фальтизат (deasphalted oil – DAO),
Источник сырья
Атмосферный
VGO
Пропан
Бутан
GO
содержит, в основном, насыщеностаток
DAO
DAO
коксования
ные соединения с очень низким
Аравийская легкая
11,60
11,68
11,81
11,74
11,4
содержанием металлов и CCR, что
нефть
делает светлое масло идеальным для
Аравийская тяжелая
11,44
11,62
11,86
11,78
11,4
нефть
процессов конверсии. Также легкая фракция DAO, полученного из
остатка экстракцией селективным Таблица 2. Выходы FCC при переработке среднеконтинентальных VGO/DAO и
растворителем, по всем критериям CGO
Показатель
100 % DAO
100 % VGO
100 % CGO
всегда будет представлять лучшее
API
19,2
24,7
19,0
сырье для конверсии на любой втоS, мас. %
0,79
0,75
ричной установке по сравнению с
CCR, мас. %
3,9
0,39
Менее 1
последней фракцией VGO, полученного в процессе перегонки.
16
1
Менее 1
Ni + V, млн–1
При исследовании пригодносВыходы FCC, мас. %
ти сырья для конверсионного проПревращение
80,3
81,05
63,2
цесса естественный молекулярный
4,86
3,65
1,49
C-2
состав (в противоположность пре6,37
6,80
4,60
Суммарная C3
делам кипения) и его влияние на
10,30
11,76
8,87
Суммарная C4
эксплуатационные характеристики
Суммарно бензин
48,98
52,12
40,16
установки конверсии становятся
Суммарно рециклов.
19,70
18,95
35,78
очевидными. Например, внимательгазойль
ное изучение Watson K-факторов
Кокс
9,79
6,72
6,00
сырья, полученного из фракций GO
и из остатков основных Аравийских
нефтей на установке FCC, выявляет, что DAO, полученконверсии имеет решающее значение для определеный в процессе экстракции селективным растворителем,
ния извлекаемого объема молекул светлого масла, сопривносит молекулы светлого масла с пределами кипения
держащихся в остатке. Тогда как проблема металлов
остатка, что совершенно недостижимо традиционными
естественно решается деметаллизующим катализом на
процессами на основе перегонки (табл. 1).
установке гидрокрекинга или расходом катализатора
DAO с высоким содержанием парафинов и предельFCC, и экономика легко поддается расчету, с CCR дело
ных соединений является превосходным сырьем для FCC.
обстоит значительно сложнее (табл. 2).
Также благодаря природной способности к удалению
Заметим, что содержание CCR в DAO почти в 10 раз
ароматики во взаимодействии с процессами разделения,
выше, чем в VGO, но выходы, качество продуктов и прооснованными на растворителях, DAO всегда имеет более
изводство кокса сравнимы. Напрашивается предполовысокий Watson K-фактор, чем соответствующий VGO
жение, что CCR в этом случае не оказывает влияния на
из той же нефти.
конверсию просто благодаря молекулам, которые ей
Как показано в табл. 2, выходы и качество продуктов
способствуют.
FCC, полученных из сырья на основе DAO (среднеконтинентальная Таблица 3. Промышленные данные
нефть), очень сходны с выходами
Показатель
Суперкритическая
После перевода на
VGO из той же нефти несмотря
SDA
суперкритическую
на переработку более тяжелых
экстракцию остаточного
масла
молекул, полученных в интервале
кипения остатка. Запасным вариСкорость подачи сырья, брл/сут
7000
10 000 (до 15 000)
антом был вывод этих ценных моОтношение к растворителю, об/об
4,5–6
5–6
лекул остаточного светлого масла
Энергозатраты, млн БТЕ/брл
99
69
в малоценные продукты темного
Качество деасфальтизации
нефтяного масла или переработка
в процессе термической конверсии
Выход, об % жидкости
65–75
70–85
с меньшими выходами при повтор200–800
<25
Асфальтен (C7-нераствор.),
ной переработке полученных GO
млн–1 (мас.)
CCR, мас. %
12–13
9–11
коксования на FCC. Понимание
Аппараты высокого давления
ценности этих остаточных молекул
с высоким содержанием водорода
Экстрактор
С тарелками
С усовершенствованными
и их расположения является главвнутренними
ной опорной точкой в определении
устройствами
выходов и экономики НПЗ.
Сепаратор DAO
С насадкой
С усовершенствованными
Понимание содержания мевнутренними
таллов и CCR в потоке DAO и их
устройствами
влияния на катализ в установке
60
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЧИСТЫЕ ТОПЛИВА
В своей простейшей форме CCR представляет собой остаток, полученный в испытании, где тяжелый
углеводород подвергается температурно-временному
воздействию. Хотя существует соблазн использовать
CCR в качестве параметра для установления эксплуатационных характеристик установок конверсии, исследование на молекулярном уровне отражает значительные
различия. Иначе говоря, все CCR не одинаковы. Тогда
как нерастворимые в гептане оказывают почти прямое
постоянное дезактивирующее действие на катализаторы
последующих процессов, другие молекулы CCR обладают
гораздо менее выраженным действием.
CCR, полученный процессом разделения, основанным на перегонке, будет содержать в основном нерастворимые C7, тогда как CCR в DAO, полученном экстракцией селективным растворителем, по определению,
следовало быть неопределенным. Это различие может
быть четко продемонстрировано расхождениями в эксплуатационных характеристиках между установками,
перерабатывающими атмосферные или вакуумные
остатки, и установками, перерабатывающими DAO с
одинаковым содержанием CCR. Это различие зачастую
не очень понятно нефтепереработчикам, несмотря на
корреляцию с влиянием CCR на рабочие характеристики их установок.
Хотя DAO не должен теоретически содержать нерастворимых C7, исследование DAO, полученного традиционными процессами SDA, часто показывает уровни в
пределах от 300-1000 млн–1 (по массе), или ниже, на большинстве установок деасфальтизации и ниже 25 млн–1 (по
массе) – на некоторых высокоэффективных установках.
Что касается дополнительной прибыли, то технологическая установка может теперь работать при почти вдвое
больших фазовых скоростях стандартных сепараторов
и обеспечивать почти вдвое большую эффективность
массопередачи контактирующими устройствами.
В табл. 3 представлены промышленные данные,
опубликованные нефтепереработчиками США, не суперкритической установки SDA до и после перевода на
передовую технологию суперкритической экстракции остаточного масла с использованием усовершенствованного
внутреннего оснащения. Согласно данным, в результате
оснащения новыми внутренними устройствами и применения методов суперкритической экстракции остаточных
масел, были достигнуты более высокая пропускная способность, более высокий выход и лучшее качество DAO.
Все это сопровождалось сходными рабочими условиями
со значительным снижением удельного энергопотребления. Отметим, что снижение содержания асфальтена
в DAO до почти ниже детектируемых уровней, подкрепляет утверждение, что присутствие C7, нерастворимых
в DAO, является артефаком уноса, который может быть
ограничен хорошей технологией и конструктивными
особенностями внутренних устройств.
Перевела Н. Иванова
Mitra Motaghi (М. Мотаги), сотрудница подразделения KBR технология
нефтепереработки в Хьюстоне, Техас. Специализация – технологии
гидропереработки остаточных продуктов. Имеет ученую степень магистра (химическая технология).
Kanu Shree (К. Шри), сотрудница филиала KBR технология нефтепереработки в Нью-Дели, Индия. Специализация – технология гидропереработки остатков. Имеет ученую степень бакалавра (химическая
технология).
Sujatha Krishnamurthy (С. Кришнамарси), сотрудница филиала KBR
технология нефтепереработки, в Нью-Дели, Индия. Специализация –
технологий гидропереработки остаточных продуктов. Имеет ученую
степень бакалавра (химическая технология).
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
ЕВРОПА
Foster Wheeler Energy Ltd и норвежская газовая
компания Gassco AS подписали контракт на проектирование, материально-техническое снабжение поставки и строительство для осуществления модернизации
системы продувки на терминале компании «Gassco
AS» в Зеебрюгге, Бельгия. Foster Wheeler также выиграл разработку концепта и предварительного проектирования системы продувки на терминале компании
«Gassco AS» в Дюнкерке (Франция) после успешной
фазы исследования.
INEOS Bio начал технико-экономическое обоснование инвестиций для установки преобразования местных биоразложимых бытовых и коммерческих отходов в транспортное топливо с нейтральным выбросом
эмиссии и «чистое» электричество, используя свой
лицензионный технологический процесс. Техникоэкономическое обоснование инвестиций стоимостью
3,5 млн английских фунтов, включает детальное проектирование для завода на производственных площадях
компании Seal Sands в Долине Тис (Великобритания).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Этот проект поддерживается грантом в 2,2 млн английских фунтов от компании One NorthEast (агентства регионального развития) и Департамента по
энергетике и борьбе с климатическими изменениями
Великобритании. После анализа реализуемости проекта, окончательное решение об инвестициях в завод
по производству биоэтанола и биоэнергетического
топлива и будет принято в 2010 г.
Компания The Shaw Group Inc заключила контракт с компанией Petkim Petrochemical Holding AS
на предоставление услуг по обеспечению инженерных работ, снабжения и дополнительной исследовательской работы по увеличению производственной
мощности завода по производству этилена расположенного в г. Алиага, Турция. Первоначально завод
был построен компанией Shaw в 1986 г. с производственной мощностью 300000 тыс. т/год. В 1999 г. был
сделан базовый инжиниринг с модернизацией и увеличением производительности до 520000 т/год. Новое
расширение производства позволит увеличить объем
выпуска этилена приблизительно на 10 %.
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЛИЦЕНЗИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
МОДЕРНИЗАЦИЯ
ТЕРМИЧЕСКОЙ КОНВЕРСИИ
Okke de Boks, технический директор Shell Global Solutions International B.V.
«Термическая конверсия – это прежде всего эффективные затраты, гибкость в применении,
широкий диапазон состава исходного сырья», – заявляет Okke de Boks, технический директор
по лицензированию в нефтеперерабатывающей и химической отраслях компании
Shell Global Solutions International B.V.
ТЕХНОЛОГИЯ
Термическая конверсия обладает гибкостью в
применении и отличается эффективными затратами при увеличении запасов продукции на заводе
путем избирательного поэтапного инвестирования
на основе различных экономических анализов.
В системе термической газовой установки
(thermal gas unit – TGU) существуют два отличительных элемента: легкое крекирование остаточной
части фракции и термический крекинг, который
дистилляты превращают в дизельное топливо и
другие продукты. Эти два элемента могут быть
объединены в одну установку с эффективным
процессом, называемым процессом термической
конверсии.
Модернизация установки термического крекинга выполнялась компанией Shell еще в шестидесятые годы прошлого века, установка представляла
собой довольно сложную конструкцию и требовала
непрерывной оптимизации.
Основной особенностью стандартной термической газовой установки является печь для остаточных
продуктов, которая питается из атмосферы или
дефицитными остатками. Некоторые установки
имеют необязательные реакционные камеры для
увеличения времени нахождения остатков, предназначенных для непрерывного крекирования (рабочая температура достигает 450 °С). Крекированные
продукты направляются в циклонный сепаратор
(применяется для разделения паров и жидкости при
высокой температуре) и превращают коксование в
атмосферной колонне. Пары из циклонного сепаратора направляют в атмосферную ректификационную колонну, а не поддающиеся превращению
вещества охлаждаются до более низкой температуры и подаются в вакуумную ректификационную
колонну.
Традиционно системы легкого крекирования и
термического крекинга были независимыми установками. Однако конверсия двух потоков в одну
установку это гибкий подход к исходному сырью,
включая извлечение из вакуумного газойля (vacuum
gas oil – VGO), атмосферные остатки, деасфальтизированная нефть (deasphalted oil – DAO) и
асфальт. Например, VGO может быть превращен
62
в крекинг-печи в газойль и продукты, пригодные
для вторичной переработки, которые должны быть
тщательно регулироваться для отбора на отдельные
продукты.
Термическая конверсия высокоэффективна и
сравнивается с альтернативными схемами переоборудования, такими как флюид-каталитический
крекинг, установки гидроочистки и гидрокрекинг
остаточных продуктов. В основном для термической
конверсии капиталовложения значительно ниже,
и технология хорошо подготовлена. Термическая
конверсия также пригодна для поэтапной программы разработки, где растущие капиталовложения
представляют некоторые затруднения.
ИСТОРИЯ МОДЕРНИЗАЦИИ
В рассматриваемом случае установка легкого
крекирования и термический крекинг являются
главными элементами длинной истории конверсии.
В настоящее время, поскольку на заводе производство жидкого топлива сведено до нуля, преобладают
установки легкого крекирования и термический
крекинг. Процесс конверсии остаточных продуктов
также модернизируется в комбинации с получением газа для производства электричества в количестве 250 МВт ежегодно наряду с производством
битумов.
Поскольку начало было положено в 1952 г., мощность завода за это время возросла от 500 тыс. до 4 млн
т/г. Производительность конверсии постепенно
увеличивалась, на протяжении года, снизилось
производство жидкого топлива и увеличился выход дистиллятов. В 2001 г. после серьезной оценки
нефтепереработчики решили построить установку
газификации, чтобы производить электроэнергию,
а выпуск жидкого топлива снизить до нуля.
В 1957 г. нефтепереработчики вначале инвестировали капитал в змеевиковый крекинг (coil cracker).
В 1973 г. добавили высоковакуумную установку.
Выход кокса увеличился. Затем высоковакуумную
установку переоборудовали в ректификационную
колонну и установили больший змеевиковый крекинг, на котором выпуск жидкого топлива снизился
от 49 до 38 %. В 1982 г. компания Shell превратила
змеевиковый крекинг в реакционную камеру лег-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЛИЦЕНЗИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
кого крекирования, снизив выход жидкого топлива
до 5 %. Окупаемость модификаций составила менее
трех месяцев.
В 1990 г. крекинг-печь с реакционной камерой
переоборудовали в TGU, высоковакуумные процессы превратились в процессы глубокого испарения
для восстановления дистиллятов. В дополнительной стадии конверсии дистиллятов крекировали
VGO через печь с применением водорода. Стадия
крекирования дистиллятов способствовала превращению до 80 % VGO в газойль с минимальным
количеством остаточных продуктов и снижению
жидкого топлива с 33 до 26 %.
Испаритель вакуумных остатков является ключевым аппаратом в схеме глубокой конверсии и
впоследствии может быть применен для крекирования битумов. В 1995 г. производительность TGU
увеличилась, а затем снизилось производство жидких топлив. В схему была введена вторая вакуумная
колонна для регенерации VGO из конвертированного вакуумного газойля.
Наибольшие инвестиции были сделаны в 2000 г.
с внедрением установки газификации для производства электроэнергии. Были проанализированы
различные схемы для гидрокрекинга, но на заводе решили использовать технологию термической
конверсии, которая оказалась наиболее предпочтительной схемой для производства электроэнергии.
Нефтепереработчики добавили еще одну стадию
с ввозимым тяжелым газойлем в качестве сырья,
которое улучшило рентабельность системы в целом.
Компания Shell изучает возможности наилучшего объединения элементов технологических
схем на нефтеперерабатывающем заводе с учетом
температуры и давления различных топлив и снижением следов углерода. Изучение возможностей
объединения определенных колонн – это один из
путей улучшения энергетического баланса.
Shell также предлагает процесс глубокой термической конверсии (deep thermal conversion – DTC),
где можно увеличить интенсивность работы печи,
чтобы получать наиболее ценные дистилляты. Это
оказывает превосходное уравновешивающее действие, поскольку, если остаточные жидкие топлива не
могут быть использованы на заводе, то возможности
конверсии ограничены.
Некоторые заказчики рассматривают DTC как
альтернативу коксованию. DTC может достигнуть
уровня конверсии 50–60 % и использоваться там,
где применение кокса ограничено. Остаточные продукты можно, по возможности, соединить с коксом
для производства электроэнергии, так как это весьма гибкий процесс. Так кокс «занимает» место на
заводе при нулевом жидком топливе.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Существует очень большой выбор процессов термической конверсии. Запасы на заводе могут быть
увеличены за счет выбора сырья или технологии:
изменения критических параметров; повышения
температуры печи; модификации внутрикорпусных
устройств колонны и т.д. Большинство крекинг-печей
имеют ограничения, связанные с тенденцией уменьшения коксования, однако специальные «ноу-хау»
способны ограничить коксование.
Термическая конверсия – в основном очень
гибкий процесс с быстрой окупаемостью.
ПРИЗНАНИЕ
В НЕУВЕРЕННОСТИ
S. Özmen, вице-президент Refining and Chemical Licensing, Shell Global Solutions International B.V.
На сегодняшний день мировой рынок сталкивается со значительными проблемами. К счастью, есть
несколько путей к успеху, которые могут позволить
производителям задуматься над тем, будет ли рынок
в дальнейшем уменьшаться, начнет ли восстанавливаться с получением быстрой прибыли или возникнет новая модель, как высказывает Sьleyman Цzmen,
вице-президент Refining and Chemical Licensing, Shell
Global Soulutions International B.V.
Есть мнение, что, несмотря на экономический кризис, потребности в энергии будут продолжать расти
еще длительное время. Прежде всего, должно быть
произведено поэтапное изменение, заключающееся
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
в быстром развитии государств, подобно Китаю и
Индии, с повышенным потреблением энергии, особенно касающимся личного транспорта. Снабжение
энергией будет удовлетворять потребности с большим трудом.
Нефтепереработчики столкнутся с большими
проблемами, связанными с удовлетворением роста
потребностей в энергии так же, как и с повышением
качества сырья, требующим обязательного регулирования окружающей среды, т.е. исключение содержания серы в дизельном топливе и других топливных
маслах. Несмотря на глобальные обязательства снизить эмиссию углерода, ее объемы будут также расти.
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЛИЦЕНЗИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Следовательно, инженеры-технологи и специалисты
по планированию научных исследований и разработок должны принимать согласованные действия.
Несмотря на вынужденно ограниченные капиталовложения, нефтепереработчики должны быть
готовы к изменениям. Новые мощности нефтепереработки предусмотрены во всем мире с основными
проектами в России и Испании, реализующимися
в партнерстве с Shell, а также с быстрым ростом
сектора нефтепереработки в Китае.
Однако в последние два года потребности в
нефтеперерабатывающей промышленности находятся в состоянии стагнации. Некоторое оборудование устаревает и многие годы нефтепереработчики не строят новые установки в США.
Нефтепереработчики просто добавляют установки
там, где это необходимо.
В текущей экономической обстановке сложно финансировать новые проекты. Нефтепереработчики
сокращают финансирование даже для основного
ремонта установок. Бизнес должен быть хорошо
подготовленным с учетом того, например, будет
ли завод выпускать продукцию на экспорт или для
внутреннего пользования, будет ли заключен договор на месте или рассмотрены соглашения на
поставку сырой нефти. Кроме того, хорошо информированные банкиры стремятся определить,
насколько испытана и доказана технология, и требуется ли инфраструктура системы.
Shell Global Solutions предлагает стратегию для
совершенствования эксплуатации, основанную на
модели, имеющей пятиугольную форму. Выполнение
задачи по улучшению технологии может увеличить
ежегодную прибыль до 50 млн долл. Первая задача,
связанная с совершенствованием технологии, это
незначительные капитальные вложения.
Пять положений для действия включают: повышение надежности и эффективности эксплуатации;
углеводороды и оптимизация цепи снабжения; повышенная эффективность энергии с низкой эмиссией
CO2; рационализация ускорения процессов. Выбор,
достаточно широкий, предполагает экономию в
5–20 центов за баррель и даже 1 долл/брл.
Рассмотренное каждое положение с учетом ограниченных капитальных затрат корректируется в
соответствии с бюджетом 20 млн долл. и менее. При
этом необходим подход «жесткой эксплуатации».
Например, установка вакуумной дистилляции
может производить больше вакуумного газойля
(vacuum gasoil – VGO). В качестве альтернативы
установка флюидизированного каталитического
крекинга (fluidized catalytic – FCC) может быть
переоборудована, чтобы увеличить ее мощность.
Частичное переоборудование для процессов термического крекинга и гидроочистки также принесут
значительную выгоду. Клиенты компании Shell изменили систему технологических линий установки
гидроочистки VGO, на которую подавался на FCC,
превращая ее в умеренный крекинг.
При более длительном цикле Shell рекомендует
применять проекты пятиугольной модели с высокими капиталовложениями. Они включают приме64
нение глубокого испарения вакуумной установки в
комбинации с термическим крекингом, чтобы снизить производство жидкого топлива. Превращение
остаточного газойля в дизельное топливо, применение глубокого испарения SR VGO, термический
крекинг и установка замедленного коксования,
глубокое испарение HVU в комбинации с гидрокрекингом/SDU или установка коксования, чтобы
максимизировать производство дизельного топлива;
облагораживание LCO на FCC; производство зимнего дизельного топлива с оптимальными свойствами
холодного потока или интегрированной ULSD с
депарафинизированным HDS.
Это также дает возможность за короткое время
выиграть 30–40 дней заменой катализатора, внутреннего оборудования реактора и тому подобное.
Даже в сложном экономическом климате мир
не должен прекратить свое существование. Сейчас
наступило время для разработки предварительного и законченного инженерного проектирования (front-end engineering design – FEED). Важно
избежать режима «стоп-пуск». В последние годы
сектор переработки подобен «судну в прибрежном плавании», но бизнес должен продолжаться.
Потребности в чистом топливе будут расти с одновременно повышающимися требованиями правительств к регулированию нормативов по охране
окружающей среды.
Потребности для установок глубокого испарения
и вакуумной растут, поскольку повышается спрос на
продукты этих установок. На протяжении последних
двенадцати месяцев Shell активно проводит исследования в этой области. Определенное число проектов
по гидрокрекингу также находятся в стадии разработки. Растворяющие продукты деасфальтизации
и коксования могут найти применение. Например,
турецкий рынок использует кокс и нефтяной кокс, в
то время как Китай не интегрирует технологии коксования вследствие богатых запасов угля. Имеются
большие возможности для установки облагораживания и депарафинизации, особенно для облагораживания дизельного топлива, предназначенного для
использования в холодном климате.
Нефтепереработчики должны думать сейчас
о наилучших подходах к эксплуатации без значительных капиталовложений. Переоборудование
установок может включать работы от FCC до гидрокрекинга так же, как и долгосрочные проекты
внедрения новых установок, а также проекты давно
освоенных и функционирующих установок.
Что бы ни случилось, еще длительное время потребности в топливе будут достаточно высоки, хотя
сложившаяся в настоящее время экономическая
ситуация ставит инвестирование под сомнение.
Между тем, нефтепереработчики имеют различные
варианты для получения инвестиций, например,
чтобы удовлетворить спрос на чистые средние
дистилляты. Действовать надо сейчас, чтобы не
сожалеть позднее.
Планирование на будущее нужно начинать с
инвестиций сейчас и направлять их на проекты,
нацеленные на подъем «в будущем».
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЛИЦЕНЗИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
МАКСИМИЗАЦИЯ
ПРОИЗВОДСТВА
ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
John Baric, Shell Global Solutios International B.V.
Justin Swain, Criterion Catalyst and Technology Ltdi
Хорошо интегрированные технологии гидроочистки
и гидрокрекинга могут придать остроту конкуренции.
John Baric, менеджер по лицензионным технологиям
Shell Global Solutions International B.V. и Justin Swain,
технический директор Criterion Catalysts and Technologies
обсуждают эту тему.
К гидропроцессам предъявляются серьезные требования, особенно, когда на установку подается более
тяжелое сырье. При этом будет больше серы и азота
для экстрагирования, больше ароматических углеводородов для насыщения, больше металлических элементов для устранения и больше кокса на реализацию.
Нефтепереработчики сталкиваются также с проблемой
старения оборудования, что, возможно, не было предусмотрено проектом и не оптимизировано в соответствии
с новыми требованиями. В существующей экономической ситуации ограниченного капиталовложения многие
нефтепереработчики успешно частично переоборудуют новейшие технологии Criterion, партнера Shell, наикрупнейшего мирового поставщика катализаторов для
гидропроцессов.
Для того чтобы достигнуть максимальных показателей
установки, катализаторы и качество внутрикорпусных
устройств реактора должны быть оптимизированы.
Катализаторы должны быть защищены от частиц и
загрязняющих веществ, ухудшающих качество катализатора. Использование катализатора должно быть
максимальным. В некоторых многослойных катализаторах реакторов гидрокрекинга, например, частицы
могут «аккумулироваться» даже если в системе присутствует автоматический фильтр обратной промывки
продукта.
Оптимальная конструкция внутрикорпусных устройств реактора является жизненно необходимой. Shell
устанавливает фильтры всех установок гидрокрекинга
вакуумного газойля (vacuum gasoil – VGO) и гидро-десульфуризации (hydrodesulphurization – HDS) без учета
влияния объема реактора, стоимости и активного объема катализатора. Фильтры обеспечивают очень эффективное удаление частиц, которые могут стать причиной
снижения давления в системе и неправильного распределения их в слое катализатора. Тарелка распределения
жидкости пара ниже фильтра обеспечивает полное радиальное диспергирование через слой катализатора, что
приводит практически к стопроцентному использованию
катализатора.
Эффективность катализатора измеряется при помощи
36 термоэлементов, через верхний и нижний слои катализатора. Высокодисперсионная (high dispersion – HD)
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
кА контролирует температуру радиальной дисперсии
в пределах 2–4 °C, подтверждая оптимальное использование катализатора. Ультра-плоская охлаждающая
(ultra-flat quench – UFQ). Крышка на нижнем слое катализатора принимает реагенты, смешивает их с резко
охлажденным газом и окончательно перераспределяет
их на следующий слой катализатора. В компактной конструкции предусмотрена минимальная высота и более 20
% объема катализатора в многослойном реакторе.
В зависимости от степени требуемого улучшения
точки помутнения катализаторы гидродесульфурации
(HDS) и гидроденитрогенизации (denitrogenation –
HDN) могут быть применены вместе с катализатором
депарафинизации. В основном отдельные небольшие
слои катализатора депарафинизации применяют, когда
контролируется температура деперафинизации и температура холодного потока.
Criterion производит катализаторы для гидрокрекинга
в партнерстве с Leolyst International. Смеси цеолита различают по уровню селективности дизельного топлива,
требуемого на различных рынках. Две тысячи новых
видов цеолитовых катализаторов предлагают заводы с
выбором дизельного топлива большей селективности
при одной и той же рабочей температуре, либо большую активность при одной и той же селективности при
наиболее высокой производительности в пределах существующих ограничений установки.
Форма катализатора является также важной характеристикой. Criterion заменил цилиндры трехгранной формой с целью увеличить характеристику гидрокрекинга
и производительность дизельного топлива. Чрезмерно
глубокий крекинг происходит тогда, когда реагенты
остаются внутри катализатора довольно долго, снижая
выход дизельного топлива и создавая весьма нежелательные продукты, такие как нафта и газ. Новая форма
Advanced Trilobe Xtreme (ATX), созданная Criterion, способствовала увеличению дизельного топлива на 1,5 %.
При производительности гидрокрекинга 50 000 брл/сут
можно получить дополнительно 750 брл/сут дизельного
топлива при измененной форме катализатора.
В проекте депарафинизации Shell предложила улучшить точку помутнения зимнего дизельного топлива
до –14 °C и переоборудовать тридцатилетний старый
гидрокрекинг с проблемами надежности.
Многие проекты гидропроцессов в мире невыполнимы. Успешное переоборудование установок связано с низкими капиталовложениями и быстрой окупаемостью.
Для улучшения старых установок HDS с низким
давлением, которые имеют недостаточный объем ка65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ЛИЦЕНЗИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
тализатора, добавляют второй реактор, что значительно
улучшает процесс. Важно учитывать и систему ввода
промывочной воды. Часто скорость сырья или интенсивность сернистого сырья способствует инициированию
проблемы потенциальной коррозии, которую можно
избежать путем дополнительной оптимизации процесса
промывки водой. Кроме того, нефтепереработчик должен
гарантировать, что сепарация и фракционирование даст
дополнительное количество дизельного топлива.
Пример 1. Установка ультранизкого содержания серы
была преобразована в установку депарафинизации, способную снижать точку помутнения дизельного топлива от
–5 до –19 °C, с применением высокоактивного никельмолибденового катализатора вместе с катализатором
депарафинизации SDD800 и некоторой пост-очистки
выполняющей свои функции внутри существующего
реактора. Депарафинизация требует определенной рабочей гибкости, так как в летнее время нет необходимости
в улучшении точки помутнения. В течение лета депарафинизация может быть отключена путем охлаждения.
Двухстадийная изо-депарафинизация допускает точку
помутнения вплоть до 35 °C с минимальной потерей дизельного топлива на выходе.
Пример 2. Одностадийный тридцатилетней давности
гидрокрекинг (с рециклом) со временем стал менее надежным в основном вследствие значительного снижения
давления в слое катализатора из-за отложения твердых
частиц, коррозии на установке. Верхний слой катализатора был полностью заменен во время капитального
ремонта установки. Shell использовала новую технологию
внутрикорпусных приспособлений реактора, включая
следующие: замена крышки фильтра; увеличение длины цикла, устранение быстрого снижения давления,
увеличение степени использования катализатора при
более высоком выходе дизельного топлива. Суммарная
стоимость проекта составила около 2 млн долл. на тех-
нические средства, при этом отмечалась высокая надежность системы и значительное увеличение выхода
дизельного топлива.
Плохое распределение катализатора является общей
проблемой для реактора, при этом создается местный
перегрев, когда жидкость и пары протекают с одной
части слоя в «предпочтительную» другую часть, нарушая соответствующее правильное направление потока.
Результирующие высокие температуры и чрезвычайно
глубокий крекинг создают высокие выходы газа и LPG,
потребляя водород при значительном расходе дизельного
топлива. В конечном счете, процесс ограничивается длиной цикла, поскольку механический лимит температуры
реактора достигается намного быстрее, если источник
тепла на 50 °C горячее в одной части слоя, чем в другой; так
потенциал полного цикла никогда не будет достигнут.
Внутрикорпусные устройства реактора были выполнены с помощью нестандартной комбинации катализатора
с высокой активностью и оптимальной селективностью,
что привело к увеличению конверсии (2,5 % на сырье)
и увеличило выход дизельного топлива (выход дизельного топлива фактически увеличился на 10 % массы от
сырья).
Окупаемость составила менее года, прибыль измерялась в сумме 3,5 млн долл. ежегодно.
На протяжении последнего десятилетия улучшения
состава катализатора привели к более чем удвоенной
относительной каталитической активности при минимизации технических средств.
Перевел А. Степанов
John Baric (Дж. Берис), менеджер по лицензионной технологии
Shell Global Solutios International B.V.
Justin Swain (Ж. Свин), технический директор Criterion Catalyst
and Technology Ltd.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Глобальная технологическая компания ABB заключила контракт стоимостью 223 млн долл. с нефтегазовой компанией Sonatrach на модернизацию
трех заводов по переработке газа в Алжире. Проект
включает новые технологические линии, переоснащение оборудованием существующих установок
комплексной подготовки газа и комплексной системы управления для новых и существующих производственных объектов. Полностью завершить работы планируется в первой четверти 2012 года.
ABB будет также поставлять взаимосвязанное автоматизированное оборудование такое как высоковольтная и низковольтная распределительная аппаратура и трансформаторы для заводов. По условиям
контракта компания ABB будет отвечать за проектирование, материально-техническое обеспечение
и подготовку к эксплуатации, в то время строительная деятельность будет осуществляться компанией
66
Sarpi, которая является совместным равнодолевым
предприятием Sonatrach и ABB.
Компания Borouge подписала контракт стоимостью
свыше одного миллиарда долларов США с компанией
The Linde Group на строительство крекинговой установки мощностью 1,5 млн этана на производственной
площадке в Рувайсе, Абу-Даби. Ближневосточная строительная компания Consolidated Contractors Co (ССС) будет обеспечивать строительство и сдачу в эксплуатацию
объекта «под ключ» с единовременной выплатой. Эта
новая крекинговая установка, стала третьей для Linde за
текущее десятилетие, в дополнение к уже имеющемуся
производству мощностью 600 тыс. т/год, и 1, 5 млн т/год
этана. Последний проект предусматривает значительное
расширение мощностей комплекса с целью увеличить
производство полиолефинов с 600 тыс. до 2 млн т/год и
ожидается, что строительство будет завершено к середине 2010 г., а к концу 2013 г. ожидается увеличение общей
мощности завода до 4,5 млн т/год полиолефинов.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
КОНКУРЕНТНОЕ
ПРЕИМУЩЕСТВО СПГ
J. Colpo, Honeywell Process Solutions, Берни, Тасмания, Австралия
Использование комплексного подхода помогает оптимизировать затраты
на строительство и эксплуатацию мощностей СПГ
Сектор сжиженного природного газа (СПГ) имеет
здоровые долгосрочные темпы развития. Для поддержания конкурентоспособности и рентабельности сектор
СПГ нуждается в сокращении сроков реализации и
снижении стоимости проекта. Сектор СПГ также нуждается в разработке активов для минимального кадрового обеспечения и материально-производственных
запасов, энергетического выхода и минимального «углеродистого следа» (количество углекислого и других
газов, выбрасываемых в атмосферу и вызывающих
парниковый эффект) наряду с адаптацией заводов к
заключению сделок за наличный расчет. Хотя на автоматизацию уходит только от 2 до 6 % совокупных затрат
на проект, ее влияние на повышение эффективности
операций составляет от 15 до 30 %. Следовательно, автоматизация представляет собой хорошую возможность
для повышения эффективности завода СПГ. К сожалению, традиционный подход генерального подрядчика
по автоматизации (Main Automation Contractor – MAC)
сосредоточен на интеграции автоматизированного сегмента в проекты, но только до начальной стадии, и это
совершенно не связано с проблемами, с которыми сталкиваются операторы современных СПГ-проектов.
Новый подход, названный комплексным генеральным подрядчиком по автоматизации (Integrated
Main Automation Contractor – I-MAC), обеспечивает
основные улучшения благодаря взаимодействию между
персоналом, системами и процессами на протяжении
эксплуатации завода СПГ (рис. 1). Поставщики систем
автоматизации могут осуществлять на начальных этапах
консультации и проводить совместные практикумы с
представителями завода для разработки требований к
человеческому фактору, интеграции эксплуатационных и бизнес систем, а также устойчивого развития в
период эксплуатации. Заблаговременное привлечение
в проекты специалистов по автоматизации (со стороны поставщиков) может помочь гарантировать то, что
решения, принятые на начальных этапах, такие как
динамическое моделирование, процессы разработки
системы аварийной сигнализации и оптимизации работы завода, способствуют гладкому, эффективному
пуску. Заблаговременное обучение операторов, моделирование процесса параллельно со строительством и
испытанием систем усовершенствованного управления
технологическим процессом в режиме моделирования, – все это способствует сокращению времени и
смягчает производственные риски.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
ВОЗМОЖНЫЕ ПРОБЛЕМЫ
Мировой сектор СПГ уверенно развивается, начиная с конца 1990-х годов. Согласно данным BP,
мировое производство СПГ увеличилось со 113 млн
т/год в 2000 г. до 154 млн т/год в 2006 г. Согласно
прогнозам ВР, производство СПГ к 2010 г. достигнет
225 млн т/год, а к 2030 г. –524 млн т/год. В 2008 г. совокупные объемы сжижения составили 207,01 млн т/год.
Число установок СПГ, размещенных в 17 странах,
составило 17 единиц. СПГ поставлялся к 59 регазификационным установкам (размещенным в 19 странах) с совместными объемами 402,15 млн т/год. Но
рост объемов СПГ может привести к существенному
увеличению капитальных затрат и эксплуатационных расходов, которые ставят под удар нормальное
состояние сектора.
Капитальные затраты на проект возросли вдвое в
период 2005–2008 гг., а эксплуатационные затраты
возросли вдвое в период 2004–2008 гг., тогда как цены
на нефть, по сравнению с СПГ, обычно фиксируются
как можно ближе к уровню 2004–2005 гг. Как результат,
для постоянного поддержания новых проектов, как с
точки зрения скорости их реализации, так и рента-
Фокусирование на проекте
(затраты, график, риски)
Эксплуатационная
и бизнес готовность
(бездефектный пуск,
эксплуатация
в течение
первого года)
Фокусирование
на периоде
эксплуатации
(безопасность,
надежность,
производительность)
Рис. 1. Три стороны режима автоматизации I-MAC
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Управление
производством,
цепочка поставок
Усовершенствованное управление и
оптимизация – подготовка операторов, управление активами
Управление: отправки, система
безопасности, ПЛК, управление
компрессором, RMPCT
Управление приборами, давление,
температура, уровень, анализаторы,
локальные индикаторы
Низкая
Планирование
предприятия и
ресурсов
Способность влиять на стоимость
Высокая
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
Стратегические
закупки I-MAC
Стадия
проектирования
Влияние
окупаемости
инвестиций
Стадия
закупки товара
Стадия
строительства
Окончательная смета
и предложение
Процент
Рис. 3. Влияние I-MAC на возврат инвестиций на начальных
стадиях
Производство
Рис. 2. Улучшение I-MAC по сравнению с MAC
Потеря доходов
Без эксплуатационной
готовности
Рис. 4. Любые задержки в эксплуатационной готовности
приводят к значительным потерям доходов
бельности, давление слишком высоко. Сектор также
стремится сохранить завидные рекордные достижения
в области безопасности и надежности, вопреки увеличивающимся рискам и сложности операций.
Большую часть своей истории производство СПГ
применяло очень консервативный подход к бизнесразвитию и операциям. В основном, это связано с
многолетними контрактами типа «бери или плати
неустойку» (договор, по которому клиент обязуется
купить и оплатить товар или выплатить определенную
минимальную неустойку, даже если фактически товар
не был поставлен или был поставлен, но не был принят и
использован клиентом), которые были и все еще нужны
для обеспечения относительно высоких капитальных
затрат по сравнению с традиционными нефтегазовыми
операциями. Контракты на 20 лет подписаны на 95 %
рабочего объема производства заводов СПГ, оставляя
небольшие возможности для прибыльных участков
производства.
68
Однако разработки последних десятилетий сделали
производство СПГ более удобным для применения и
способствовали повышению конкуренции на рынке.
Увеличившееся число установок СПГ (на которых можно смешивать или разбавлять импортируемый СПГ до
желаемых тепловых эквивалентов) способствует тому,
что можно импортировать СПГ из нескольких источников. Многие страны, которые имеют достаточное число
источников добычи природного газа, строят установки
СПГ для энергетической безопасности. Такие заводы не
являются базовыми и способствуют увеличению числа
сделок по покупке СПГ за наличный расчет. Открыты
новые запасы газа, составляющие менее 10 трлн фут3.
Поэтому стали разрабатываться решения по сжижению
СПГ, чтобы превращать в деньги добытые запасы даже
вплоть до 0,1 трлн фут3 с помощью применения таких
решений, как плавучие заводы СПГ, и операции по
хранению СПГ, произведенному на таких заводах.
До сегодняшнего дня при строительстве заводов
СПГ, преобладал консервативный подход к процессам
и системам автоматизации. Подрядчики, осуществляющие проектирование, снабжение и строительство
(engineering, procurement and construction – EPC), переложили часть рисков и сложности на плечи поставщиков. Подход МАС был разработан для обеспечения
единой ответственности для всех аспектов проекта,
связанных с автоматизацией, включая интегрирование
автоматизации с оборудованием завода и системами
управления, вплоть до стадии пуска. Также такой подход
был разработан для того, чтобы упростить строительство мощностей, и не касается периода эксплуатации.
Следует отметить, что мощности СПГ характеризуются
тремя четко выраженными этапами эксплуатации:
• строительство по проекту (которое может занимать
от двух до пяти лет);
• эксплуатационная готовность оборудования (с пуска завода и вплоть до тех пор, пока оборудование не
достигнет эксплуатационной готовности к стабильной
работе, что может занять два года);
• эксплуатация оборудования (которая может длиться
от 25 до 50 лет и более).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
I-MAC – это усовершенствованный подход для достижения устойчивых преимуществ на всех трех этапах
эксплуатации мощностей СПГ. Буква «I» указывает на
интеграцию всех бизнес-целей с новыми мощностями
СПГ, включая персонал, продукты и процессы. I-MAC
относится не только к краткосрочным целям на стадии
капитального проекта, но также и эксплуатационной
и бизнес готовности, необходимым для пуска. На рис. 2
показано преимущество I-MAC по сравнению с традиционным MAC.
Подход I-MAC сфокусирован на бизнес целях компаний СПГ посредством автоматизации технологического, эксплуатационного и бизнес преимуществ.
Комплексный подход к управлению надежностью
также важен. Под интегрированным персоналом
подразумевается создание комплексной проектной
группы, состоящей из клиента, консультанта по управлению проектом (project management consultant
– РМС) EPC, МАС и других частей, включенных в
процесс. Под этим также подразумевается интеграция профессионального опыта партнеров и крупного
оборудования или поставщиков процесса. Под интегрированными продуктами подразумевается комплексный подход от систем автоматизации процесса до
систем корпоративного уровня и к информационным
технологиям (information technology – IT), любая из
которых должна располагаться в безопасной окружающей среде. Философия I-MAC также включает в себя
автоматизацию и управление рабочими процессами.
I-MAC представляет целостный подход на протяжении всего срока эксплуатации завода в дополнение
к управлению ценами и снижению рисков во время
выполнения проекта.
ЗАБЛАГОВРЕМЕННЫЙ ПУСК
У владельцев СПГ существуют большие возможности для влияния стоимости проекта на ранних стадиях,
даже, несмотря на то, что стоимость проекта на более
поздних стадиях увеличивается. Автоматизация вносит
значительный вклад в эффективный пуск и обеспечивает
снижение стоимости собственности на протяжении
эксплуатационного срока службы установки. Решения
(технологии автоматизации), принятые ранее, такие
как динамическое моделирование, процессы проектирования системы аварийной сигнализации, системы
управления производством или оптимизация завода,
– все это оказывает значительное влияние на работу
завода (рис. 3). Поставщики комплексного генподрядчика I-MAC осуществляют консультационные услуги на
более ранних стадиях проекта и проводят совместные
практикумы с представителями оператора для определения требований с точки зрения расчета человеческого
фактора, интегрирования эксплуатационной и бизнес
системы и устойчивого развития во время всего периода
эксплуатации.
Заблаговременное введение в эксплуатацию также
является решающим для успешности систем при поддержке отдела надежности или отдела технического
обслуживания. Поэтому на этапе FEED необходимо
искать поставщика I-MAC с большим опытом, а также
возможностью консультирования. Подход I-MAC позволяет заинтересованным сторонам влиять на проекти-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Защита на глубине: многоуровневый подход
Предотвращение
Удержание
Меры, которые
способствуют
удержанию завода
от опасных условий
Обнаружение
Меры, которые
обнаруживают
и предупреждают
о потенциально
опасных условиях
Меры, которые
предотвращают
Проектирование процесса от аварийных
Безопасное управление
ситуаций
технологическим процессом
Управление активами
Управление в аварийных ситуациях
Производственное оборудование
Управление границами
Системы аварийного отключения
Защита физического имущества
Сдерживание
Аварийный отклик
Меры, ограничивающие воздействие
опасных эпизодов
Рис. 5. Поуровневый подход к защите
рование завода, приводя к более плавному и быстрому
пуску и передаче операций.
Хотя генподрядчик I-MAC или MAC несет ответственность за все действия, связанные с разработкой, проектированием и строительством, группа автоматизации
тесно связана со всей группой ЕРС, часто использующей
такие же или аналогичные инструментальные средства.
Выбор поставщиков систем автоматизации с существенным опытом и знаниями в области СПГ и широкими
возможностями выполнения проекта будет способствовать более эффективной реализации проекта.
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ГОТОВНОСТЬ
Подход I-MAC обладает более широким обзором и
выработкой эксплуатационной готовности по сравнению с другими подходами. Эксплуатационная готовность
– это состояние, когда новый завод СПГ готов к работе
в течение продолжительного периода при желаемой
производительности в рамках расчетной эксплуатационной стоимости (рис. 4). Когда проектирование,
снабжение и строительство завода уже завершены,
все испытания направлены на проверку соответствия
масштабу капитального проекта. Эксплуатационная
готовность подразумевает под собой и готовность персонала и заводских и физических активов. Стоимость
финансирования завода СПГ (в несколько млрд долл.)
делает простои рабочего времени очень дорогими. Пуск
– это первый раз, когда все новые системы завода СПГ
работают совместно. Подтверждение того, что все системы – от автоматизации процесса до эксплуатационной и бизнес автоматизации – прямо перед пуском
работают правильно, является основным моментом
для I-MAC.
Подготовка или готовность персонала является, вероятно, наиболее важным аспектом эксплуатационной готовности. Только после правильной подготовки
операторы завода СПГ могут запустить установки на
оптимальных производительных уровнях. Поэтому
крайне важно иметь в штате хорошо подготовленных
операторов для устранения возможных технологических неполадок. Моделирующее устройство для обучения
операторов (Operator Training Simulator – OTS) позволяет операторам непрерывно нарабатывать навыки
для устранения технологических неполадок в безопасном режиме моделирования. Пуск и другие процедуры
эксплуатации могут разрабатываться и проверяться с
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
Решение
управления
портом
Управление портом
Решение
составления
графика парка
Составление графика
парка
Решение
составления
графика причалов
Составление графика
причалов
Система замера
резервуаров
Решение
управления
порядков
План загрузки
Решение
согласование
данных
Согласование данных
Контракт на поставку
Согласование данных
Альтернативные
технологии
Прогноз
хранения
Прогноз
производства
Замер резервуаров
Данные,
обработанные в
реальном времени
Контракт на поставку
Расчет времени
отправления
данные технологической безопасности, систему диагностики и важные
стратегии управления.
Кроме того, поставщик генподрядчика I-MAC предоставляет комплексный набор надежных систем
физической защиты, обеспечивая
существенный период эксплуатации,
поддерживаемой средствами автоматизации и системами защиты. С
таким проектированием и внедрением технология защиты может быть
приравнена к защите на военных, государственных и частных объектах во
всем мире. В идеале системы защиты
и управления должны использовать
ту же платформу и те же структуры
аварийного сигнала и доступа, что и
автоматизированная система управления технологическим процессом
для оптимизации распределения информации по установке СПГ.
Прогнозы (повторяющиеся краткосрочные и долгосрочные планы)
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ
Ожидается, что предприятие
СПГ будет работать на протяжении
Рис. 6. Многочисленные модели программного обеспечения цепочки поставок СПГ
многих десятилетий при нормальной
работоспособности завода. Обычно
применением моделирующего устройство для OTS набольшая часть СПГ расписана на двадцатилетние конряду с проектированием автоматизированной системы
тракты, и срок действия этих контрактов в основном
управления технологическим процессом для сокращебудет продлен еще на 20 лет. Важно поддерживать
ния времени пуска. Усовершенствованное управление
эксплуатационную надежность завода с помощью
технологическим процессом (advanced process control
текущего технического обслуживания. В настоящее
– АРС) также может быть поэтапно испытано на мовремя это является передовым опытом. Поставщики
делирующих устройствах.
систем автоматизации могут предложить решения,
которые контролируют состояние большого оборуУсовершенствованное управление технологическим
дования, тогда как цифровые решения ввода-вывода
процессом, которое уже используется на большинстве
(input/output – I/O) могут контролировать состояние
НПЗ и больших газовых заводах, также приобретает
оборудования автоматизации.
популярность и в области СПГ. Аналогично автопилоту
усовершенствованное управление технологическим
Поставщики систем автоматизации могут заклюпроцессом обычно устраняет реагирующие действия,
чать долгосрочные соглашения о поддержке для поднеобходимые оператору процесса для того, чтобы
держания оборудования и систем управления в радать больше времени на оптимизацию производства.
бочем состоянии. Последние достижения с помощью
Например, большие криогенные теплообменники и
исследований расширяют систему автоматизации до
теплообменники, охлаждающие окружающий воздух,
дистанционной калибровки схемы управления и усоработают с различной мощностью в холодные вечера и
вершенствованного АРС. Что касается заводов СПГ,
в дневное теплое время суток. Одна из многочисленных
важно изменить стандартное снижение эффективвозможностей усовершенствованного управления техности производственных мощностей, эффективности
нологическим процессом касается именно этого, кроме
и надежности, которые обычно имеют место на протого оно также может автоматически использоваться для
межуточном этапе эксплуатации завода. Поставщики
увеличения выхода и снижения потребления энергии,
систем автоматизации предлагают решения на проа также сокращения выбросов в атмосферу.
межуточном этапе, которые могут улучшать эксплуатационные характеристики, что иногда лучше, чем
МНОГОУРОВНЕВАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ЗАЩИТА
внедрять новые решения.
Безопасность необходимо учитывать с точки зрения
таких аспектов как проектирование процесса, управИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ
ление в нестандартных ситуациях (abnormal situation
Увеличение числа заводов СПГ, резервуаров для
management – ASM) и физическая безопасность (рис.
хранения и транспортировки заставляет пересмат5). Систему безопасности следует интегрировать с систеривать и модернизировать традиционные подходы
мой управления, чтобы ориентировать цели завода СПГ
управления материально-техническим обеспечением.
на безопасность и решения, которые сочетают в себе
Несмотря на то, что модели программного обеспечения
70
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
могут использоваться для прогнозирования направлений и будущих запасов СПГ, они не интегрируются
и требуют разработки технологических маршрутов
вручную для взаимодействия с графиками и операциями. Персональные электронные таблицы предрасположены к ошибкам и неверному пониманию.
Решение сложных проблем материально-технического обеспечения требует от поставщиков управления
всей цепочкой производства от газовых скважин до
конечного торгового терминала (final sales terminal).
Это подразумевает обзор газопроводов, процесс
сжижения, промежуточное хранение, график отгрузок, график причалов и управление портом. Задача
заключается в непрерывном и точном согласовании
контрактов на производство и поставку СПГ, аренду
хранилищ средней вместимостью, учета ограничений
портов, включая побочные продукты и материальнотехническое обеспечение судоходства. Любое разногласие приведет к значительным финансовым потерям
или штрафам вследствие снижения объема выпуска
продукции, нарушения соков доставки, простоя судна
(демереджа) и т.д.
Обязательства по поставке СПГ обычно определяются на основе годового плана поставок (annual delivery
plan – ADP). Годовой план поставок согласовывает
ожидаемый выход СПГ с долгосрочными контрактами
и любыми возможными местами погрузки. Для эффективного планирования подготовку производства,
составление графика отгрузок, составление графика
причалов в реальном времени необходимо сочетать
друг с другом (рис. 6).
Подход I-MAC проводит традиционные границы
через продуктовые и бизнес предприятия, сокращая
инженерные и проектные работы и обеспечивая более
высокий уровень сотрудничества. Тесная интеграция
решений вокруг центральной базы данных управления
материально-техническим снабжением может обес-
печить эффективное управление. Такой подход поможет справиться со многими проблемами, даже когда
используется большое число поездов и танкеров.
ВЫВОДЫ
Сектор СПГ должен продолжать разрабатывать
новые конкурентоспособные решения. Автоматизация
может обеспечить значительные экономические и
глобальные преимущества в течение всего периода
эксплуатации завода СПГ. Подход I-MAC основан
на принципах MAC обеспечения проектирования,
снабжения и строительства и конечного потребителя
с невариативной ответственностью. I-MAC включает в
себя решения эксплуатационной и бизнес готовности,
а также комплексные системы безопасности и защиты.
Стратегии заблаговременного внедрения позволяют
I-MAC укреплять успехи капитального проектирования
и снижать его стоимость. Техническое обслуживание
в течение всего периода эксплуатации будет направлено на поддержание эффективности эксплуатации
завода СПГ и его вспомогательных систем.
Перевела И. Аммосова
John Colpo (Дж. Колпо) является руководителем
компании Honeywell Process Solutions Marketing
and Strategy. Он руководит операциями по стратегии и тактическому маркетингу, включая маркетинговое планирование, планирование графика
продуктов, консультативное управление, партнерские решения и союзы, разработку обучения
по продажам, дополнительную разработку продаж, покупки и маркетинговые коммуникации.
Г-н Colpo имеет более 20 лет опыта работы в области автоматизации
и применения программного обеспечения в нефтегазовой отрасли.
Г-н Colpo имеет степень бакалавра в области машиностроения
и электротехники от университета штата Тасмания University of
Tasmania в Австралии.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
ЕВРОПА
Компания Hellenic Petroleum приступила к сооружению в Греции новой установки по обессериванию
жидкого бензина каталитического крекинга мощностью 27 000 брл/сут. В установке применяются технологии CDTECH для производства бензина со сверхнизким содержанием серы. В дополнение установка
позволяет вырабатывать дизельный побочный продукт с низким содержанием серы, который может
разливаться в емкости под дизельное топливо.
Американская инжиниринговая компания Jacobs
Engineering Group Inc заключила контракт с компанией Storengy для обеспечения услуг управления
проектированием, материально-техническим обслуживанием и строительством для реконструкции и
модернизации подземного хранилища газа (Этрез,
Франция).
Total Raffinerie Mitteldeutschland GmbH (TRM)
(нефтеперерабатывающий завод) (Германия) и фир-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
ма EDL Anlagenbau Gesellschaft mbH (Германия)
(строительство промышленных установок с технологической ориентацией и опытом в области разработки технологических решений) заключили новое рамочное соглашение на инженерно-конструкторские
услуги.
Французская нефтяная компания Technip заключила контракт на управление проектированием, материально-техническим снабжением и строительством «кристальной» газовой установки в Этцеле,
Германия. Этот контракт был заключен Electricite de
France S.A., совместно с немецким энергетическим
концерном EnBW Energie Baden-Wurttemberg AG.
«Кристальный» проект включает установки для сжатия природного газа и его переработки и хранения в
подземных соляных пещерах. Газ будет нагнетаться в
эти каверны в периоды низких цен на газ и отбираться оттуда для подачи в голландские и немецкие газовые сети, особенно в периоды пикового спроса.
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
СОГЛАСОВАНИЕ ДАННЫХ
И РАСЧЕТ ВЫХОДА ПРОДУКТОВ
P. Patil, G. Roy, Indian Oil Corp., Индия
В статье представлен пример согласования данных и расчета выхода продуктов по проекту,
примененных на НПЗ Mathura Refinery
На многих современных химических, нефтехимических заводах, сотни или даже тысячи переменных
параметров, таких как пропускная способность, температура, давление, состав и другие обычно измеряются и
автоматически фиксируются для подсчета материальных
балансов, контроля над технологическим процессом,
интерактивного подбора оптимальных условий (в реальном времени) или для экономического обоснования
(экономических расчетов). Современные системы автоматизации и сбора данных позволяют облегчить сбор и
обработку большого объема данных, часто отбираемых
с частотой в минуты или даже секунды. Использование
компьютерных технологий значительно улучшило точность обработки данных. Однако возросшее количество
информации может использоваться также для дальнейшего повышения точности и последовательности
обработки данных посредством систематизированной
проверки.
Измерение процесса неизбежно искажается из-за
ошибок во время измерения, обработки и передачи
сигнала. Суммарная погрешность в измерении может
быть наглядно представлена как совокупность факторов
и двух типов ошибок: случайные и общие. Термин «случайная ошибка» означает, что если повторить измерение
с тем же самым инструментом и в идентичных условиях
процесса, то можно получить различный результат.
Распределение вероятностей – это единственное возможное объяснение для таких ошибок.
Случайные ошибки могут возникать из-за множества различных источников, таких как перебои в
электропитании, передача по сети и помехи во время
преобразования сигнала, изменения во внешних условиях и т.д. Поскольку эти ошибки могут возникать по
различнам причинам, некоторые из которых находятся
вне пределов контроля инженера, а значит их невозможно полностью устранить и. С другой стороны, общие
ошибки вызваны неслучайными событиями, такими как
сбой в работе прибора (из-за установки неправильных
параметров), разрегулировки, изношенности или неисправности датчика, осадков механических примесей и
т.д. Неслучайный характер этих ошибок подразумевает,
что в тот или иной момент времени они имеют определенное значение и признак, который не может быть
не заметен. Таким образом, если повторить измерение
с тем же инструментом в идентичных условиях, доля
общих ошибок в результате измерения будет такая же.
В процессе технического обслуживания может быть
72
обеспечена ликвидация общих ошибок в измерениях,
по крайней мере, в течение некоторого времени. Общие
ошибки, вызванные неверной калибровкой датчика,
могут возникать внезапно в определенное время и после
этого оставаться на постоянном уровне или значении.
Другие ошибки, связанные с устаревшим датчиком или
неполадками в работе датчика, могут возникать постепенно со временем и, следовательно, значение общих
ошибок возрастает медленно. Таким образом, общие
ошибки менее часты, но их влияние обычно больше в
сравнении со случайными ошибками.
Производственное предприятие характеризуется
большим числом критичных для безопасности технологических процессов, которые в значительной степени
влияют на рентабельность завода. Четкое понимание
норм и числа этих технологических процессов приводит к принятию оптимальных оперативных решений.
Ошибки измерения в таких технологических процессах могут стать причиной возникновения серьезных
проблем на любом производственном предприятии
или заводе. Согласование данных позволяет принять
меры по ликвидации ошибок в совокупности ко всему
оборудованию и получить более достоверную оценку. Именно поэтому согласование данных процесса и
надежный контроль так важны для анализа технического состояния оборудования, общего планирования
и управления.
Для решения этих проблем Mathura Refinery внедрил проект по согласованию данных и расчету выхода
продуктов (data reconciliation and yield accounting –
DRYA) для приведения в соответствие материального баланса в повседневной работе. Этот проект был
впервые внедрен в эксплуатацию на заводе в Индии. В
Европе и США различные НПЗ уже ввели этот проект
в эксплуатацию.
DRYA – это производственная функция, состоящая
из трех основных видов деятельности.
• Ввод данных о состоянии производства и технических характеристик в технологическую базу данных
(process historian database – PHD).
• Преобразование необработанных данных в значимую информацию, т.е. приведение в соответствие
данных по динамике добычи, количеству и состоянию
запасов.
• Передача достоверных данных руководителям,
менеджерам и специалистам по планированию посредством графиков и отчетов.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
ОБЪЕМ РАБОТЫ
Сервер баз данных
Объем работ в рамках проекта
DRYA на Mathura Refinery заключалСервер Оракл
ся в установке, настройке и вводе в
Сетевой
Центральный
эксплуатацию системы для подсчекомпьютер
компьютер
Веб
сервер
та баланса, массы и размера затрат
по отдельным блокам, комплексу в
целом, вспомогательным и прилегаКонтроллер домена
ющим хранилищам. Решение было
Серверная комната
Коммуникационная комната
направлено на следующее:
• введение производственных
данных;
• преобразование необработанСетевой компьютер
Сетевой компьютер
Сетевой компьютер
ных данных в значимую информацию о материальном производстве
и хранении;
Клиентский ПК
Клиентский ПК
Клиентский ПК
• сбор данных о материальных и
других видах балансов по заводу и/
Размещение клиентов
или отдельным нефтехимическим
установкам/системам;
• статистическая сверка данных Рис. 1. Схематичное представление клиент/серверной структуры
по измерениям, использование избыточных измерений и точности измерительных приборов
для повышения достоверности вычисления данных по
LPG-CR
балансу;
• передача достоверных данных учета и оборота менеджерам;
• подготовка отчетов удовлетворяющих требованиям
ETP-CR
OMS-ll
заинтересованных лиц.
Основными требованиями к решению DRYA стали.
• Согласование данных, включая разработку отдеРабочая
Old units
льных моделей нефтехимических установок, внеплокомната
щадочных моделей, полной модели всего комплекса
и выполнение согласования материального баланса с
использованием данных по уровню запасов на начало
OMS-l
учета и по запасам на конец периода, отправлениям,
поступлениям денежных средств и, при наличии, деIS
монстрация расхождений в балансе.
TPS
• Выявление ошибки, включая определение данных
с ошибками после измерений и определение неисправных инструментов, а также поддержку определяемых
Рис. 2. Схематичное представление сети DRYA
пользователем ошибок и отклонений.
• Интерфейсы/сбор данных, включая совместимость
интерфейса с внешними системами для сбора данных,
Инфраструктура для внедрения DRYA на Mathura
таких как архив данных/данные ручного ввода/данные
Refinery. Наряду с тем, что надежное с высокими техлаборатории и интегрированная система управления
ническими характеристиками, простое в эксплуатапредприятием и т.п.
ции программное обеспечение является основным
• Универсальность/информативность, включая возкомпонентом для внедрения этой системы, тем не
можность обновления данных по изменениям конфименее, надежное в эксплуатации инструментальное
гурации завода, возможность графического представобеспечение с технической поддержкой имеет не
ления всех противоречивых данных после их выверки,
меньшее значение для успешного функционирования.
функции отчетности, например, ежедневный отчет о
Необходимая инфраструктура инструментального
производственной деятельности (DOR – daily operating
обеспечения была создана из элементов серверов для
report), отчет о состоянии запасов хранилища, отчет по
серверных приложений связи серверов с системой
количеству установок и комбинированный отчет по всем
сбора данных и компьютерами различных пользовапродуктам.
телей системы.
• Архивные хранилища данных, включая обеспечеПрограммное обеспечение DRYA – это клиентское/
ние поддержания обширной базы данных нефтеперерасерверное приложение и требует наличия многосербатывающего завода с надлежащей системой защиты,
верной среды, для размещения различных сервисных
обеспечение управления потоком данных в архивном
программ и клиентов с доступом в сети (рис. 1).
хранилище, когда данные за определенный отчетный
Чтобы достигнуть требуемого уровня доступности,
период были пересмотрены.
необходимо поддерживать запас мощности на сер-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
Баланс
производства
Технологическая
база данных
Базовая модель
завода
Масштабирование
Инфраструктура
Инфраструктура
Модель архива для завода
Выборка данных инфраструктуры
DCS-система/сторонняя система
Рис. 3. Составные элементы решения DRYA
верном, пользовательском и сетевом уровнях. Для
серверов поддерживается в готовности запасное оборудование, а для персональных ПК на случай возникновения любой проблемы имеются два запасных
ПК, для немедленной замены в случае необходимости. Для поддержания избыточности сети (рис. 2) все
точки размещения пользователей обеспечиваются
избыточными оптоволоконными линиями (Optic Fiber
Chanel – OFC).
Серверы. Существует четыре инструмента серверкласса для связи с сетевым оборудованием и переключателем КVМ. Все серверы соединяются через
сетевой компьютер, который в свою очередь соединен
с центральным компьютером через высокоскоростной гигабитный канал. Краткое описание каждого
сервера дано ниже.
Shadow server. Этот сервер содержит архив данных
по заводу (PHD – plant history data), полученный от
различных DCS посредством PHD-буферных серверов.
Oracle server. Сервер содержит описания, которые
используются для создания макетов и проведения
сверок, как отдельных секций, так и всего комплекса
в целом.
Web server. Этот сервер является интернет-сервером и используется для создания различных Webотчетов.
Контроллер домена. Контроллер включает в себя
домены трех вышеуказанных серверов (RTD – BMR).
Он находится в связи с основным доменом Mathura
Refinery (milkyway.iocl.co.in).
Чтобы гарантировать бесперебойность работы каждый сервер конфигурируется с использованием RAID-1 и
RAID-5 (набор дисков, которые используются как единое
устройство) для связи с сетью. Каждый сервер, кроме
контроллера домена, имеет два набора жестких дисков.
Первая группа настраивается с использованием RAID-1,
имеет два жестких диска и используется операционной
системой. Вторая группа настраивается с использованием RAID-5, имеет три диска и содержит прикладные
данные. Такая конфигурация RAID гарантирует, что
прикладные данные будут защищены, даже если воз74
никнет какая-то проблема с операционной системой
или любым жестким диском.
Клиенты. Пользователи DRYA были обеспечены
мощным оборудованием, имеющим высокую надежность и производительность. На компьютеры клиентов,
которые потом подключались к локальной вычислительной сети нефтеперерабатывающего завода для доступа
к серверам, загружались специальные клиентские приложения для DRYA. Готовые к использованию запасные
ПК находились в IT-отделе.
Сетевое сооружение. Все точки размещения оборудования клиентов DRYA- и PHD-серверов были подключены к центральному компьютеру в отделе IT как
минимум через две линии OFC для обеспечения достаточной избыточности. Точки размещения включали
старые и новые компьютеры, новые SRU, TPS, OMS-1
и OMS-2, ETP, LPG и отдел TS. Все эти переключатели
настроены на STP таким образом, чтобы могло произойти автоматическое переключение во время отказа
в работе любого канала передачи.
Контроль функционирования. Работа всех задействованных переключателей и серверов постоянно
контролируется, состояние сетевого взаимодействия
всех точек расположения информационных объектов
(ETP-CR, LPG-CR и OMS-1CR) записывается дважды
в день в 8.30 и в 17.00. В случае неисправности любого
переключателя или компьютера неисправный элемент
может быть заменен в течение 30 мин. Однако если
поврежден оптический канал передачи данных исправление ситуации может занять 48 ч, но это не влияет на
работу проекта DRYA, так как все критичные элементы
обеспечиваются избыточностью таких каналов.
Состояние сервера контролируется ежедневно посредством визуального осмотра связности узлов в сети
и ежедневно регистрируется в 10.30 утра.
Заключение. IТ-структура является единым целым
и ответственной частью внедрения проекта DRYA. Она
состоит из ведущих серверов, отвечающих за различные
сервисные пакеты DRYA, клиентов, которые получают доступ и загружают/выгружают данные с сервера.
Связность узлов в сети и состояние сервера ежедневно
контролируются для обеспечения высокой надежности
и работоспособности проекта DRYA.
РЕШЕНИЕ
Решение DRYA от Mathura Refinery основано на
системе управления базами данных. Элементы структуры, использованные для этого решения, показаны
на рис. 3.
Структура включает в себя работающую в реальном
времени реляционную базу данных для сохранения и
извлечения данных в DRYA.
• База данных истории процесса (PHD – process
history database) – это оперативная база данных для
сбора, хранения и восстановления всех тегов, которые
должны быть использованы в решении DRYA.
• Базовая модель завода (PRM – plant reference model),
которая является частью реляционной базы данных, используется для сохранения статистических данных завода, таких как оборудование и особенности продукта.
• Баланс производства (DRYA) используется для
трансформации (преобразования) измерений в реаль-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
ном времени и внешних изменений данных в согласованные переменные для подведения баланса, согласования и представления отчета по этим данным.
• Интерфейс ERP (RFC) предназначен для восстановления данных из ERP-системы. Данные результатов
(интенсивность потока, удельный вес хранилища и состав) вводятся в ERP-систему различными специалистами и сохраняются в оперативной базе данных тэгов
через RFC.
• Применение DRYA также обеспечивает применение
инструментов графического анализа и использование
системы отчетности, основанной на Web. DRYA включает
в себя основанные на Web графики и отчеты, которые
позволяют сравнивать измеренные и согласованные
показатели, таким образом позволяя наблюдателям визуально определить неисправные расходомеры.
ПРИНЦИП DRYA-ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
Обследование объекта было проведено с вовлечением
различных секций нефтеперерабатывающего завода
для точного представления, подготовки узловых схем
и сбора данных с учетом каждой модели. Инженернотехническим персоналом совместно встраивается источник снабжения узла DCS, узловые схемы окончательно
оформляются. Узловые схемы представляют важный
метод учета водотоков, использующихся на заводе, что
позволяет составить отчет по объему производства/количеству для конкретной единицы. На этапе обследования
объекта были определены следующие модели.
Модель образа секции. Были построены отдельные
модели секций для специальных целей учета секций.
Пользователи этих моделей – инженеры по организации
производства; предназначение этих моделей должно
было облегчить автоматизированный контроль, выбор
оптимальных вариантов и анализ возможных вариан-
тов. В общей сложности 18 моделей было определено
во время обследования объекта.
Внеплощадочные модели. Двенадцать моделей OMS
были построены, исходя из числа резервуаров для продуктов НПЗ, и распределены по заводу. Наряду с согласованием, эти модели могут также рассматриваться как
инструмент учета для каждого резервуара и использоваться для проверки производства и распределения
каждого продукта более эффективно.
Модель всего комплекса. Это комплексная модель
всего комплекса НПЗЩ от сырьевой секции до секции с
конечным продуктом, фиксирующая все оборудование
и резервуары, так же как и содержимое резервуаров с
промежуточным продуктом.
Цель этой модели заключалась в обеспечении возможности автоматизированного контроля полностью за всем
НПЗ от сырья до распределения конечного продукта.
Полезные модели. Очень часто важной секцией
нефтеперерабатывающего завода, остающейся без
внимания, является секция энергоисточников. В общей сложности 6 моделей были определены с помощью
выявления основных компонентов и использования
различных энергоисточников по всему заводу.
Завершение модели сопровождалось деятельностью
по сбору данных. Во время сбора данных столкнулись
с трудностями, в особенности в следующем:
• сбор данных для корректировки расхода с учетом
температуры;
• сбор данных для потока, который проходит через
часть газовых вентилей, а именно распределительный
клапан линии отвода газа для сжигания;
• определение распределения сети энергоисточников;
• ERP-система – своевременный информационный
объект для инвентаризации и распределения;
Таблица 1. Пример ежедневного отчета производственного отдела Mathura Refinery по работе хранилища
(31,01,2009; 7.00)
№ хранилища
TK-001
TK-002
TK-003
TK-004
TK-005
TK-006
TK-007
TK-008
TK-101
TK-102
TK-103
TK-104
TK-105
TK-106
TK-107
TK-151
TK-351
TK-201
TK-202
PHD в базе
данных
Содержание
Емкость,
тыс. л
TK-001.SAP
TK-002.SAP
TK-003.DAP
TK-004.SAP
TK-005.SAP
TK-006.SAP
TK-007.SAP
TK-008.SAP
TK-101.SAP
TK-102.SAP
TK-103.SAP
TK-104.SAP
TK-105.SAP
TK-106.SAP
TK-107.SAP
TK-151.SAP
TK-351.SAP
TK-201.SAP
TK-202.SAP
HS
HS
BH
NIG
HS
BH
NIG
HS
NAPHTHA
NAPHTHA
NAPHTHA
NAPHTHA
CRU FEED
CRU FEED
FCC HEART CUT
H2 FEED
H2 FEED
MS
MS
50 000
50 000
50 000
50 000
50 000
50 000
65 000
65 000
10 000
10 000
10 000
10 000
10 000
10 000
10 000
2000
2000
10 000
10 000
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Глубина
заполнения, мм
Температура, °С
25,00
258,80
310,00
248,20
1409,50
1163,60
968,80
1194,10
0,00
558,90
626,50
337,10
909,90
549,50
0,00
0,00
893,20
792,50
969,80
21
21
21
17
24
23
23
25
12
22
23
19
24
21
22
22
22
20
21
Состояние
IOC
IOC
R
IOC
IOC
F
SMPL
IOC
U/M
D
R
D
F
F/R
IDLE
U/M
F/R
D BS2
C E3
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
Таблица 2. Производственный отдел Mathura Refinery
Ежедневный отчет по работе хранилища (с 07:00 31.01.2009 до 07:00 01.02.2009)
№
Время
Начало
Конец
№
хранилища
Режим
Продукт
Начало
Конец
Глубина
заполнения
Плотность
Температура,
°С
Глубина
заполнения
Температура,
°С
1
09.40
TK-505
T/W
HSD-BS-II
1075,3
830,2
28
28
2
14.45
TK-120
T/W
LAN
938,2
771,4
22
22
IOTL transfer
№
Время
№
хранилища
Режим
Начало
Конец
1
10.30
12.00
TK-201
IOTL
2
08.30
13.10
TK-706
IOTL
Продукт
Начало
Конец
Глубина
заполнения
Плотность
Температура,
°С
Глубина
заполнения
Температура,
°С
MS-BS-II
792,5
746,2
22
752,2
22
FO
263,3
969,7
75
40,5
75
Глубина
заполнения
MJPL/MTPL
№
Время
Начало
1
07.00
Конец
№
хранилища
Режим
TK-203
MLPL
Продукт
MS-E-III
Начало
Плотность
Температура,
°С
864,3
734,5
25
Рабочий проект. Этот технологический процесс выполняется на источнике снабжения DCS, основанном на
сборе данных во время обследования объекта.
Конфигурация модели. Вышеупомянутые данные
трансформируются (преобразовываются) в модель с
целью обеспечения возможности согласования.
В общей сложности в этом балансовом объекте находится 18 логических узлов. Начиная с выходов всей
продукции, подготовленной для любых продуктовых
резервуаров или нефтехимических установок переработки и сбыта нефтепродуктов, все было определено
как независимые логические узлы с соответствующими
названиями.
Основное значение баланса – узнать количество LPG,
газолина, TCO и CLO наряду с образованием кокса. Все
внеплощадочные модели и модели всего комплекса были
выполнены на аналогичной основе.
Во время подготовки рабочей документации и этапов
инженерно-технических работ было замечено, что особое
внимание необходимо обратить на следующее.
РАЗРАБОТКА ПРИКЛАДНЫХ ПРОГРАММ
В производственных процессах нефтеперерабатывающего завода за один день один поток от нефтехимической
установки может расходиться в параллельных направлениях. Для того чтобы добавить прикладную задачу к
записи события однопоточной отметки представленной
различными направлениями, должна быть разработана отдельная логическая схема переключателя потока.
Используя графический пользовательский интерфейс,
сотрудники завода могут войти в переключатели потока
через эту прикладную задачу. Изменение распределения
потока сохраняется в PHD и может быть использовано
как отдельный инструмент для однокомпонентного действия, регулирующего многократные направления. Это,
отслеживание движение материала, достаточно важно
для выполнения согласования.
Ввод данных для инвентаризации различных продуктов, транспортировки и отправок. Доступность данных по приходным распределениям и инвентаризации
является главной задачей для учетной документации по
добыче. Для того чтобы получать такие данные в точности
76
Конец
Глубина
заполнения
Температура,
°С
25
по возможности в полном объеме, были разработаны
четыре программы для ввода данных.
Инвентаризационная опись. Прикладная программа
инвентаризационной описи была сделана для ежедневного сбора данных по состоянию запаса по всем хранилищам нефтеперерабатывающего завода, принимая
во внимание плотность продуктов и остатки в режиме
реального времени, а также фактическую диаграмму
калибровки резервуаров.
OMS-оператор обеспечивает доступ ко всем данным
по глубинам и температурам хранилищ через PHD, проверяет данные и пусковые схемы (PRESS Update PHD
Tags) для вычисления фактического уровня запасов
(табл. 1).
Раньше вычисление уровня запасов основывалось на
установленной плотности продуктов и запасов, а также
на установленных особенностях хранилищ.
Карта транспортировок. Так как интерактивные
измерительные приборы недоступны во время транспортировки продуктов различными методами, такими
как железнодорожная, автомобильная транспортировка
и трубопровод, специально для этого были разработаны
отдельные приложения Excel.
OMS-нефтяные компании вводят данные по транспортировке, записывая точный расчетный день, подтверждая правильность, дату и пусковые схемы (PRESS
Update PHD Tags) для вычисления фактической транспортировки (табл. 2).
Третьи и четвертые сервисные программы для битумов и LPG/ведомости пропилена, где нефтяные компании вводят запасы и отправки.
Данные от этих прикладных программ сохраняются в PHD и могут быть использованы для других целей
анализа.
РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА КОРРЕКЦИИ
(КОМПЕНСАЦИИ ДАВЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ)
ДЛЯ ЖИДКОГО И ГАЗООБРАЗНОГО ПОТОКА
Компенсация потока давления температуры (PT
– pressure temperature). PT-компенсация должна быть
сделана посредством использования алгоритма коррекции потока для фактических температур пото-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
ка и плотности относительно рабочих температур и
плотности измеряемого потока. Были разработаны
отдельные алгоритмы для жидких и газообразных
потоков.
D15d Dtop
,
D15op Dtd
где: Q –скорректированный поток при 15 °С, м3/ч;
R – показание измерительного прибора равное м3/ч
при показаниях 15 °С в системе идентификации и управления (DCS – display and control system); D15d –
расчетная удельная плотность (кг/м3) при 15 °С, данные
из выходного конца трубы; D15op – рабочая плотность
(кг/м3) при 15 °С, данные лаборатории; Dtop – рабочая
плотность (кг/м3), данные рабочей температуры (1);
Dtd – расчетная удельная плотность рабочей температуры (кг/м3), данные из выходного конца трубы.
Жидкий поток: : Q = R
Газообразный поток: Q =
MWd Pop Td
R ,
MWop Pd Top
где: MWd – расчетная молекулярная масса, данные
из выходного конца трубы; MWop – рабочая молекулярная масса, данные лабораторного исследования;
Pop – абсолютное рабочее давление в атм, собранные
данные; Pd – абсолютное расчетное давление в атм,
данные из выходного конца трубы; Td – расчетная
температура в К, данные из выходного конца трубы;
Top – рабочая температура в К, собранные данные;
Q – данные скорректированного потока в нм3/ч; R
– показание измерительного прибора в нм3/ч.
ИНТЕГРАЦИЯ СИСТЕМЫ DRYA
C СИСТЕМОЙ ERP
Данные по плотности, используемые для расчета
выхода продукции, применялись как фиксированное значение, в то время как плотность материала на
нефтеперерабатывающем заводе часто изменяется
в зависимости от особенностей исходных продуктов и типа обработки сырья. Необходимо получение
данных по фактической плотности от программного
модуля контроля качества системы ERP посредством
удаленных функциональных запросов.
РАЗРАБОТКА И РАЗВИТИЕ HAIL
После завершения сбора данных была начата разработка рабочего плана в HAIL, Pune. Этот этап включал
следующие подпункты:
• внутренняя опрессовка труб и их соединений во
всех моделях по базе MS Access
• установка испытательной системы;
• моделирование идентифицированных балансов
на испытательной системе
• разработка заказных прикладных программ, таких как переключатель страниц, инвентаризационная
опись и список транспортировки;
• разработка алгоритма коррекции (PT-компенсация)
для жидкого и газообразного потоков;
• разработка отчетов в MS Excel и публикация в
среде, основанной на Web WPKS;
• внутренняя опрессовка труб и их соединений во
всех моделях в ступенчатых конструкциях с применением системы архивации от RTDBMS;
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
• проверка согласования и технологических процессов с отложенной записью, а также публикация
результатов в виде отчетов и графиков;
• выработка порядка испытаний.
Рассмотренная модель и испытание. Наряду с
реализацией данного этапа был разработан порядок
испытаний рассмотренной модели, чтобы гарантировать, что применение системы DRYA могло тщательно
контролироваться соответствующими пользователями.
Следующие шаги были выполнены во время рассмотрения модели.
• Проверка узловых схем и измерений потока с
P&ID;
• Тестирование результатов заказных прикладных
программ (PT-компенсация и применение переключателя) и правильности алгоритма;
• Проверка отчетов и графиков.
Наряду с реализацией данного этапа был разработан порядок испытаний рассмотренной модели,
чтобы гарантировать, что применение системы DRYA
могло тщательно контролироваться соответствующими
пользователями.
Введение в эксплуатацию и приемочные испытания на площадке. Установка системы и ввод в действие
на месте для обеспечения доступа к данным, поступающим в реальном времени, от сервера:
• конфигурация модели и ввод в эксплуатацию
на местах;
• приемочные испытания на площадке и программа полностью готова к использованию конечными
пользователями.
Это был самый важный этап, во время которого
модели были проверены на получение оперативной
информации наряду с получением полных данных по
циклу потока от ERP-системы, по данным, вводимым
оператором и различным прикладным программам,
работающим в заданное время.
Это стало заключительной фазой проекта. Для облегчения принятия системы процедура была отложена
до проверки и настройки моделей. Предпосылкой
послужило то, что все специальные изменения, например, компенсация потока, интеграция с системой
ERP по плотности и специальная логическая схема для
перехода от dip-измерений к оценке массы в тоннах
были выполнены в запланированные сроки и ввод
данных состоялся в положенное время.
Со списком неисправных расходомеров ознакомились во время промысловых приемочных испытаний
(SAT – site acceptance test). Это могло быть выявлено
через контроль грубой погрешности по конкретному
логическому узлу.
Ежедневный отчет по эксплуатации (daily operation
report – DOR). Составление DOR системой DRYA по
средствам согласования всей модели это главная цель
DRYA.
DOR – это полностью законченная картина функционирования НПЗ, которая включает сведения о
запасах, количестве перерабатываемого продукта,
продукции и отправках.
После успешного тестирования и введения в эксплуатацию DOR промысловые приемочные испытания
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОПТИМИЗАЦИЯ
были закончены. Была обеспечена поддержка после
испытаний и начался этап полной готовности к использованию конечными потребителями.
РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОЕКТА – ТРУДНОСТИ
НА РАЗЛИЧНЫХ ЭТАПАХ
• Значительную трудность для модели всего нефтеперерабатывающего завода представляло требование
переключателя входа. Это стандартное требование
для фиксирования информации из одного источника
и направления информации в различных направлениях. Для сбора данных с одного потока, использующегося различными направлениями, должна быть
разработана отдельная логическая схема переключения потока.
• Поскольку вся модель основана на весе, учет
единицы плотности посредством системы ERP составлял значительную трудность. В настоящее время
расчет выхода продукции основан на установленной плотности. В DRYA все три изменения плотности
воспринимаются отдельно в материальном балансе.
Это вызвало необходимость разработки интерфейса
с модулем системы ERP-контроля качества. Также,
для подсчета общей массы газообразного вещества,
потребовалось получение информации по составу
газа от ERP-системы. Интеграция двух различных
систем представляла большую сложность.
• Определение расходомеров в неисправном состоянии было недостаточным, но трудность заключалась
в том, чтобы найти основную причину неправильной
работы этих расходомеров, которая оказывала влияние в целом на всю систему учета производства.
• Ввод данных нефтяными компаниями в различных приложениях Excel был самой большой проблемой.
• Расширение инструментального/программного
обеспечения различных пользователей. Минимальные
требования к оперативной памяти для запуска этого программного обеспечения составляют 512 MB.
Программному обеспечению требуется Windows
2000 и дальше, Windows NT; более ранние версии
не поддерживаются.
• Мы начали делать DOR на базе DRYA с января
2008 г. Ведение DOR в ручном режиме так же продолжало функционировать параллельно, почти в
течение одного года, чтобы проследить за любыми
непредвиденными ситуациями, такими как отказ
системы PHD, проблемы связанные с сетью и т.д.
В этот период были проведены некоторые работы,
такие как повышение надежности сети, повышение
технической готовности сервера, замена на высококачественные машины пользователям DRYA, и т.д.
Несмотря на завершение запланированных работ
по повышению надежности, общими усилиями IOC
MR и HAIL была разработана система для переключения из режима DRYA в ручной режим и наоборот.
Это было специально сделано, чтобы иметь возможность позаботиться о любых будущих отказах так,
чтобы во время отключения электричества файлы
НПЗ (включающие производство, отгрузку, и т.п.) не
были потеряны и могли быть сохранены вручную и
преобразованы для работы в режиме DRYA.
78
ПРЕИМУЩЕСТВА-DRYA MATHURA
• Не все переменные процесса измерены из-за
экономических ограничений. Получены точные
оценки неизмеренной переменной с помощью DRYA.
Например, в FCCU, переработке LPG бухгалтерский
учет теперь легче с использованием DRYA. Ранее было
трудно вычислить количество переработанного LPG
в каждой установке в отдельности.
• Определение неправильно работающих расходомеров (согласованное и измеренное значения) отображается в отчете DRYA, это облегчает возможность
сравнения значений.
• Ранее использовалась установленная плотность
в бухгалтерских расчетах выхода продукции. После
интеграции системы ERP с данными лаборатории
для DRYA инженеры по организации производства
используют реальное значение плотности из системы ERP для расчетов в DRYA. Различие значений
плотности играет важную роль для точности расчетов
производства.
• С интеграцией системы ERP плотность газа рассчитывается с использованием различных данных из
системы ERP и это улучшает точность расчетов.
• Представление данных по всему нефтеперерабатывающему заводу связано с подсчетом продукции высшим руководством и является еще одним
основным достижением DRYA. Все данные могут
быть представлены в различных индивидуальных
форматах, как разнообразные графики, отчеты и наглядное представление информации, что поможет в
осуществлении оперативного контроля и принятию
решений.
• Приведена в действие система ежедневного получения данных.
Перевела В. Залесская
Pankaj Patil (П. Патил) занимает должность
главного инженера-технолога, его должностные
обязанности включают, прежде всего, общую
технологическую подготовку предприятия нефтепереработки. Г-н Патил принимал активное
участие в развитии программного обеспечения,
ведения современного учета выпуска продукции
(DRYA) на нефтеперерабатывающем заводе в г.
Матхура, Индия, а также занимается экономическими исследованиями с использованием программного RPMS. Г-н Патил имеет
степень бакалавра наук в области химических технологий от Raipur
Engineering College.
Gautam Roy (Г. Рой) занимает должность заместителя генерального директора по техническому
обслуживанию г. Матхура, Indian Oil Corp. Имеет
более чем 29-летний опыт работы в различных
областях нефтепереработки и технического
обслуживания, особенно в тех областях, которые касаются разработки, координирования и
оптимизации нефтепереработки предприятий.
Г-н Рой имеет научную степень бакалавра в области химических
технологий от Университета Jadavpur (Калькутта).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
СМАЗКА МАСЛЯНЫМ
ТУМАНОМ
ОСЕЙ ВЕНТИЛЯТОРОВ
P. W. Duncan, Colfax Corporation, Монро, Северная Каролина
Испытания показали превосходные результаты системы смазки масляным туманом
Теплообменники с воздушным охлаждением (aircooled heat exchanger – ACHE) используют на нефтеперерабатывающих заводах и на нефтехимических
установках для удаления тепла из технологических
жидкостей путем отвода тепла в окружающую среду.
До недавнего времени традиционная технология консистентной смазки подшипников предусматривала определенное количество смазки в механизмах, однако на
основе современных исследований предложили новый
метод смазки, который может значительно продлить
срок эксплуатации подшипников.
Система ACHE обычно состоит из различных элементов: вентилятора, системы проточной вентиляции,
входных и выходных насадок, системы труб и приводного
механизма. Обычно подшипники приводного механизма
смазывают консистентной смазкой.
Независимые исследования и обмен опытом с потребителями показали, что срок эксплуатации подшипников, покрытых консистентной смазкой, составляет не
более двух лет или даже меньше вследствие следующих
факторов:
• снижения смазывающих свойств при высокой
температуре;
• загрязнения из окружающей среды;
• низкого качества смазки, применяемой в подшипниках;
• нарушения соосности подшипников при первоначальной установке;
• пережимания привода;
• температурного расширения вала со свободным
движением верхних подшипников.
Эти проблемы в настоящее время исследуются с целью
увеличения срока службы подшипников путем применения
масляного тумана и уплотнительных систем (рис. 1).
ПРЕИМУЩЕСТВА МАСЛЯНОГО ТУМАНА
Масляный туман это испытанная временем смазка,
которая требует меньшего ухода, чем консистентная
смазка, и способствует более длительной эксплуатации подшипников. Эти преимущества в значительной
степени обусловлены постоянным наполнением чистой охлажденной смазки. Кроме того, масляный туман
поддерживает в корпусе подшипников давление выше
атмосферного, что предотвращает доступ загрязнений
из окружающей среды.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
В отношении консистентной смазки подшипников,
ограниченное количество масла содержится в соответствующей смазке из сухого мыла. Градиенты температуры
и капиллярное действие способствуют продвижению
смазки в окружающую среду и заставляют эту смазку
покрывать все элементы подшипников. Однако при этом
будет происходить износ элементов, изнашивающие
частицы, по всей вероятности, удержатся в подшипниках и могут вызвать абразивные повреждения. Система
масляного тумана, наоборот, промывает любые загрязняющие частицы в подшипниках.
Возможно, наиболее уязвимым участком в подшипниках с использованием ACHE являются загрязнения
масляным туманом внутри корпуса подшипников. Это
существенно при эксплуатации подшипников, поскольку такая система требует вращающихся уплотнений.
Любые случайные остатки тумана могут потенциально
откладываться на трубах ACHE и вентиляторе, что станет
причиной прилипания к ним остатков смазки, а результат – снижение эффективности установки.
Известно, что основные производители подшипников предпочитают специальные сферические роликоподшипники, применяемые для вертикальных
осей [1]. То же самое можно сказать о специальных
ротационных лабиринтных защитных уплотнениях,
которые связаны с шарнирным соединением и имеют
возможность осевого перемещения [2]. Тем не менее,
некоторые из традиционных недорогих конструкций
Рис. 1. Два ACHE, выполненные для испытания подшипников
с консистентной смазкой и масляным туманом. Испытания
проходили в Северной Каролине
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
Держатель
уплотнений
Посадка
вращающейся оси
подгонки
Шарикоподшипник
Осевое несовпадение
Непараллельные поверхности
Масляный
туман,
вход
Магнитные
уплотнения
или
манжетные
Масляный
туман,
выход
Выравнивание
уплотнения
и подшипника
Приводная муфта
и блокировка
приспособления
Рис. 2. Марки крекинга FO, долл/брл, 2000–2008 г.
Рис. 4. Проявление точечной коррозии в подшипниках с
консистентной смазкой после 2000 ч работы.
подшипников с учетом практики их установки не всегда выдерживают точную соосность, требуемую между
валом и уплотнением. Когда соосность между валом и
уплотнением не соблюдается, срок эксплуатации уплотнения значительно сокращается.
Новая конструкция системы смазки масляным туманом подшипников (рис. 2, 3) была разработана и испытана,
в результате чего сделаны следующие выводы:
• поддержание соосности уплотнения, вала и подшипника независимо от ориентации вала (перемещение уплотнения происходит одновременно с валом и
держателем уплотнения);
• недостаточное давление в корпусе подшипников,
чтобы предотвратить доступ окружающей среды;
• поддержание постоянного охлаждения, постоянного доступа в систему чистого масляного тумана, чтобы
предотвратить разрушение смазки;
• использование приспособления, блокирующего
вращение вала, которое центрирует вал и подшипник,
чтобы гарантировать правильную работу вала;
• допуск нарушения соосности до 20° между верхними
и нижними подшипниками с исключением любой необходимости «подправлять» подшипники при установке;
• компенсация возможного температурного осевого расширения вала для предотвращения перегрузки
подшипников.
80
Рис. 3. Сборка подшипника со смазкой масляным туманом
с отклонением осей на 20°.
ИСПЫТАНИЕ СИСТЕМЫ СМАЗКИ
Было проведено испытание системы смазки масляным
туманом в четыре этапа:
• форсированный режим работы подшипников;
• нормальная нагрузка от привода;
• испытание вентилятора;
• испытание уплотнения.
Первые два испытания были выполнены на испытательном стенде, спроектированном таким образом,
чтобы смоделировать нагрузки вентилятора. Третий
вид испытания выполнялся на действующей установке
ACHE. Последнее испытание производилось на специальном приспособлении для проверки уплотнений. В этих
испытаниях консистентная смазка для подшипников
была выбрана по рекомендации производителей.
Форсированный режим работы подшипников. Для
испытаний применяли четыре вида смазки масляным
туманов и три вида консистентной смазки на специальном испытательном аппарате. Соосность между
верхом и низом приспособления была отрегулирована
от 0 до 1/2. Боковая нагрузка, приблизительно равная
8100 фунт-с, была приложена к валу, несколько ниже
нижнего подшипника, чтобы смоделировать 4,5-разовую нагрузку на нижний подшипник и двухразовую
радиальную нагрузку на верхний подшипник. Осевая
нагрузка, приблизительно равная, приблизительно равная 5200 фунт-с, приложена к верхней части вала, чтобы
смоделировать 3,5-разовую нагрузку вентилятора на
нижний подшипник. Подшипники устроены таким
образом, что нижний подшипник несет полную осевую
нагрузку и большую часть радиальной нагрузки. При
этом ось вращается с частотой 300 об/мин.
Нормальная нагрузка от привода. На этом этапе
три вида смазки масляным туманом для подшипников
были размещены на испытательном стенде с соосностью
между верхним и нижним подшипниками 0°. Боковая
нагрузка, приблизительно равная 2700 фунт-с, была приложена к валу, несколько ниже нижнего подшипника,
чтобы смоделировать полутораразовую нормальную
радиальную нагрузку от привода на нижний подшипник. Заниженную нагрузку прилагают для того, чтобы
подтвердить, что чрезмерная нагрузка от привода мо-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
жет влиять на работу уплотнения. Более значительная
осевая нагрузка, приблизительно равная 5200 фунт-с,
прикладывалась к верху вала, чтобы смоделировать
3,5-разовую нормальную нагрузку вентилятора и «ускорить» поломку.
Испытание вентилятора. Устройства для смазки подшипников масляным туманом и консистентной смазкой
разместили на действующем вентиляторе. Нагрузка
на подшипники была рассчитана следующим образом;
радиальная нагрузка на нижний подшипник составляла
приблизительно 646 фунт-с и радиальная нагрузка на
верхний подшипник – 112 фунт-с. Осевая сила на нижний подшипник на основании расчетов приблизительно
равнялась 643 фунт-с, при этом валы вращались с частотой вращения 280 об/мин в течение всего испытания.
При рассмотренных выше испытаниях постоянно
поддерживались уровень вибрации, температура и скорость вращения вала для всех подшипников. За работой
уплотнений наблюдали ежедневно.
Испытание уплотнений. Три различных типа уплотнений (одно механическое торцевое и два уплотнения
манжетного типа) были размещены на испытательном
стенде, который представлял собой десять вертикально
закрепленных валов, вращающихся с частотой вращения
300 об/мин. Одна группа уплотнений была смонтирована на каждом валу и индивидуально смазана синтетическим масляным туманом типа ISO Viscosity Grade 68.
Уплотнения работали минимально 350 ч. Утечки через
уплотнения контролировались ежедневно. При завершении испытаний внутренние уплотнения были удалены
и заменены новыми.
Результаты испытаний смазки масляным туманом.
Результаты многогранных испытаний четко продемонстрировали превосходство технологии смазки подшипников. Подшипники со смазкой масляным туманом
продолжали работать более 2000 ч непрерывно при
смоделированных условиях перегрузки; при завершении испытаний на шарикоподшипниках и корпусе не
обнаружено никаких повреждений. Кроме того, регулируемые изменения по температуре и уровню вибрации для всех испытуемых подшипников со смазкой
масляным туманом были незначительны. И наоборот,
подшипники с консистентной смазкой показали очень
высокую вибрацию после 24 ч эксплуатации. После демонтажа приспособления, проработавшего 2000 ч, была
обнаружена точечная коррозия (рис. 4).
После 2000 ч непрерывной работы подшипники со
смазкой масляным туманом были размонтированы, износ
при этом не обнаружен (рис. 5), так же как утечек через
уплотнения не было.
Подшипники, покрытые консистентной смазкой
и масляным туманом, испытывали на продолжительность эксплуатации 5000 ч; это была часть испытания
вентилятора. Подшипники со смазкой масляным туманом не показали увеличенную вибрацию или износ.
Подшипники, работавшие на консистентной смазке,
испытывали увеличивающуюся нагрузку в течение всего
испытания. При размонтировании подшипников исследователи обнаружили на наружном кольце нижнего
подшипника с консистентной смазкой незначительное
изменение твердости по Бринеллю, в то время как внутреннее кольцо верхнего подшипника с консистентной
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Рис. 5. На подшипниках со смазкой масляным туманом износ
не обнаружен
смазкой имело значительную точечную коррозию и
коррозию от трения.
Испытание уплотнений показало, что механические
уплотнения манжетного типа выполнены на допустимом
уровне, так как они не отклоняются от оси и не имеют
значительных утечек. Испытания также показали, что
наиболее надежные и прочные уплотнения это сменные
уплотнения манжетного типа.
В сущности, ускоренные испытания износа подшипников с непрерывной смазкой масляным туманом
показали превосходные результаты. Перегрузка подшипников вследствие термического расширения вала
исключается. В ACHE подшипники со смазкой масляным
туманом надежны и единственные в своем роде для такого применения.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. SKF USA Marketing Literature, «Spherical Bearings for
Vertical Shafts», Marketing Communications Department,
Kulpsville, Pennsylvania.
2. AESSEAL Marketing Literature, «Angular Shaft
Misalignment», also «LabTecta AX Bearing Protector Seals»,
Rotherham, UK, and Rockford, Tennessee.
Patrick W. Dunkan (П. В. Дункан), главный инженер проекта в отделе по насосам компании Colfax
Corporation (NYSE: CFX), руководитель производства нагнетательных поршневых насосов, систем
смазки, производства электроэнергии, а также проблем международного промышленного рынка. М-р
Dunkan является автором публикаций по разработке
и проектированию ротационного оборудования и
систем смазки, включая нагнетательные поршневые
насосы и насосные системы. В 1998 г. м-р Dunkan окончил университет
шт. Северная Калифорния, является членом Американского общества
инженеров-механиков (American Society of Mechanical Engineers –
ASME) и девять лет работает в Colfax Corporation.
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ СОГЛАСОВАННОСТИ
ПРИ АНАЛИЗЕ СИСТЕМЫ
СТРАВЛИВАНИЯ ДАВЛЕНИЯ
R. Brendel, Jacobs Consultancy, Чикаго, шт. Иллинойс
При оценке сценариев отказов раструбов и коллекторов, обусловленных общей причиной, следуйте этим протоколам
Когда необходимо оценить производительность и
возможности существующей на участке системы стравливания давления, инженеры часто начинают со сбора
текущей документации предохранительных клапанов
(relief valve – RV). Как правило, персонал на участке
сохраняет современные документы по необходимым
нагрузкам и площадям отверстий RV для отдельных таких клапанов, которые внедряют в систему согласно
различным сценариям отказа. Американский нефтяной
институт (American Petroleum Institute – API) разработал
указания для этих документов, для того чтобы владелец мог продемонстрировать, что каждый резервуар и
система достаточно защищены RV для всех возможных
сценариев при повышенном давлении.
Как только собрана информация для каждого предохранительного клапана, который внедрен в систему
раструбов, инженер использует необходимые показанные здесь нагрузки для стравливания давления, чтобы
анализировать коллекторы и системы раструбов для
различных сценариев. Хотя существуют серьезные
основания для проведения обзора системы раструбов
в этой последовательности, также возможны и потенциальные ловушки, которых необходимо избежать, в
противном случае может возникнуть ложное представление о системе сбора.
В дальнейшем будут обсуждаться несколько ситуаций,
в которых необходим тщательный анализ и учет, чтобы
гарантировать, что сценарий, используемый как основание для анализа всей системы стравливания давления,
отражает структуру завода и является согласованным.
систем коллектора, сосудов для каплеотделения жидкости, факельной стойки и наконечника. Эти различия
часто делают нецелесообразным или невозможным
использование необходимых нагрузок стравливания
давления для обслуживания одиночных требований
при определении случаев регулирования для системы
сбора. Указанные здесь соображения чаще возникают
в сложных системах стравливания давления, например,
там, где существует несколько различных систем раструбов, которые могут взаимодействовать между собой;
или на установках, имеющих повсеместные коллекторы
сбора и/или распределения, которые взаимодействуют
с системой стравливания давления.
Потенциальные ловушки обсуждаются здесь при
оценке повсеместной системы стравливания давления
от исходной позиции данных по отдельным предохранительным клапанам. Правильный анализ всей системы
отвечает следующим характеристикам:
• согласован, т.е. никакие существенные потоки не
подсчитаны дважды и не включены никакие взаимоисключающие нагрузки;
• фиксирует наиболее вероятные исследуемые итоги
сценария;
• соответствует методам и стандартам, рекомендуемым API;
• разумно консервативен во всех тех предположениях, которые могут быть продемонстрированы для оценки
потоков в систему стравливания давления, которые не
меньше, чем исследуемые и ожидаемые действительные
потоки события.
ВВЕДЕНИЕ
Исследования всей системы часто основаны на нагрузках стравливания давления, определенных при
измерении отдельных предохранительных клапанов,
которые внедрены в систему, потому что:
• бoльшая часть технической работы, необходимой
для анализа всей системы, заключается в том же, что и
работа, проделываемая для отдельных клапанов;
• основа всей системы обычно совместима с основами,
используемыми для отдельных компонентов.
Однако существуют различия в исследованиях, необходимых для оценки защиты стравливания давления,
выполняемой для обслуживания одиночных требований
или анализа систем сбора стравливания давления –
ВЛИЯНИЯ ОТКЛИКОВ КОНТРОЛЬНОИЗМЕРИТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
При замере отдельного предохранительного клапана
для заданной работы (согласно указаниям API) анализ не
должен рассматривать нормальный отклик какого-либо
контрольно-измерительного оборудования. Он имеет
тенденцию к уменьшению необходимой нагрузки при
стравливании давления для этого предохранительного
клапана. Следует учитывать наличие ректификационной
колонны, показанной на рис. 1. Верхний контроллер давления – это пример выгодного отклика контрольно-измерительного оборудования. Если происходит отказ и давление
в колонне начинает повышаться, нормальным откликом
контроллера должно быть открытие выпускного клапа-
82
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
В раструб № 1
В раструб № 1
Охлаждающая
вода
Пары
в жидкую
фазу
Конденсатор
Ректификационная
колонна
Накопитель
В раструб № 1
Накопитель
Паровой
продукт
Легкий
жидкий
продукт
Сырье
в колонну
Накопитель
Теплообменник
для сырья
со дна
Верхний
насос
Каплеотделитель
В раструб
Другие
установки
В раструб
№2
Пары в жидкую
фазу
Пар
Тяжелый
жидкий
продукт
Ребойлер
Конденсат
Рис. 1. Дистилляционная колонна
на, который имеет тенденцию уменьшать необходимый
поток лишнего газа, выходящего из предохранительного
клапана. Поскольку такой отклик выгоден для предохранительного клапана, анализ размера предохранительного
клапана будет учитывать, что контроллер давления не в
состоянии реагировать на увеличивающееся давление,
и положение выпускного клапана будет считаться неизменным от его нормального положения.
Точно так же анализ отдельного предохранительного
клапана должен учитывать нормальный отклик любого
оборудования, которое имело тенденцию к увеличению
нагрузки при стравливании давления. Контроллер потока пара ребойлера (см. рис. 1) является аналогичным
примером. Поскольку случаи стравливания давления
развиваются, и давление в колонне увеличивается, температура процесса в ребойлере, вероятно, увеличится.
Это уменьшает движущую силу для теплопередачи по
трубам ребойлера, тем самым снижая интенсивность
конденсации пара. Нормальным действием контроллера потока пара должно быть открытие регулирующего
клапана при увеличении побочной температуры пара в
ребойлере за счет уменьшения стравливания давления
через клапан и увеличения давления пара в трубах, и, тем
самым, восстановления движущей силы и увеличения
интенсивности передачи тепла обратно к ее нормальному
значению. Таким образом, при анализе каждой колонны
нужно учитывать, что контроллер потока пара в норме
будет реагировать на восстановление движущей силы
температуры ребойлера.
Эти правила предъявляются API к анализам отдельного предохранительного клапана, чтобы обеспечить
достаточную защиту при стравливании давления для
каждого узла оборудования. Однако при анализе всей
системы раструбов предположения, которые приводят
к максимально возможным отдельным нагрузкам при
стравливании давления, не обязательно приводят к максимально возможным полным нагрузкам системы или к
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Рис. 2. Утечка газа из колонн в коллектор для возвращения
паров в жидкую фазу
ситуациям, в которыхьтпредъявляются наиболее высокие
требования к системе коллектора. Это подтверждено
API в Стандарте 521, который содержит руководство для
подобных, но не идентичных ситуаций.
«Важно распознавать, что системы с нагнетательными
клапанами и/или клапанами для сброса давления могут
поддерживать давление ниже уровня давления в момент
открытия клапана устройства стравливания давления.
В таких случаях не обязательно включать нагрузку от
устройства стравливания давления в нагрузку раструбов,
а также от нагнетательных клапанов и/или клапанов для
сброса давления. Следует отметить, что в этих случаях
результирующая нагрузка системы стравливания давления от нагнетательного клапана или предохранительного клапана для сброса давления может быть больше,
чем расчетная нагрузка для устройства стравливания
давления» [1].
На рис. 2 проиллюстрированы паровые продукты из
нескольких ректификационных колонн в пределах одной
установки, которые собраны и направлены на регулирование противодавления в коллекторах для возвращения
паров в жидкую фазу, где они соединяются с парами от
других установок. Газ из предохранительных клапанов
на локальных колоннах выливается в самый близкий
раструб, называемый раструбом № 1. Компрессор для
возвращения паров в жидкую фазу расположен далеко
от рассматриваемой установки. Давление в коллекторе
для сбора пара ограничивается контроллером противодавления при всасывании компрессора, так что при
обнаруженном высоком давлении коллектора лишний
газ будет выливаться в раструб № 2, который является
ближайшим к этому компрессору. Но между коллекторами для раструба № 1 и раструба № 2 нет никакой
прямой связи.
При анализе необходимых нагрузок для стравливания
давления из ректификационных колонн для сценария
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
аварийного отключения/неисправности сети питания с
целью замера предохранительных клапанов рекомендации API утверждают, что выгодные отклики контроллера
не могут быть приняты во внимание, как обсуждалось ранее. Однако отметим, что, несмотря на то, что нормальный
отклик любого контроллера давления колонны выгоден
непосредственно для колонны, его действие не выгодно
не для каплеотделителя в установке, не для потенциальной
нагрузки на раструб № 2. Если сценарий аварийного отключения/неисправности сети питания происходит так,
как принято в исследовании предохранительного клапана
для колонн, раструб № 2 будет видеть относительно небольшую нагрузку, так как перепускные клапаны в коллекторе, как полагают, не реагируют на увеличивающееся
давление в колоннах. Расчетная нагрузка для раструба
№ 2 от всасывания приводного компрессора, который
будет останавливаться при аварийном отключении/неисправности сети питания, будет нормальным потоком
компрессора, так как только нормальные скорости потоков отработанного газа из колонны рассматривались
для отдельных потоков в коллекторе.
Потенциальная ловушка в этом подходе заключается
в том, что нагрузка раструба № 2 фактически будет намного больше, чем нормальный поток компрессора, если
контроллеры противодавления колонны отреагируют
намеченным способом путем открытия, чтобы выпустить
наружу лишние пары из колонны в коллектор. Полный
поток в коллектор будет намного больше, чем нормальные
потоки отработанного газа, увеличивая поток в раструб
№ 2 через перепускной клапан коллектора и приводя к
отказу компрессора. При анализе нагрузки в процессе
аварийного отключения/неисправности сети питания в
раструбе № 2 (если эти нормальные отклики регулятора
давления в колонне не учитываются) предполагаемая
интенсивность утечки в коллектор раструба № 2 будет
меньше, чем наиболее вероятный поток поскольку гидравлика может быть слишком оптимистичной и потенциальные проблемы в системе раструба № 2 могут быть
пропущены.
Таким образом, если инженер-технолог обосновывает нагрузки на раструбы при аварийном отключении/
неисправности сети питания с помощью простой каталогизации нагрузок сети из листов сценария предохраПредохранительный
клапан
Компрессор
рециркулирующего газа
В раструб
Охлаждающая
вода
Сепаратор
Холодильник
Нагнетательный
насос
Теплообменник
для сырья/
сточных вод
Регулируемый
холодильник
Печь
Топливный
газ
Реактор
Рис. 3. Пример реактора и сепаратора
84
нительного клапана и с учетом интенсивности утечки
в раструб № 2 в виде суммарных вентилируемых газов,
показанных в расчетах для колонны предохранительных клапанов, инженер недооценит полный потенциальный поток в раструб № 2. Поскольку контроллеры противодавления колонны обычно работают в
автоматическом режиме они, что наиболее вероятно,
откроются в ответ на событие, увеличивающее поток
газа в коллектор, и приведут в результате к более высокому потоку в раструб № 2 по причине утечки из
коллектора. Истинное изображение раструба № 2 в
действительности является худшим, чем разработанное
инженером в зависимости только от замеренных расчетов предохранительных клапанов для определения
нагрузки раструба.
БАЛАНС СЕРВИСНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
И ПОТОКОВ МЕЖДУ УСТАНОВКАМИ
Повсеместные системы коллектора, такие как недавно обсуждаемый коллектор сбора пара, могут быть
сложными в управлении при анализах системы, поскольку потоки в коллекторы и из них во время стравливания давления могут заметно отличаться от тех,
которые используются при нормальных операциях.
Определение потоков коллектора зачастую является
важной частью полного анализа системы стравливания
давления, делая важным то, что проделана скрупулезная
работа для определения системы.
Рассмотрим технологическую установку, изображенную на рис. 3, а именно взаимодействие с системой
топливного газа, которая оснащена предохранительным клапаном, выходящим к раструбу (предохранительный клапан топливного газа не показан). Во время
аварийного отключения/неисправности сети питания
и нагнетательный насос, и компрессор рециркулирующего газа остановятся, поскольку они управляются
электродвигателем. В результате при потере потока
через технологические трубы поток топливного газа в
печь будет остановлен в качестве защитной меры.
Если в это время поддерживается давление пара в
коллекторе, то тепловой поток в колонну ребойлера
продолжит поступать в течение, по крайней мере, некоторого времени после начала этих операций. Потеря
оттока в колонну приведет к увеличению давления в колонне, и поток газа в
В раструб
топливный коллектор увеличится при
наличии отклика контроллера давления
от колонны.
Теперь система топливного газа наКонденсатор
ходится вне равновесия. Утечка в сисОхлажТопливдающая
ный газ
теме была уменьшена после остановки
вода
реакторной печи, и поток в систему увеличился за счет действий контроллера
Накопитель
противодавления, открывающегося в
ответ на увеличивающееся давление в
колонне. В этом примере, необходимый
поток в раструб из предохранительного
Пар
клапана системы топливного газа отразится суммой этих двух изменений,
Конденсат
а не просто увеличенным притоком
через клапан регулировки давления
в колонне.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
Отметьте, что действительная
В раструб
нагрузка при аварийном отключении/неисправности сети питания на
раструб не будет суммироваться из
Охлаждающая
вода
отдельных нагрузок, необходимых
Конденсатор
для этого сценария, как из предохТопливо
ранительного клапана колонны и
Паровой
Давление:
предохранительного клапана топпродукт
100 фунт/дюйм2
Накопитель
ливной системы. Причина этого
Легкий жидкий
заключается в том, что один и тот
продукт
же газ был посчитан дважды – пред- Топливный газ
Верхний
насос
положения взаимно исключаются
В раструб
В раструб
Теплообменник
при анализе предохранительного
Давление:
для сырья/
100 фунт/
клапана колонны и при анализе сиссточных вод
дюйм2
Давление:
темы топливного газа. Контроллер
100 фунт/
дюйм2
Тяжелый жидкий
давления колонны не реагировал
продукт
Пар
при анализе колонны, но нормально
реагировал при анализе топливной
системы. Если полная нагрузка на
Ребойлеры
Конденсат
раструб для этого сценария определяется суммированием необходимых нагрузок от аварийного
отключения/неисправности сети Рис. 4. Дистилляционная колонна с оборудованием и клапанами стравливания давления
питания из этих двух вычислений
предохранительных клапанов, результат будет следующим для физически невозможной
развитии в колонне полной необходимой нагрузки тот
ситуации: контроллер сможет реагировать и будет не
же самый регулятор уровня должен быть не в состоянии
в состоянии реагировать.
реагировать на потерю уровня жидкости в сепараторе,
В этом примере также возможен двойной расчет
приводя к продуванию колонны паром.
некоторого материала из-за взаимодействия в предеКонтроллер уровня не может и реагировать, и быть
лах установки между предохранительным клапаном
не в состоянии реагировать, так как, по крайней мере,
сепаратора и колонной. При вычислении стравливания
часть необходимых расчетных нагрузок стравливадавления для сценария аварийного отключения/неисния давления от двух отдельных предохранительных
правности, вероятно, будут учитывать потерю уплотклапанов является одними и теми же данными, поснения в холодильниках для продукта с необходимой
читанными дважды.
нагрузкой (для стравливания давления), которая, по
В подобных ситуациях может случиться, что при
оценкам специалистов, была количеством (в норме) не
анализе системы раструба необходимо рассматривать
уплотненного пара. При анализе предохранительного
оба случая отклика контроллера, поскольку опредеклапана колонны можно сделать вывод, что уровень
ление того, какое состояние контроллера является
жидкости в сепараторе снизился из-за суммарных
наихудшим сценарием, может быть неправильным.
потерь жидкого сырья в установку и, как минимум,
Опыт показывает, что, поскольку выпускные трубы
частичной потери уплотнения. Если контроллер уровня
с предохранительным клапаном проектировали для
сепаратора не реагирует на понижение уровня жидполной нагрузки клапана, как этого требует API, как
кости, сценарий продувания паром будет развиваться
правило, труднее избавиться от того же самого матетаким образом, что газ высокого давления может прориала с помощью набора предохранительных клапанов
течь из секции реактора в колонну низкого давления.
при более низком давлении, чем стравливать давление
Этот избыточный газ будет включен в необходимый
через один набор этих клапанов при более высоком
поток из предохранительного клапана колонны.
давлении. Это происходит из-за того, что допустимое
Если возникла ситуация продувания паром, гидпротиводавление еще ниже, чем более низкое устаравлический анализ может показать, что предохрановленное давление, так как движущая сила более
нительный клапан сепаратора не обязательно будет
низкого давления способна вытолкнуть материал из
подниматься, так как избыточный газ (и, возможно,
предохранительного клапана и через систему коллекбольшое его количество) будет выпускаться в колонну.
тора в раструб. В этом случае, если предохранительТаким образом, необходимые нагрузки стравливания
ный клапан топливного газа установлен ниже клапана
давления при аварийном отключении/неисправносколонны, вероятно, произойдет наихудший сценарий
ти сети питания, как указано в перечне технических
для всей системы стравливания давления, если регухарактеристик, и на предохранительный клапан сепалятор колонны будет работать согласно ожидаемой
ратора, и на колонну не могут наблюдаться, поскольку
норме. Таким образом, избыточный газ из колонны
они зависят от взаимоисключающих событий. При
легче удалить в раструб, если он выходит на предохраоткрытии предохранительного клапана сепаратора
нительный клапан колонны. Однако наиболее вероятрегулятор уровня должен реагировать так, как бы рено, что бoльшая часть этого газа опустится к системе
агировал на потерю поступающей жидкости. Но при
топливного газа и в итоге при более низком давлении
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
направится в раструб через набор предохранительных
клапанов топливного газа.
Это типичная ситуация в установках, где газ опускается к системе с более низким давлением с регулятором
противодавления. Газ часто опускается к системе с самым низким установленным давлением, где его труднее
всего направить в раструб. Среди причин следует отметить создание для рассматриваемого сценария полного
равновесия в сервисных коллекторах, с вниманием к
любым источникам во избежание их двойного подсчета,
что может отразиться в сводке необходимых потоков из
отдельных предохранительных клапанов.
Эта ситуация аналогична ситуации, рассматривающей потоки между технологическими установками. Она
может возникнуть на участке с множеством технологических гидрогенизационных установок, работающих при
переменных давлениях. Оптимизация повсеместного
использования водорода может привести к схеме, в которой отработанный газ из установки высокого давления выполняет функции свежего газа для установки с
более низким давлением. Здесь этот же газ может снова
появиться при необходимых нагрузках для нескольких
предохранительных клапанов на различных технологических установках на основании взаимоисключающих
предположений о действиях регуляторов, управляющих
потоком на установках. Оценка всей системы раструбов
должна включать определение того, какое из нескольких
взаимоисключающих действий оборудования наиболее
серьезное для системы.
Наконец, существует другой уровень сложности,
возможный при утечке из коллекторов в процессе регулирования противодавления не непосредственно в
системе стравливания давления, а ниже в других коллекторах более низкого давления, которые в свою очередь
могут протекать в раструб. Поскольку уровень сложности может стать слишком высоким на таком участке,
повышается вероятность многократного расчета одних
и тех же данных.
НАГРУЗКА НЕ ТРЕБУЕМЫХ
ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ
Отметим, что существует много предохранительных
клапанов, связанных с колонной (рис. 4), и все они имеют
одно и то же установленное давление: 100 фунт/дюйм2.
Предохранительные клапаны, связанные с теплообменниками, были установлены из-за присутствия клиновых
задвижек вокруг теплообменников, которые позволяют
вынимать их для очистки или ремонта, в то время как
сама колонна продолжает работать. Зачастую единственными возможными сценариями избыточного давления
для таких теплообменников являются внешний огонь
и блокировка в случае с теплом. Поскольку ни один из
предохранительных клапанов теплообменника не может
постоянно гарантированно работать во время случая
стравливания давления, анализ отдельного стравливания
в колонне будет учитывать только работу верхнего предохранительного клапана, а он, таким образом, должен
иметь достаточный размер отверстия, чтобы обеспечить
защиту всей системы колонны от избыточного давления.
В этом случае изучение инженером-технологом документации для всех предохранительных клапанов, связанных
с этой колонной, вероятно, покажет, что существует один
86
единственный поток, который необходим раструбу для
сценария аварийного отключения/неисправности сети
питания: поток пара из верхнего предохранительного
клапана колонны.
Во время фактически избыточного давления в колонне, любой теплообменник в ребойлере (на дне или
для эксплуатации сырья) достигнет заданного давления
в верхней точке колонны. Из-за системы гидравлики
давление немного выше на дне колонны, чем на верху
колонны. Поэтому предохранительные клапаны, защищающие оборудование на дне колонны, откроются до
того, как откроется предохранительный клапан наверху
колонны. В результате система стравливания давления (в данном примере коллектор раструба), вероятно,
столкнется с существенным количеством горячей и
вспыхивающей жидкости со свойствами, значительно отличающимися от свойств пара вверху колонны.
Таким образом, когда целью является анализ системы
стравливания давления, необходимо учитывать возможность того, что поток из предохранительных клапанов
теплообменника будет подниматься и выбрасываться
в систему во многих сценариях, даже при условии, что
он не должен подниматься согласно рекомендациям
к анализу отдельных предохранительных клапанов.
Исследование системы стравливания давления, которое
строится исключительно на анализах отдельных предохранительных клапанов, упустит эту потенциально
важную деталь.
ВЫВОД
Инженер должен распознавать различия в подходах,
необходимых для замера отдельного предохранительного
клапана, по сравнению с анализом системы стравливания давления в целом. В рассматриваемых примерах
было показано, что, несмотря на то, что все отдельные
предохранительные клапаны были измерены должным
образом, взаимодействие многочисленных предохранительных и регулирующих клапанов, разгружающих
различные коллекторы стравливания давления, может
привести к ожидаемой нагрузке на раструб, которая
фактически является большей, чем сумма отдельных
требуемых нагрузок на предохранительные клапаны.
С другой стороны, исключение двойного расчета необходимых интенсивностей стравливания давления для
различных предохранительных клапанов может показать,
что полный поток в систему стравливания давления фактически меньше, чем сумма всех необходимых потоков
из отдельных предохранительных клапанов.
В заключение, работа инженера-технолога не ограничена сбором данных о необходимых нагрузках для данного сценария, как показано в документации отдельного
предохранительного клапана. Чтобы гарантировать, что
проанализирована вся система для определения развития наиболее вероятного сценария и что весь анализ
является согласованным, инженер должен предпринять
следующие шаги:
• исследовать систему стравливания давления (установку за установкой, секцию за секцией) и разработать
согласованный материальный баланс для рассматриваемого сценария, учитывая, что потоки могут не сводиться к
нулю, поскольку завод будет находиться в неустойчивом
состоянии;
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: БЕЗОПАСНОСТЬ
• сделать полный расчет сырья, продукта и внутренних потоков во избежание двойного подсчета любых
данных;
• включить потоки в системы коллектора и из них,
согласованные с предположениями, сделанными в пределах технологических установок, при этом печи могут
играть важную роль во многих случаях;
• учесть, как нормальные отклики контрольно-измерительного оборудования могут сдвинуть продукт из
области высокого давления в область низкого давления,
из которой вообще будет сложнее направить его в коллектор для стравливания давления;
• учесть любые взаимоисключающие сценарии, где
наихудшим случаем является мелденное распознавание, или где различные случаи по-разному подвергают
испытанию различные секции системы стравливания
давления.
Только после завершения указанных выше шагов
инженер может быть уверен, что имеет полную и за-
вершенную картину необходимых потоков в системе
стравливания давления для обсуждаемого сценария.
Затем могут быть проанализированы гидравлическая
система и другие ограничения с уверенностью, что результаты действительно будут отражать фактическую
реакцию завода на определенное событие.
Перевела И. Аммосова
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. «Pressure relieving and depressuring systems», ANSI/API Standard
521, Fifth Edition, January 2007.
Rob Brendel (Б. Брендел), старший консультант
компании Jacobs Consultancy в области переработки нефти, химических реактивов и энергии.
Он имеет 20-летний опыт работы в нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслях промышленности. Он работал в Jacobs, UOP и Mobil
Technology Company. Область знаний г-на Brendel
включает системы защиты и системы стравливания давления, а также эффективность использования энергии.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
Port Dolphin недавно получила право на строительство глубоководного порта расположенного в
28 милях (1 миля = 1,609 км) от залива Тампа (шт.
Флорида). Этот проект обеспечит возможность поставок природного газа через подводный трубопровод в государственную трубопроводную систему
общей протяженностью 4 мили. СПГ будет подвергаться регазификации на борту судов, и нагнетаться
в трубопровод для обслуживания заказчиков по всей
Флориде. Максимальная пропускная способность
терминала Port Dolphin будет составлять до 1,2 млрд
м3/сут природного газа. Этот объем достаточен для
обеспечения электроэнергией более одного млн домов. При полной загрузке, терминал будет способен
обеспечить 15 % потребностей Флориды в природном газе. Строительство предполагается начать в
2012 г., закончить - в 2013 г.
Jacobs Engineering Group Inc. получила контракт
от Suncor Energy для обеспечения планирования,
предварительной разработки, материально-техническое снабжения и эксплуатационного обслуживания для выполнения части цикла оборота нефтехранилища 2010 г. на установке 2, компании Suncor, расположенной в 30 км к северу от форта Мак-Мюрей,
Альберта, Канада. Работа будет осуществляться в
два этапа. Этап разработки технологии и подготовки
находится в стадии реализации с последующей фазой выполнения. Плановый ремонт запланирован в
начале второго квартала 2010 г.
INEOS Bio недавно объявил новый этап в реализации своей технологии производства биоэтанола
третьего поколения, для мирового рынка возобновляемого транспортного топлива и рынка возобновляемых источников энергии. Компания KBR была
выбрана INEOS Bio в качестве главного подрядчика
для разработки FEED (предпроектные изыскания)
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
первого из своих заводов по производству биотоплива, который, как ожидается, будет построен к концу
2011 г., в Иллинойсе. Работа над коммерческим проектом началась в третьем квартале 2008 г. и близка к
завершению. Работа по FEED должна завершиться в
первом квартале 2010 г., с началом промышленного
производства к концу 2011 г.
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Компания PetroquimicaSuape построит нефтехимический завод по производству очищенной терефталевой кислоты в Порту Суапе, г. Пернамбуку
(Бразилия). Для этого проекта Норвежская компания Aker Solutions разрабатывает основное детальное техническое проектирование и предоставляет
услуги по оффшорным поставкам для заказов на
покупку с доставкой на дальние расстояния.
Новый завод будет производить 640 000 т/год
ТФК и ожидается что он заработает в конце 2010 г.
Petroperu (Petroleos del Peru) и Axens подписали
контракт по модернизации, крупнейшего в стране нефтеперерабатывающего завода в г. Талара
(Перу). Главные цели контракта – расширение
нефтеперерабатывающего комплекса и ввод в эксплуатацию новых нефтехимических установок для
получения высококачественных продуктов. Axens
будет внедрять несколько своих главных производственных технологий для НПЗ, включая: установку гидроочистки бензина с производственной
мощностью 13300 брл/сут; полу регенеративную реформинг-установку мощностью 9500 брл/сут; промышленную установку селективного гидрообессеривания -Prime G+ с предварительным разделением бензина, мощностью 9500 брл/сут; и установку
очистки попутного сжиженного нефтяного газа
методом «Sulfurex», производственной мощностью
8000 тыс. брл/сут.
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
ПРОИЗВОДСТВА СИНТЕЗ-ГАЗА
R. Bonneau, IFP, Лион, Франция
Достижения в процессах синтез-газа являются ключевыми для повышения рентабельности GTL
Производство синтез-газа часто используют для
лучшего использования углеводородного сырья на
молекулярном уровне. На установки по производству
синтез-газа из природного газа приходится большая
часть общего объема инвестиционных затрат на оборудование завода, с технологией «газ-в-жидкость»
(gas-to-liquids – GTL), которые используют процесс
Фишера-Тропша (Fischer-Tropsch – FT). Особое
внимание должно быть направлено на снижение
стоимости переработки. Кроме того, проверенные
процессы производства синтез-газа существуют на
протяжении многих лет. Но необходимо предложить
значительные усовершенствования для оптимизации
топливного производства с применением процесса
FT и повысить рентабельность. В настоящее время
разрабатываются различные решения; наиболее перспективными являются те методы, которые уменьшают или даже полностью исключают установку
производства кислорода.
ПРОИЗВОДСТВО СИНТЕЗ-ГАЗА
Подготовка синтез-газа является наиболее капиталоемкой частью в проекте GTL. Ее объем, включая
установку разделения воздуха (air separation unit –
ASU), если таковая имеется, составляет порядка 50 %
от общих в пределах внутренних аккумулированных
(inside battery limits – ISBL) инвестиций для завода
GTL. Существует значительный стимул для оптимизации и дальнейшего развития технологий производства
синтез-газа, понижающих затраты. Следовательно,
усовершенствование установки производства синтез-газа имеет решающее значение для экономики
любого проекта GTL.
Основные методы переработки. Производство
синтез-газа на GTL-установках основывается на двух
основных процессах: частичного окисления (partial
oxidation – РОХ) и парового реформинга (рис. 1).
РОХ – очень экзотермичное частичное окисление,
которое требует дорогого производства кислорода,
включающее ASU для производства синтез-газа,
свободного от разбавления большим количеством
инертного азота. Паровой реформинг метана SMR
– сырьевой газ (природный газ) – в основном метан
– является эндотермическим процессом, который
к тому же требует дополнительной поставки топлива. Сочетание двух процессов в одном и том же
аппарате обеспечивает частично сбалансированную
экзотермичность реакции РОХ за счет эндотерми88
ческой потребности реакции SMR. Результирующий
комбинированный процесс известен как авто-термальный реформинг (autothermal reforming – ATR).
Если частичное окисление использует горелку как в
РОХ-реакторе, то реформинговая часть использует
только каталитический слой как в SMR-печи. Если
горелка не используется, а только слой катализатора,
то процесс известен как каталитическое частичное
окисление (catalytic partial oxidation – СРО).
Соотношение водород (Н2)/монооксид углерода
(СО) для производимого синтез-газа является важным параметром, касающимся установок синтеза
FT. По стехиометрическим причинам установленное
соотношение равно приблизительно 2, в зависимости
от длины углеводородной цепи и содержания ненасыщенных (олефинов). Избыток H2 или CO будет
предполагать отказ от H2 или двуокиси углерода (CO2)
в отходящем FT-газе.
Но подходящий состав синтез-газа в значительной
степени зависит от используемого катализатора FT.
Примечание. Существует огромная разница в активности по отношению к реакции, со сдвигом в сторону
«вода-газ», между катализаторами FT, основанными
на железе (Fe), и катализаторами FT, основанными
на кобальте (Co). Благодаря высокой активности
реакции со сдвигом «вода-газ», основанные на Feкатализаторы FT используют при низком соотношении H2/CO для синтез-газа. С другой стороны, очень
низкая активность реакции со сдвигом «вода-газ», c
катализатором на основе Со, дает синтез-газ с отношением H2/CO, близком стехиометрически к воскам
FT, которые должны быть произведены.
ОБЫЧНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ: ЧАСТИЧНОЕ ОКИСЛЕНИЕ
РОХ является методом переработки, в процессе
которого перерабатывается любое сырье: газ, жидкость или твердое тело. Исторически, эта технология развивалась из неполного окисления угля для
производства синтез-газа или бытового газа. Этот
метод включает частичное сгорание углеводородов
с менее, чем стехиометрической скоростью кислорода, необходимой для производства CO2 и пара –
обычно около 35 % от общего кислорода требуется
для полного окисления.
POX-процесс был разработан в 1945 г. для газификации твердого углеродистого сырья, такого
как каменный уголь или нефтяные остатки [1]. Эти
процессы были обновлены для превращения при-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
родного газа, который может быть использован для
GTL-целей. Совсем недавно обновленный процесс
POX превращения природного газа был разработан
на основе технологии газификации угля с фиксированным слоем. Этот метод может перерабатывать
широкий диапазон углеводородного сырья от природного газа до тяжелых остатков нефтепереработки
[2]. Сырье (природный газ), главным образом, метан,
и идеальная РОХ-реакция:
1
CH 4 + O2 CO + 2H 2 –36 кДж/моль
2
Время пребывания незначительно от 2 до 5 с.
Образуются продукты сжигания, такие как CO2 и
вода (H2O), и происходит эндотермическая реакция,
подобная паровому реформингу. Конструкция сырьевого сопла имеет решающее значение для обеспечения использования тепла реакции окисления в
последующих эндотермических реакциях.
Быстрое развитие всех этих реакций определяет
высокую температуру на выходе около 1400–1500 °C,
с преимуществом, являющимся следствием очень низкой утечки метана (<0,5 % по объему). Превращается
все углеводородное сырье. Может происходить отложение угля благодаря термическому крекингу:
CnH2n+2 ↔ nC + (n+l)H2
Таким образом, уравнение равновесия можно
представить как:
2CO ↔ С + CО2.
Образование сажи с метановым сырьем, как правило, незначительно. Порошкообразный углерод
может быть удален промывкой.
Во избежание риска закоксовывания тяжелыми
углеводородами, может быть применена дореформинговая стадия в восходящем потоке от реактора
POX. В этом варианте C2+ углеводороды преобразуются в метан перед стадией частичного окисления
и повышается эффективность углерода при образовании синтез-газа [3]. Концепция адиабатической
дореформинговой стадии успешно применяется в
промышленных процессах переработки ATR.
Серьезным недостатком этого процесса является
стоимость кислородной установки (ASU). Хотя имеющаяся информация по разбивке расходов ATR/ASU
является противоречивой, кажется, что стоимость
ASU составляет более 20 % от стоимости технологических установок для комплекса FT.
POX-реакция метана производит синтез-газ, при
соотношении H2/CO теоретически равным 2. Однако,
по правде говоря, это соотношение составляет менее 2.
При переработке более тяжелого (выше C) углеводородного сырья, соотношение H2/CO падает до 1,5–1,8,
в зависимости от H/C соотношения для сырья. В этом
случае соотношение H2/CO является слишком низким для установки синтеза FT с использованием Сокатализатора. Для восполнения дефицита водорода
является необходимой параллельная промышленная
установка с высоким соотношением H2/CO синтез-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
ASU
Кислород
ПриродСинтезный газ Производст- газ
во синтезгаза
Синтез
ФишераТропша
Синтетическое
сырье
Нафта
Диз.
топливо
Продукты
переработки
Керосин
Воски
Рецикл отходящего с FT-газа
Рис. 1. Основная схема улавливания на GTL-установке
газа (паровой реформер), как применяется на заводе
компании Shell в Бинтулу, Малайзия.
РЕФОРМИНГ ПАРОВ МЕТАНА
SMR является в основном каталитическим окислением метана водой. Более высокие углеводороды
превращаются в метан и CO путем экзотермической
реакции [1]. Реакция парового реформинга метана
является в основном эндотермической:
СН4 + Н2О ↔ СО + 3Н2+206 кДж/моль.
Реакция со сдвигом является второй основной
реакцией, происходящей в SMR:
CO + H2О ↔ CО2 + H2
–41 кДж/моль.
В SMR обычно применяют никель (Ni) на окиси
алюминия в качестве катализатора. Эти катализаторы
могут работать в жестких условиях температуры,
давления и предпочтительном мольном соотношении водяного пара-к-углероду (S/C): 850–950 °С, при
давлении от 15 до 40 бар и S/C соотношении от 2 до 4.
Многотрубчатый реактор заполнен катализатором,
а тепло подается снаружи. SMR-реакторы представляют собой трубчатые печи, сконструированные из
дорогих легированных сталей, и являются очень большими реакторами со значительной площадью.
Катализаторы парового реформинга находятся в
состоянии многочисленных разработок [4]. Четыре
критерия определяют качество катализаторов парового реформинга: отсутствие двуокиси кремния
(поскольку двуокись кремния может потерять соответствующие структурные свойства при высоких
температурах, при высоком давлении пара); высокая активность в реакции SMR; низкая активность
в образовании углерода и сопротивление спеканию,
которое появляется благодаря слиянию при высоких
температурах частиц Ni на поверхности носителя.
Щелочной стимулятор используется для подавления отложения углерода, а форма катализаторного
кольца была усовершенствована для поддержания
активности реакции парового реформинга.
Катализаторы парового реформинга могут также
потерять активность благодаря ядам серосодержащих
соединений. Соединения серы должны быть удалены из подачи газа в реакторы гидроочистки, содержащие катализатор на основе Со- и молибденовой
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
(Mo) смеси (CoМo), или NiMo-катализатор. После
реактора гидрирования, образующийся сероводород (H2S), улавливается в абсорберах, содержащих
окись цинка (ZnO).
Соотношение H2/CO синтез-газа находится в диапазоне от 3 до 5, который является слишком высоким
для применения FT.
Следовательно, H2/CO-отношение при хорошем
оснащении требует извлечения H2 физическими методами или нереально большого добавления СО2 для
соответствующего сдвига равновесия. Тем не менее,
основными недостатками являются потребление высокого пара и топлива в связи с эндотермичностью
реакции SMR.
Решением адаптировать соотношение H2/CO синтез-газа к производству FT, является установка смешанной схемы производства, при которой установка
POX работает параллельно с установкой SMR. Этот
вариант обеспечивает преимущества, но также имеет и
недостатки. Настроить соотношение H2/CO синтез-газа
можно, действуя независимо от параметров процесса
для каждой установки, а также путем изменения относительного расхода синтез-газа на двух установках.
Кроме того, большие и дорогие ASU по-прежнему необходимы, поскольку около 75 % превращения
осуществляется на установке окисления. Такая конфигурация является неблагоприятной настолько,
насколько это касается капитальных затрат (capital
expenditure – CAPEX) и операционных расходов
(operating expenditure – OPEX).
Тем не менее, это вариант был выбран компанией
Shell на SMDS-заводе в Бинтулу (Малайзия) – первом
промышленном комплексе FT, который был запущен
в начале 1990-х годов.
АВТОТЕРМАЛЬНЫЙ РЕФОРМИНГ
ATR используется для промышленного производства синтез-газа с конца 1950-х годов. Тем не
менее, этот процесс постоянно совершенствовался,
и новые разработки были получены в 1990-х годах,
касательно операций, свободных от сажи с более
низким нагнетанием пара и новых конструкций горелок. Процесс ATR использует компактный дизайн.
Отходящий рециркулирующий FT-газ
Промышленный пар
Экспортируемый пар
Природный газ
Синтез-газ
Теплообменик
Предварительный
реформинг
Обессеривание
Автотермальный
реформер
FG
POX (некаталитические):
СН4 + О2 → CO + 2H2.
Реакция парового реформинга (каталитическая
реакция):
CН4 + Н2О ↔ СО + 3Н2.
Реакция со сдвигом (каталитическая реакция):
СО + Н2О ↔ СО2 +Н2.
Частичное сгорание всегда связано с риском образования сажи. Для предотвращения образования
сажи, могут быть рассмотрены два параметра:
• Соотношение пар-углерод. Чем выше отношение
S/C, тем меньше сажи будет образовываться. При
уменьшении соотношения S/C, начнет образовываться сажа. Типичным соотношением S/C является 2. Одним из основных улучшений ATR является
уменьшение соотношения S/C.
• Конструкция горелки. Предельное отложение
сажи в значительной степени зависит от конструкции
горелок. Это ключевой момент лицензиаров ATR
является технологическим ноу-хау.
Большая экономия тепловой эффективности связана с уменьшением потребления пара в процессе, т.е.
S/C-отношения. Рассматриваемое усилие было предпринято для достижения этой цели. Первоначально,
соотношение S/C как 3/2 для производства аммиака и
метанола было обычным, однако, производственные
процессы с соотношением S/C понизили до 1,0 и стало
достижимо соотношение 0,6. Лицензиар успешно
запустил несколько установок ATR с соотношением
S/C = 0,6 в Европе, Южной Африке и Катаре.
Типичная схема процесса для производства синтеза-газа с использованием ATR показана на рис. 2.
Успешными шагами совершенствования установки
стали обессеривание, адиабатический пререформинг,
ATR и рекуперация тепла с выработкой пара высокого давления (high pressure – HP). Адиабатический
аппарат предварительного реформинга превращает
C2+ углеводороды путем парового реформинга в
смесь метана, CO2, CO и H2:
4CnH2n+2 + (2n – 2)H2О → (3n + 1)CH4 + (n – 1)CО2
и
BFW
Рис. 2. Диаграмма протекания процесса в авто-термальном
реформере
90
Некаталитическое частичное сгорание происходит в
камере сгорания с горелкой, за которой следует катализатор парового реформинга, помещенный в сосуд
аппарата под давлением, облицованный огнеупорным
материалом [5]. Для метанового сырья, здесь определены реакции, в то же время аналогичные реакции
происходят с более высокими углеводородами.
СН4 + H2O↔CO + 3H2.
Удаление высших углеводородов способствует
более высокой температуре предварительного на-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
грева сырья ATR, тем самым снижая потребление
кислорода.
Аппарат предварительного реформинга загружается высокоактивным Ni катализатором на керамической основе. Реактор ATR состоит из камеры
сгорания с горелкой и слоя катализатора. Реактор
ATR представляет собой аппарат, выполненный из
тугоплавкой стали. Природный газ, выходящий из
реактора предварительного реформинга, сгорает с
кислородом и паром в субстехиометрических условиях.
В первой части реактора, специально разработанная горелка обеспечивает надлежащее смешивание сырьевых потоков, и происходит сгорание в
пламени турбулентной диффузии. Выхлопной газ
при производстве синтез-газа является свободным
от кислорода. Во второй части реактора, газ привел к
равновесию в SMR и реакциям сдвига в слое катализатора на основе Ni. Катализатор также имеет и другое
назначение: обеспечить разрушение предвестников
сажи, в основном олефинов и ацетиленовых, которые
производятся на предыдущем этапе сгорания. Таким
образом, синтез-газ, покидающий ATR, является абсолютно свободным от сажи и кислорода.
Что же касается парового реформинга, некоторая
дезактивация катализатора ATR может возникнуть
из-за отравления серой и спекания частиц Ni. Чтобы
избежать отравления, соединения серы удаляются
таким же образом, как описано в паровом реформере.
Спекание может быть ограничено новыми методиками приготовления [6].
Как сказано ранее, состав синтез-газа, используемый для производства FT газойля, характеризуется соотношением H2/CO около 2. Это соотношение
может быть достигнуто путем ATR-процесса и корректировкой температур предварительного нагрева
и температуры на выходе с ATR, или рециркуляцией
СО2 или высоким соотношением H/C углеводородов
из отходящего газа с установки синтеза FT (рис. 3).
Другим важным параметром для регулирования
соотношения H2/CO является работа с очень низким соотношением S/C. Тем не менее, этот выбор
предполагает преодолеваемые и контролируемые
проблемы коксования и коррозии. ATR считается
наиболее приемлемой и экономичной технологией.
Максимальный размер для промышленных ATR
в эксплуатации – это одна линейная ATR OnyX в
Катаре, т.е. 600 000 нм3/ч синтез-газа для производства
17 000 брл/сут синтетических топлив. Примечание: на
заводе FT, мощность ATR включает в себя отходящие
с FT газы рецикла.
ATR С ПОДАВАЕМЫМ ВОЗДУХОМ
Наконец, мы должны упомянуть процесс синтеза-газа, который основывается на реакторе ATR, использующем подаваемый воздух вместо кислорода, во
избежание расходов на ASU и с более низким потреблением пара. Уместность этой отдельной конструкции
реактора ATR успешно продемонстрирована на двух
опытных установках. Было оценено, что процесс ATR
с использованием воздуха экономически хорошо подходит для превращения непригодных для продажи,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
удаленных или небольших газовых месторождений, с
установкой небольших морских установок (от 2000 до
5000 брл/сут синтетического топлива) на платформах,
баржах или кораблях [7]. Тем не менее, на сегодняшний день не существует промышленного примера. Что
касается крупных предприятий FT-GTL, вряд ли выбор
воздуха вместо кислорода является экономически
приемлемым на крупных предприятиях FT-GTL, так
как присутствие около 50 % инертных компонентов
в сухом синтез-газе, во-первых, делает концепцию
рецикла невозможной, и значительно увеличивает
требуемую мощность сжатия. Все это приводит к
низкой общей эффективности.
ТЕХНОЛОГИИ В СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
Более подробно исследуемые разработки включают в себя следующее.
• Компактный паровой реформер. Разрабатывается
новейший паровой реформер, который представляет
компактную модульную конструкцию. Она состоит
из ряда упакованных труб, распределенных с горелками для обеспечения тепла для реакции. В этой
конфигурации, химические реакции реформинга,
такие же, как и в обычном паровом реформере, но
механизм теплопередачи значительно отличается.
В обычном паровом реформере основным механизмом теплопередачи является излучение и менее 5 %
от общей теплопередачи происходит в результате
конвекции от горячих дымовых газов в трубах. Это
противоположный случай в компактном реформере
пара (compact steam reformer – CSR).
Традиционные паровые реформеры, являются устройствами либо с односторонним потоком, с нижним
воспламенением или c перекрестными потоками, с
боковым воспламенением. CSR – теплообменник с
противотоком (см. рис. 4), что резко повышает эффективность процесса [8]. Это объясняет компактность реформера, которая обеспечивает значительную экономию средств по сравнению с обычным
паровым реформером. Тепловая эффективность
возросла с 60 до почти 90 %, экономия топлива составляет 30 %. Площадь CSR составляет всего 25 %
от площади обычной установки SMR. Его модульная
концепция облегчает изготовление и транспортировку. Полномасштабный промышленный компактный
реформер введен в эксплуатацию компанией BP в
Найкиски на Аляске.
• ATR при низком соотношении S/C. GTL-заводы
нуждаются в огромном расходе синтез-газа. В связи с
этим, технология ATR имеет существенный потенциал
для оптимизации, в основном за счет понижения соотношения S/C. Понижение соотношения S/C имеет
два преимущества: легче оборудование для состава
синтез-газа и меньше выработка CO2, тем самым
уменьшая рециркуляцию. Таким образом, могут быть
рассмотрены линии ATR с более высокой мощностью
одной линии для снижения затрат CAPEX.
Препятствия. Главным препятствием для работы ATR при низких значениях S/C является потенциальная опасность отложения углерода и явления
коррозии, известного как металлическая пыль в
оборудовании, функционирующем при температу91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
Воздух
Топливный газ
Синтез-газ 480 °С
Зона
предварительного
подогрева воздуха
и топлива
Зона сгорания
Зона
предварительного
нагрева сырья
Природный газ
Дымовой газ для
возврата тепла
Автотермальный реформинг с импортом CO2 или рециклом.
Термодинамический расчет соотношения синтез-газа в зависимости
от соотношения сырья.
Давление=25 бар Равновесная температура=1000 °С
Природный газ = 100 % СН4
О2/СН4 = 0,5–0,75
Рис. 3. Соотношение Н2/СО синтез газа, произведенного на ATR
с сырьевым соотношением S/C и СО2/С [21]
рах 450–850 °C. Эти условия могут преобладать в
секции охлаждения процесса ATR вниз по потоку
от реактора ATR.
Металлическая пыль является причиной коррозии, которая приводит к катастрофическому распаду
металлических поверхностей и производит порошкообразные металлические частицы. Этот механизм
коррозии образует ямки и ведет к общим потерям
металла. Во-первых, это образование углерода и последующее отложение углерода на поверхности металла,
которое инициирует распад металлической пыли.
Этот механизм не изучен полностью, но, кажется, его
связывают с разрушением защитного оксидного слоя
на поверхности, за которым следует карбидообразование в пределах частиц. Если скорость образования
углерода не слишком велика, и при наличии достаточного нагнетаемого пара, образовавшийся углерод
будет окисляться в катализаторном слое ATR [9].
Тем не менее, лицензиар по технологии отметил,
что операции с низким отношением S/C снижают
разницу до образования углерода в предварительном реформере и образования сажи в АТR, и они
представляют собой операции в течение длительного
периода времени при соотношении S/C < 0,40, что
Таблица 1. Влияние понижения S/C от 0,6–0,4:
сравнительные ключевые характеристики ATR [22]
Показатель
S/C соотношение
NG сырья + расход топлива
O2 сырьевой
CO2 рециркулирующий
Синтез-газ
92
Значение
0,6
0,4
100
101
100
98
100
56
100
100
Рис. 4. Схема компактного реформера
было продемонстрировано на опытной установке. В
табл. 1 приведены сравнительные значения различных
ключевых параметров для иллюстрации влияния на
мощность одной линии при снижении отношения
S/C от 0,6 до 0,4.
Вычислительное моделирование динамики жидкости, гидравлическое моделирование и опытно-заводские
испытания сделали возможной конструкцию горелок
сжигания, свободных от сажи. Оптимизированная конструкция в сочетании с уменьшением соотношения S/C
должны способствовать значительному увеличению мощности в одной линии не менее 15 %. Демонстрационная
промышленная установка работает в Хьюстоне, штата
Техас, с удовлетворительными рабочими характеристиками [10].Добавление пара предполагает повышение
отношения H2/CO выше соотношения H2/CO, желаемого
для синтеза FT. По этой причине, отходящий с FT газ,
содержащий СО2, рециркулируют к реактору ATR, что
приводит к установке производства синтез-газа с завышенными размерами. Коммерциализация ATR с соотношением S/C = 0,4 ожидается в ближайшем будущем, и
проведение испытаний пилотного завода показали, что
соотношение S/C падает до 0,2 [11].
Комбинированный реформинг. Производительность
завода GTL может быть существенно улучшена путем
сочетания авто-термального реформера с реформером с газовым нагревом (gas-heated reformer – GHR)
[12, 13]. Концепцией комбинированного реформинга
(combined reforming – CR) является использование
тепловой энергии, выходящего газа с ATR, как источника тепла для реакции парового реформинга в
реакторе с газовым нагревом, вместо обычной печи
пламенного реформера.
Одной из основных статей затрат на заводе GTL
является ASU; физические размеры основного ротационного оборудования ограничивают мощность ASU.
Сокращенное потребление кислорода представляет
благоприятные варианты. GHR рециркулирует тепло
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
Таблица 2. ATR относительно CR: сравнительные ключевые параметры [22]
Параметр
Соотношение S/C
Потребление O2
Общая эффективность LHV
Вложения в установку синтез-газа
Вложения в ASU
Вложения в установку синтез-газа + вложения в ASU
ATR
0,6
100
100
100
100
100
ATR при низком
соотношении
S/C
0,4
92
105
69
83
76
ATR параллельно
GHR
0,4/1,1
82
108
81
76
79
ATR
последовательно
GHR
0,4/0,55
81
109
76
74
75
высококачественного процесса ATR, непосредственно
форминга по сравнению с процессом ATR. Результаты
возвращая к процессу реформинга вместо испольпредставлены в табл. 2 и 3 и показывают, что благодаря
зования его для выработки пара высокого давления
более глубокому пониманию параметров процесса,
HP, таким образом снижая потребление кислорода.
а также новой технологии, можно ожидать значиКроме того, тепло, возвращенное из процесса ATR,
тельно более высокую мощность схемы «простого
устраняет необходимость создания большого колипоезда». Сокращение расходов по сравнению с совчества пара HP от сточных вод ATR.
ременными технологиями является существенным.
Результат: Энергетическая система на ATR суСледует подчеркнуть, что технология ATR с низким
щественно упрощается.
соотношением S/C по-прежнему конкурирует с техНизкая температура на выходе увеличивает сонологиями CR.
отношение H2/CO, таким образом, требуется более
Наряду с предыдущей концепцией была разрабовысокая рециркуляция СО2. Поскольку часть тепла
тана концепция комбинированного реформинга [14].
стоков ATR используется для парового реформинга и
В настоящее время она предлагается для получения
подогрева сырья, GHR является реформером теплообметанола. Это комбинация обычных SMR и ATR в
менного типа. Высокий уровень парового реформинга
параллельном расположении. Это параллельная схема
и более низкое потребление кислорода увеличиваSMR + ATR может дать ряд преимуществ:
ет само по себе отношение H2/CO, и больше СО2,
• объем природного газа, направляемый на SMR,
должно рециркулировать, для получения заданного
регулируется и позволяет регулировать желаемое
соотношения H2/CO. Следовательно, это повышает
соотношение H2/CO;
эффективность завода по общему углероду.
• SMR работает при более низкой температуре,
Существуют, главным образом, два разных способа
что позволяет более высокое давление, чем в обычобъединить GHR в сочетании с ATR: параллельное
ном SMR.
расположение и последовательное, как это показано
Промышленный пар
Промышленный пар
на рис. 5.
В параллельном расположении, два реформера
Природный газ
Природный газ
загружали независимо, позволяя оптимизировать соотношение S/C отдельно. Тем не менее, параллельные
GHR должны работать при более высокой темпераСинтез-газ
Синтез-газ
туре, чем при последовательном расположении для
получения низкого проскока метана.
В последовательном расположении, весь газ проходит через ряд GHR, а затем в ATR. Таким образом,
имеющийся в настоящее время катализатор SMR
может установить более низкий предел для соотношения S/C. Еще больше для процесса ATR, главная
проблема: как при последовательном варианте, так и
Параллельное
Последовательное
при параллельном существует риск коррозии металлической пыли благодаря охлаждающим температуРис. 5. Схемы расположения комбинированного реформинга –
рам синтез-газа в реформере теплообменного типа.
параллельная и последовательная
Явления такие же, как дано выше. В результате с большим основанием можно Таблица 3. Преимущества процесса CR [23]
сказать, что механическая конструкция
Параметр
ATR
ATR + GHR
Изменение
и выбор материалов особенно важны из16 400
12 300
–25%
Потребление O2, т/сут
за условий комбинированного процесса
Номер
ASU
4
3
–25%
реформинга с обогащенными CO-газами
Природный газ, MW
8243
7751
–6%
в результате понижения соотношения
Производство синтетического
33 108
84 794
+2%
S/C из-за опасности коррозии металлитоплива, брл/сут
ческой пыли.
Потребление энергии, Gj/b
8,57
7,90
–8%
Было проведено сравнительное изу,
кг/брл
121,0
82,6
–32%
Выделение
CO
2
чение комбинированного процесса ре-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
С помощью этой технологии, ожидается удвоенный
спрос на пар по сравнению с другими последовательными процессами CR.
Концепция объединения ATR и теплообменного
парового реформинга также была разработана другими лицензиарами технологий. Новые процессы
объединяют ATR и GHR в одном аппарате; другой
проект сочетает в себе ATR и GHR в двух аппаратах.
Однако, эти новые процессы, не были вовлечены в
производство синтез-газа для промышленных применений GTL.
РЕФОРМИНГ ГАЗА В КИПЯЩЕМ СЛОЕ
Недавно разработанный процесс с синтез-газом
использует реактор с псевдоожиженным слоем катализатора [15]. В каталитическом процессе в реакторе
с псевдоожиженным слоем катализатора на основе Ni
природный газ, кислород и пар по отдельности вводили
в нижнюю часть реактора, содержащую кипящую
смесь катализатора на основе Ni и разбавленную
твердую окись алюминия. Хотя это не совсем горелка,
а «зона горения», эта концепция близка к процессу
ATR. Этот процесс, как утверждают, контролирует
распад катализаторов за счет баланса между агломерацией, из-за высокой температуры, и механическим
истиранием, для сохранения характеристик кипящего
слоя. Процесс демонстрировался в течение трех лет на
крупномасштабной экспериментальной установке.
Разработчики уверены в коммерческих масштабах,
так как реакторы с псевдоожиженным слоем особенно
подходят для РОХ- и SMR-реакций и, как известно,
обеспечивают очень хороший тепло-и массообмен –
преимущество для проведения как эндотермических,
так и экзотермических реакций.
velocity – GHSV) около 20 000 ч–1. Следовательно,
количество катализатора может быть сведено к одной
четверти того, что ранее требовалось обычными процессами ATR и позволяет использовать меньший реактор.
2000 нм3/ч синтез-газа экспериментального завода
продемонстрировал производительность, безопасность и стабильность в новом процессе. Пилотная
установка мощностью 2000 нм3/ч синтез-газа продемонстрировала эффективность, безопасность и
стабильность нового процесса. В настоящее время
ведется работа в соответствии с инженерными разработками для промышленной установки [16].
НЕПРОВЕРЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ:
КАТАЛИТИЧЕСКОЕ
ЧАСТИЧНОЕ ОКИСЛЕНИЕ
Блок-схема комплекса GTL на основе каталитического частичного окисления (catalytic partial oxidation
– СРО) такая же, как схема на основе ATR, так как
синтез-газ производится в СРО, непосредственно
путем такой же экзотермической реакции, как некаталитический процесс POX, но путем механизма
с участием только поверхностных реакций на катализаторе:
1
CH 4 + O2 CO + 2H 2 –36 кДж/моль.
2
Но на практике, соотношение H2/CO, необходимое
для процесса FT составляет более 2, и, по меньшей
мере, небольшое количество воды добавляется к сырью. Таким образом, реакция СРО всегда сопровождается паровым реформингом, реакциями сдвига и
общего горения, а, по сравнению с некаталитическим
процессом POX, не образуются сажа или другие побочные продукты.
СОВРЕМЕННЫЙ ПРОЦЕСС
Принципиальным отличием от процесса ATR явАВТОТЕРМАЛЬНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ
ляется отсутствие горелки, используемой в СРО, и
Новый процесс производства синтез-газа сочетает
высокие чрезмерные химические реакции, происходящие в слое катализатора или монолитном реактов себе ультраглубокое обессеривание природного газа,
ре. Катализаторы на основе Co, Ni или благородных
сырьевого газа с новым высокоэффективным катаметаллов, таких как родий способствуют очень быслизатором реформинга. Экзотермическая реакция
трым реакциям СРО. До 1992 г. применяемая объемокисления и эндотермические реакция реформинга
ная скорость соответствовала времени пребывания
происходят одновременно в слое катализатора при
около 1 с, но в последнее время, время пребывания
температуре на входе реактора ниже 300 °C и без
использования горелок.
снизилась до 0,1 мс и 1 мс. Таким образом, реактор
Таким образом, этот процесс является более точработает при очень высокой объемной скорости, и,
ным для концепции СРО + SMR, чем для концепции
это, следовательно, чрезвычайно мало, чтобы можно
ATR.
было ожидать значительного сокращения расходов.
Новый катализатор основан на дорогостоящем
Состав продуктового газа может быть заранее предметаллическом катализаторе, и имеет высокую аксказан из термодинамики, и допущения, что аналотивность и высокую скорость реакции – постоянгичные рабочие параметры не должны отличаться
ная часовая объемная скорость газа (gas hourly spsce
от процесса ATR.
Тем не менее, была
описана
концепция катаТаблица 4. Оценка различных технологий производства синтетического газа [24]
литического частичного
Важные факторы
SMR
POX
ATR
CR
CPO
окисления (short-contact
time catalytic partial
Объем потребления природного газа,
32
31,56
30,6
30
29–30
ГДж/т-MeOH
oxidation – SCT–СРО)
530
460
280
270–300
Объем потребляемого кислорода,
с краткосрочным време3
м /т-MeOH
нем контакта. Процесс
380
375
355
290
250–270
Объем выбросов СО2, 103 тыс. т в год
SCT–СРО дает более
Относительные расходы
100
95
85–95
80–85
70–80
высокую конверсию и
94
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
более высокую селективность, чем конверсия и селективность, рассчитанные с учетом термодинамического равновесия при температуре на выходе из
реактора. Этот факт следует объяснять сверхбыстрой
химией, только внутри очень тонких межфазных зон
«твердые газы» на частицах катализатора, и очень
разнородными температурами газовой фазы [17].
Происходит смешивание углеводородов и кислорода выше по течению от слоя катализатора, и
невозможно подогреть это сырье до того же уровня,
как и в АТР в связи с легкой воспламеняемостью
смеси [40].
Температура самовоспламенения этой смеси, как
правило, составляет около 250 °C, в зависимости от
состава сырьевого газа. По соображениям безопасности, температура сырьевого газа сохраняется на
низком уровне. Это увеличивает потребления природного газа и кислорода. По сравнению с процессом
ATR, потребление кислорода может быть увеличено
на 15–20 %, а потребление природного газа на 7–9 %.
Это серьезный недостаток CPO [18].
Наконец, как и ATR, процесс СРО включает в себя
подачу кислорода. Учитывая, что ASU-инвестиции
являются большой частью комплексных расходов
GTL, а также учитывая ограничения безопасности,
связанные с условием взрывоопасности сырья, это
нереально, что СРО-процесс выглядит как экономичный вариант.
РЕФОРМИНГ С КЕРАМИЧЕСКИМИ МЕМБРАНАМИ
Реформинг с керамическими мембранами (ceramic
membrane reforming – CMR) на основе использования перовскитовых мембран, которые способствуют ионному переносу кислорода из воздуха в
реакционную среду с более низким парциальным
давлением кислорода [19]. Эти мембраны ионного
переноса (ionic transport membranes – ITM) являются
100 %-ными избирательными для кислорода; таким
образом, удается избежать ASU и больших воздушных компрессоров. Воздух вводится по одну сторону
мембраны, через которую кислород в виде ионов
O2– транспортируется на другую сторону, где он вступает в реакцию с углеводородами для производства
синтез-газа. Преимущество этой концепции состоит
в отказе от капиталоемких установок ASU, на долю
которых приходится 40 % от капитальных вложений
в производство синтез-газа с помощью ATR.
Чтобы получить приемлемые скорости проникновения кислорода, реактору ITM придется работать
при температуре выше 700 °C. Это включает риски
отложения углерода на мембране, если C2 + углеводороды присутствуют в сырьевом газе. Основные
проблемы заключаются в механической конструкции
и устойчивости мембран. Практические разработки ITM являются серьезной проблемой. Мембраны
должны выдерживать синтез-газ, который является
восстанавливающим агентом, с одной стороны, и воздух, с другой стороны. Настоящие мембраны являются
недостаточно сильными и стабильными. Может быть
рассмотрен другой вариант: использование технологии ITM для разделения воздуха сможет уберечь от
более 20 % инвестиций в криогенные ASU.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
Хотя процесс CMR, представляется перспективным, существует также проблема расширения масштабов для крупных предприятий. Площадь мембраны
изменяется пропорционально мощности, в отличие
от ASU, в которой существует экономия за счет масштаба. Таким образом, CMR является очень перспективным направлением в теории, так как кислород
заменяют воздухом. Тем не менее, слишком рано
оценивать, когда мембранная технология найдет широкое применение в производстве синтез-газа, а также
предсказывать, когда эта технология может стать
доступной для крупномасштабных заводов GTL.
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ
С экономической точки зрения, мы должны
рассматривать с одной стороны, простоту масштабирования, и, наоборот, интеграцию установки
производства синтез-газа в комплекс, в котором
все должно конкурировать с продуктами на основе
сырой нефти. Что касается первого пункта, готовыми продуктами с завода GTL являются в основном
высококачественные топлива и сырье, которое, однако, должно конкурировать с продуктами на основе
сырой нефти. Таким образом, должен быть установлен максимально большой по возможности завод,
это означает, что установки большой мощности по
синтез-газу нацелены на выполнение этого требования. Среди проверенных технологий (ATR, SMR
и POX,) SMR представляет наименьшую экономию
масштаба, в то время как ATR и POX представляют
типичный масштабный коэффициент 0,7. ATR признан наилучшим выбором для природного газа [20].
Это также привело поставщиков технологий ASU к
повышению максимального размера их установок
(от 3500 до 5000 т/сут кислорода) и, возможна установка на 7000 т/сут в ближайшем будущем.
Что касается технологий в стадии разработки, как
улучшенные ATR, так и GHR должны иметь благоприятный фактор масштаба. Компактный паровой
реформер ATR, являясь модульным и имея высокий
коэффициент масштаба, получает основные преимущества. Непроверенные технологии так далеки от валидационных в представительских масштабах, и экстраполяция пока не является возможной.
Технологии на основе воздуха не предпочтительны
для больших увеличений масштаба.
Что касается второго пункта, то экономическая
оптимизация производства синтез-газа в условиях
GTL не должна рассматриваться отдельно. Так как
производство синтез-газа является частью комплекса FT, его оптимизация неотделима от всего
завода FT.
Оптимальное проектирование должно учитывать
все материальные и тепловые интеграции. В частности, рециркуляцию CO2 и легких углеводородов
из газа, отходящего с FT на установку производства
синтез-газа в обязательном порядке для соответствия
хорошему выходу углерода [21]. Воду с FT можно
также рециркулировать в качестве промышленного
пара на SMR- или ATR-установках. Энергетическая
интеграция ASU, если таковая имеется, с процессами производства синтез-газа, которые являются
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ТЕХНОЛОГИИ
экспортерами энергии, очевидно, является важной, и
мы должны иметь в виду, что завод FT всегда остается
крупным производителем энергии. Таким образом,
выбор в управлении экспортом этой энергии является
параметром, имеющим значение. Далее, следует подчеркнуть, что такая работа по оптимизации является
комплексной и связана не только с локальной оптимизацией установки производства синтез-газа.
Многочисленные экономические оценки заводов
FT были сделаны технологическими лицензиарами.
Как в контексте содействия FT, так и в качестве альтернативного решения для производства синтетических
топлив, эти оценки, вероятно, слишком оптимистичны.
Тем не менее, мы можем вспомнить оценки, основанные на производстве, аналогичном FT: производстве
метанола (2500 т/сут метанола). Экономическая оценка различных доступных технологий производства
синтетического газа обобщена в табл. 4.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Наиболее приемлемой технологией для производства синтез-газа в комплексе FT сегодня является
процессATR при низком соотношении S/C. Она была
выбрана для последних проектов на стадиях запуска
или реализации (Oryx Катар и Escravos Нигерия).
Альтернативной технологией, выбранной компанией
Shell на хорошо зарекомендовавшем себя промышленном заводе в Бинтулу (Малайзия) или в проекте
Pearl (Катар), является сочетание некаталитического
POX и обычных SMR. Этот вариант, который предлагает максимальную гибкость с хорошо известными процессами, безусловно, является более дорогим
решением, чем процесс ATR.
ATR-технология обладает потенциалом для дальнейшего совершенствования, особенно с точки зрения
более низких соотношений S/C. Она также будет
привлекательна для комбинаций в различных схемах
с реформингом подогретого газа. Эти технологии,
близки к промышленной демонстрации и, вероятно,
будут полностью доработаны в следующем десятилетии.
Что касается возможных будущих технологий,
СРО, по-видимому, не дают достаточно преимуществ, чтобы перевесить ее недостатки: ожидаемое
значительное уменьшение размеров реактора СРО
против соображений безопасности в условиях производства.
Наконец, среди ранних более радикальных новых технологий, CMR, показывает перспективные
возможности. Тем не менее, она находится в ранней
стадии разработки, и пока не представляется возможным предсказать, будет ли она готова и когда для
промышленного использования. Однако основные
вопросы, по-прежнему не решены, и CMR не считается серьезным конкурентом последним версиям
ATR или концепциям комбинированного реформинга
ATR + GHR в обозримом будущем.
Перевела Т. Хутарева
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Rostrup-Nielsen, J. R., «Syngas in perspective», Catalysis Today,
Vol. 71, 2002, p. 244.
96
2. Schlichting, H. and C. Erdmann, «MPG—Lurgi multi purpose
gasification: a novel contribution to modern refinery technology»,
Proceedings of the 16th World Petroleum Congress, Calgary, 2000,
p. 279.
3. Eilers, J. and R. Schouwenaar, Patent WO 2007/101831A: Process
to prepare a Fischer-Tropsch synthesis product Shell International
Research Maatschappij BV.
4. Alstrup, I., B. S. Clausen, C. Olsen, R. H. H. Smits and J. R.
Rostrup-Nielsen, «Promotion of steam reforming catalysts», Studies
in Surface Science and Catalysis, Vol. 119, 1998, p. 5.
5. Christensen P. S., K. Aasberg-Petersen, M. Ostberg and T. S.
Christensen, «Synthesis gas production», AICHE Conference, Spring
National Meeting, New Orleans, April 2004.
6. Souza, M. M. V. M., N. F. P. Ribeiro, O. R. Macedo Neto, I. O
Cruz and M. Schmal, «Autothermal reforming of methane over nickel
catalysts prepared from hydrotalcite-like compounds», Studies in Surface
Science and Catalysis, Vol. 167, 2007, p. 451.
7. Agee, M. A., «Convert natural gas into clean transportation fuels»,
World Transportation Fuel Quality Conference, Washington, 1996.
8. Eastland, P., D. Hensman and J. Swinney, «Intensive Reforming»,
Hydrocarbon Engineering, December 2005, pp. 29–33.
9. Hirotani, K., «Metal dusting. severe problem in operation of
syngas generation for GTL plant», The 5th International Offshore and
Polar Engineering Conference, Seoul, Korea, June 19–24, 2005.
10. Christensen, T. S., J. H. B. Hansen, P. S. Christensen, I. I.
Primdahl and I. Dybkjaer, «Synthesis gas preparation by auto-thermal
reforming for conversion of natural gas to liquid (GTL) products»,
Second Annual Conference, Monetizing Stranded Gas Reserves, San
Francisco, December 14–16, 1998.
11. Christensen, T. S., P. S. Christensen, I. Dybkjaer, J.-H. Bak
Hansen and I. I. Primdahl, «Developments in auto-thermal reforming»,
Studies in Surface Science and Catalysis, Vol.119, 1998, p. 883.
12. Bakkerud, P. K., «Update on synthesis gas production for GTL»,
Catalysis Today, Vol. 106, 2005, pp. 30–33.
13. Loock, S., W. S. Ernst, S. G. Thomsen and M. F. Jensen,
«Improving carbon efficiency in an auto-thermal methane reforming
plant with gas heated exchange reforming technology», World Congress
of Chemical Engineering, July 2005, Glasgow.
14. http://www.lurgi.info/website/fileadmin/user_upload/1_
PDF/2_Technologie/englisch/07_Reforming-E.pdf.
15. Eisenberg, B., R. F. Bauman, L. L. Anselli and R. A. Fiato,
«Advanced gas conversion technology for remote natural gas utilization»,
GPA 73rd annual convention, New Orleans, 1994, pp. 126–33.
16. Watanabe, Y., Y. Yamada, S. Akira, K. Ikeda, N. Inoue, F. Noguchi
and Y. Suehiro, «Advanced auto-thermal gasification process», Studies
in Surface Science and Catalysis, Vol. 167, 2007, p. 439.
17. Basini, L., «Issues in H2 and synthesis gas technologies for
refinery, GTL and small and distributed industrial needs», Catalysis
Today, 2005, pp. 37–38.
18. Culligan, M., «Commercialization of ConocoPhillips GTL
technology,” IBC GTL 2003, London.
19. Shen, J., V. Venkataraman and D. Gray, «Applications of ceramicmembrane technology Fundamentals of Gas to Liquids», Petroleum
Economist, January 2003, pp. 24–26.
20. Dry, M. E. and A. P. Steynberg, «Commercial FT process
applications», Studies in Surface Science and Catalysis, Vol. 152, 1998,
pp. 441–447. 21. Christensen, T. S. and I. I. Primdahl, «Improve syngas
production using autothermal reforming», Hydrocarbon Processing,
March 1994, pp. 39–46.
22. Bakkerud, K., J. N. Gol, K Aasberg-Petresen and I. Dybkjaer,
«Preferred synthesis gas production routes for GTL», Studies in Surface
Science and Catalysis, Vol. 147, p. 15.
23. Johnson Matthey Catalysts, World GTL Summit, London, April
2007.
24. Keshav, T. R. and S. Basu, Fuel Processing Technology, 2007,
pp. 494.
Reynald Bonneau (Р. Бонно) является старшим
инженером-технологом с IFP. Он имеет более
чем 30- летний технологический опыт, с 20-летним опытом в технологическом отделе Technip
Engineering France, в первую очередь, в нефтепереработке и полимерных процессах. В настоящее
время он работает в отделе технологического
проектирования IFP Франции. Его основное
внимание направлено на процессы ФишераТропша и CCS (улавливание и хранение CO2). Он закончил химико-технологический факультет INSA (Национальный институт
прикладных наук) в Лионе, в IPSOI (Институт нефтехимического
и органического синтеза промышленности, в настоящее время
отделение Центральной школы Марселя) и получил степень магистра прикладной химии в Aix-Marseille III University.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 сентябрь • 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
HYDROCARBON
PROCESSING
Журнал «Нефтегазовые технологии» + CD + просто удобно
«НЕФ
ТЕГА ЖУРНАЛ
ЗОВЫ
Е ТЕХ
НОЛО
ГИИ»
ЦВЕ
ТНА
Я ВЕ
РСИ
Я
содержит материалы 2-х журналов США «World Oil» – по BPA
35 393 экз/мес. и «Hydrocarbon Processing» – по BPA 30 341 экз/мес.
с лучшим в мире содержанием по вопросам нефти и газа. В России
журнал издается с середины 1970-х гг.
Для удобства пользования журнал дублируется на CD-диске,
что упрощает возможность:
š копирования
š использования для работы,
отчетов, презентаций
š демонстрации в цвете
на мониторе
š тиражирования
š увеличения мелких
деталей
š компактного хранения
š использования
в командировках
š пересылки коллегам
Вместе с полноцветной версией журнала на CD-диске, согласно
Вашим заявкам, размещается дополнительная информация
(справочники, каталоги, тематические подборки статей, прессрелизы, презентации и т.п.). CD-диск вложен во все номера
журнала, каждый месяц полугодия диск имеет определенный
цвет, что позволяет легко найти нужный Вам номер журнала.
В журнале публикуются статьи о новейших мировых технологиях
нефтегазовой отрасли, справочники, статистические данные,
информационные материалы, маркетинговые исследования
рынков.
Специально для Вас рубрика «Новейшие мировые технологии
в России и СНГ». Информационные партнеры нашей рубрики
Halliburton (США), EXPRO GROUP (Великобритания – Экспро
Евразия Лимитед Московский филиал), SPIG (Италия) и др.
Журнал является информационным спонсором известных
международных и региональных нефтегазовых выставок России и
СНГ, международных конгрессов и конференций.
ЖУРНАЛ
«НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ»
ОФОРМИТЬ ПОДПИСКУ МОЖНО:
ЦВЕТНАЯ ВЕРСИЯ
В ЛЮБОМ ОТДЕЛЕНИИ СВЯЗИ РФ ПО КАТАЛОГУ АГЕНТСТВА
«РОСПЕЧАТЬ». ПОДПИСНОЙ ИНДЕКС – 91330.
В РЕДАКЦИИ ЖУРНАЛА (В ТОМ ЧИСЛЕ НА ЭЛЕКТРОННУЮ ВЕРСИЮ)
НА САЙТЕ ЖУРНАЛА: WWW.OGT.SU, ОН-ЛАЙН
Цена одного номера – 660* руб., электронной версии – 390 руб.
Россия, 109029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1. Тел.: (495) 979-3368;
тел/факс: (495) 670-74-81. E-mail: art@ogt.su, publ@ogt.su. www.ogt.su
*Включая почтовую доставку по России
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ООО «Научно-производственное
НП «ЦРКТ»
предприятие «РосТЭКтехнологии»
NP CTTDC
При поддержке Министерства энергетики Российской Федерации
With support of the Ministry of Energy of the Russian Federation
11
МЕЖДУНАРОДНАЯ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ
«КОЛТЮБИНГОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ВНУТРИСКВАЖИННЫЕ РАБОТЫ»
INTERNATIONAL SCIENTIFIC AND PRACTICAL
COILED TUBING AND WELL INTERVENTION CONFERENCE
15–17 сентября 2010 года, Россия, Москва, гостиница «Ренессанс Москва»
September, 15-17, 2010 Renaissance Moscow Hotel, Moscow, Russia
Тематика конференции:
•Тенденции развития нефтегазового сервиса России.
•Бурение с использованием гибких труб,
в том числе с целью дегазации угольных пластов.
•Зарезка вторых стволов и борьба с осложнениями,
в том числе с использованием гибкой трубы.
•Современная техника и технологии ремонтноизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.
• Новые методы и оборудование для повышения
нефтеотдачи пластов и интенсификации притока.
•Сервисное обслуживание оборудования.
Информационное обеспечение нефтегазового сервиса.
The conference subjects are:
•Trends in the development of oilfield services in Russia.
•Coiled tubing drilling, particularly with
the purpose of coal-beds degassing.
• Sidetracking and possible troubleshooting,
particularly with the help of coiled tubing.
•Modern technologies of squeeze jobs
in oil and gas wells.
•New methods and equipment for enhanced
oil recovery and production stimulation.
•Aftersales service of equipment. Information
provision in oilfield services industry.
Образовательный семинар «Колтюбинг и его применение»
15 сентября 2010 года
Educational Short Course Coiled Tubing and Its Applications
September 15, 2010
Лектор семинара – Берни Луфт, вице-президент
по технологиям компании Global Tubing.
Акцент семинара будет сделан на новые технологии
повышения нефтеотдачи пласта, ремонт скважин и последние
достижения в области колтюбингового бурения. Каждому
слушателю семинара будет вручен именной сертификат.
The short course will be conducted by Bernie Luft,
VP Technology, Global Tubing.
The short course will focus on technologies of enhanced
oil recovery, well workover and the latest achievements
in the field of coiled tubing drilling. Each participant will
be awarded a Certificate of Attendance.
Нефтегазовая выставка
15–17 сентября 2010 года
Провести переговоры с партнерами, организовать
презентацию, разместить наиболее важные
макеты или элементы оборудования вы
можете, заказав стенд на выставке.
Контакты:
www.cttimes.org;
Тел./факс: +7 499 788 9119;
E-mail: ig@cttimes.org
Oil and Gas Exhibition
September 15–17, 2010
Contacts:
www.cttimes.org;
Tel./fax: +7 499 788 9119;
E-mail: ig@cttimes.org
Ordering a stand at our exhibition, you will be able
to conduct negotiations, make a presentation or place
the most important equipment models and elements.
Спонсор семинара «Колтюбинг и его применение»:
Sponsor of the Short Course “Coiled Tubing & Its Applications”:
Платиновый спонсор:
Platinum sponsor:
Золотой спонсор:
Gold sponsor:
Серебряный спонсор:
Silver Sponsor:
GLOBAL
TUBING
Спонсоры материалов конференции:
Sponsors of the Conference Materials:
Tenaris
Tubular technologies. Innovative service.
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
1 342
Размер файла
53 919 Кб
Теги
нефтегазовых, технология, 1195, 2010
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа