close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

255

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОСТИ ЕВРОПЕЙСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ
Часть 2
НОРВЕГИЯ
НОВЫЙ ИНСТРУМЕНТ ПОВЫШАЕТ ЭФФЕКТИВНОСТЬ
РОТОРНОГО БУРЕНИЯ ЧЕРЕЗ НКТ
G. Switlik, Pilot Drilling Control Ltd., графство Саффолк, Англия; и J. Oyowevotu, LEA Ltd., Абердин, Шотландия
С разработкой нового инструмента, позволяющего отказаться от многократных операций соединения и отсоединения верхнего привода с бурильной колонной, эффективность спуско-подъемных операций существенно
возрастает
Месторождение Ньорд, оператором которого является компания Norsk Hydro, расположено
примерно в 130 км к северо-западу от г. Кристиансанн и в 30 км к
западу от месторождения Драуген
на участках 6407/7 и 6407/10 в
водах глубиной 330 м. Осложненное многочисленными сбросами
месторождение разрабатывается
пятнадцатью подводными скважинами с полупогружной эксплуатационной платформы. Коллектор
представлен свитой тилье нижнеюрских отложений (89 % запасов
нефти) и свитой иле среднеюрских
отложений. Коэффициент извлечения нефти невелик, что связано
с наличием большого числа сбросов, не связанных друг с другом
участков пласта и развитием в северной и центральной части месторождения режима растворенного газа. К 2003 г. добыча нефти
стала падать, и роторное бурение
новых стволов через насосно-компрессорные трубы (through-tubing
rotary drilling – TTRD) было признано самым экономически эффективным способом уплотнения
сетки скважин с целью увеличения
коэффициента нефтеотдачи.
Первый боковой ствол в подводной скважине (6407/7-А-9 АН)
способом TTRD был пробурен
в мае 2004 г. с плавучей эксплуатационной платформы Njord A.
Бурение бокового ствола диаметром 5,92″ проводилось с отметки
4470 м (14665 фут) из 7-дюймового
ствола с помощью двухцентрового
долота, ориентируемой забойной
компоновки, 31/2-дюймовых бу-
рильных труб из стали S135 (вес
1 фут трубы 15,5 фунт) с соединениями WT31, минимальным сужением ствола 5,88″, каротажем в
процессе бурения.
Точка забуривания бокового ствола находилась ниже интервала перфорации. Давление
в перфорированной зоне пласта
снизилось на 4350 фунт/дюйм2
(1 фунт/дюйм2 = 6,89 кПа) от начального пластового давления, и в
процессе эксплуатации скважины
проводилась циклическая закачка
пара. Перед забуриванием нового
ствола давление в перфорированной зоне подняли, чтобы уменьшить разницу между текущим и
начальным пластовым давлением
до 1500 фунт/дюйм2. Это было
сделано для того, чтобы повысить
прочность пласта. Основой для
оценки прочности перфорированной зоны пласта служили не
замеры, а результаты моделирования прочности ствола скважины,
выполненные в 2001 г.
После того как было пройдено
258 м, бурение нового ствола было
прекращено, поскольку результаты исследования показали, что
прочность пласта недостаточна для
безопасного бурения ч целью достижения проектной глубины. Подтверждение прочности пласта после
бурения сильно ослабленной части
проектного бокового ствола было
сознательным. Это позволяло группе специалистов проверить и выяснить характеристики оборудования
в подводной скважине в рамках подготовки к бурению последующих
скважин согласно программе.
№ 9 сентябрь 2007
Для инженеров компании-оператора и бурового подрядчика LEA
Ltd., участвующих в программе
бурения подводных скважин через насосно-компрессорные трубы, необходимость в новом инструменте для повышения добычи
стала очевидной после бурения
первой скважины А-09АН. Значительное время тратилось на подъем инструмента из скважины, что
необходимо для предотвращения
свабирования. Расчетное давление
свабирования с плавучей буровой
установки примерно равно превышению гидростатического давления над пластовым поровым давлением. Чтобы не допустить свабирования и исключить связанные
с этим сложности с управлением
скважиной, было решено, что весь
забойный инструмент следует поднять из скважины пока производится фрезерование эксплуатационной колонны-хвостовика.
При бурении использовались
бурильные трубы с соединениями WT31. При подъеме труб из
скважины возникли две проблемы.
Во-первых, для свинчивания и развинчивания труб с такими соединениями требуется дополнительное
время, как на полу буровой, так и
на вышке перед установкой в свечи. Вторая проблема заключается
в возможном нарушении от таких
соединений. Время, которое будет
потрачено на укладку труб с поврежденными соединениями, и связанные с этим затраты на ремонт
также принималось в расчет. Компанию-поставщика Pilot Drilling
Control попросили разработать эс39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НАЧАЛО
15 июля 2005 г.
Компания Norsk Hydro в поисках автоматического варианта
ранее разработанного инструмента TDCT
Компания Pilot Drilling Control проектирует и создает модель инструмента, выдает основные чертежи
и средства проектирования и изготовления для изготовителей
пресс-форм.
10 августа 2005 г.
23 августа 2005 г.
Изготовление деталей опытного образца
и испытательного оборудования. Проведение собственными силами испытания
на герметичность с использованием отлитых уплотнений.
ОКОНЧАНИЕ
28 сентября 2005 г.
Готовое изделие испытывается и доставляется
на буровую
Рис. 1. Общее время разработки инструмента TDCT составило чуть больше шести недель
кизную конструкцию инструмента (рис. 1) для циркуляции с верхним приводом (top drive circulating
tool – TDCT).
Инструмент TDCT был разработан с целью экономии времени в роторном бурении через НКТ
за счет исключения многократных
операций соединения верхнего
привода с бурильной колонной и
отсоединения от нее. Инструмент
ввинчивают в предохранительный
переводник верхнего привода, а его
телескопическое «жало» вводится в муфтовое соединение трубы,
находящейся в клиновом захвате
на роторном столе. После посадки
жало гидравлически уплотняется
в замковом соединении, позволяя
включить буровые насосы на циркуляцию без необходимости крепить трубу к верхнему приводу.
Первоначально инструмент
представлял собой подпружиненное снаружи телескопическое «жало». В такой конструкции
инструмент имел максимальную
длину, пока не устанавливался в
бурильной трубе. Затем он подстраивался под воздушный зазор
между предохранительным переводником и нижней частью муфты с учетом длины штроп и захва40
тывающего устройства на элеваторах. В таком виде инструмент
успешно применялся до того, как
попал в Норвегию.
Однако после того как компания-оператор обратилась к поставщику с просьбой о содействии
в разработке месторождения
Ньорд, совместно проведенная
оценка показала, что в таком виде
инструмент TDCT не подходит для
операций с находящимися в клиновом захвате трубами или для используемой оператором системы
подачи труб. Кроме того, пружина
механического возврата оказалось
непригодной для этой скважины.
Чтобы устранить эти недостатки, поставщик разработал усовершенствованный вариант инструмента с использованием пневматики. По результатам совместной
оценки факторов риска был рекомендован ряд конструктивных
изменений.
• Инструмент должен быть рассчитан на давление 5 000 фунт/
дюйм2 и приводиться в действие
воздухом с буровой установки
(90−100 фунт/дюйм2).
• При спуске талевого блока
«жало» должно быть полностью
убрано.
• Когда элеватор закрывается и
входит в сцепление с выступом муфты бурильного замка, между нижней частью инструмента и верхней
частью замковой муфты WT31 должен быть минимальный зазор 6″.
• Талевый блок и инструмент
должны располагаться как можно
ближе к центру скважины, чтобы
свести к минимуму несоосность.
Зазор между нижней частью инструмента и замковой муфтой помогает адаптироваться к некоторой несоосности.
• Чтобы предотвратить непредвиденные разливы бурового раствора, к моменту выхода «жала»
из муфты ниже замкового соединения на теле трубы должен быть
размещен комплект уплотнений
для зазора в верхней камере инструмента, чтобы буровой раствор
мог проходить через инструмент.
• Давление воздуха, подаваемого в камеру, должно быть достаточным для полного втягивания
«жала» после остановки буровых
насосов.
• Уплотнения испытываются
на износостойкость для получения
данных о частоте их замены.
• Инструменты должны быть
до известной степени пригодны к
обслуживанию в промысловых условиях, такого как замена манжет
уплотнения и центратора на конце
телескопического стрежня.
В течение нескольких недель
поставщик спроектировал и изготовил опытный образец инструмента TDCT (рис . 2). Его основной
особенностью является телескопическое «жало» с пневматическим управлением для обеспечения
точной установки уплотнения.
После подсоединения к предохранительному переводнику верхнего привода инструмент работает в
автоматическом режиме без участия бурильщика, которому приходится манипулировать дополнительными ручками управления
при включении и выключении насосов и подъеме труб из клиньев.
В конструкции инструмента предусмотрен специальный внутренний обратный клапан, который
предотвращает разливы бурового
раствора при зацеплении и освобождении бурильной трубы.
Комплект манжетных уплотнений на конце «жала» гарантирует
№ 9 сентябрь 2007
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
«Жало» втянуто
Узел пневматики
Защитная пластина
«Жало» в зацеплении
Верхний привод (предохранительный
переводник)
Штропы
Гайка
Инструмент
TDCT
Поршень
Стальной вкладыш поршня
Комплект наконечных уплотнений
Дополнительный центратор
Элеваторы
Бурильная
Верхний переводник
Тело «жала»
Основной центратор
Шляпка «жала»
Переходник
Труба
Рис. 2. Схематический чертеж инструмента TDCT с телескопическим «жалом»
герметичность в муфтовом соединения для обеспечения циркуляции через бурильную колонну.
Разработка и испытание уплотнений, рассчитанных на давление
5 000 фунт/дюйм2, и позволяющих
инструменту работать при подачах
насоса до 750 галл/мин являлись
частью программы. Проведенное
испытание позволило перейти к
следующему этапу проектирования. Информация с мест в основном была положительной с рекомендациями по незначительному
изменению конструкции. Все рекомендации, полученные с буровых, были проанализированы, и
между компаниями Norsk Hydro,
KCA Deutag и Pilot Drilling Control
было достигнута договоренность
относительно окончательных
конструктивных изменений.
РАБОТА ИНСТРУМЕНТА
После подсоединения инструмента TDCT к верхнему приводу и источнику сжатого воздуха
для его подачи в нижнюю камеру, поршень и стержень жала под
действием воздуха движутся в направлении верхней части камеры
(рис. 3). Поршень разделяет камеру на две части. На нижнюю сторону поршня действует давление
воздуха, а верхняя его часть при
включении насосов находится под
полным воздействием бурового
раствора. После включения насосов давление буровой жидкости
преодолевает давление воздуха, заставляя поршень двигаться
вниз. При достижении поршнем
предела движения «жало» отделя-
ется от поршня и входит в замковое соединение; для обеспечения
этого требуется соответствующий
интервал. В верхней части «жала»
открываются отверстия клапана,
чтобы буровой раствор смог через
«жало» поступить в бурильную
трубу. Циркуляция раствора невозможна, пока не произошла посадка «жала», и раствор герметизирует уплотнения в части трубы,
находящейся ниже нарезанной
части замкового соединения. Когда циркуляция больше не требуется, насосы отключаются, и инструмент автоматически уплотняет
буровой раствор и возвращается в
исходное положение, готовый для
своего следующего применения.
Промысловый вариант инструмента изготовили и вовремя
отправили на буровую для заключительной стадии подготовки
второй скважины. Порядок проведения спуско-подъемных операций (СПО) был изменен с учетом
применения инструмента TDCT. В
таблице приводится общее время
СПО на двух подводных скважи-
Рис. 3. Цикл работы инструмента состоит из вытягивания; сцепления и
циркуляции и втягивания
нах, где применялась технология
TTRD – одна скважина без использования, другая с использованием инструмента – включая графу нормализации данных (время
СПО на 1000 м). Это всего лишь
попытка корректного сопоставления данных, поскольку глубина СПО различна в скважинах и
даже в пределах одной скважины.
ЭФФЕКТИВНОСТЬ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ
Опыт применения инструмента TDCT. В первое время, из-за
отсутствия представления о принципах работы инструмента и его
технических возможностей, возникали проблемы в применении
инструмента буровой бригадой.
Это были незначительные проблемы, которые не сильно повлияли
на эффективность СПО (см. табл.
и рис . 4).
СПО
Общее время
СПО, м/ч
Глубина, м
Время СПО
на 1000 м, м/ч
Скв. 1, рейс 1
Скв. 1, рейс 2
Скв. 1, рейс 3
Скв. 1, рейс 4
54
72
65
45
4470
4475
4470
4451
12,08
16,09
14,54
10,51
Скв. 1, рейс 5
48,5
4442
10,92
Скв. 2, рейс 1
Скв. 2, рейс 2
Скв. 2, рейс 3
Скв. 2, рейс 4
Скв. 2, рейс 5
41,5
22
22,5
20,50
20,50
3470
3106
3110
2933
2955
11,95
7,08
7,23
6,99
6,94
№ 9 сентябрь 2007
Примечание
Без инструмента
Без инструмента
Без инструмента
Без инструмента, после закачки
экранирующего наполнителя
Без инструмента, после закачки
экранирующего наполнителя
Без инструмента
С инструментом
С инструментом
С инструментом
С инструментом
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
18
Скв. 1 без применения инструмента
Скв. 2 без применения инструмента
Скв. 2 с применением инструмента
Время СПО на 1000 м, час
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Рейс 1
Рейс 2
Рейс 3
Рейс 4
Рейс 5
Рис. 4. Сравнительная диаграмма показывает снижение времени
спуско-подъемных операций при использовании нового инструмента
В скв. 1 точка забуривания нового ствола находилась ниже интервала перфорации. Перфорированная зона пласта была сильно
истощена (пластовое давление
снизилось на 4350 фунт/дюйм2),
по этой причине неоднократно
осуществлялась закачка в пласт.
Хотя давление в истощенной зоне
поднялось и перед фрезерованием колонны было на 1500 фунт/
дюйм2 ниже начального пластового, возникали серьезные проблемы, связанные с «дыханием»
(изменением диаметра) ствола
скважины, что делало откачку из
скважины производственной необходимостью.
После прорезания окна истощенная перфорированная зона
была обработана порцией экранирующего наполнителя, что
снизило скорость ухода жидкости в пласт при откачке из скважин. Эффективность обработки
выразилась в снижении времени
СПО в рейсах 4 и 5 по сравнению
с ранее проведенными рейсами в
скв. 1. Однако истинная ценность
инструмента TDCT проявилась во
второй скважине, где время СПО
на 1000 м было примерно в два
раза меньше, чем в скв. 1. В скв. 2
провели штатную спуско-подъемную операцию, причем время
СПО на 1000 м было примерно таким же, что свидетельствовало о
стабильном уровне работы буровой бригады.
В последующих рейсах в той
же скважине время СПО значительно сократилось. Отмечалось
повышение эффективности СПО
по мере того, как бригада осваивалась с инструментом. К сожалению, инструмент был поврежден
42
и не мог быть отремонтирован силами бригады. Повреждение произошло из-за неопытности новой
буровой бригады, которая только
что прибыла и была незнакома с
принципом действия инструмента. Время последующих СПО мало
отличалось от времени предыдущих СПО без применения инструмента, вне всякого сомнения,
доказывая экономическую выгоду
от применения инструмента.
Произошедший инцидент показал, что отсутствие запасного
инструмента на буровой или в
мастерской было ошибкой. Такая
опасность рассматривалась на
стадии оценки факторов риска, и
было решено, что необходимо заказывать только один инструмент,
потому что на стадии проектирования и планирования невозможно заранее предугадать существенное положительное влияние
на время СПО. Результаты работы
инструмента превзошли ожидания
компании-оператора. После потери инструмента вновь в два раза
увеличилось время СПО, и соответственно возросла стоимость
строительства скважины. К счастью, в течение недели инструмент
отремонтировали и возвратили на
буровую для продолжения работ.
За это время изготовили новые
детали, а инструмент модернизировали с целью ограничения масштаба возможных повреждений в
будущем.
ДАЛЬНЕЙШЕЕ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
ИНСТРУМЕНТА
Эффективность работы инструмента на скв. 2 (до того, как
он сломался) делает невозмож-
ным бурение новых скважин
методом TTRD без инструмента
TDCT в условиях, когда откачка
из скважины является непременным условием по соображениям
эксплуатации и безопасности. Его
успешное применение также выявило некоторые конструктивные
недостатки, которые необходимо
было учесть в последующих конструкциях.
Инструмент был спроектирован и изготовлен по специальному заказу, чтобы он отвечал очень
строгим техническим требованиям, оговоренных в положении о
требованиях. Однако эти требования не принимали в расчет изменение состояния труб в процессе
эксплуатации. Отправленный на
буровую инструмент предназначался для работы с бурильными
трубами с новыми соединениями
WT-31. Были случаи, когда возникали проблемы с герметизацией
в муфтовой части соединения.
Приходилось перенарезать резьбу, в результате чего зазор между
верхним торцом муфты и нижней
частью инструмента превышал зазор, оговоренным в технических
требованиях.
По этой причине, при полностью отведенном назад (втянутом) инструменте верхняя часть
«жала» не могла сесть в муфту.
В результате, устройство безаварийной работы, встроенное
в конструкцию инструмента, не
позволило бы вести закачку через
инструмент (клапан теперь полностью закрыт). Это не являлось основной проблемой, поскольку она
возникла только один раз. Но со
временем вероятность такого события могла возрасти, и с трубами, применяемыми более длительное время, и на другой скважине.
Изменение конструкции инструмента под более длинное плавающее «жало» (при сохранении
комплекта уплотнений), которое
адаптируется к износу и перенарезке соединения используемой
трубы, могло бы обеспечить более
гибкое решение для изменений в
состоянии соединений (рис . 5).
Потерю инструмента и последующего увеличения времени
СПО можно было бы избежать,
если бы «жало» было заменяемым. Отпала бы необходимость в
№ 9 сентябрь 2007
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
нет эффективность работы инструмента.
Рис. 5. Конструкция инструмента будет
совершенствоваться по результатам
работы в промысловых условиях
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Результаты работы инструмента TDCT превзошли проектные
ожидания. Повышение эффективности работ на второй скважине
сделали его обязательным инструментом для будущих программ
TTRD, где операции по закачке
являются необходимым условием.
Эффективность, связанная с применением инструмента, еще больше возрастет за счет совершенствования и изменения конструкции по результатам эксплуатации,
как изложено в этой статье.
отправке инструмента в мастерскую для ремонта. Дальнейшее
совершенствование инструмента
с использованием «жала» модульной конструкции для различных
видов замковых соединений также снизило бы стоимость установки для компании-оператора.
Самым важным достоинством модульной конструкции является то,
что это позволит буровой бригаде
провести замену «жала» в случае
повреждения, которое сводит на
G.
Switlik
(Дж. Свитлик) управляющий директор компании Pilot
Drilling Control,
расположенной
в графстве Саффолк,
Англия.
Начал работать
в нефтегазовой промышленности в
1972 г., получив степень в механике в
Саффолкском университете. С тех пор
работает в отрасли, накапливая зна-
ния и опыт в области бурения. В 1992
г. м-р Свитлик основал компанию Pilot
Drilling Control Ltd. для изучения и
разработки инновационных скважинных буровых инструментов.
J.
Oyowevotu
(Дж. Ойоввевоту)
получил степень
бакалавра а области химических
технологий в Лагосском университете (Нигерия)
в 1989 г. и степень
магистра делового администрирования
в Абердинской школе бизнеса Университета Роберт Гордон (Великобритания)
в 2000 г. Имеет 15-летний опыт работы в
отрасли, начав работу в компании Shell
Nigeria в 1991 г. в качестве инженерастажера по бурению. Г-н Ойоввевоту
был переведен в компанию Shell Expro
UK в 1996 г., где занимал ряд должностей, до того как вернуться в SPDC в 2000
г. Начал работать в компании LEAding
Edge Advantage (LEA) в качестве старшего инженера по бурению в 2001 г.,
занимаясь современными методами
бурения, уделяя особое внимание роторному бурению через насосно-компрессорные трубы.
ВЕЛИКОБРИТАНИЯ
ОФИЦИАЛЬНЫЕ ЛИЦА ВЕЛИКОБРИТАНИИ ПООЩРЯЮТ
E & P РАЗРАБОТКИ
Lord Truscott, заместитель секретаря Парламента по энергетике. Лорд Траскотт отвечает за стабильность
и надежность поставок энергоресурсов, и охрану окружающей среды в процессе реализации проектов
b./0.1. Как вы оцениваете
роль DTI в развитии нефтегазовой отрасли Великобритании?
n2"%2. Правительство прилагает все усилия для увеличения
добычи нефтяных и газовых ресурсов страны, повышения активности разработки Северного
моря и сохранения значительного инвестирования в реализацию проектов. На конец 2006 г.
всего было добыто 37 млрд брл
(в нефтяном эквиваленте) углеводородов. На сегодняшний день
запасы углеводородов Великобритании составляют 20 млрд брл
(в нефтяном эквиваленте). это
говорит о достаточно больших
возможностях для добывающих
компаний. Наши лицензионные
раунды направлены на выдачу
лицензий незначительным компаниям и активного их привлечения к разработкам.
b./0.1. На основании продолжающегося роста цен на
нефть и природный газ, какой
прогноз активности вы можете
составить на 2007 г.?
n2"%2. Я считаю, активность
разработки месторождений останется достаточно высокой. В
2006 г. было пробурено 74 разведочных и оценочных скважины. Коэффициент успешного
бурения разведочных скважин
№ 9 сентябрь 2007
составляет 38 %. В 2007 г. было
запланировано бурение 89 скважин.
b./0.1. Что вы можете сказать о результатах 24-го лицензионного раунда?
n2"%2. Продолжает повышаться интерес к разработке
участков Северного моря. На
24-м лицензионном раунде было
представлено 150 лицензий на
разведку и разработку 246 участков. В раунде принимали участие 104 компании. Нефтегазовый
сектор является одним из наиболее важных, и участкам в Северном море уделялось наиболее
пристальное внимание.
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
b./0.1. Какова активность
британских компаний за рубежом?
n2"%2. Британские компании играют важную роль на
международном нефтегазовом
рынке, но цены на углеводороды не оказывают значительного
влияния на их активность. Компании Великобритании имеют
огромный опыт разработки технологий, использующихся в нефтегазовой отрасли.
b./0.1. Какие шаги предпринимает правительство Великобритании для поощрения активности отраслевых компаний?
n2"%2. Правительство тесно сотрудничает с отраслевыми
компаниями. Наши проекты нацелены на повышение добычи и
расширение существующей инфраструктуры. С этой целью к
реализации проектов было привлечено большое число специалистов, таких как геологи, геофизики, инженеры, экономисты и
другие. Кроме того, была разра-
ботана специальная программа
PILOT, подготовки специалистов, благодаря которой может
быть решена проблема сокращения кадров.
b./0.1. В каких проектах
участвуют британские нефтегазовые компании?
n2"%2. На протяжении последних 40 лет благодаря разведке и разработки глубоководных
участков Северного моря были
добыты значительные объемы
углеводородов. Британскими
компаниями разработаны разнообразные глубоководные технологии, морские платформы, плавучие системы добычи, хранения
и отгрузки, программы, системы
контроля, защиты окружающей
среды и многие другие. Британские компании выполняют широкий диапазон сервисных услуг,
анализ, моделирование и техническое обслуживание.
b./0.1. Вызывает ли беспокойство у правительства Вели-
кобритании регионы геополитической нестабильности?
n2"%2. Мы считаем, что
правительства несут ответственность за надежность международной энергосистемы. Мы прилагаем максимальные усилия для
повышения эффективности международного нефтегазового рынка и разработку инновационных
технологий.
Lord
Truscott
(Лорд Траскотт)
занимает пост заместителя секретаря Парламента
по энергетике с 10
ноября 2006 г. Он
является членом
лейбористской
партии. После окончания доктората
при оксфордском университете Лорд
Траскотт играет важную роль в проведении политики. Он является автором
ряда публикаций, посвященных политическому анализу.
РАЗДВИЖНАЯ ПОДВЕСКА ХВОСТОВИКА
C. Nussbaum, READ Well Services, Абердин
В Северном море в сложной наклонно-направленной скважине, бурение которой проводилось на обсадных трубах,
успешно установлена расширенная гидравлическим способом подвеска
Технологии расширяемых изделий значительно продвинулись
вперед, когда в норвежском секторе Северного моря в одной из
наклонно-направленных скважин,
которую бурили на обсадных трубах, впервые была установлена
раздвижная подвеска хвостовика.
В операции использовалась система гидравлического расширения
труб HETS компании READ Well
Services, единственная система
расширения концентрически расположенных в скважине труб непосредственным приложением
гидравлического давления (рис. 6).
Разработка совершенно новой
конструкции подвески хвостовика
всего за 14 мес. сама по себе стала
сложной задачей, но в результате
этой работы также появилась подвеска-пакер, которая до того как ее
раздвинут и установят в колонне,
способна в течение 20 сут выдерживать жесткие условия бурения
44
на обсадных трубах. При этом ее
несущая способность составляет
200 т, а газонепроницаемая способность равняется 5 000 фунт/дюйм2
согласно стандарту ISO 14310:V0.
Скважина сама по себе создала для компании-оператора
огромные сложности. Сдвоенная конструкция устьевого оборудования потребовала вести
направленное бурение на обсадных трубах до проектной глубины 12 000 фут с отклонением
70° и переходом 7 3/4-дюймовой обсадной бурильной колонны на колонну-хвостовик с установкой на глубине 5 000 фут
в основной 10 3/4-дюймовой
колонне подвески-пакера с несущей способностью 200 т.
РАЗРАБОТКА
Ускоренный характер проекта потребовал спроектировать,
сконструировать и испытать шесть
вариантов подвески хвостовика от
опытного образца до окончательной конструкции системы. Была
выполнена исчерпывающая программа испытаний подвески хвостовика для определения допустимой нагрузки и герметизирующей
способности, а также возможности выдерживать условия бурения
на обсадных трубах. Газонепроницаемость обеспечивала необходимый барьер на пути возможной
миграции газа в скважине.
На испытательном стенде компании READ образцы подвергали
нагрузкам до 360 т. Каждый образец
представлял собой полноразмерную
подвеску, которую расширили и посадили в секцию 10 3/4-дюймовой
обсадной трубы. Испытание подвески проводили в соответствии со
стандартом на пакеры ISO 14310,
который требует подвергать изделие периодическому внутреннему
и наружному давлению газа и жид-
№ 9 сентябрь 2007
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
кости 5500 фунт/дюйм2 в
интервале температур от 15
до 115 °С. В испытаниях был
зафиксирован нулевой уровень утечек (V0).
Подвергнув компоновку «хвостовик-в-обсаднойтрубе» примерно миллионам циклам изгиба при
одновременном приложении давления, оценили ее
механическую долговечность. На протяжении всего испытания расчетная
герметичность подвески
осталась неизменной.
действие скважинного
мультипликатора. КомбиИнструмент
нация модуля гидравлики
расширения HETS
с мультипликатором позволяет развивать регулируемое гидравлическое
Хвостовик, 7 3/4"
давление до 29 000 фунт/
дюйм2 для работы блока
расширения, а также проводить мониторинг проРаздвижная подвеска хвостовика
цесса расширения в режиме реального времени.
К сожалению, программа
испытания инструмента
не была завершена вовремя для проведения первой
Рис. 6. Подвеска хвостовика с системой HETS
операции, которая проПРИМЕНЕНИЕ
водилась на бурильной трубе, но
Когда долото находилось на
предполагается, что такой метод
5 000 фунт/дюйм2, после которой,
глубине около 7 000 фут, в состав
обеспечит значительную эконоприведя в действие специальный
колонны включили подвеску хвосмию рабочего времени на следуюосвобождающий механизм, обсадтовика с системой HETS. Затем
щей скважине.
ная колонна длиной 5 000 фут была
бурение продолжили до глубины
Совершенствование инструподнята из скважины.
12 000 фут. Башмак колонны заментов, спускаемых на талевом
цементировали, в скважину на
канате, также открывает новые
РАЗДВИЖНЫЕ
бурильных трубах спустили инсинтересные возможности, котоИНСТРУМЕНТЫ, СПУСКАЕМЫЕ
трумент HETS и закрепили в подрые играют особую роль в операНА ТАЛЕВОМ КАНАТЕ
веске с помощью защелки. Привециях в подводных скважинах.
Помимо раздвижной подвески
ли в действие систему HETS, она
хвостовика, проектная группа засоздала гидравлическое давление
C. N ussbaum
нялась модернизацией конструк21 500 фунт/дюйм2 (выше гидро(К. Нуссбаум),
ции скважинного инструмента
статического), увеличив диаметр
менеджер
по
расширения, который ранее был
11-футовой подвески на 15 %, тем
маркетингу комразработан для установки внутсамым «посадив» ее в 10 3/4-дюйпании READ Well
ренних и наружных пластырей на
мовую основную колонну. ГидServices. Имеет
обсадные колонны.
равлическая жидкость на водной
20-летний опыт
Наиболее значительной рабооснове для проведения операции
работы проведетой стало проектирование и конснаходилась в специальной камере
ния операций в
труирование модуля гидравлики,
в бурильной трубе прямо над инсскважинах и орспускаемого на талевом канате.
трументом.
ганизации работ на скважине. Имеет
Блок с электропитанием обеспеУспешность операции подстепень бакалавра по физике, получивает гидравлическую мощность,
твердила опрессовка на давление
ченную в Йоркском университете.
необходимую для приведения в
Основная колонна, 10 3/4"
УВЕЛИЧЕНИЕ ДОБЫЧИ БЛАГОДАРЯ ЗАКАЧКЕ УГЛЕКИСЛОГО
ГАЗА В НЕФТЯНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ СЕВЕРНОГО МОРЯ
E. Balbinski, M. Thompson и F. O. Fdorunso, RPS-Energy
Имеются большие возможности для увеличения добычи нефти и утилизации углекислого газа с привлечением
имеющихся производственных мощностей
В настоящее время общепризнанной считается
возможность серьезного изменения климата в связи с увеличением содержания парниковых газов в
атмосфере, а именно углекислого газа. Некоторые
правительства и другие организации, включая Великобританию, Норвегию и Евросоюз, осознали необходимость принятия мер по сокращению масштабов
климатических изменений. Одной из таких мер явля№ 9 сентябрь 2007
ется технология улавливания и хранения углекислого
газа (carbon capture and storage – CCS), в которой
отходящие газы, например от электростанций, могли
бы храниться в геологических структурах, например
нефтяных и газовых залежах или водоносных пластах. В 2005 г. Евросоюз дал ход Этапу 1 Программы
Emissions Trading Scheme (EU−ETS) промышленных
выбросов углекислого газа, которая, как ожидается,
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
в конечном счете объединит программы CCS. Из правительственных, частных и общественных организаций была создана рабочая группа, целью которой является разработка нормативной базы и организация
хранения СО2 под дном Северного моря.
В 2006 г. правительство Великобритании провело оценку энергетики, которая показала, что страна
может получить значительные природные и коммерческие выгоды от технологии CCS [1]. Поэтому правительство будет продолжать работать с международными партнерами, чтобы устранить регулирующие
барьеры и стимулировать проведение промышленного эксперимента. Правительство твердо намерено
укреплять программу EU−ETS для развития более эффективного рынка СО2.
Недавно было предложено два крупных проекта
повышения нефтеотдачи в Северном море. В 2005 г.
компания ВР и ее партнеры объявили о технической
проработке проекта по закачке СО2 с новой электростанции (г. Петерхед) в пласт миллер с целью повышения нефтеотдачи и утилизации СО2. В 2006 г.
компании Shell и Statoil объявили о крупном проекте
повышения нефтеотдачи и утилизации СО2 путем
закачки газа с электростанции (г. Тьелдбергодден) в
норвежские месторождения Драуген и Хейдрун.
В данной статье рассказывается о недавно проведенной переоценке потенциальных возможностей
по закачке СО2 в нефтяные месторождения континентального шельфа Великобритании (UK continental
shelf – UKCS) с целью повышения нефтеотдачи и соответствующей утилизации СО2, которая была проведена для Министерства торговли и промышленности
Великобритании. Важно отметить, что потенциальные возможности утилизации СО2 приводятся только
для газа, который используется как побочный продукт для закачки с целью повышения нефтеотдачи.
Одной из многочисленных проблем, возникающих при реализации морских проектов закачки СО2
в нефтяные залежи с целью повышения нефтеотдачи, является регулирование неизбежной обратной
добычи СО2 через добывающие скважины. На сегодняшний день большинство проектов было реализовано в залежах на северо-американском побережье, в
которых имеется больше вариантов регулирования
работы пласта. В статье также представлены некоторые результаты полного трехмерного (в масштабах
всего месторождения) моделирования попеременной
закачки воды и газа (water alternating gas – WAG),
включая выводы из простой экономической модели.
ОЦЕНКИ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ
ВОЗМОЖНОСТЕЙ UKCS
Впервые оценки были выполнены в 2001 г. на основе
серьезных отборочных работ, относящихся к началу
90-х гг., и были в значительной степени пересмотрены в 2004 г. Представленные здесь результаты были
уточнены для оценок 2006 г. «Прекращение добычи»
(cessation of production – COP). Эти корректировки
исходили из предположения, где это возможно, что
залежи будут разрабатываться попеременной закачкой
воды и газа не в сводовую, а в нижнюю часть пласта.
Хотя для некоторых залежей наиболее подходящая для
46
них закачка в сводовую часть могла бы максимально
увеличить как нефтеотдачу, так и степень утилизации
СО2, это произойдет значительно позже, чем для WAG,
и с дополнительными затратами, если обратная добыча
СО2 будет эффективно регулироваться.
При экономически выгодных режимах, где основная прибыль заключается в повышении нефтеотдачи, а не кредитах на утилизацию СО2, метод
WAG является вероятно более выгодным, чем закачка в сводовую часть. К счастью, метод WAG
представляется значительно более здравым, чем
закачка в сводовую часть и более подходящим вариантом, на основе которого можно строить общие
оценки.
Оценки проводились для определенных месторождений с использованием определенных критериев отбора и ограничивались нефтяными залежами UKCS с начальными запасами товарной нефти
в пласте не менее 100 млн брл. Оценки подкреплялись целым рядом типовых развернутых модельных
исследований, разработанных специально для этой
цели, и соответствующими предыдущими модельными исследованиями, включая смешивающуюся
закачку углеводородных газов. Специальные оценки
были выполнены для залежей, в которые уже проводилась закачка углеводородных газов. В некоторых
случаях для получения оценок использовались аналогичные залежи.
Был выбран довольно осторожный подход. Залежи, которые традиционно считаются проблемными
для проведения закачки СО2, не рассматривались.
В частности, были исключены залежи с вязкой нефтью, нефтяными оторочками, трещиноватыми
коллекторами и газоконденсатные залежи. Анализ,
выполненный для Министерства торговли и промышленности относительно закачки СО2 в залежи
UKCS с вязкими нефтями, позволил предположить,
что потенциальные механизмы увеличения нефтеотдачи, которые возможно работают на некоторых
приводимых в литературе залежах за пределами
UKCS, в данном случае не работают [2]. Залежи с
нефтяными оторочками пришлось бы рассматривать в индивидуальном порядке, что было бы нецелесообразно на данном этапе. Газоконденсатные
залежи вполне могли бы иметь некоторый потенциал [2], но с меньшей определенностью, чем для
нефтяных залежей.
На рис. 7 показаны потенциальные возможности
по увеличению добычи нефти и соответствующей
утилизации СО2 на UKCS, которые снижаются в
период с 2006 по 2030 гг. исходя из того, что этот потенциал использует существующие мощности. Вид
таких графиков может зависеть от оценок СОР, поскольку они были выполнены с учетом высоких цен
на нефть. Нынешняя потенциальная добыча нефти
оценивается в 2 млрд брл, а соответствующий потенциал утилизации СО2 оценивается в 1,2 млрд т. Как
отмечалось выше, потенциал для утилизации СО2
только газ, используемый для закачки с целью повышения нефтеотдачи. Он бы мог быть выше, если
бы дополнительные объемы СО2 закачивались не с
целью повышения нефтеотдачи.
№ 9 сентябрь 2007
СО2, трлн фут3
Насыщенность
Максимум
В среднем
Минимум
Годы
Объем утилизированного СО2, млн т
Общее увеличение добычи нефти, млн брл
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Максимум
В среднем
Минимум
СО2, трлн фут3
Проницаемость по Х
Годы
Рис. 7. Потенциальные возможности континентального
шельфа Великобритании по увеличению добычи нефти и
соответствующей утилизации СО2 снижается в период с
2006 по 2030 гг.
МОДЕЛИРОВАНИЕ В МАСШТАБАХ ВСЕГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Модель представляет собой типичную для Северного моря сложенную песчаником неоднородную
залежь, на которую пробурены 21 добывающая и
12 периферийных нагнетательных скважин (рис. 8).
Залежь разрабатывалась с применением заводнения
для поддержания пластового давления более 20 лет,
когда был достигнут коэффициент нефтеотдачи 40 %
и отбор нефти в целом по залежи снизился примерно
до 10 тыс. брл. Плановый годовой темп отбора был
установлен равным 10 % от начального порового объема, занимаемого углеводородами, при минимальном
отборе по залежи 10 тыс. брл. Максимальная обводненность скважин ограничивалась 90 % и минимальным дебитом по нефти 1000 брл/сут.
Добыча нефти за счет заводнения является обычной
практикой для месторождений UKCS такого типа, при
том, что закачка газа в нижнюю часть залежи обычно
начиналась бы незадолго до окончания нормального
срока эксплуатации. Там, где применяется заводнение,
конечная нефтенасыщенность обычно низкая – от 25
до 35 % (остаточная нефтенасыщенность при вытеснении водой Sorw = 25 %). Тем не менее, в несвязанных
друг с другом каналах фильтрации остается значительный объем невытесненной нефти (рис. 9).
ЗАКАЧКА СО2
Для оптимизации закачки СО2 предпринимались
определенные шаги как с помощью моделирования,
так и оперативного регулирования. Сюда входило:
№ 9 сентябрь 2007
Рис. 8. Положение скважин, распределение насыщенности
и проницаемости на модели типичной залежи Северного
моря, сложенной песчаником
постепенный ввод добывающих скважин, подбор
темпов закачки СО2 отбору нефти и изменение продолжительности цикла закачки СО2 от трех до девяти
месяцев при общем цикле один год. Это привело к
появлению вариантов попеременной закачки воды и
газа с WAG-отношениями 1:3, 1:1 и 3:1.
Также моделировалась непрерывная закачка газа
(что соответствует WAG-отношению равному нулю).
Все добывающие скважины заново открывались каждый год для равноценности вариантов WAG. Проверялись и другие способы оптимизации, например,
закрытие скважин с высоким газовым фактором, но
это незначительно улучшило результаты.
В нижней части рис. 9 приводится пример распределения нефтенасыщенности для варианта с WAGотношением 1:1. Следует обратить внимание, что
остаточная нефтенасыщенность в присутствии СО2
была установлена равной 5 %. Размеры участка залежи с нефтенасыщенностью более 35 % несколько
уменьшились по сравнению с тем, что было к концу заводнения. Вместе с тем, нефтенасыщенность в
интервале 5−15 % была достигнута только в тонком
слое в верхней части пласта. Для варианта с WAGотношением 3:1 размеры участка достаточно малы, и
максимальны для варианта с непрерывной закачкой
газа. Если бы закачка СО2 продолжалась и дальше,
размеры участка были бы больше.
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Глубина, фут
Процент
Нефтенасыщенность
Увеличение КИН
Утилиз. СО2,
Общий закач. СО2,
Утилизация СО2, тыс
фут3/брл доп. нефти
WAG-отношение
WAG-отношение
Коэффициент
Глубина, фут
Нефтенасыщенность
Общая
Чистая
Коэффициент рециркуляции
Пластовый объем СО2
WAG-отношение
Рис. 10. Критерии эффективности закачки; наверху – КИН и
СО2, в середине – утилизация СО2, внизу – эффективность
заводнения
Рис. 9. Конечная нефтенасыщенность имеет небольшое
значение, при этом в несвязанных каналах фильтрации
остается нефть. Наверху – после окончания заводнения,
внизу – после окончания закачки газа
Для всех вариантов увеличение КИН мало отличается друг от друга и составляет 5−6 % от начальных
товарных запасов нефти в пласте (ри с. 10). При этом,
поскольку КИН для варианта с непрерывной закачкой снижается быстрее, этот вариант находится на
третьем месте. Это контрастирует с объемом утилизированного СО2, который для варианта с непрерывной закачкой является наибольшим и составляет
примерно 15 % от начального порового объема пласта, а для варианта с WAG-отношением 3:1 является
наименьшим и составляет всего 6 %.
Средний график на рис. 10 показывает увеличение общей и чистой утилизации СО2 с уменьшением
WAG-отношения, что говорит о снижении эффективности заводнения с увеличением доли газа. Например, нижний график на рис. 10 свидетельствует
о том, что пластовый объем СО2, необходимый для
получения одного пластового объема дополнительной
нефти увеличивается с 1,4 (для варианта с WAG-отношением 1:3) до 3,4 (для варианта с непрерывной
закачкой газа). Непрерывная закачка газа обеспечивает захоронение больше СО2, поскольку вытеснение
нефти газом менее эффективно.
Коэффициент рециркуляции, т.е. отношение общего объема закачанного газа к объему утилизированного газа, показан на нижнем графике рис. 10.
Он относительно небольшой, равен примерно 1,4 и
48
незначительно меняется при изменении WAG-отношения. Это связано с тем, что добывающие скважины останавливают, если они начинают добывать
слишком много СО2, или по другим соображениям оптимизации. Коэффициент рециркуляции значительно ниже для всех вариантов, чем для ранее
применявшихся секторных моделей «нагнетательная скважина – добывающая скважина». Это говорит о том, что в реальных промысловых условиях,
в отличие от секторной модели, чрезмерную обратную добычу газа можно эффективно регулировать.
Стоимость обратной добычи, если она эффективно
регулируется, мало сказывается на экономических
показателях.
ПРОСТАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ
Для оценки прибыли от повышения нефтеотдачи и утилизации СО2 использовалась простая экономическая модель. Поскольку продолжительность
закачки СО2 ограничивалась шестью годами, дисконтирование не проводилось. Модель допускала
предшествующее и продолжающееся заводнение во
время попеременной закачки воды и газа. Прибыль
от повышения нефтеотдачи за счет WAG/CGI равняется произведению цены нефти на объем дополнительно добытой нефти. Прибыль от утилизации СО2
равняется произведению стоимости кредита СО2 на
общий объем утилизированного СО2. Затраты на
WAG/CGI равняются сумме затрат на улавливание,
транспортировку, закачку и обратную добычу, а также стоимости закачки воды и эксплуатации оборудования.
№ 9 сентябрь 2007
Добыча СО2
Попеременная закачка
Приобретение СО2
Чистый доход, млн долл
Затраты на увеличение нефтеотдачи, долл/брл
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
WAG-отношение
СО2 кредит 0 долл/т, 20 долл/брл
СО2 кредит 50 долл/т, 20 долл/брл
СО2 кредит 25 долл/т, 35 долл/брл
СО2 кредит 50 долл/т, 35 долл/брл
СО2 кредит 0 долл/т, 50 долл/брл
СО2 кредит 50 долл/т, 50 долл/брл
WAG-отношение
Рис. 11. Упрощенная экономическая модель показывает разбивку сметных затрат (слева) и чистый доход (справа)
Затраты (в долл/тыс. фут3) на утилизацию СО2
составят:
Смета затрат является типовой с известной степенью неопределенности и будет меняться [3]. Однако
эти затраты отражают точку зрения, что затраты на
улавливание и траспортировку газа будут превалировать над затратами на закачку и добычу. Стоимость
улавливания газа предполагает наличие построенной
по специальному заказу современной электростанции, например работающей на угле электростанции
с технологией IGCC (integrated gasification combined
cycles) [4]. Стоимость улавливания газа с обычной
газотурбинной электростанции может быть в два раза
выше. Стоимость транспортировки можно было бы
снизить, если бы практика морской утилизации была
широко распространена. Затраты на закачку и добычу
будут варьировать в зависимости от месторождений,
хотя оценки не отличались большим разбросом [5].
На рис. 11 приведена разбивка сметы затрат на
получение одного барреля дополнительной нефти
для всех четырех рассмотренных вариантов. Все они
отражают превалирование затрат на приобретение
СО2. Варианты с меньшим WAG-отношением стоят
дороже, поскольку в них закачиваются большие объемы СО2 и вероятность обратной добычи газа выше.
С учетом этих факторов на рис. 11 показан чистый
доход проекта, рассчитанный исходя из цен на нефть
20, 35 и 50 долл/брл и стоимости кредита СО2 в размере 0, 25 и 50 долл/т. Все эти варианты дают положительный доход, за исключением варианта 20 долл/брл.
При таких вариантах цен доход от нефти имеет большее значение, чем доход от утилизации СО2, хотя этот
доход не влияет на то, какой вариант WAG является
самым оптимальным. В данном конкретном примере
это относится к вариантам с WAG-отношениями 1:3
и 1:1, хотя это также будет зависить от конкретного
месторождения и относительных цен.
№ 9 сентябрь 2007
Доход, млн долл
0,8
1
0,5
0,3
Чистый доход
Доход от нефти
Общие затраты, долл/брл доп. нефти
Улавливание
Транспортировка
Закачка
Обратная добыча
Цена нефти – 35 долл/брл, СО2 кредит – 50 долл/т
Доход от утилизации СО2
Затраты на WAG/CGI
CGI
WAG 1:3
WAG 1:1
WAG 3:1
Стоимость кредита на утилизацию СО2, долл/т/брл доп. нефти
Рис. 12. Разбивка доходы-затраты при цене нефти 35 долл/
брл и СО2 кредите 50 долл/брл показывает, что доходы от
нефти преобладают. Наверху – разбивка доходы-затраты,
внизу – зависимость затрат на закачку для получения барреля дополнительной нефти от стоимости кредита СО2
При стоимости 46 долл/т на рис. 12 приведена
разбивка доходы-затраты при цене на нефть 35 долл/
брл и кредите на СО2 50 долл/т. Даже при такой явно
умеренной цене на нефть доход от добычи превалирует. Доходы от утилизации СО2 примерно одинаковы, но не вполне достаточны для покрытия сметных
затрат на попеременную закачку воды и газа. Стоит
отметить, что стоимость кредита на СО2 вероятно
возрастет с точки зрения долгосрочной перспективе.
Затраты на попеременную закачку воды и газа также
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
могут упасть, если будет проводится больше закачки СО2. На нижнем графике рис. 12 приводится
зависимость чистых затрат на закачку для получения барреля дополнительной нефти от стоимости
кредита на утилизацию СО 2 для всех вариантов
WAG-отношений. При низких значения кредита
вариант непрерывной закачки газа является самым дорогим, но с увеличением стоимости кредита
такой вариант становится самым дешевым. При
стоимости примерно 55 долл/т кредит на СО2 становится равен сметным затратам на улавливание,
транспортировку и закачку.
ВЫВОДЫ
В настоящее время континентальный шельф Великобритании имеет значительный потенциал для
увеличения нефтеотдачи и утилизации СО2 за счет
закачки СО2 в нефтяные месторождения, но если
этот потенциал будет реализовываться с помощью
имеющихся мощностей, с течением времени он снизится. Моделирование в масштабах месторождения
показывает, что обратную добычу СО2 на залежах
Северного моря можно эффективно регулировать.
Простое экономическое моделирование показывает, что закачка СО2 в целях повышения нефтеотдачи может быть экономически выгодна на некоторых
залежах Северного моря. В вариантах закачки СО2 в
залежи Северного моря при предполагаемых в настоящее время ценах на нефть доходы от нефти будут
превалировать, но закачка СО2 могла бы существенно повлиять на доходы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. UK Government Energy Review 2006, http://www.dti.gov.uk/energy/
review/.
2. Dissemination section of DTI OG-MRP website: http://www.og-mrp.
com/dissemination/d-co2.html.
3. Gozalpour, F., Ren S. and B. Tohidi, «CO2 injection for IOR
and storage: Opportunities and challenges for the North Sea»,
IORViews, issue 10, http://ior.rml.co.uk/issue10; Carbon dioxide
capture and storage: A win-win option? (The Economic Case), May
2003, DTI/Pub URN 03/812; http://www.dti.gov.uk/files/file18798.
pdf; Confidential internal DTI Reports.
4. Hanstock, D., Progressive Energy Ltd., interviewed by author.
5. Gozalpour et al; «Carbodioxide capture and storage», 2003; OTI
Reports.
E. Balbinski (Ю. Балбински) является главным инженером
по разработке в компании RPS Energy, имея 20-летний опыт
проведения исследований по разработке месторождений.
Является специалистом в моделировании процессов закачки
газа, включая закачку СО2, проявляя особый интерес к вопросам улавливания и хранения СО2. С ним можно связаться
по адресу BalbinskiE@rpsgroup.com.
M. Thompson (М. Томпсон) является главным советником
по разработке в компании RPS Energy, имея 20-летний опыт
работы. Она имеет обширные знания и богатый опыт в области технологий повышения нефтеотдачи. С ней можно
связаться по адресу ThompsonM@rpsgroup.com.
F. Folorunso (Ф. Фолорансо) является инженером по разработке в компании RPS Energy, имея опыт в исследованиях
закачки СО2 в научно-исследовательских и коммерческих
проектах. Имеет степень бакалавра наук. С ним можно связаться по адресу FolorunsoF@rpsgroup.com.
НАДЕЖНАЯ ГЛУБОКОВОДНАЯ СИСТЕМА ПОЗИЦИОНИРОВАНИЯ
СНИЖАЕТ ВРЕМЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СУДНА И АКУСТИЧЕСКИЕ
ПОМЕХИ
G. Johnston, Nautronix
Освоение месторождений во все более глубоких водах создает спрос на новые системы акустического контроля
Более 10 лет компания Nautronix развивает свою
технологию ADS2 и за последние 5 лет разработала
систему NASNet. Компанией разработано несколько
коммерческих проектов использования системы на
месторождении и она развивает рынок морских подводных беспроводных систем контроля. В этом году
начались исследования и разработки акустических
систем контроля NASBOP и NASCoM. Инвестиции
также были направлены в развитие обслуживающей
инфраструктуры компании.
По своей концепции система NASNet очень похожа на систему GPS, поскольку позволяет неограниченному числу пользователей получать точные навигационные данные. Однако в отличие от системы GPS она
обеспечивает охват на поверхности моря и через толщу воды до дна моря, независимо от рабочей глубины,
рис . 13. В ноябре и декабре 2006 г. компании объявила
о завершении развертывания второй системы в Сре50
диземном море. Надежное позиционирование, снижение времени использования судна и устойчивость
к акустическим помехам от других судов дает системе
преимущество и экономит затраты.
Компания получила трехлетний контракт от Министерства обороны Великобритании на поставку
портативной подводной акустической системы с условием размещения как минимум одной системы в
год. Компания организует поставку и установку системы, включая фрахтование судна, работу аппарата
ROV, размещение приемников на борту многочисленных подводных лодок, комплектование экипажа
судна, размещение и калибровку 31 станции системы
NATNet в водах глубиной до 1500 м (р ис. 14).
Во время самого последнего испытания компания
охватила акустической системой площадь в 1000 м2, что
позволяло определять местоположение многочисленных подводных и надводных судов. Компания считает,
№ 9 сентябрь 2007
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 13. Система NASNet передает и получает данные
о местоположении через толщу воды
Рис. 14. Во время последнего испытания тридцать
одна станция NASNet была размещена на глубине
до 1500 м на площади более 1000 м2
что акустическая система такого размера была развернута впервые. Во время испытания заказчик использовал телеметрию данных и текста для связи между
подводными лодками и надводными судами, находящимися на расстоянии более 20 миль (1 миля = 1,609 км).
Система была также успешно развернута в глубоких водах Западной Африки с использованием министанций NASNet. При развертывании системы меняющиеся обстоятельства грозили задержками. Чтобы не
допустить этого, компания воспользовалась компонентами резервной системы для позиционирования аппаратов ROV. Компании удалось развернуть систему
в оговоренные сроки без простоев. Компания имеет
ряд проектов в Бразилии и Западной Африке, включая
размещение в конце этого года в Западной Африке
модульной системы из 14 блоков.
Заглядывая вперед, компания видит возможности
для разработки подводных беспроводных систем контроля для морских разработок и работает с рядом проектов для развития этих потенциальных возможностей.
Это происходит при поддержке компании Shell, которая
приняла, использует и продолжает инвестировать технологию NASBOP. Эта технология предназначена для
акустического контроля и мониторинга подводных разобщающих устройств при бурении с надводным противовыбросовым оборудованием (BOP).
В настоящее время разрабатывается следующее
поколение подводной акустической системы контроля и мониторинга NASCoM для расширения области
применения. Будут расширены возможности имеющихся систем контроля с сохранением апробированной технологии ADS2.
Эта технология будет использоваться на сверхглубоководной полупогружной буровой установке, которую компания Keppel FELS Ltd строит для компании
Ensco International Inc. На судне будут применяться
двойные акустические системы позиционирования
NASDrill RS925 с длинной и короткой базисной линией и системой гидрофонов. Расширение объема бурения в последнее время также возродило интерес к
оборудованию компании для слежения за скребками
и водолазной связи.
НИДЕРЛАНДЫ
ПОДТВЕРЖДАЕТСЯ ВЫСОКАЯ АКТИВНОСТЬ КОМПАНИЙ СТРАНЫ
S. A. W. (Wim) Janse, управляющий компании Gusto B. V. вице-президент IRO
b./0.1. Как вы оцениваете
роль IRO в развитии нефтегазовой отрасли Нидерландов?
n2"%2. В Норвегии зарегистрированы две отраслевые ассоциации. NOGEPA
(Netherlands Oil and Gas
Exploration and Production
Association) представляет интересы операторов и связанных с ними отраслевых компаний. И, конечно, IRO. Ассоциация поставщиков и
сервисных компаний. Между нашими ассоциациями
установились достаточно тесные взаимоотношения.
№ 9 сентябрь 2007
Мы стараемся поддержать все инициативы наших
членов, которых в настоящее время насчитывается
более 300.
b./0.1. Был ли удачным 2006 г. для операторов и
сервисных компаний Нидерландов?
n2"%2. В настоящее время компании страны
достаточно активны, особенно реализующие международные проекты. В Нидерландах основная деятельность операторов связана с обслуживанием уже
пробуренных скважин и морских платформ, но в
основном члены наших ассоциаций, примерно 90 %,
осуществляют международные операции, фокусируя свое внимание на международных рынках. Из
этого можно сделать единственный вывод, что если
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ситуация не изменится, то в нефтегазовой отрасли
Нидерландов не произойдет в будущем никаких значительных изменений.
b./0.1. Как, по вашему мнению, цены на нефть
влияют на занятость компаний? Какой уровень активности вы прогнозируете в 2007 г.?
n2"%2. Активность операторов, реализующих
международные проекты, останется такой же, что и в
2006 г., может быть, незначительно повысится. Большинство наших операторов ведут разработку нефтяных месторождений, из чего следует, что затраты на
E&P операции достаточно высоки. Поскольку цены
на нефть растут, активность компаний повышается и
в соответствии с прогнозом рост активности операторов ожидается даже Нидерландах.
b./0.1. В каких регионах компании Нидерландов
реализуют свои проекты?
n2"%2. В основном нефтяные компании Нидерландов осуществляют операции за рубежом, включая
и мою собственную компанию Gusto. Проекты, в которых участвуют компании, реализуются в различных регионах, таких как Сахалин, Катар, Казахстан,
Мексиканский залив, Западная Африка и другие.
Вопрос. Как вы считаете, какое влияние оказывает ОПЕК на цены и добычу нефти?
n2"%2. Я считаю, что ОПЕК оказывает значительное влияние на цены на нефть.
b./0.1. Какие регионы по вашему мнению представляют наибольший интерес для компаний и инвестирования?
n2"%2. К таким регионам относятся Арктика,
Западная Африка и Мексиканский залив.
b./0.1. Есть ли у вас какие-либо дополнительные
комментарии?
n2"%2. Мне хочется отметить, что 2007 г. станет
достаточно многообещающим для компаний Нидерландов. Мы с большим оптимизмом относимся к будущим
перспективам нефтегазовой отрасли нашей страны.
ПРЕИМУЩЕСТВА СВЕРХЗВУКОВОГО СЕПАРАТОРА
M. Betting и H. Epsom, Twister BV, Нидерланды
Высокие скорости уникального сепаратора и конденсаторы
Технологию сверхзвуковой обработки газа компании Twister, появившуюся в апреле 2001 г., впервые
внедрили в промышленное производство более трех
лет назад с целью осушки высокосернистого газа
с помощью 12-трубной установки на платформе В11 (компания-оператор Shell) в прибрежных водах
Малайзии (шт. Саравак). В настоящее время ведется
строительство 6-трубной установки очистки топливного газа для электростанции Afam (компания-оператор SPDC) в Нигерии. С целью использования на морской установке месторождения Кракс (в Австралии)
технологии извлечения конденсата (компания-оператор Nexus Energy) был заключен контракт. В течение
последних двух лет технология подверглась дальнейшему испытанию и проверке на испытательной базе
Gasunie Engineering & Technology в Нидерландах.
В статье представлены основные эксплуатационные
характеристики, полученные при разработке и испытании технологии.
СВЕРХЗВУКОВОЙ СЕПАРАТОР
Сверхзвуковой сепаратор Twister совмещает в одном компактном устройстве адиабатическое охлаждение и циклонную сепарацию. Адиабатическое охлаждение достигается в сопле Лаваля (трубке Вентури
с аэродинамическим профилем) благодаря 80%-ной
эффективности изоэнтропийного расширения. Вихревое движение создается лопастным кольцом, установленным на входе сопла Лаваля. Интенсивность завихрения значительно увеличивается благодаря сжатию потока в сопле, что приводит к образованию поля
центробежных сил с ускорением порядка 500 000 g.
Мелкие диспергированные капли жидкости, образовавшиеся при адиабатическом расширении, отделяются под действием центробежных сил, вызванных
сильным завихрением потока, и удаляются из сухого
52
газа при минимальной температуре и давлении с эффективностью сепарации порядка 90 %. В том месте,
где происходит разделение жидкости и газа, общая
скорость движения флюидов составляет примерно
400 м/с. Оставшаяся кинетическая энергия сепарированного потока превращается в повышенное статическое давление в диффузорной части устройства.
Новая конструкция состоит из внутреннего корпуса,
который позволяет управлять принципом сохранения
момента количества движения. Моделирование средствами вычислительной гидродинамики (computational
fluid dynamics – CFD) подтверждает, что в такой конструкции созданные центробежные силы значительно
возрастают. Внутренний корпус также обеспечивает
концентричность вихря, что позволяет существенно
повысить эффективность сепарации. Это приводит
к стабилизации потока и снижает опасность увлечения
жидкости в направлении выпуска.
Основные узлы. В сепараторе отсутствуют вращающиеся детали, он не требует применения ингибиторов образования гидратов. Он обеспечивает возможность простой подготовки газа с высоким коэффициентом использования, пригодным для нормальной
работы без обслуживающего персонала. На рис. 15
представлен поперечный разрез и основные узлы
трубной конструкции. Эта улучшенная конструкция
обеспечивает такую же эффективность сепарации
и отделения конденсата при значительно меньшем
перепаде давления, или же значительно более высокую эффективность разделения углеводородов и
извлечения газоконденсатных жидкостей при более
высоких перепадах давления, которая аналогична той,
что наблюдается при традиционном дросселировании
(эффект Джоуля-Томсона) и в турбодетандере.
Сепаратор Twister имеет термодинамические характеристики, близкие к характеристикам турбодетанде№ 9 сентябрь 2007
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Насыщенный
газ, 100 бар,
20 °С
Неподвижные
направляющие Сопло Вихреобралопатки
Лаваля зователь
Циклонный
сепаратор
(500 000 g)
Конический
внутренний
корпус
Диффузор
Сухой газ,
75 бар,
9 °С
Жидкости +
проскользнувший газ,
75 бар, 7 °С
Рис. 15. Поперечный разрез и основные узлы трубной
конструкции
ра, объединяя функции расширения, циклонной сепарации газа/жидкости и повторного сжатия в одном
компактном, стационарном, трубном устройстве. Турбодетандер преобразует давление в мощность на валу;
сепаратор Twister обеспечивает такое же снижение
температуры за счет преобразования давления в кинетическую энергию (т.е. сверхзвуковую скорость).
Начиная с 1998 г. компания приобретала опыт эксплуатации установок на пяти газовых заводах в Нидерландах, Нигерии и Норвегии, а также промышленной установки на платформе В11 компании Shell
в восточной Малайзии. Все эти установки показали
соответствие подготовки газа принятым кондициям
на транспортировку по трубопроводам, а также надежную и безопасную работу.
Чтобы сделать возможным создание трубной конструкции, компания разработала и утвердила специальные нормы CFD на основе программного обеспечения
Ansys CFX. Эти нормы основаны на уравнениях состояния реального газа и учитывают фазовые превращения. Они предусматривают возможность моделирования многокомпонентных газов, включая специфические конденсируемые компоненты. Они используются
для определения числа капель и плотности дробления
и включают модель роста для учета изменения размеров капель за счет конденсации и испарения. Нормы
были утверждены путем корреляции с результатами
натурного испытания сепаратора. Компания Twister
предоставила заказчикам это мощное средство проектирования в виде Twister flow solutions, отдельной
инженерной консультативной услуги (рис. 16).
Промышленная эксплуатация. В декабре 2003 г.
компании Petronas и Sarawak Shell Berhad (SSB) успешно запустили первую промышленную систему
Twister на морской установке подготовки газа В11
(рис . 17). Чтобы предотвратить коррозию трубопровода, эта установка осушала 600 млн фут3/сут
природного высокосернистого газа, который затем
подавался на малазийский завод по сжижению природного газа в Бинтулу, шт. Саравак. Система осушки
на платформе В11 (рис. 18) бесперебойно работала
более трех лет и превысила гарантийный коэффициент использования, составляющий 98 %.
Система имеет две параллельные линии осушки,
каждая из которых состоит из шести труб, установленных вертикально вокруг сепаратора гидратов (сосуд для низкотемпературного дегазирования жидкости). Сепаратор гидратов является конструкцией
компании Twister BV. Построен на основе традици№ 9 сентябрь 2007
онной технологии низкотемпературной экстракции
с использованием нагревания змеевиков для расплавления гидратов, и обладает эффективностью удаления жидкости более 98 %. Полученный конденсат
углеводородов отдельно осушают и рекомбинируют
с товарным газом. Промысловые воды после очистки
сбрасывают в море.
Эксплуатация этой системы на недавно открытом
месторождении позволила всесторонне оценить ее
эксплуатационные характеристики в реальных рабочих условиях. Приобретенный бесценный опыт дал
толчок дальнейшему совершенствованию системы,
включая изменение конструкции для дальнейшего
снижения перепада давления. Это решение было
обусловлено тем, что давление на устье скважин снижалось быстрее, чем ожидалось, и возникла необходимость снизить противодавление на скважинах для
увеличения производительности установки. Поэтому
компания SSB предложила компании Twister BV в
течение 2004 г. разработать технологию с меньшим
перепадом давления, которая позволит эксплуатировать установку при более низком номинальном
давлении на входе.
Улучшение характеристик. Установка с улучшенной характеристикой была разработана и испытана
Тангенциальная
скорость
м/с
Рис. 16. Представление внутренней части новой трубной
конструкции средствами вычислительной гидродинамики
Рис. 17. Платформа В11 компаний Petronas и SSB
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 19. Испытательная установка с замкнутым контуром
(слева – горизонтальная емкость, содержащая трубный сепаратор; наверху – насосный модуль; справа – теплообменник
с водяным охлаждением)
на опытной базе Gasunie Engineering & Technology
(GET) в Гронингене, Нидерланды. Компании совместно построили и смонтировали испытательную установку для жирного газа с замкнутым контуром,
которая включала двухвальный насос Борнемана для
многофазной смеси (с целью компенсации потерь
давления в контуре) и теплообменник с водяным охлаждением (для отвода тепла компрессии). Испытательный контур работает при давлении подачи до
35 бар (1 бар = 1 × 105 Па) и интервале температур от
15 до 40 °С. Для заполнения контура (рис. 19) применялись различные газовые смеси, насыщенные С3,
С4, n-C5, n-C6, n-C7 и водяным паром.
Совместные операции компании Twister BV и GET
дали возможность не только провести работы на испытательном контуре, но и использовать большой
опыт при проведении измерений с целью оценки
характеристик новой конструкции контрольно-измерительных приборов компании Gasunie. Во время испытания проводился оперативный замер доли
углеводородных паров и паров воды во входном и
выходном потоке с помощью газовых хроматографов
и методов кулонметрического титрования Карла Фишера. Также проводился оперативный замер расхода
и плотности полученных жидкостей для подтверждения эффективности сепарации (рис. 20).
Характеристики. В 2006 г. было проведено испытание четырех опытных образцов. Первые два были
спроектированы для осушки газа и отделения конден54
Р = 45 %
Р = 40 %
Извлечение, %
Рис. 18. Установка, применяемая на платформе В11
сата при небольшом падении давления (25−28 % от давления подачи). Два последних были спроектированы
для падения давления на 40−45 % от давления подачи с
целью максимального извлечения жидкостей. Максимальное извлечение газоконденсатных жидкостей достигается применением сопла Лаваля с глубоким расширением (т.е. коэффициентом расширения равным
пяти), что обеспечивает большее падение давления.
Опытные образцы с небольшим падением давления
проектировались исходя из коэффициента расширения равного двум. Последний образец также проектировался для максимального извлечения воды.
Результаты подтвердили: устойчивость работы; снижение падения давление с 33 до 25 %; эффективность
отделения жидкости составила более 95 % при падении
давления 45 %; удаление компонентов С5+ и воды с
эффективностью, рассчитанной на моделях CFD. На
характеристики работы трубной конструкции эффект
переноса жидкостей от входа сепаратора не влияет.
Извлечение углеводородов. Замеренные значения степени извлечения компонентов С1–С12 сравнивались с расчетными значениями, полученными
при моделировании; они хорошо коррелировались.
На рис. 21 приводится сравнение замеренных значений выхода углеводородов с расчетными модельными
при манометрическом давлении на входе 40 бар. Эти
результаты также показывают увеличение степени
извлечения с увеличением числа атомов углерода, что
свидетельствует о повышенной степени извлечения
газоконденсатных жидкостей.
Следует заметить, что извлечение 70 % С6+ при падении давлении 28 % равноценно 90%-ной эффективности отделения жидкости. Дальнейшие испытания
подтвердили, что увеличение перепада давления приводит к дальнейшему увеличению выхода жидкости.
При 45%-ном падении давления извлечение низкокипящих углеводородов заметно возрастает; при этом
выход С6+ увеличивается с 70 до 90 %, что равноценно
95%-ной эффективности отделения жидкости.
Показатели работы устройства также сравнивались с показателями стандартного клапана ДжоуляТомсона, работающего при тех же технологических
режимах. Установка низкотемпературной сепарации
с использованием эффекта Джоуля-Томсона (Joule-
С1
С2
С3
С4
С5
С6
С7
С8
С9
С10
Рис. 20. Извлечение компонентов для нового опытного
образца (получено с помощью газового хроматографа):
Рвх = 30 бар, Твх = 24 °С
№ 9 сентябрь 2007
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
40
Моделирование
35
Абсолютное давление, бар
Замеры
Извлечение, %
Р = 28 %
Р = 28 %
Р = 40 %
Р = 45 %
30
25
20
Состав на входе, модель
Состав на входе, замер
Состав на выходе, модель
Состав на выходе, замер
Расширение-повторное сжатие
Расширение, JT
15
10
5
0
-40
-30
-20
-10
0
10
20
30
Температура, °С
Рис. 21. Сравнение замеренных значений выхода
углеводородов с расчетными по модели (манометрическое
давлении на входе 40 бар)
Рис. 22. Сравнение фактических кривых расширения
для установки Twister и установки JT-LTS
Thomson low temperature separation – JT-LTS) была
испытана на том же испытательном контуре. На рис.
22 приводится сравнение фактических кривых расширения для двух методов сепарации.
Повышенное извлечение конденсата при помощи
усовершенствованной установки обусловлено более
глубоким расширением и изоэнтропийным характером процесса в отличие от изоэнтальпийного расширения в установке JT-LTS при одинаковом падении
давления. Влияние эффективности расширения на
степень извлечения конденсата особенно наглядно
проявляется в области пониженных давлений, где
проводились испытания.
Смещение фазовых огибающих от линий 1 (вход)
к линиям 2 (выход) связан со степенью извлечения
конденсата нового аппарата. Четко отмечается, что
в области низких давлений эффект Джоуля-Томсона не приводит к появлению конденсата. Подобное
отличие наблюдается между установкой Twister и установкой JT-LTS в области более высоких давлений.
Кроме того, видно, что расчетные (смоделированные)
линии конденсации углеводородов (тонкие линии)
близки к экспериментальным линиям конденсации
(жирные линии), что подтверждает пригодность расчетных моделей.
Отсюда следует вывод, что усовершенствованная
система обеспечивает намного более высокий выход
конденсата по сравнению с системой JT, что безусловно оправдывает первоначальные инвестиционные затраты в новую систему – за счет досрочного
возврата средств из дополнительного потока наличности и возросших объемов продукции.
ционных расходов, позволяя сократить численность
персонала на морских платформах и удаленных береговых площадках.
Работа сепаратора может быть оптимизирована
либо для осушки и отделения конденсата углеводородов при минимальном падении давления, либо для
извлечения газоконденсатных жидкостей при более
высоком падении давлении. Основным достоинством
системы является способность одновременно проводить осушку, отделение конденсата и извлечение
газоконденсатных жидкостей, что снижает потребность в оборудовании, необходимом для выполнения
технических кондиций на газ. Кроме того, установка
Twister может обеспечить значительно более высокий выход конденсата, чем установка JT-LTS.
Возможность извлечения газоконденсатных жидкостей без применения химических реагентов сыграет важную роль в будущих проектах оптимизации
работы газовых заводов. Областями применения системы являются:
• извлечение газоконденсатных жидкостей из
газа, предназначенного для повторной закачки
или газлифта:
• извлечение газоконденсатных жидкостей из
газа, сжигаемого на факелах.
• извлечение сжиженного нефтяного газа и газоконденсатных жидкостей из топливного газа
электростанций;
• извлечение газоконденсатных жидкостей из
магистральных трубопроводов на станциях
снижения давления.
ПРЕИМУЩЕСТВА ТЕХНОЛОГИИ
Сверхзвуковая сепарация – это простая, безопасная, без ущерба окружающей среде, быстрая в
запуске система подготовки газа, которая дает возможность проводить работы без применения химических реагентов, с высоким коэффициентом
использования и, как правил, без обслуживающего
персонала. Компактная и легкая система позволяет
снизить размеры платформы, что уменьшает общие
затраты при ее применении в море. Возможность
эксплуатации без обслуживающего персонала также способствует значительной экономии эксплуата№ 9 сентябрь 2007
ДАЛЬНЕЙШЕЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ
Обозначились перспективы дальнейшего применения технологии и уже ведутся технические проработки. К ним относится последний FEED-контракт с компанией Nexus Energy Pty Ltd о возможном применении
технологии на морском газоконденсатном месторождении Кракс для проекта извлечении конденсата (ри с.
23). Предлагаемая технология является единственной,
благодаря которой можно будет эффективно извлекать конденсат из газового потока высокого давления
(220−240 бар) с помощью простой, с высоким коэффициентом эксплуатации установки, которая позволит
значительно снизить общие эксплуатационные рас55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 23. Система, предлагаемая для проекта Crux
Рис. 24. Модуль для газового завода Околома
компании SPDC
ходы. Традиционные системы осушки газа с помощью
триэтиленгликоля обычно работают при максимальном рабочем давлении 130 бар (что вызвано потенциальной опасностью выноса гликоля из-за небольшой
разности плотностей газообразной и жидкой фазы)
и склонны выходить из строя при работе на пределе
эксплуатационных возможностей. Таким установкам
требуется от 8 до 10 часов, чтобы вернуться в режим,
тогда как запуск предлагаемой установки происходит
мгновенно, поскольку для нее не требуется охлаждаемый газом теплообменник, время остывания которого
обычно составляет от 20 до 30 мин.
Ожидается, что в 2008−2009 гг. улучшенные характеристики технологии позволят ускорить операции на нескольких промышленных установках.
Заключен контракт с компанией Shell Petroleum
Development Company на установку очистки топливного газа производительностью 120 млн фут3/сут
на ее новом газовом заводе в Околома. Установка
состоит из отдельного модуля, в котором размещается сепаратор гидратов, шести сепараторов Twister
трубной конструкции и соответствующих клапанов,
системы труб, КИП и системы управления (рис. 24).
Предполагается, что система начнет работать в конце 2007 г.
Выявлен значительный потенциал для будущего
применения технологии на ряде других установок подготовки газа, включая глубокое извлечение СНГ, удаление в промышленных количествах СО2 и Н2S, удаление ртути и подводная подготовка газа. Компания
ведет совместную техническую проработку с целью
разработки оптимизированной системы для глубокого
извлечения СНГ. Кроме того, подписано соглашение с
компанией Petrobras по совместной разработке технологии с целью проектирования и испытания системы,
пригодной для подводного применения.
либо для осушки газа и выпадения конденсата, либо
на извлечение конденсата.
В настоящее время технология может применяться при более строгих технических требованиях на
очистку газа, где требуется конденсация воды при
температуре более 25 °С. Показано, что установка с
улучшенными характеристиками извлекает значительно больше конденсата, чем традиционная установка JT-LTS, работающая в том же интервале давлений. Испытания на замкнутом контуре подтвердили,
что установка не только проводит осушку газа без
добавления химических реагентов при более низком
перепаде давления, но и демонстрирует значительно лучшее отделение углеводородов и извлечение
газоконденсатных жидкостей при более высоких перепадах давления, приближаясь по своим характеристикам к турбодетандеру. Повышенная степень извлечения газоконденсатных жидкостей обеспечивает
приемлемый поток денежной наличности, который
позволяет досрочно окупить капитальные затраты.
ВЫВОДЫ
Всесторонние полномасштабные испытаия и трехлетняя промышленная эксплуатация подтвердили
преимущества данной технологии, а приобретенный
опыт позволил улучшить критерии проектирования и
в дальнейшем разработать установку с улучшенными
характеристиками, которую можно оптимизировать
56
M. Betting (М. Беттинг) имеет 18-летний
опыт исследований и разработок оборудования для технологических процессов,
работая в качестве менеджера проекта в
Stork Product Engineering и NAM. Начал
работать в группе STV Twister в 1998 г.,
в качестве инженера-разработчика технологий. В настоящее время является
директором по технологиям. Г-н Беттинг имеет степень бакалавра наук в энвиронике и степень магистра по системам
превращения энергии, полученные в Делфтском технологическом университете, Нидерланды.
H. Epsom (Х. Эпсом) имеет 24-летний опыт в области сбыта
важного оборудования для нефтяной и газовой промышленности в Dresser-Rand и Ingersoll-Rand. Г-н Эпсом начал
работать в компании Twister BV в 2002 г. в качестве директора по сбыту. Имеет степень бакалавра технических наук в
машиностроении, полученную в Университете г. Лафборо,
Англия, и является действительным членом Общества инженеров-механиков.
Перевел С. Сорокин
№ 9 сентябрь 2007
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
5
Размер файла
1 093 Кб
Теги
255
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа