close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

718.Нефтегазовые технологии №5 2007

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
m
`
p
r
q
q
j
n
l
“
g
{
j
e
http://ogt.promzone.ru
Oblzhka_05-07.indd 1
26.04.2007 15:25:24
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Н
ЕЕ ФХ ТНЕ ОГ АЛ ЗОО В
Ы
ЕИ
Т
Г
И
®
HYDROCARBON
PROCESSING
Н А
Р У С С К О М
Я З Ы К Е
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
Издается с 1979 .
Ре . ПИ № 77-14588 от 07.02.03
УЧРЕДИТЕЛЬ:
Издательство «ТОПЛИВО И ЭНЕРГЕТИКА»
В.Ю. Краси
Г.М. Ясенев
Л.В.Горш ова
Генеральный дире тор
Дире тор
Зам. дире тора,
ответственный вып с ающий
Р ЕДАКЦИЯ:
Л.В. Федотова Главный реда тор издательства
А.В. Романихин Главный реда тор ж рнала
Х.Б. Гериханов Шеф-реда тор
Н.В. К тасова На чный реда тор
Э.Б. тасова На чный реда тор
Л.С. Борисова Реда тор
Е.М. Сапожни ов Верст а
Россия, 109029, Мос ва, л. С отопро онная, 29/1
Телефон (495) 109-3368, 8-901-519-3368, 670-7481
e-mail: [email protected]
e-mail: [email protected]
http://ogt.promzone.ru
GULF PUBLISHING COMPANY
Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Other energy grup titles include:
World Oil ®, Hydrocarbon Processing ® and Petroleum Economist
John D. «Rusty» Meador President/GEO
Alexandra Pruner Senior Vice President
Mark Peters Vice President
Houston Office:
Mailing Address: P.O. Box 2608
Houston, Texas 77252-2608, U.S.A.
Phone: +1 (713) 529-4301,
Fax: +1 (713) 520-4433
www.worldoil.com
London Office:
P.O. Box 105
Baird House 15/17 St. Cross Street
London EC1N 8UW
Phone: +44 (0) 20 7831 5588,
Fax: +44 (0) 20 7831 4567
© 2007 by Gulf Publishing Co. All rights reserved.
© 2007 Издательство «Топливо и энер ети а».
Перепечат а, все виды опирования и воспроизведения
п бли емых материалов возможны
толь о с письменно о разрешения реда ции.
Реда ция оставляет за собой право со ращения
присылаемых материалов.
Мнение реда ции не все да совпадает
с мнением авторов материалов.
На первой странице облож и:
Нефтеперерабатывающий завод Neste,
расположенный на западе Финляндии
недале о от . Т р .
Производительная мощность завода составляет
3 млн т/ од. На заводе Neste производится
140 видов нефтепрод тов.
С О Д Е Р Ж А Н И Е
НАШИ ЧИТАТЕЛИ
О. Нови ов
ПЕРЕГОНКА ГАЗОКОНДЕНСАТА С ВОДЯНЫМ ПАРОМ ............... 3
НЕФТЬ МИРА
World Oil
ЧТО ПРОИСХОДИТ
В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ............................. 6
Дж. Рис
СЕЛЕКТИВНАЯ ИЗОЛЯЦИЯ ПЛАСТОВ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ВЫБРОСА
ИЗ РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ ................................................
Н. Адамс, М. Ма ванди
БОРЬБА С ВЫБРОСОМ
НА ИРАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ КАНГАН .............................
Р. Граф, Ш. Шмальхольц, Ю. Подладчи ов, Э. Зен ер
СПЕКТРАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ НИЗКИХ ЧАСТОТ:
НОВЫЕ ПУТИ РАЗВИТИЯ ГЕОФИЗИКИ .....................................
С. Робиновиц, Р. Уэстермар
УВЕЛИЧЕНИЕ ПРИЕМИСТОСТИ СКВАЖИН
И ДОБЫЧИ БЛАГОДАРЯ БУРЕНИЮ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ ...................................................
Л. Парент
РЫНОК ПРИРОДНОГО ГАЗА
В СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ .............................................................
Д. В д, С. Мохатаб
ВОЗМОЖНОСТИ РАСШИРЕНИЯ
СОВРЕМЕННОГО РЫНКА СПГ ....................................................
15
22
25
31
34
38
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ................................................................. 42
ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
Дж. Додсон, Т. Додсон, В. Шмидт
ЗАСТОЙ В ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ
УГРОЖАЕТ ОПЕРАЦИЯМ В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ ............. 44
М. Станиславе , Дж. Смит
АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ НАД СКВАЖИНОЙ
В ПРОЦЕССЕ ГЛУБОКОВОДНОГО БУРЕНИЯ
ПРИ ДВУХ ГРАДИЕНТАХ ДАВЛЕНИЯ ......................................... 47
СТАТИСТИЧЕСКИЙ ОТЧЕТ ......................................................... 54
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
Hydrocarbon Processing
КОРОТКО О РАЗНОМ ...................................................................... 56
М. Чо дхари, Р. Шарма, П. Дарджи
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ НАГРУЗОК
НА ОПОРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕБОЙЛЕРОВ ............................... 65
С. Беделл, Л. Пертл, Дж. Гриффин
УЛУЧШЕНИЕ РАСТВОРИМОСТИ МЕРКАПТАНОВ
В АМИННЫХ УСТАНОВКАХ ........................................................ 68
Дж. Нэ л
ОТБОР ГАЗА С ВЫСОКОЙ ТЕПЛОТВОРНОЙ
СПОСОБНОСТЬЮ ИЗ НОВЫХ ИСТОЧНИКОВ ............................ 71
К. Мандал
ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ
ГАЗОФРАКЦИОНИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ ................................. 75
М. Э ономайдес, С. Мохатаб
СЖАТЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ – ЕЩЕ ОДНО РЕШЕНИЕ
ДЛЯ МОНЕТИЗАЦИИ НЕРЕНТАБЕЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ .................................................................... 78
Э. Датта, С. Син х
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЙ ПОДХОД
ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ НЕПРЕРЫВНОГО СМЕШЕНИЯ ............ 83
М. Симс, Д. Ло ренс, В. Симс, В. Райс
МНОГОСВЯЗНОЕ УПРЕЖДАЮЩЕЕ УПРАВЛЕНИЕ
БЕЗ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОГО ТЕСТИРОВАНИЯ .......................... 88
В. Нанда имар
АНАЛИТИЧЕСКИЙ МЕТОД РАСЧЕТА
КОЭФФИЦИЕНТА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО ТРЕНИЯ ....................... 93
ИННОВАЦИИ .............................................................................. 96
Подписано в печать 01.05.2007. Формат 60х90/8. Б ма а мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 12. Общий тираж 2000 э з. За . 0000
Отпечатано в ФГУП «ПИК ВИНИТИ». 140010, Россия, Люберцы, 10, О тябрьс ий пр- т, 403
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НАШИ ЧИТАТЕЛИ
OUR READERS
664075, Ир тс –75, ф.я. 3828
л. Бай альс ая, д. 249
Т./фа с: (3952) 247–206
www.ecology_group.irk.ru
E-mail: [email protected],
С Вашим ж рналом зна омы с 2000 . Он в значительной мере восполняет дефицит информации по новейшим техноло иям в райне важном се торе нашей э ономи и. Со своей стороны мы
приветств ем п бли ации материалов по безотходным техноло иям в нефтедобыче и нефтепереработ е.
С важением,
Президент Ир тс ой ородс ой общественной
ор анизации «Э оло ичес ая р ппа»,
.х.н. Нови ов Оле Ни олаевич
ПЕРЕГОНКА
ГАЗОКОНДЕНСАТА
С ВОДЯНЫМ ПАРОМ
О. Нови ов, Ир тс ий ос дарственный ниверситет
Природный газоконденсат (ГК), представляю
щий собой смесь углеводородов с различной мо
лекулярной массой (легкие, средние, тяжелые),
при определенной переработке может использо
ваться в качестве сырья для производства авто
мобильного топлива. Добыча газа сконцентриро
вана в районах Крайнего Севера, там же произ
водится и газоконденсат. Эти регионы испыты
вают острый дефицит ГСМ. Создание минипро
изводств ГСМ на месте может разрешить это про
тиворечие. Приближение предприятий нефтепе
реработки к месторождениям – экономически
целесообразно и должно обеспечить снижение
транспортных затрат.
Для внедрения новых технологий нефтепере
работки нужно учесть кроме экономических, еще
и экологические критерии.
Целью данной разработки является исследо
вание режимов получения бензина из ГК.
Водяной пар – уникальный агент, находящий
ся в форме газа и обладает уникальной совокуп
ностью свойств: не поддерживает горение, обла
дает высокой теплоемкостью, способен повы
шать селективность разделения смесей при пе
регонке [1]. Задача нашего исследования состоя
ла в использовании этих свойств для повышения
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
эффективности перегонки при получении бензи
на из ГК.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ
ЧАСТЬ
Объектом исследований в данном направле
нии в настоящей работе был взят ГК Братского
месторождения. По внешнему виду проба ГК
представляла собой жидкость желтоватого цве
та, с запахом бензина, с плотностью 0,7076–
0,7592 г/см 3 и концентрацией серы – до 0,06 %
(данные по паспорту пробы). С целью удаления
взвешенных частиц пробу предварительно очи
щали сорбцией на сорбенте ОДМ2Ф. Сорбцию
проводили в колонке, вместимостью 75 см3 (дли
на колонки 70 см., диаметр – 1,2 см.) прямото
ком, со скоростью пропускания 3,5–4,5 мл/см3
ч. Для простой перегонки использовали прибор
для простой перегонки [2]. Перегонку с паром
вели в стандартном приборе. Состав выделенных
фракций ГК определяли методом ГЖХ. Анализ
выполнен в институте химии ВСХАН на хрома
тографе Цвет500. Размер колонки 3000х3 мм.
Температура колонки 42–1600 °С. Скорость лен
ты 600 мл/ч. Объем пробы 0,1 мкл. В качест
ве стандартных образцов были взяты: пентан
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НАШИ ЧИТАТЕЛИ
(Ткип. – 36,074 °С), гексан (Ткип. – 68,742 °С), но
нан (Ткип. – 150,798 °С).
ОБСУЖДЕНИЕ
РЕЗУЛЬТАТОВ
Для дальнейшей переработки ГК был выбран
метод простой перегонки и метод перегонки с
паром, позволяющим перегонять вещества при
температуре ниже их температуры кипения. В
случае перегонки с насыщенным паром при ат
мосферном давлении эта температура будет
ниже 100 °С. При простой перегонке ГК в лабо
раторных условиях отгонка легких бензинов на
чиналась при достаточно низкой температуре
(37,5 °С) и до 67 °С отгонялось около 15 % массы
ГК, в течение 20–30 мин. С повышением темпе
ратуры до 86,5 °С в следующие 20–40 мин отго
нялось также около 15 % массы ГК. Дальнейшая
перегонка осуществлялась при подаче насыщен
ного пара и при этом отгонялось более 50 % мас
сы ГК.
При повышенном содержании серы соедине
ния последней сорбируются на ОДМ2Ф. Интер
вал температур 10–30 °С объясняется наличием
изомеров составляющих ГК. Таким образом, про
стая перегонка и перегонка ГК с насыщенным
паром позволяют получить 80 % содержащихся в
нем легких и средних бензинов Сложный состав
фракций ГК определяет сложный характер хро
матограмм с большим числом пиков, соответству
ющих различным изомерам составляющих фрак
ций. Сравнительный анализ результатов хрома
тографических исследований выделенных фрак
ций ГК и стандартных углеводородов показыва
ет, что основной составляющей фракции 1 явля
ется пентан. Основной составляющей фракций
номер 2 и номер 3 – гексан, его изомеры и пен
тан.
Хроматограмма фракции ГК, отгоняющейся
с паром, номер 4, состоит из множества пиков,
соответствующих большому числу изомеров
легких и высококипящих углеводородов с раз
личным числом атомов углерода. Однако основ
ной составляющей этой фракции явно выявля
ется нонан и его изомеры. По значениям окта
новых чисел для каждой составляющей фрак
ций рассчитаны октановые числа фракций бен
зинов. Наибольшее октановое число имеет низ
кокипящая фракция номер 1 (Ткип. 37,5–67 °С)
– 77,11, что отвечает бензину марки А72. Со
отношение углеводородов в смесях, соответ
ственно: 1–3:2:1; 2–1:3:2; 3–2:1:3. Четвертая
фракция соответствует летнему дизельному
топливу.
Насыщенный пар выполняет несколько фун
кций: как агент, понижающий температуру ки
пения и уменьшающий осмоление; как инерт
4
OUR READERS
ная среда он предотвращает попадание кисло
рода воздуха в ректификационную колонну;
обеспечивает условия для извлечения серы и
взвешенных веществ; позволяет применять
специальные каталитические матрицы (ОДМ
2Ф). Пар ускоряет перегонку углеводородов с
низкой молекулярной массой и разветвленно
го строения (именно такие структуры характер
ны для компонентов высококачественного лег
кого бензина). Масштабная проверка получен
ных закономерностей на опытной установке в
масштабе производства до 40 л/ч показала воз
можность переноса полученных данных на про
мышленные ректификационные установки.
После конденсации паров бензина и воды бен
зин и вода хорошо разделяются на флорентий
ской склянке. Отделившаяся вода применяет
ся для получения пара и находится в замкнутом
цикле. В кубовом остатке концентрируются
взвешенные вещества, окислы металлов и суль
фаты. После окончания производственного
цикла кубовый остаток обрабатывают перегре
тым паром и электрическим током, выгоняя
следы нефтепродуктов. Гидрофильный шлам
может быть использован для отсыпки насыпей,
он не содержит растворимых нефтепродуктов.
Весь миникомплекс имеет компактные разме
ры, смонтирован на двух рамах 0,6х2 м, разме
щается в 24тонном контейнере с автономны
ми системами снабжения электроэнергией, во
дой, воздухом.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Берлин А.Я. Техника лабораторных работ в органической хи
мии. – М.: Химия, 1973, с. 158–162.
2. Рачинский Ф.Ю., Рачинская М.Ф. Техника лабораторных ра
бот. – Л.: Химия, 1982, с. 284.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil, Vol. 228, №1, 2 – 2007
J. Reese, Boots&Coots International Well Control, Inc., Houston
SELECTIVE INTERVENTION VIA MATERIAL SQUEEZE SAVES PAPUA NEW GUINEA FIND
N. Adams, Neal Adams Firefighters, Inc., Houston;
M. Makvandi, National Iranian Drilling Company
CONTROLLING THE WELL 23 BLOWOUT IN IRAN’S KANGAN FIELD
R. Graf, Spectraseis Technologie AG, Zurich;
Dr. S. Schmalholz, Swiss Federal Institute of Technology, Zurich;
Dr. Y. Podladchikov, University of Oslo;
Dr. E. Saenger, Freie Universitat Berlin
PASSIVE LOW FREQUENCY SPECTRAL ANALYSIS: EXPLORING A NEW FIELD IN GEOPHYSICS
S. Robinovitz and R. Westermark, Grand Directions, Tulsa, Oklahoma
HORIZONTAL DRILLING INCREASES INJECTIVITY AND RECOVERY: AN UPDATE
L. Parent, Contributing Editor
NORTH AMERICAN GAS SUPPLY IS SUFFICIENT FOR NOW, BUT WILL IT LAST?
D. Wood, David Wood & Associates, Lincoln, UK;
S. Mokhatab, Contributing Editor, LNG, World Oil
BROADENING LNG MARKET PRESENTS OPPORTUNITIES, CHALLENGES
J. Dodson and T. Dodson, James K. Dodson Co., Grapevine, Texas;
V. Schmidt, Drilling Engineering Editor
STATIC DRILLING EFFICIENCY THREATENS THE US GULF OF MEXICO
M. Stanislawek, ENSCO Offshore Co.;
J. R. Smith, Louisiana State University
ALTERNATIVE WELL CONTROL METHODS FOR DEEPWATER DUAL DENSITY DRILLING
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
К. Абрахам, лавный реда тор WO
СОВМЕСТНЫЕ РАЗРАБОТКИ
ИРАНА, ИРАКА И КУВЕЙТА
В декабре 2006 г. официальные лица Ирака встре
тились с представителями Ирана и Кувейта, чтобы
обсудить заключение совместных контрактов на
эксплуатацию граничных месторождений нефти.
Перед встречей с министрами Ирана и Ирака, ми
нистр нефтяной промышленности Кувейта, Хусейн
альШахристани отметил, что всем представителям
желательно создать объединенную комиссию с це
лью оценки данных по некоторым месторождени
ям. В своем интервью он сказал, что после обсужде
ния представители планируют выбрать компанию
для осуществления оценки запасов.
ПРОДАЖА АКЦИЙ
КОМПАНИИ ECOPETROL
Конгресс Колумбии поручил своим официаль
ным представителям продать 20 % акций националь
ной компании Ecopetrol с целью увеличения инвес
тиций в развитие энергетического сектора страны.
Акции компании планируют продать на внутренней
фондовой бирже. Эта акция запланирована на тре
тий квартал 2007 г. Распределение акций будет осу
ществляться среди служащих компании, професси
ональных союзов, кооперативных ассоциаций, пен
сионных фондов и граждан Колумбии. В настоящее
время добыча нефти в стране составляет 530 тыс.
брл/сут.
АРГЕНТИНА ОДОБРЯЕТ
E&P ЗАКОНОПРОЕКТ
В 2006 г. в Нижней палате Конгресса Аргентины
был зачитан законопроект о передаче имуществен
ных прав на месторождения углеводородов различ
ным провинциям. В ноябре 2006 г. законопроект (под
номером 110–19) был одобрен Сенатом. Месторож
дения нефти и природного газа, расположенные в
12 морских милях (1 морская миля = 1, 806 км) от
берега в этот законопроект не включены. Эти учас
тки будут попрежнему контролироваться прави
тельством. Права собственности были переданы
провинциям Чубут, Формоса, ЛаПампа, РиоНегро,
Жужуй, Санта Крус и ТеррадельФуэго.
НАЧАЛО ДОБЫЧИ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ДАЛИА
Компании Total и Sonagol приступили к добыче
на месторождении нефти Далиа (Ангола), располо
женном на глубоководном участке 77. Открытое в
1997 г. месторождение расположено в 135 км от по
бережья Анголы в водах глубиной 1200–1500 м. По
предварительным оценкам извлекаемые запасы ме
сторождения составляют 1 млрд брл нефти. На се
годняшний день это самое крупное глубоководное
6
месторождение в мире. На месторождении Далиа
пробурена 71 скважина, из них 37 эксплуатацион
ных, 31 водонагнетательная и 4 газонагнетательных.
В настоящее время добыча на месторождении со
ставляет 240 тыс. брл/сут.
РЕКОРДНЫЙ
ОПЕРАТИВНЫЙ ПЛАН
SAUDI ARAMCO
На заседании Совета директоров Saudi Aramco,
состоявшемся 6 декабря 2006 г., был одобрен опе
ративный план компании на 2007 г., основная цель
которого повышение безопасности и надежности
всех операций. Вицепрезидент компании по E&P
разработкам С. АльСаиф охарактеризовал этот
план как «огромный вклад Saudi Aramco с точки
зрения повышения доходов Королевства и, в то же
время, эффективную реализацию огромного объе
ма работ с целью изменения условий бизнеса».
План включает в себя разработку оптимальных ус
ловий проведения буровых операций с целью осу
ществления максимальной добычи и возможного ее
увеличения в будущем. «Мы разработали самую
впечатляющую программу за всю историю суще
ствования компании. Нам остается надеяться на
наше мастерство, технологии и инновационные
решения, а также полную готовность и оптимизм
наших сотрудников», – сказал гн АльСаиф.
ОДОБРЕНИЕ ЗАКОПРОЕКТА
О РАСШИРЕНИИ
ПЛОЩАДЕЙ БУРЕНИЯ
Одним из наиболее значительных достижений
республиканцев в Конгрессе стало одобрение за
кона о расширении масштабов морского бурения
в восточной части Мексиканского залива. Однако
эта победа стала возможной лишь после того, как
было исправлено положение о налогах, которое,
по мнению законодателей, было слишком жест
ким. В результате 8 декабря 2006 г. законопроект
был одобрен; днем позже было получено одобре
ние Сената. Затем законопроект был подписан
президентом Бушем. Получив доступ к площадям
в 8,3 млн акр (1 акр = 4,046х103 м2), операторы от
расли смогут дополнительно добыть 1,26 млрд брл
нефти и 5,8 трлн фут3 природного газа. Участки,
площадью 2 млн акр, изъятые из списка в 2001 г.,
будут представлены на 181 лицензионном раунде.
В процессе внесения изменений в законопроект
республиканцы и представители в Конгрессе от
шт. Флорида пришли к соглашению относительно
создания 125мильной (1 миля = 1,609 км) буфер
ной зоны вдоль побережья. Кроме того, благодаря
этому законопроекту повысится (примерно на
37,5 %) добыча нефти и природного газа в таких
штатах как Луизиана, Техас, Миссисипи и Алаба
ма. К сожалению, разработка участков, которые
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
содержат 21 трлн фут3 природного газа, запреще
на до 2022 г., поскольку администрация штата Фло
рида беспокоится относительно возможного заг
рязнения песчаных пляжей и сокращения в связи
с этим прибыли от туризма.
ОПЕК ВНОВЬ
СОКРАЩАЕТ ДОБЫЧУ
На встрече в Нигерии, состоявшейся 14 декабря
2006 г., министры ОПЕК пришли к соглашению
вновь сократить суммарную добычу нефти на
500 тыс. брл/сут. Соглашение вступило в силу 1 фев
раля 2007 г. «У нас нет намерений «истощить» ры
нок, однако, мы должны учитывать и свои интере
сы, как поставщиков нефти», – отметил в своем
интервью президент ОПЕК Э. Даукору (который
также является министром нефтяной промышлен
ности Нигерии). Министры пришли к соглашению
отложить решение о сокращении добычи до февра
ля в связи с требованием северных государств по
дождать до окончания зимнего сезона. В октябре
2006 г. ОПЕК уже сократил суммарную добычу на
1,2 млн брл/сут, объясняя это решение ценами на
нефть. Кроме того, министр Даукору объявил о том,
что Ангола хочет вступить в организацию и станет
12м членом группы.
ПОВЫШЕНИЕ ЦЕН
НА НЕФТЬ И ГАЗ
В середине декабря 2006 г. вскоре после решения
ОПЕК о снижении добычи фьючерские цены на за
паднотехасскую нефть на ньюйоркской товарной
бирже выросли до 63 долл/брл. Цены на нефть рос
ли медленно, но стабильно. Кроме того, по сообще
ниям EIA США в этот же период почти за неделю в
связи с наступлением холодов были опустошены
хранилища природного газа вместимостью 168 млрд
фут3. Цены на природный газ сразу взлетели до
7,91 долл/тыс. фут3, однако в результате потепления
немного снизились до 7,60 долл/тыс. фут3. Несмот
ря на то, что 168 млрд фут3 природного газа было из
расходовано за столь короткий срок, хранилища
США все еще заполнены на 245 млрд фут3 больше,
чем в этот же период в 2005 г.
СЛИЯНИЕ
HYDRO И STATOIL
Совет директоров норвежской компании Hydro
пришел к соглашению с руководством компании
Statoil объединить свой нефтегазовый бизнес. Но
вая компания станет самым крупным морским опе
ратором в мире. Суммарная добыча нефти новой
компании в 2007 г. составит в среднем 1,9 млн
брл/сут, а доказанные запасы нефти – 6,3 млрд брл.
В то же время Hydro будет продолжать самостоятель
ные операции в качестве крупнейшей алюминиевой
компании. «Отрасль столкнулась с большим числом
проблем с точки зрения международных перспектив.
Решение о слиянии поможет нам их решить», – счи
тают Дж. Рейнас, глава Hydro, и Дж. Линдбэк, глава
Statoil.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
РАЗВИТИЕ ОТРАСЛИ
В ШОТЛАНДИИ
Как отметил Комитет Шотландии по промышлен
ным разработкам (Scottish Council for Development
and Industry – SCDI) высокие цены на нефть, сопро
вождаемые сокращением оборудования и персона
ла, заставили шотландских операторов уделять боль
ше внимания операциям в Северном море. Рекорд
ные доходы шотландских поставщиков оборудова
ния, достигшие в 2005 г. 11,7 млрд фунт выросли еще
на 1,6 млрд фунт. Однако впервые после 1999 г. доля
доходов от международных поставок снизилась. В
соответствии с данными Scottish Enterprise с момен
та образования SCDI в 1997 г. суммарные поставки
выросли на 150 %. Доля поставок на внутренний ры
нок увеличилась на 23,6 % или 7,9 млрд фунт.
НОВЫЙ ПРОЕКТ АБУ-ДАБИ
В течение следующих 10 лет АбуДаби планиру
ет увеличить добычу на морском месторождении Ап
пер Закум на 50 %. По данным различных источни
ков затраты на реализацию этой программы могут
составить 1,5 млрд долл. и более. Чтобы помочь
управлять новым проектом, оператор Zakum
Development CO. (28 % принадлежат ExxonMobil)
пригласила для консультаций сервисные компании.
Проектом предусмотрено увеличение добычи нефти
к 2016 г. до 750 млн брл/сут, что примерно на 500 тыс.
брл/сут больше, чем в настоящее время. Этот про
ект поможет национальной нефтяной компании
Adnoc компенсировать снижение добычи на других
месторождениях и увеличить суммарную добычу в
стране.
НОВЫЙ НЕФТЯНОЙ ЗАКОН ИРАКА
На совещании, состоявшемся в декабре 2006 г.,
министры и политические лидеры Ирака приняли
решение о доработке национального нефтяного за
кона. Официальные лица страны объявили в прес
се, что пришли к соглашению относительно распре
деления доходов от нефтяной отрасли. В соответ
ствии с новым законом доходы от операций отрас
ли будут поступать в Багдад, и распределяться по
провинциям и регионам страны в соответствии с
численностью населения. Новый закон поощряет
международное инвестирование. Однако определя
ющим фактором станет безопасность международ
ных компаний, работающих в Ираке и за его преде
лами, особенно западных, которые выполняют опе
рации повсюду, включая иракский Курдистан.
РАЗРАБОТКА
АЛЬТЕРНАТИВНЫХ
ЭНЕРГОРЕСУРСОВ В КИТАЕ
По сообщениям национальной комиссии Китая
по разработкам и реформам (National Development
and Reform Commission – NDRC) чтобы сократить
зависимость страны от импортной нефти планиру
ется вложить более 127 млн долл в разработку аль
тернативных ресурсов. В соответствии с проектом
к 2020 г. планируется произвести 30 млн т сжижен
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ного угля и 20 млн т диметил эфира. Часть назван
ной суммы будет потрачена на строительство семи
производственных комплексов.
ПЕРЕГОВОРЫ ОТНОСИТЕЛЬНО
СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДА
НА АЛЯСКЕ
В декабре 2006 г. новый глава администрации шт.
Аляска С. Палин заявила, что ведет переговоры с
нефтяными компаниями относительно проекта
строительства трубопровода на Аляске. Она отмети
ла, что представители компаний Shell и Chevron про
явили редкий энтузиазм. «Они были сильно взвол
нованы, когда им предложили выступить», – сказа
ла С. Палин в своем интервью. С учетом того, что
администрация Аляски в настоящее время занима
ется поисками операторов для разработки своих
мелководных запасов газа, а остальные штаты нуж
даются в нем, подобный проект является беспроиг
рышным. Предшественник С. Палин, Ф. Мурковс
ки пытался добиться от законодателей положитель
ного решения относительно реализации проекта
стоимостью 4,5–6 млрд долл, но он был забракован
как слишком привлекательный для разработчиков
– компаний ExxonMobil, BP и ConocoPhillips. Гжа
Палин значительно расширила список претенден
тов.
TOTAL ОБЕЩАЕТ СОКРАТИТЬ ЧИСЛО
ГАЗОВЫХ ФАКЕЛОВ
После принятия решения и проведения полити
ки исключения газовых факелов в проектах, реали
зующихся с 2000 г., французская компания Total за
явила о 50процентном сокращении к 2012 г. числен
ности факелов на управляемых ею мощностях.
В 2001 г. Total приняла обязательство о снижении
выбросов в атмосферу парниковых газов. В 2005 г.
доля парниковых газов, выбрасываемых в атмосфе
ру газовыми факелами, составила 23 %. Однако, не
смотря на увеличение Total добычи за период 1998–
2005 гг., число газовых факелов на управляемых ею
мощностях сократилось на 40 %.
НОВОСТИ РАЗВЕДКИ
П. Фишер, реда тор
на несколько, которые обтекают возможные прегра
ды. В любом случае ширина потока настолько мала,
что потребовалось большое разрешение, поэтому на
ВОДНЫЕ ПОТОКИ НА МАРСЕ
фотографии видны включения. Поскольку вещество
Вы, может быть, слышали последнюю новость, что
течет и затем разбивается на несколько потоков, мож
на Марсе обнаружены признаки водных потоков
но сделать вывод, что скорость течения достаточно
(рис. 1). Однако многие источники подготовили сооб
небольшая. По этой причине поток не может преодо
щения об этой сенсационной новости не очень добро
леть некоторые преграды.
совестно и забыли упомянуть, что эти признаки на
Новые овраги не были найдены ни в регионах с
Марсе появились не так давно, всего какихто семь лет.
крутыми склонами, ни в регионах с темными скло
На поясе вокруг планеты в южных средних ши
нами. Похоже, что водные потоки
ротах обнаружены явные признаки
текут прямо из склона кратера.
водных потоков, (овраги и размы
Наиболее правдоподобной гипоте
вы), но точно определить время их
зой является предположение, что
появления невозможно. На фото
эта жидкость образуется в резуль
графии Марса, полученной при по
тате таяния подземных льдов. В на
мощи камеры, находящейся на ор
стоящее время при помощи орби
битальной станции, четко видно,
тальных радарных систем, таких
что на склонах двух безымянных
как Mars Express и Mars Shallow
кратеров в секторах Терра Сиренум
Subsurface ведутся исследования
и Центаури Монтес недавно появи
этих потоков, которые могут ока
лись светлые включения, в форме
заться поземными водами.
оврагов. Изучение фотографий по
На фотографиях четко видны
казало, что один из этих оврагов по
твердые включения в водном пото
явился в промежуток 30 августа
ке, возможно, пыль, которые выгля
1999 г. – 21 февраля 2004 г.
дят как темные прожилки, и отли
Исследование характеристик но
чаются по характеру и местополо
вых включений показало непрерыв
жению. Делая вывод, что эти пото
ное перемещение в этих оврагах
ки могут оказаться водой, ученые
жидкости, которую можно назвать
были очень осторожны, поскольку
водой. Эта жидкость аналогично
Рис. 1. Новые овра и на с лоне мароткрытие водных потоков на Мар
воде при перемещении вдоль овра
сианс о о ратера в се торе Терра
се достаточно впечатляющее. Вода
гов увлекает с собой мелкие осадоч
Сирен м. Фото предоставлено NASA/
означает возможность жизни и об
ные отложения. По достижении дна
JPL/Malin Space Science Systems
разование колоний людей в буду
кратера единый поток разбивается
8
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
щем, поскольку из нее можно получить кислород и
водород. Однако в действительности эти водные по
токи могут быть непригодными для жизни.
БУРНОЕ РАЗВИТИЕ
КЕМБРИЙСКОГО ПЕРИОДА
После эволюции, на протяжении трех миллиар
дов лет, одноклеточных вдруг появились многокле
точные организмы. Это явление названо кембрийс
ким бурным развитием. Эта гипотеза (выдвинутая
Дж. Норсоллом в 1959 г.) основана на предположе
нии, что причиной такого развития стало повыше
ние концентрации кислорода в атмосфере, но это не
очевидно.
«Наличие кислорода в атмосфере Земли являет
ся наилучшим показателем жизни, – считает
Дж. Гротзингер, профессор геологии и специалист
по геологии осадочных пород в калифорнийском
Технологическом институте. – Но он не всегда яв
ляется причиной возникновения жизни. Кислород
на Земле начал образовываться примерно два с по
ловиной миллиарда лет назад, и этот процесс проис
ходил поэтапно». Проф. Гротзингер является соав
тором статьи на тему последнего скачкообразного
увеличения концентрации кислорода в атмосфере
Земли. Эта статья была опубликована 7 декабря 2006
г. в Nature.
На нефтяных месторождениях в Омане геологи
обнаружили, что незадолго до кембрийского разви
тия произошло внезапное изменение насыщеннос
ти кислородом мирового океана. Статью об этом ис
следовании написали Д. Файк и один из студентов
проф. Гротзингера. Изучая и анализируя образцы и
отбуренную породу, взятую с месторождения на глу
бине 3048 м, они сделали важное открытие. Анали
зируя изотопы углерода и серы, ученые пришли к
выводу, что 550 млн лет назад, незадолго до кембрий
ского бурного развития мировой океан был менее
насыщен кислородом, а на глубине был бескислород
ным, т.е. по характеристикам был похож на совре
менное Черное море.
Что самое удивительное над этой проблемой од
новременно работало несколько групп ученых, ко
торые использовали различные методы исследова
ний, но пришли к одному и тому же выводу. Инфор
мация об этих исследованиях представлена в выпус
ках Science.
Г. Нарбонн и группа ученых из королевского уни
верситета Кингстона (Канада) в 2002 г. открыли, что
первые живые организмы на Земле появились бо
лее 575 млн лет назад на побережье Ньюфаундлен
да.
До этого большая часть планеты была покрыта
толстым слоем льда. Более точной и подробной ин
формации пока не получено. В докембрийский про
межуток на Земле было, по крайней мере, три лед
никовых периода. Ученые предполагают, что на
Ньюфаундленде произошло таяние льдов, в мировой
океан попали микроорганизмы, что стало причиной
размножения фотосинтетических одноклеточных
организмов и повлияло на изменение насыщеннос
ти мирового океана кислородом. В Science опубли
кована статья, в которой представлена информация
о том, что геохимический анализ проб, особенно же
леза, взятого со дна океана, показал, что примерно
600 млн лет назад на дне океана почти не было кис
лорода, его концентрация составляла примерно
15 % от современного уровня. Мелководная фауна
начала активно размножаться спустя 5 млн лет, пос
ле насыщения океана кислородом.
Оба этих исследования согласуются друг с дру
гом. В процессе этих исследований впервые были
получены важные доказательства того, что повыше
ние насыщенности кислородом ми
рового океана повлияло на развитие
более сложных форм жизни.
Связаться с П. Фишером можно по адресу:
[email protected]
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
Л. С иннер, реда тор- онс льтант
КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
По описанию Джона Уэйна этот процесс состоит
«из бешеного бега до трапа частного самолета, дос
тавляющего вас в какуюнибудь пустыню, где уже
находятся бульдозеры, краны и оборудование, а так
же сотни сварщиков, рабочих и журналистов». На
наладку оборудования бригада тратит час или два,
затем тушат сильный пожар при помощи взрыва не
скольких фунтов динамита и все это делается с пер
вой попытки. Затем, после того, как замолкают ап
лодисменты, кран опускает клапанную сборку на за
мечательно чистый устьевый фланец и Джон со сво
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
ими ребятами прикручивает ее болтами за рекорд
но короткое время, пока черная вода льется им на
шлемы.
Дорогие друзья, это описание будней передвиж
ной группы неправдоподобно. В состав этой группы
входят и пожарники, и специалисты по ликвидации
выбросов и для того, чтобы выполнить свою работу
они все еще используют взрывы. Многие из них яв
ляются очень хорошими специалистами, а их рабо
та связана с очень большим риском. Когда происхо
дит выброс, это означает, что давление упало, и
обычный способ сдерживания потока из скважины
не помогает. На месторождении начинается пожар.
В этом случае, чтобы восстановить контроль над
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
скважиной, необходимо привлечь высококвалифи
цированных специалистов. Их работа связана с хи
мически активными веществами, продукт, выбрасы
ваемый из скважины, сам по себе является химичес
ким веществом, вредным для человека, поэтому оп
лата труда соответствует риску и вредности, т.е. до
статочно высокая.
Контроль над скважиной чрезвычайно важен.
Это мастерство, которое стало повседневной прак
тикой на большинстве скважин мира. В каждом слу
чае требуется определенная плотность бурового ра
створа, качественная очистка ствола скважины, мед
ленная скорость спуска, неоднократное тестирова
ние и управление оборудованием для ликвидации
выброса (blowout prevention equipment – BOPE),
обученная бригада и многое другое. Первичная и
вторичная добыча, а также средства для поддержа
ния необходимого давления (столб бурового раство
ра в скважине и ВОРЕ) должны постоянно контро
лироваться, чтобы предотвратить выброс.
Всем тем специалистам, которые выполняют опе
рации по контролю за скважиной на буровых уста
новках мира следует аплодировать как героям, по
скольку они прилагают максимальные усилия, что
бы предотвратить выброс. Постоянный контроль над
скважиной в настоящее время является общеприня
той нормой, поэтому приходится сотрудничать с це
лой армией буровиковпрофессионалов.
Подумайте, что может произойти, если они бу
дут не в состоянии сохранить контроль над скважи
ной? Там просто не достаточно людей и спецодеж
ды, чтобы справиться с пожаром, который начнется
после выброса. Кувейт, пережив такую аварию в
1990 г., может рассказать нам о ней.
Скважины не всегда эксплуатируются без про
блем. Что происходит, когда возникают непредви
денные ситуации, такие как потеря циркуляции, по
глощение бурового раствора и другие? И если кто
то на буровой когдалибо имел дело с выбросом, осо
бенно сильным выбросом газа, он понимает, что вос
становить контроль над скважиной будет не так лег
ко, как кажется на первый взгляд. Многие бурови
ки прошли школу контроля над скважиной, не так
ли? При идеальных условиях для предотвращения
выброса следует поддерживать постоянное забой
ное давление. К сожалению, идеальные условия не
всегда возможно поддерживать.
С тех пор как в 1978 г. были разработаны техноло
гии предотвращения выброса, ведутся споры, какие
из них следует использовать для его ликвидации. Не
которые из моих друзей работают над проблемами
контроля состояния скважины. Недавно один из них
отметил, что в настоящее время мы бурим все более
глубокие скважины при более высоких температурах
на пласты с высокой концентрацией токсичных га
зов и по этой причине задачи контроля состояния
скважины становятся все более сложными. Неслож
но будет предотвратить незначительный выброс в не
глубокой скважине. И любое, даже самое незначи
тельное несоответствие характеристик в глубокой
скважине с высокими температурами и давлением
может привести к серьезным последствиям. Для того,
чтобы можно было определить состояние скважины
и предотвратить выброс необходимо качественное
современное оборудование и методы. Мы будем уве
рены в надежности операций, если сможем быстро
определить любые отклонения характеристик.
Когда эти технологии и методы будут разработа
ны, можно будет сказать о настоящем прорыве в об
ласти контроля этих «монстров», называющихся
скважинами. Я думаю, что после этого вам не при
дется беспокоиться о своих головах и глазах. Будьте
здоровы!
Л. Скиннер, консультант в области нефтехи
мии. Л. Скиннер окончил техасский техни
ческий университет; стаж его работы в отрас
ли составляет 32 года. Мр Скиннер имеет
богатый опыт работы в области бурения и
контроля над скважиной. Он сотрудничал
как с независимыми операторами, так и с
крупными компаниями, осуществляющими
операции по контролю над скважиной.
[email protected]
НОВОСТИ ДОБЫЧИ
В. Шмидт, на чный реда тор, WO
ХОРОШИЙ АНАЛОГ
Чтобы упростить добычу тяжелой нефти ее не
обходимо нагревать. В настоящее время опробуют
ся и вскоре будут внедрены две новые технологии
добычи этого сложного нефтяного ресурса.
Перед добычей необходимо снизить вязкость тя
желой нефти. До сих пор при добыче вязкость не
фти снижалась нагреванием, за счет горячего пара.
Обычная практика включает в себя получение пара
на специальной установке и затем его нагнетание в
скважину через отдельный нагнетательный трубо
провод.
10
В настоящее время эта технология признана не
достаточно эффективной, поскольку пар, подавае
мый на месторождение, имеет неодинаковую тем
пературу. Это объясняется различными расстояни
ями при транспортировке пара, профилем местнос
ти и глубиной скважины. Все эти факторы способ
ствуют снижению добычи, которая могла бы быть
значительно больше.
Во многих регионах для получения пара запреще
но сжигать природный газ или какоелибо другое
топливо. Разрешение на размещение установки для
получения пара получить также достаточно сложно.
Одной из причин всех этих проблем и запретов яв
ляется беспокойство относительно повышения кон
центрации в атмосфере CO2. Поэтому размещение
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Обе системы производят большое количе
ство теплоты, которое необходимо для эффек
тивного осуществления процесса. При этом
экономятся энергоресурсы и значительно по
вышается эффективность. Кроме того, пар по
ступает напрямую в пласт. Потери по темпе
ратуре равны нулю, поскольку пар не транс
портируется с установки по трубопроводу и
нагнетательной линии. Кроме того, экономят
ся затраты на строительство установки, про
кладки нагнетательного трубопровода, энер
горесурсы и т.д.
Одним из наиболее замечательных пре
имуществ этих систем является их полная бе
зопасность для окружающей среды. Исполь
зование этих систем полностью исключает
эмиссию CO2 и других газов.
Создание этих систем позволило открыть
новые горизонты в разработке ресурсов тяже
лой нефти в сложных условиях, особенно в
Рис. 2. Catalytic Combustor Steam Generator омпании Precision
глубоких скважинах, подводных условиях и
Combusting Inc. (слева) и Electric Downhole Steam Generator – EDSG
арктических регионах, где низкие температу
омпании Meshekow Oil Recovery Corp. (справа)
ры на поверхности значительно ограничива
ют возможности операторов. Технология по
установки для сжигания углеводородов находится
лучения пара в условиях забоя открыла большие воз
под особым надзором регулятивных органов. Кро
можности для бурения и разработки глубокозалега
ме того, перед получением разрешения на размеще
ющих ресурсов, кроме того, в будущем планирует
ние такой установки проводятся длительные скру
ся дальнейшее усовершенствование этих техноло
пулезные исследования, как состояния окружаю
гий.
щей среды, так и характеристик оборудования.
Обе эти технологии в настоящее время проходят
По этой причине специалистами отрасли разра
финальные испытания перед внедрением их в мас
батывается оборудование для производства пара не
штабное производство. Будут ли эти технологии до
посредственно в скважине и нагнетания его в пласт.
статочно эффективными при разработке огромных
По моему мнению, две технологии заслуживают осо
запасов тяжелой нефти Венесуэлы, США и Канады
бенно пристального внимания, хотя я не присутство
мы увидим в будущем.
вал при испытаниях и не располагаю более подроб
ной информацией, как эти приборы работают в
ПЕРВАЯ СИСТЕМА FPSO
скважине. Это системы Catalytic Combustor Steam
В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ
Generator компании Precision Combusting Inc. и
MMS одобрила предложенный компанией Petro
Electric Downhole Steam Generator – EDSG компа
bras план разработки месторождений Каскад и Чи
нии Meshekow Oil Recovery Corp. (рис. 2) они разме
нук. Для разработки этих месторождений, располо
щаются в забое скважины с целью более тесного
женных в Мексиканском заливе на глубине 2500 м,
контакта с пластом.
планируется использовать FPSO.
Компания Precision Combusting Inc. модернизи
Для заякоривания торпедными сваями на FPSO
ровала собственную технологию, для того чтобы
будут использоваться полиэстеровые канаты. Добы
можно было получать пар в условиях забоя скважи
тая нефть будет поступать на FPSO и транспортиро
ны и нагнетать его в пласт. В этой системе использу
ваться на берег более легкими судами. Газ будет
ются воздух, метан (или другой углеводородный газ)
транспортироваться по трубопроводу. Подобная
и вода. Эти элементы реагируют в системе, образуя
технология используется в Мексиканском заливе
поток пара, CO2 и NOx, которые затем нагнетаются
впервые.
в пласт. Пар и продукты нагревания, растворяясь в
На первом этапе реализации проекта будут про
сырой нефти, снижают ее вязкость. Менее вязкий
бурены три скважины: одна на месторождении Чи
продукт свободно транспортируется по эксплуата
нук и две на месторождении Каскад.
ционному трубопроводу.
Добыча начнется в 2009 г.
Технология EDSG отличается от системы Catalytic
Combustor Steam Generator. Для работы этой систе
Связаться с В. Шмидтом можно по адресу:
мы необходимо два компонента: вода и электриче
[email protected]
ство. В этой системе используются углеродные элек
троды для образования плазменной дуги. После пре
вращения воды в пар благодаря давлению и высо
Перевел Д. Баранаев
кой температуре этот пар выталкивается в пласт.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОТРАСЛЕВЫЕ НОВОСТИ В МИРЕ
Д. М р, реда тор- онс льтант, Ю о-Восточная
Азия
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ПРОБЛЕМА ЯПОНИИ:
НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЬ ОТНОШЕНИЙ
С КИТАЕМ И ИНДОНЕЗИЕЙ
В декабре 2006 г. парламент Японии проголосо
вал за повышение статуса Управления обороны
Японии до уровня министерства. Начиная с 9 янва
ря 2007 г., Управление в статусе Министерства обо
роны имеет больше влияния, свидетельствуя тем са
мым о возросшей значимости обороны – спорная
акция в отношении стран, которые все еще негоду
ют по поводу роли Токио во Второй мировой вой
не. К числу причин, приведших Японию к приня
тию такого решения, относят агрессивную ритори
ку и испытания ракет Северной Кореей и участие
Японии в возглавляемой США войне с терроризмом
и войне в Ираке. Еще одной причиной являются
трения с Китаем относительно залежей газа в ре
гионе.
Япония и Китай ведут спор относительно остро
вов ВосточноКитайского моря, расположенных не
далеко от месторождения, запасы газа которого по
данным изысканий, проведенных Японией в 1999 г.,
составляют якобы 200 млрд м3. Япония называет эти
острова Сенкаку. Китай же именует их Дяою. Ост
рова находятся в 200 милях (1 миля = 1609 м) к запа
дуюгозападу от о. Окинава и в 120 милях к северо
северовостоку от о. Тайвань. Спор по поводу ост
ровов начался еще в 1969г., когда ООН сообщила о
наличии там газовых месторождений.
ЮРИДИЧЕСКИЙ СТАТУС
ОСТРОВОВ
Япония утверждает, что Китай уступил ей остро
ва после войны 1895 г. Китай не опротестовал эту
сделку после поражения Японии во Второй мировой
войне. Дело осложняется тем, что 200мильные осо
бые экономические зоны как Японии, так и Китая
частично перекрываются в спорном районе, но меж
ду двумя соперничающими странами существует
международно признанная демаркационная линия.
Спор побудил Народноосвободительную армию
и ВМФ Китая совершить десятки рейдов в воды, ок
ружающие острова Сенкаку/Дяою, что вызвало раз
дражение у Токио. Х. Масаке, старший член поли
тического комитета Японского форума по междуна
родным отношениям, заявил: «Несомненно, что га
зовый спор в ВосточноКитайском море потенциаль
но является самым опасным с точки зрения безопас
ности Японии и может даже привести к военной
конфронтации». Поэтому «в 2006 финансовом году
японское правительство выделило 8,2 млрд йен на
повышение боеготовности и расширение возмож
ностей для борьбы с подводными лодками и воору
женными судамишпионами в морях вблизи Япо
нии», – сказал гн Масаке. Повышение статуса Уп
равления обороны Японии до уровня министерства
12
показывает, что Япония серьезно воспринимает та
кие угрозы.
Япония и Китай пытались решить спор путем
переговоров в 2005 г., но безрезультатно. В марте
2006 г. Япония также обвинила Китай в том, что тот
уже ведет добычу газа, утверждая, что это противо
речит духу ведущихся в ООН переговоров по морс
кому праву.
СОВРЕМЕННОЕ
СОСТОЯНИЕ
ВЕДУЩИХСЯ РАБОТ
Китайская компания CNOOC в 2003 г. начала бу
рение в районе, который известен как месторожде
ние Чунцзяо в Китае и Ширакаба в Японии, и, зая
вив, что месторождение вступило в разработку в
январе 2006 г., Токио опасается, что Пекин вырабо
тает месторождение прежде, чем у Японии появит
ся возможность самой разрабатывать его. Китай счи
тает, что месторождение содержит 1,6 трлн фут3 газа.
Оно является частью желоба Цзиху, большая часть
которого находится в китайских территориальных
водах и включает месторождения Тянвайтян, Канц
зю, Дуанкяо и Пэнху.
Япония выступает в роли догоняющего в вопро
сах разработки месторождения Ширакаба. В июне
2005 г. Токио предоставил компании Teikoku Oil Co.
права на бурение в этом районе, но выполнение ра
бот проходит с отставанием. Президент компании
М. Сугиока считает, что «за последние несколько
десятков лет ресурсы сосредоточены на расширение
масштабов бизнеса в области разработки собствен
ного природного газа».
И как это бывает с большим бизнесом в Японии,
цели компании увязываются с курсом правитель
ства. Это совпадает с «Новой национальной энерге
тической политикой» Токио, опубликованной в мае
2006 г. Программа провозглашает, что ввиду напря
женной ситуации со спросом и поставками, неста
бильностью странпоставщиков и возрастанием го
сударственного контроля над запасами во всем мире
доступ Японии к нефти и газу находится под угро
зой. Поэтому страна принимает такие решения, как
сохранение собственных национальных запасов,
использование альтернативных топлив и диверси
фикация доступа к нефти и газу.
«Новая национальная энергетическая политика»
направлена на стабилизацию Японией своих источ
ников газа, создание запасов в целях национальной
безопасности. Это является еще одним импульсом
для разработки месторождений в районе островов
Сенкаку/Дяою. В документе также говорится, что
Китай «занимает агрессивную позицию по обеспе
чению своих прав и интересов в других странах и за
последние пять лет потратил на проекты добычи в
30 странах более 12,5 млрд долл.».
ПРОБЛЕМЫ
С ИНДОНЕЗИЕЙ
В дополнение к этим разочарованиям, к 2010 г.
Японии грозит потеря Индонезии в качестве круп
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
нейшего поставщика газа. Индонезия обеспечива
ет 25 % всех поставок газа, но планирует сократить
их наполовину, чтобы удовлетворить свои соб
ственные растущие потребности. К счастью, Япо
ния нашла другого поставщика в Катаре, который
к 2010 г. может вдвое увеличить продажу газа ост
ровной нации.
Политическая неразбериха и проблемы с выпол
нением контрактов в Индонезии привели к сокра
щению иностранных инвестиций в нефть и газ. Это
привело к снижению общей добычи. Япония стала
жертвой этих проблем, а хорошо известные непри
ятности компаний Exxon Mobil и Pertamina, связан
ные с месторождением нефти Кепу и газовым мес
торождением Dальфа в море Натуна, являются ха
рактерным примером.
Кроме того, компания Pertamina испытывает
трудности в связи с банкротством. Невзирая на это,
ввиду высокой себестоимости добычи на месторож
дении Dальфа обе компании заключили необычное
соглашение о разделе продукции, которое обеспе
чило им 100 % прибыли от проекта, оставив прави
тельство ни с чем. Говорят, что сейчас Джакарта
пытается пересмотреть эти условия, изза чего ино
странные инвестиции сократятся.
Чтобы успокоить инвесторов, Министерство фи
нансов Индонезии 19 ноября 2006 г. объявило о по
литике необложения налогом товаров, ввозимых в
КОММЕНТАРИИ РЕДАКТОРА
П. Фишер, реда тор
ВЫСОКИЕ ЦЕНЫ НА НЕФТЬ –
КТО ВИНОВАТ?
Ведущая токшоу на радио представила меня в ка
честве эксперта по ценам на нефть. Не считая того,
что это не соответствовало действительности, такое
обращение задело мое принципиальное убеждение
в том, что в большинстве случаев экспертов вообще
не существует, а уж тем более в области прогноза
цен на нефть.
Поэтому, когда она спросила меня, кто виноват в
таких высоких ценах на нефть, я ответил, что это до
статочно сложный вопрос.
Мудрый человек не стал бы более углубляться в
тему, поэтому я продолжу.
Благодаря своей широкой информированности
через популярную прессу, Интернет, и, иногда вы
полняя роль эксперта, я сформулировал ряд обосно
ванных предположений относительно того, что вли
яет на повышение цен. К тому же, в конце июня
2006 г. постоянным подкомитетом Сената по рассле
дованиям был опубликован доклад (S. Ptr. 109–65),
который пресса фактически проиграла. Доклад, со
ставленный под председательством республиканца
от шт. Миннесота Н. Коулманом, необыкновенно
резок.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
страну для реализации проектов по поиску и развед
ке запасов на период до 15 июня 2007 г. Однако про
екты должны осуществляться совместно с компани
ями Pertamina и BP Migas, которые являются регу
ляторами рынка нефти и газа в Индонезии. Эта нор
ма налогообложения имеет обратную силу с 16 июня
2006 г. Чтобы улучшить отношения с Токио, министр
энергетики и минеральных ресурсов Индонезии П.
Юсгианторо заявил 5 декабря 2006 г., что стороны
подписали контракт на поставку японской компании
Tohoku Electric Power сжиженного природного газа
на сумму 1 млрд долл.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. http://www.globalsecurity.org/military/world/war/senkaku.htm.
2. «New National Energy Policy», Japanese Government, 2, 4, 7, 8,
15, 12, 31, May, 2006.
3. Ibid.
4. «New National Energy Policy», Japanese Government, 2–8, 9, 26,
May, 2006.
5. http://www.usembassyjakarta.org/econ/investment2.html.
Дж. Мур является консультантом WO в Арлингтоне (Виргиния).
Также Дж. Мур – автор книги «Spies for Nimitz». Он также на
писал ряд статей по энергетике, природным ресурсам в Азии для
таких издательских групп как World refining, Asia Times, AsiaInc
и Jane. editovia/@worldoil.com.
Первым в списке причинных факторов находит
ся бывший президент Б. Клинтон и 106 Конгресс
США. В декабре 2000 г. «по подсказке компании
Enron и других крупных энергетических трейдеров»
в качестве одного из последних их деяний в Закон
об изменении срочных биржевых сделок
(Commodities Futures Modernization Act) было вне
сено одно незначительное изменение. Это измене
ние фактически означало, что крупные нефтяные и
газовые трейдеры могли торговать американскими
энергоносителями на неконтролируемых внебирже
вых электронных площадках без всякой регистра
ции или надзора за этими операциями. Ранее эти
функции осуществляла Комиссия по срочным бир
жевым сделкам (Commodities Futures Trading
Commission – CFTC). Отчеты по торговым опера
циям, наряду с информацией о ценах и объемах,
когдато составляли основу возможностей CFTC по
выявлению «концентрированных и координирован
ных позиций, которые могли быть использованы для
возможной манипуляции рынком»
Вторая причина возникла в начале 2006г. Меж
континентальная биржа (Intercontinental Exchange
– ICE) начала предоставлять трейдерам возмож
ность использовать свои терминалы в США для тор
говли фьючерсными контрактами на энергоносите
ли, производимые и поставляемые в США, на своей
фьючерсной бирже в Лондоне. Такие сделки также
обходили некоторые требования CFTC относитель
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
но отчетности. Ни много, ни мало, а третья часть всех
фьючерсов на сырую нефть США в настоящее вре
мя проходит через ICE.
Итак, означает ли это, что рынком определенно
манипулируют? Существует старая деревенская
поговорка – если ты не знаешь, просто скажи об
этом. И я не знаю. Но если предыдущий опыт сви
детельствует о чемто, было бы глупо с нашей сто
роны полагаться на добрые и честные намерения,
по крайней мере, некоторых из тех, кто является
не более чем профессиональными игроками на
бирже.
Третьим фактором является объем. Рынки стре
мятся создавать продукты замещения – и всегда
быстро. Эти продукты могут быть «похожи» на
фьючерсы, или же являться фондами (ценными бу
магами) или чемто подобным. Нефтяные контрак
ты обычно продаются в пакетах по 1000 баррелей,
традиционно делая их игрой для корпораций. По
средством продуктов замещения «семейные пред
приниматели» и даже школьные учителя спекули
руют на фьючерсных рынках через фондовых уп
равляющих. Все это приводит к росту объемов фью
черсов.
У трейдеров существует старая поговорка –
объем (обычно) предшествует цене. Это и проис
ходит. С января 2003 г. объем американских нефтя
ных фьючерсных контрактов уже вырос почти в
три раза. Большей частью это спекулятивные день
ги. Хотя другая поговорка о том, что объем обеспе
чивает ликвидность рынков, тоже верна, она име
ет предел. Повидимому, никто точно не знает, ка
кие объемы нефти продаются в действительности,
но несомненно, что когда объем спекулятивной
«бумаги» составляет свыше 90 % всех сделок, мы
не в состоянии обеспечить ликвидность и находим
ся внутри фиктивной, спекулятивной и разрушаю
щей рынок сферы – то, что комиссия CFTC обяза
на помочь предотвратить. Это касается самой сути
того, как должны функционировать рынки и что
обязаны делать такие контролирующие организа
ции как CFTC.
Можно ожидать, что если тот, кто добывает
нефть, желает продать ее тому, кто ее использует,
то цена, которой они достигнут, будет обоснованной.
Но если мы достигаем той точки, когда почти все
сделки проводятся между людьми, которые не име
ют желания, не говоря уже о возможности, добывать
или использовать нефть, обоснованность цены име
ет совсем другой подтекст. Естественно, что рынок,
который, в крайнем случае, существует почти ис
ключительно в целях «обеспечения ликвидности»,
является на самом деле странным рынком. В одном
из отчетов сообщается, что в настоящее время трей
деры зарабатывают в пять раз больше, чем в 2000 г.
А Центр за чуткую политику утверждает, что за
последние пять лет крупные фирмы с УоллСтрита
передали политикам 300 млн долл.
Доклад Сената установил, что цена барреля не
фти 20–25 долл была вызвана спекулятивными ма
хинациями. Стоит обратить внимание, что в послед
14
ние годы почти все фьючерсные рынки, а не только
нефтяные, испытали огромный рост объема. Пови
димому, никто точно не знает, почему это произош
ло, но частично изза либерализации рынков, осо
бенно в США. По оценкам одного знающего эконо
миста инвестиции в фонды товарных индексов вы
росли с 15 млн долл. в 2003г. до 80 млн долл. в насто
ящее время
Четвертой стороной загадки, которая, по моему
мнению, заслуживает внимания, является то, что вы
сокие цены на нефть частично связаны со слабос
тью доллара по отношению почти ко всем другим ва
лютам. Начать с того, что быстрый рост объемов
фьючерсов совпадает с периодом слабости доллара.
И не забывайте очевидного: цена на нефть в других
валютах почти не выросла так значительно, как цена
в долларах. В 2001 г. баррель нефти стоил 28 долл.
или 32 евро ($1 = 0,88„). Сегодня баррель нефти сто
ит 60 долл. или всего 45 евро ($1 = 1,33„). Это означа
ет рост на 41 % в евро и на 114 % в долларах. А сделки
по нефти проводятся в долларах.
Предыдущие индикаторы спроса и предложения
не работают. Прежде, когда уровни товарных запа
сов газа или нефти были высоки, цены падали, и на
оборот. За прошедшие два года товарные запасы не
фти и газа выросли, причем в странах Организации
экономического сотрудничества и развития они
близки к самым высоким за последние 20 лет. То
варные запасы нефти в США не были так высоки с
мая 1998 г. Некоторые из нас помнят май 1988 г. –
начало самого крутого и глубоко спада в истории
нефтяной промышленности.
Вопреки всем сообщениям в прессе о резком по
вышении спроса на нефть в Китае в 2004г., высокие
цены погасили мировой спрос до традиционно зау
рядного его повышения. Бывший председатель Со
вета директоров компании ExxonMobil Л. Реймонд
и глава компании BP Дж. Браун прямо сказали, что
основные показатели спроса и предложения не яв
ляются двигателями цен. И наконец, Международ
ное энергетическое агентство прогнозирует, что
нынешнее превышение предложения в размере
1,5–2 млн брл/сут вырастет в течение трех лет до
3–5 млн брл/сут.
Пятым фактором является то, что я называю «эф
фектом Мэтта». Нельзя продавать так много книг о
падении добычи в Саудовской Аравии, произносить
столько речей, широко цитироваться в прессе, и не
иметь никакого воздействия. И действительно, М. Симмонс упоминается в докладе Сената. Если же
цены на нефть начнут падать …тогда, может быть,
ему придется написать еще одну книгу.
Связаться с П. Фишером можно по адресу:
[email protected]
Перевел С. Соро ин
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СЕЛЕКТИВНАЯ ИЗОЛЯЦИЯ ПЛАСТОВ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ВЫБРОСА
ИЗ РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ
Дж. Рис, фирма Boots and Coots International Well Control, Inc., Хьюстон, США
Компания InterOil – независимый оператор в Па
пуаНовой Гвинее – при ликвидации открытого фон
тана и пожара на разведочной скважине Elk 1 ST № 1
с боковым стволом столкнулась с необходимостью
преодоления ряда проблем. По результатам ранее про
веденных геофизических исследований точку бурения
выбрали в таком удаленном и труднодоступном райо
не, к которому не было подъездных дорог, поэтому
персонал, оборудование и материалы для проведения
бурения и других работ доставляли вертолетом. В свя
зи с этим масса доставляемого оборудования ограни
чивалась грузоподъемностью вертолетов. Следует так
же отметить, что неблагоприятные погодные условия
часто срывали заранее составленный график работ.
В процессе проходки трещиноватого известняка
произошли осложнения, связанные, в частности, с за
купоркой долота, необходимостью проведения ловиль
ных работ в призабойной зоне и сильными поглоще
ниями бурового раствора, что потребовало мобилиза
ции персонала, химически активных материалов (для
ликвидации поглощений) и оборудования. Ниже пред
ставлено описание операций по ликвидации осложне
ний с учетом их влияния на окружающую среду, труд
ностей доставки оборудования и материалов, ограни
чений в применении оборудования и т.д.
СЛОЖНОСТИ В ДОСТАВКЕ
ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ
Отсутствие дорожной сети в джунглях ПапуаНо
вой Гвинеи привело к тому, что в качестве альтерна
тивы в этой стране построено более 530 взлетнопоса
дочных полос и вертолетных площадок. Точка буре
ния описываемой скважины на юговостоке страны
расположена в весьма дождливом районе джунглей в
низменной части побережья. Вначале площадку для
проведения работ расчистили местные жители, после
чего на вертолете были доставлены геофизические
бригады.
Учитывая трудности доставки материалов к месту
проведения работ, часто предпочтение отдавалось ис
пользованию местных материалов. Для начальной под
готовки буровой площадки на тяжелом вертолете были
доставлены бульдозеры и распиловочные станки, пос
ле чего близлежащие деревья были срезаны и пошли
на подготовку пиломатериалов, используемых в даль
нейшем при обустройстве площадки. Небольшие де
ревья использовали для строительства помещений,
лестниц и лестничных перил, стропил крыш и т.д. Для
технических нужд отбирали воду из близлежащих
ручьев, в качестве питьевой использовали ту же воду,
но после соответствующей обработки.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Доставка людей, оборудования и материалов. Вре
менный лагерь, построенный ранее, отстоял пример
но в 12 км от берега близ протекающей реки, исполь
зуемой для доставки баржей узлов буровой установ
ки, топлива, бурильных труб, превенторов, материа
лов для буровых растворов и других тяжелых грузов
(рис. 1). Персонал, приглашенный из различных стран,
доставляли самолетом из столицы страны ПортМор
сби к взлетнопосадочной полосе Уобо, расположен
ной в 10 км от места проведения работ. Далее людей
доставляли к точке на вертолетах.
Перемещение оборудования, смена персонала и
другие операции часто зависели от погодных условий,
так как при низкой облачности полеты вертолетов от
менялись изза плохой видимости. Во многих случаях
приходилось задерживать смену персонала на не
сколько дней в ожидании улучшения погодных усло
вий. Ежедневные дожди, иногда весьма сильные, со
здавали условия высокой влажности, что приводило к
дополнительному разжижению буровых и цементных
растворов. Как показано ниже, поддержание требуе
мых плотностей этих растворов весьма важно при пла
нировании процесса ликвидации поглощений.
Для проводки скважины были приглашены буро
вые подрядчики из Австралии, Новой Зеландии и Ин
донезии, эксплуатационный персонал – из Австра
лии, США, ПапуаНовой Гвинеи и Канады, а консуль
танты и обслуживающий персонал – из США, Син
гапура, ПапуаНовой Гвинеи и Австралии. Координа
ция работы с персоналом и подбор людей соответству
ющей квалификации стали наибольшими проблема
Рис 1. Временный ла ерь был разбит вдоль бере а ре и
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ми, с которыми столкнулся опе
ратор при ликвидации осложне
ний. Американские специалис
ты тратили на дорогу из США в
данную точку до 5 дней.
Оборудование. Учитывая
трудности доставки оборудова
ния к точке бурения, оператор
закупил блочную буровую уста
новку с блоками массой 3,6 т или
менее. Аналогичным образом,
когда возникла проблема прояв
ления повышения давления в
стволе скважины и необходи
мость работы под давлением, на
вертолетах доставлялось соот
ветствующее оборудование так
же в виде блоков.
Газ медленно выходил из колон
ны бурильных труб при откры
том клапане TIW (компании
Texas Iron Works), даже если дав
ление в колонне бурильных труб
13 3/8", 1004 ф т
стравливалось до нуля.
Для уменьшения давления в
кольцевое пространство несколь
ко раз успешно прокачали буро
вой раствор и загущенный ра
Верх хвостови а, 3268 ф т
створ для ликвидации поглоще
ний, однако давление немедлен
но восстанавливалось по мере
9 5/8", 3447 ф т
того, как пласт продолжал прини
мать закачиваемые жидкости.
Другие факторы. При оцен
ке возможных вариантов вос
становления контроля над сква
7", 5381 ф т
жиной учитывалось следующее.
ОПЕРАЦИИ
• Буровая установка, пред
ПО ПОСТАНОВКЕ
назначенная для доставки вер
СКВАЖИНЫ
толетом, была оборудована про
ПОД КОНТРОЛЬ
тивовыбросовым устройством,
Целевой объект описывае
состоящим из трубной кресто
Ловильные работы
мой скважины – трещинова
вины, глухой плашки и трубной
5472–5497 ф т
плашки – все Ктипа. Просвет
тый песчаник пьюри, предпола
Конечная л бина
между подроторной балкой и
гаемая толщина которого пре
5558 ф т
вышает 200 фут. Само место
превентором кольцевого типа
рождение Пьюри было открыто Рис. 2. Схематичес ое изображение онстр ции
составлял всего лишь 21", что
недостаточно для размещения
еще в 1959 г. в16 км к западу от с важины
еще одной плашки.
описываемой скважины, эксп
луатация его в то время оказалась нерентабельной.
• В одной из азиатских стран была найдена необхо
Последовательность операций. На рис. 2 показа димая свободная установка для спуска/подъема труб
на конструкция описываемой скважины в период по под давлением, однако доставка ее к описываемой сква
становки ее под контроль. Хвостовик диаметром 7" жине в ПапуаНовой Гвинее была связана с большими
(177 мм) спущен в вертикальном стволе до глубины затратами времени и средств. Варианты использования
5381 фут (1 фут = 0,3048 м). Далее бурение продолжа стандартной (крупногабаритной) установки аналогич
лось до кровли карбонатного пласта (5541 фут) с ис ного назначения не рассматривались, так как такую
пользованием бурового раствора на водной основе до установку невозможно было доставить вертолетом.
общей глубины 5558 фут. В этой точке стало наблю
• Возможно было использование установки для ра
даться сильное поглощение бурового раствора, про боты под давлением с использованием гибких колонн
изошли выброс газа и резкий рост давления в кольце труб, однако доставка ее также была связана с боль
вом пространстве до 20,7 МПа. Для предотвращения шими затратами времени и средств; масса таких уста
дальнейших осложнений кольцевое и трубное про новок также достаточно велика, чтобы их можно было
странства скважины перекрыли превенторами, при переправлять по воздуху.
этом предполагалось, что кольцевое пространство пол
• Был сделан вывод, что поглощение раствора в
ностью или почти полностью будет освобождено от скважине невозможно устранить простой закачкой
бурового раствора менее чем за 4 мин.
бурового раствора на водной основе (WBM – water
Через штуцер диаметром 1" из скважины был по based mud) в кольцевое пространство.
лучен дебит газа 50 млн фут3/сут. При попытках заг
• Доставка глиноматериалов не представляла осо
бых трудностей, однако для этого требовалось несколь
лушить скважину произошла закупорка долота.
На канате в призабойную зону скважины был спу ко недель, поскольку они доставлялись баржами и каж
щен перфоратор, чтобы прострелить отверстия в диа дый раз необходимо было ожидать погодных «окон».
• Вместимость емкостей для бурового раствора на
пазоне 5500–5514 фут. После перфорации произошел
прихват перфоратора в призабойной зоне, и оператор поверхности составляла 460 брл, а объем кольцевого
поднял из скважины лишь канатный замок. Было полу пространства при долоте, спущенном до общей глуби
чено подтверждение об установлении связи с кольце ны, порядка 270 брл).
• В период подготовки оборудования, персонала и
вым пространством, после чего давление в колонне бу
рильных труб увеличилось до более чем 5,5 МПа. Нео материалов, необходимых для устранения осложнений
днократные спуски инструментов на канате показали, в скважине, сухой газ контактирует с эластомерными
что на глубине 5189 фут произошло выпадение барита, элементами противовыбросовых устройств, в результа
изза чего призайбойная зона частично закупорилась. те чего эти элементы могут терять свою эффективность.
16
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
• Долото закупорилось на конечной глубине, поэто
му не было опасности его дальнейшего углубления в
ствол скважины, однако оставалось неясным, на ка
кой глубине произошел прихват колонны бурильных
труб.
ВАРИАНТЫ ВЗЯТИЯ СКВАЖИНЫ
ПОД КОНТРОЛЬ
Первоначальные цели бурения данной поисково
разведочной скважины заключались в максимально
возможной проводке ствола через карбонатный пласт
толщиной 2000–4000 фут. На момент возникновения
осложнений в скважине стволом было пройдено лишь
1–3 % общей толщины пласта.
Оператор провел предварительные консультации
с четырьмя различными компаниями – поставщика
ми оборудования и услуг – Blade Energy Partners,
Weatherford, Hulliburton и Boots and Coots относитель
но краткосрочных и долгосрочных целей, связанных
с достижением рентабельности разработки потенци
альных запасов месторождения.
В результате изучения проблемы был сделан вывод,
что оптимальными методами продолжения бурения
скважины может быть бурение при сбалансирован
ном давлении или бурение с отрицательным диффе
ренциальным давлением. При реализации обоих ме
тодов необходимо использовать новое оборудование
и модифицировать существующее. В связи с этим был
предложен еще один вариант продолжения работ, что
бы как можно быстрее установить барьер в скважи
не, причем таким образом, чтобы обеспечить возмож
ность извлечения бурильной колонны. Далее в сква
жине должна была быть установлена механическая
пробка для обеспечения подготовительных работ к
реализации выбранного варианта бурения.
Как показано ниже, все варианты продолжения
бурения предусматривают установление барьера в
скважине, чтобы обеспечивалась возможность извле
чения прихваченной колонны бурильных труб.
Вариант 1. По этому варианту предусматривается:
• использовать буровую установку на гибких тру
бах;
• закачивать в скважину воду для снижения дав
ления в кольцевом пространстве;
• доопустить колонну в 7дюймовый хвостовик;
• использовать колонну гибких труб для очистки
бурильной колонны;
• для устранения поглощения применить реагиру
ющие материалы двойного действия – закачать
в бурильную колонну смесь бентонитового по
рошка с дизельным топливом, а в кольцевое про
странство – буровой раствор, чтобы обеспечить
реакцию в перфорированной зоне;
• вытеснить прореагировавшую смесь бентонитово
го порошка с дизельным топливом в открытый
ствол, после чего поднять колонну бурильных труб.
При реализации варианта 1 необходимо учитывать
такие стоимостные факторы, как непроизводительные
затраты времени при бурении (включая ожидание
доставки, установки с гибкой колонной труб, транс
портные расходы и время монтажа). Однако следует
учитывать, что задержки в подготовке необходимого
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
оборудования могут привести к увеличению длитель
ности неблагоприятного воздействия сухого газа из
скважины на эластомерные элементы противовыбро
сового устройства.
Вариант 2. При реализации этого варианта предус
матривается:
• монтаж буровой установки для работы под дав
лением в скважине;
• спустить оборудование низа бурильной колонны
(bottomhole assembly – BHA) в обсадную колон
ну диаметром 9 5/8"; при этом верх хвостовика (top
of liner – TOL) должен быть на отметке 3268 фут;
• провести перфорацию самой бурильной колон
ны или ее низа;
• вытеснение прореагировавшей бентонитоди
зельной смеси в хвостовик и подъем бурильной
колонны.
Очевидно, существуют и другие варианты решения
проблемы осложнений после монтажа оборудования
для работы под давлением, однако отсутствует воз
можность установки под крестовиной дополнитель
ных плашек, поэтому предполагается, что создание
скважинного барьера более привлекательно. Расчеты
по вариантам 1 и 2 примерно аналогичны.
Вариант 3. Для реализации этого варианта необхо
димо соблюдать следующую последовательность ме
роприятий:
• закачать в скважину воду с расходом 16 брл/мин
в условиях продолжения поглощений;
• закачать в скважину буровой раствор на водной
основе плотностью 13,5 фунт/галл (1 фунт/галл
= 1,198х102 кг/м3) также с расходом 16 брл/мин
в объеме кольцевого пространства с тем, чтобы
вытеснить газ;
• продолжить закачку бурового раствора плотнос
тью 13,5 фут/галл расходом 3 брл/мин в кольце
вое пространство для предотвращения миграции
газа;
• открыть противовыбросовые устройства и спус
тить бурильную колонну до максимально возмож
ной отметки до того, как давление восстановится
до прежнего значения;
• увеличить объем закачки бурового раствора и по
вторять этот процесс в случае необходимости
и попытаться стронуть колонну; ввести долото
в 9 5/8дюймовую обсадную колонну;
• перекрыть скважину трубным и кольцевым пре
венторами;
• увеличить объем бурового раствора в скважине
и подготовить бентонитодизельную смесь;
• продолжить закачку бурового раствора и воды в
скважину, как и ранее, несмотря на поглощение;
• продолжить закачку в скважину бурового раство
ра совместно с реагирующим материалом одно
кратного действия бентонитодизельной смесью;
последнюю следует закачивать в кольцевое про
странство до полного вытеснения бурового ра
створа в нижнюю часть хвостовика;
• спустить колонну бурильных труб.
Изучение всех этих возможных вариантов показа
ло, что они достаточно долго обеспечивают возмож
ность подъема значительной части прихваченной
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
колонны бурильных труб в условиях сохранения по
глощений. Длительность такого периода при закачке
в кольцевое пространство бурового раствора с темпом
3 брл/мин остается неясной.
ПОДГОТОВКА ДЛЯ ЗАКАЧКИ В СКВАЖИНУ
ХИМИЧЕСКИ АКТИВНЫХ МАТЕРИАЛОВ
Для удержания скважины под контролем в процес
се удаления из нее прихваченной бурильной колонны
в качестве предпочтительного был выбран вариант 3,
причем оператор предварительно рассмотрел преиму
щества и недостатки этого варианта.
Преимущества варианта 3. Наибольшим преимуще
ством этого варианта является предотвращение долгих
задержек в ожидании оборудования, его транспорти
рования к данной скважине и монтажа. Преимущества
ми также можно считать меньшую стоимость оборудо
вания и меньшие затраты на его транспортирование.
Недостатки варианта 3. Кроме преимуществ этот
вариант имеет и некоторые недостатки, первым и наи
более существенным из них является неспособность
контролировать состав воды, бурового раствора и бен
тонитодизельной в нижней части кольцевого про
странства. Обычно буровой раствор закачивается в
кольцевое пространство, а бентонитодизельная смесь
– в колонну НКТ или колонну бурильных труб. В боль
шинстве случаев наибольшая вязкость достигается
при объемном соотношении бурового раствора и бен
тонитодизельной смеси 1:1. Изменением темпов за
качки растворов в колонну бурильных труб или коль
цевое пространство оператор может варьировать вяз
кость смеси в зависимости от требуемого давления.
Однократная закачка бентонитодизельного раствора
предполагает присутствие воды в нижней части сква
жины, что обеспечивает смесеобразование в режиме,
близком к турбулентному.
Обычно до и после закачки в колонну бурильных
труб бентонитодизельной смеси, для предотвращения
нежелательного контакта ее с водой до достижения
желаемой зоны смещения, нагнетают изолирующие
оторочки из дизельного топлива высотой столба около
1000 фут. Темпы закачки подбираются таким образом,
чтобы обеспечивалась турбулентность потока перед
бентонитодизельной смесью. В этом случае вмести
мость кольцевого пространства была такой, что невоз
можно было достижение здесь турбулентности потока
при использовании доставленных в точку насосов и при
данной плотности бурового раствора. Объем дизельно
го топлива, используемого в качестве оторочек высо
той 1000 фут, должен быть достаточным для потенци
ального заполнения призайбойной зоны с тем, чтобы
реакция бентонитодизельной смеси с водой проходи
ла в условиях недостаточности последней. При вытес
нении бентонитодизельной смеси из кольцевого про
странства контакт этой смеси с водой может вызвать
прихват. Однако после вытеснения бентонитодизель
ной смеси успешность дальнейшего проведения работ
зависит от того, присутствует ли в зоне контакта оста
точный буровой раствор или вода из пласта, с которы
ми и будет происходить реакция смеси.
Третий недостаток варианта 3 – ограниченность
наличия барита в точке бурения. Значительные объе
18
мы барита начали доставлять на барже к тому време
ни, когда все оборудование было уже смонтировано,
однако все же оставалось неясным, какой объем бу
рового раствора понадобится для разбуривания 9 5/8
дюймового ствола. Также был неизвестен объем бен
тонитодизельной смеси, необходимый для устране
ния будущих осложнений в скважине.
Наконец, недостаточны были объемы поверхност
ных емкостей для воды и бурового раствора, поэтому
пришлось заказать дополнительные емкости в Порт
Морсби.
Однако даже с учетом очевидных недостатков ва
рианта 3 оператор предпочел именно этот вариант, так
как при его реализации отпадает ряд неопределенно
стей, связанных с дополнительными затратами време
ни и средств. В частности, значительные дополнитель
ные затраты были бы связаны с поиском установок для
проведения работ в скважинах под давлением или ус
тановок для работы с гибкими трубами.
Для проведения работ по ликвидации осложнений
в скважине были приглашены специалисты компании
Boots&Coots. Перед закачкой в скважину бентонито
дизельной смеси провели подготовительные работы,
перечисленные ниже.
Снабжение водой. Пресная вода отбиралась из
протекающей поблизости реки и перекачивалась к
точке расположения скважины с использованием двух
насосов. При работе обоих насосов на полную мощ
ность обеспечивалась перекачка 9 брл/мин воды. Для
устранения осложнений в скважине необходима была
вода в объеме, соответствующем почти двум объемам
кольцевого пространства, поэтому вода должна была
поступать к скважине без задержек.
Вместимость емкостей для воды. Первоначально
в точке бурения находилась емкость для воды на
430 брл. В дальнейшем компанияоператор закупила
дополнительные металлические контейнеры в Порт
Морсби и переделала их в дополнительные емкости
для воды. Модифицированные емкости для воды на
баржах перевезли на площадку складирования в точ
ке бурения. В результате общая вместимость емкос
тей для воды была увеличена до 740 брл.
Материалы для подготовки бурового раствора.
Многие действия при первоначальных операциях по
устранению газопроявлений ограничивались недоста
точностью барита, хотя некоторое его количество уже
было доставлено к точке бурения ранее. Кроме того,
оператор разместил заказ на поставку барита и других
материалов для подготовки бурового раствора, который
начал реализовываться непосредственно после начала
газопроявлений. Дополнительные барит и бентонит
начали поступать к точке бурения еще в период подго
товки бентонитодизельной смеси; когда же начались
фактические исправительные работы, материалов для
подготовки бурового раствора уже было достаточно.
Емкости для бурового раствора. Первоначальная
вместимость емкостей для бурового раствора состав
ляла 460 брл. Затем были доставлены дополнительные
емкости, изготовленные на заводе, что увеличило об
щую вместимость емкостей для бурового раствора до
1100 брл, причем полезная (используемая) вмести
мость составила 950 брл.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Вода
Б ровой р-р
Резерв ары для б рово о р-ра,
460 брл
Вода/
б ровой р-р
Манифольд
1
Трипле с
Б ровой р-р
Давление
Бло для под отов и
бентонито-дизельной
смеси
Frac 1
Cement
Вода
Вода/
б ровой р-р
Вода
Бентонито-дизельная смесь
Манифольд
2
Вода
Frac 2
Рис. 3. Насосное обор дование для проведения подавления выброса
лены и смонтированы два манифольда.
Как отмечалось ранее, необходимо
было, чтобы вода и бентонитодизель
ная смесь не контактировали друг с дру
гом на всем промежутке до долота.
Как показано на рис. 3, весь поток
воды распределяется по насосам
Frac 1 и Frac 2 через манифольд 1. При
закачке бурового раствора он посту
пает через манифольд 1 только к на
сосу Frac 2 при поддержании подачи
15–16 брл/мин. Манифольд 2 обеспе
чивает прокачку только дизельного
топлива и бентонитовой смеси к насо
сам Cement и Frac 1.
Блок для подготовки бентонито&
дизельной смеси. Подготовка смеси
производится с использованием емко
сти для дизельного топлива вместимо
стью 100 брл и смесительной емкости
в 50 брл, а также специального цент
робежного насоса, связанного с мани
фольдом 1 и далее с насосами Cement
и Frac 1.
НАСОСНАЯ СИСТЕМА
На рис. 3 показано расположение оборудования,
использованного при проведении работ по устране
нию осложнений в описываемой скважине. Основное
насосное оборудование представлено двумя насосами
для гидроразрыва и одним насосом для проведения
цементировочных работ.
Насосы. Каждый насос для проведения гидрораз
рыва был способен обеспечивать подачу 8 брл/мин
при давлении в кольцевом пространстве 20,7 МПа;
суммарная подача бурового раствора плотностью
13,5 фунт/галл обоих насосов составляла 15 брл/мин при
нулевом давлении в кольцевом пространстве. Цементи
ровочный насос обеспечивал подачу 4 брл/мин бенто
нитодизельной смеси плотностью 10,7 фунт/галл так
же при нулевом давлении в кольцевом пространстве.
Эти насосы были произвольно названы Frac 1, Frac 2
и Cement. Отметим также, что каждый из этих насосов
оборудован отдельным расходомером, так как необходи
мо было фиксировать объемы перекачки во времени.
Расходомеры по существу были единственными относи
тельно точными устройствами в общей схеме закачки.
Насос Frac 1 обеспечивал перекачку только воды и
бурового раствора. Насос Frac 2 также был предназ
начен для перекачки воды и бурового раствора, одна
ко он соединялся и с манифольдом для закачки бенто
нитодизельной смеси, чтобы, в случае необходимос
ти, быстро использовать этот насос в качестве резер
вного вместо насоса Cement, предназначенного толь
ко для перекачки такой смеси (через разделительные
оторочки – спейсеры). К числу дополнительных уст
ройств относятся передвижные (на салазках) и стаци
онарные центробежные насосные установки. Допол
нительные насосы также использовались в качестве
подпорных для насосов Frac 1, Frac 2 и Cement.
Манифольды. Для обеспечения изоляции систем за
качки воды и бентонитодизельной смеси были изготов
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
ДРУГИЕ УЗЛЫ
Отметим также, что для соединения насосов, ем
костей и других элементов системы в единую схему
использовались различные соединительные элементы
и фитинги. Рабочиебуровики сами изготовили на ме
сте манифольды, муфты и другое соединительное обо
рудование вместо того, чтобы заказывать их на сторо
не и доставлять в точку бурения.
Объединение обвязочных трубопроводов емкостей
для воды и бурового раствора, а также насосов облег
чают их переключение. Вспомогательные трубопрово
ды также связаны между собой, чтобы обеспечить воз
можность смешения бурового раствора с использова
нием вспомогательных центробежных насосов.
С емкости для дизельного топлива были сняты
люки, после чего стенки и днище этого резервуара
были очищены, чтобы исключить наличие в нем ка
кихлибо остатков воды. С той же целью производи
лась промывка емкости смесителя струей дизельного
топлива.
Все емкости для воды, бурового раствора и дизель
ного топлива после окончания монтажа были откалиб
рованы.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА
ДИЗЕЛЬНО-БЕНТОНИТОВОЙ СМЕСИ
Для определения оптимального состава дизельно
бентонитовой смеси были проведены соответствующие
испытания. Желательно проводить такие испытания на
месте, чтобы учитывать фактические характеристики
материалов для буровых и цементных растворов, так
как колебания плотностей цементного раствора, бен
тонита и дизельного топлива считаются обычными.
Такие колебания могут существенно повлиять на эф
фективность использования дизельнобентонитовой
смеси в конкретных условиях в скважине.
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Специалисты компании Boots&Coots прибыли на
рабочую площадку с комплексом инструментов, необ
ходимых для точных измерений плотностей использу
емых материалов и проведения многочисленных испы
таний, направленных на выбор оптимального состава
компонуемых растворов. Установлено, что высокая
влажность в точке проведения работ существенно вли
яет на свойства доставленного цементного порошка.
Смеси бентонита и дизельного топлива часто реагиру
ют на добавки в них цемента, поэтому на скважину при
шлось доставить осушитель для цементного порошка.
После неоднократных измерений плотностей ис
пользуемых материалов была проведена выборка оп
тимальных составов дизельнобентонитовых смесей
(по максимальной вязкости и гидравлической прочно
сти) для условий применения бурового раствора плот
ностью 13,5 фунт/галл. Озабоченность вызывало воз
можное отсутствие воды в условиях ламинарного ре
жима. Наилучшим образом (с минимальным дополни
тельным смешением) противостоят изменению усло
вий дизельнобентонитовые смеси с высоким их со
держанием по отношению к буровому раствору. В таб
лице приведены плотности и объемы компонентов,
Плотность и объемы омпонентов дизельно-бетонитовой смеси
*
Компоненты
смеси
Относительная
плотность
Дизельное
топливо
Бентонит
Цемент
0,82
287*
2,04
3,12
150
150
Общая
масса
смеси,ф нт
Плотность
смеси,
ф нт/ алл
26,0
6,598
6,83
5,4
3,6
3,896
3,896
8,59
10,37
Масса,
Объем
ф нт смеси,брл
Дизельное топливо – объем, брл
использованных для компоновки дизельнобентонито
вой смеси объемом 35 брл.
СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ
Для ликвидации поглощений и облегчения спуска
труб в 9 5/8дюймовую обсадную колонну были прове
дены три операции по использованию насосного обору
дования. Как описано выше для варианта 3, первые ра
боты такого рода предусматривали закачку 450 брл воды
с расходом 16 брл/мин и 260 брл бурового раствора с
расходом более 15 брл/мин, затем продолжили закачку
бурового раствора плотностью 13,5 фунт/галл в задавоч
ную линию с расходом 3 брл/мин. В течение подъема 16
трубных свечей наблюдалось некоторое обратное по
ступление закачанных ранее в скважину реагентов.
Спуск в скважину труб пришлось приостановить на пе
риод, когда скважина начала фонтанировать.
В интересах как можно большего удаления труб из
скважины до того, как начнутся непредвиденные за
держки в период наращивания объемов закачки, было
решено, что насосная закачка оставшегося бурового
раствора должна продолжиться немедленно. Далее
была предусмотрена следующая последовательность
работ по закачке – вначале 160 брл бурового раство
ра плотностью 13,5 фунт/галл при подаче насоса бо
лее 15 брл/мин. Затем также, как и ранее, в задавоч
ную линию закачали раствор с расходом 0,5 м3/мин в
условиях подъема труб. Однако до того, как скважина
начала фонтанировать, удалось поднять из скважины
только три трубных свечи. Затем скважину перекры
20
ли, чтобы создались условия для дополнительной под
качки бурового раствора.
Третья очередь операций по закачке предусматри
вала вначале нагнетание 630 брл воды с расходом
16 брл/мин, затем – 268 брл бурового раствора плот
ностью 13,5 фунт/галл при расходе более 15 брл/мин.
В результате удалось поднять из скважины дополни
тельно 20 бурильных труб с одновременной промыв
кой ствола буровым раствором при расходе 3 брл/мин.
Затем скважину перекрыли с тем, чтобы прокачать
раствор до глубины расположения долота – 3049 фут,
примерно в 219 фут над верхней частью 7дюймового
хвостовика диаметром.
ЗАКАЧКА
ДИЗЕЛЬНО-БЕНТОНИТОВОЙ СМЕСИ
Цель операции закачки дизельнобентонитовой
смеси заключалась в размещении ее в зоне ниже до
лота и в 7дюймовом хвостовике. При этом необходи
мо было поддерживать максимально возможный темп
закачки этой смеси, вопервых, потому что она долж
на достигнуть зоны долота еще до того, как произой
дет какаялибо реакция с остаточным буровым раство
ром в кольцевом пространстве. Вовторых, при более
высоком темпе закачки более эффективно вытесня
ется буровой раствор из кольцевого пространства.
Объем требуемой смеси можно частично регули
ровать за счет изменения высоты оторочек (спейсе
ров) до и после закачиваемой в кольцевое прост
ранство бентонитодизельной смеси с 1000 до 750 и
600 фут. Использованная технология предусматрива
ла прокачку 10 брл дизельнобентонитовой смеси в
пласт, полное заполнение смесью открытого ствола
и заполнение 7дюймового хвостовика до высоты
столба 500 фут.
Прокачка дизельнобентонитовой смеси с темпом
более 15 брл/мин должна продолжаться до тех пор,
пока поверхность закачанной партии дизельнобенто
нитовой смеси не достигнет точки, находящейся при
мерно в на 100 фут ниже верха 7дюймового хвосто
вика. Оставшийся объем дизельнобентонитовой сме
си может закачиваться уже меньшими темпами, в за
висимости от реакции давления.
ОКОНЧАТЕЛЬНАЯ ПОДГОТОВКА
В процессе подготовки к закачке дизельнобенто
нитовой смеси были восстановлены до прежнего уров
ня объемы бурового раствора на поверхности, так как
оставалось неясным, достаточно ли будет только од
ной попытки проведения работ. Аналогичным образом
были заполнены водой все поверхностные емкости, а
также вновь подготовлены насосы для откачки воды
из реки с тем, чтобы в случае необходимости обеспе
чивалась непрерывность ее поступления.
Непрерывно идущие дожди обусловили необходи
мость сооружения навеса над смесителем, а именно
над площадкой, где рабочие при создании смеси вы
сыпают из мешков бентонит и цемент. Любой контакт
компонентов смеси с водой может весьма неблагоп
риятно сказаться на результатах реализации процес
са. Много времени было уделено инструктажу рабо
чих с тем, чтобы обеспечивалось своевременное пе
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Давление в затр бном пространстве
Давление до за ач и, 3146 psi
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Поднято 20 свечей
Пре ращение за ач и
Часы
Рис. 4. Увеличение давления после проведения операций
РАБОТЫ ПО ЗАКАЧКЕ КОМПОНЕНТОВ
После первого этапа работ по закачке, когда бу
рильная колонна была поднята в 9 5/8дюймовую об
садную колонну, давление в кольцевом пространстве
вновь вернусь к отметке 21 МПа.
В целом работы по закачке можно просуммировать
следующим образом:
• закачка 600 брл воды с расходом 16 брл/мин;
• закачка 280 брл бурового раствора плотностью
13 фунт/галл с расходом более 15 брл/мин;
• закачка верхнего изолирующего состава из ди
зельного топлива объемом 50 брл;
• закачка 35 брл дизельнобентонитовой смеси
(бентонит плотностью 150 фунт/галл и цемент
такой плотности);
• закачка нижнего изолирующего состава дизель
ного топлива объемом 40 брл;
• закачка 235 брл бурового раствора плотностью
13 фунт/галл.
После вытеснения 195 брл (к верхней части стол
ба дизельнобентонитовой смеси, расположенной в
100 фут ниже кровли хвостовика, причем насосы
были отключены через 10 мин. Оставшиеся 40 брл вы
тесняющего раствора затем прокачивались с темпом
1 брл/мин, после чего закачка была приостановлена
в ожидании реакции дизельнобентонитовой смеси.
Т
За ач а дизельнобентонитовой смеси
Проб а
ПОДГОТОВКА
ДИЗЕЛЬНО-БЕНТОНИТОВОЙ СМЕСИ
После начала процесса закачки воды в смеситель
добавлялось дизельное топливо и бентонит в соотно
шении, показанном в приведенной выше таблице. В
процессе смешения проводились измерения плотно
сти смеси. Когда достигалась требуемая плотность, в
смесь добавлялся цемент, после чего плотность вновь
измерялась.
Проведенные измерения показали, что полученные
составы смеси и достигнутые плотности соответство
вали проектным. Были отобраны образцы дизельно
бентонитовой смеси и проведена оценка характера ее
реакции с небольшим количеством бурового раство
ра при небольшой степени смешения. Результаты из
мерений и оценок оказались удовлетворительным.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Операции по за ач е, 20 ав . 2006
Подъем тр бных свечей, 18 ав . 2006
За ач а воды и б рово о р-ра
Давление, psi
реключение задвижек, емкостей для
воды, дизельного топлива и бентони
та.
Цементирующий насос был про
мыт дизельным топливом, а остаточ
ное дизельное топливо перед началом
проведения работ было прокачано в
задавочную линию, после чего этот
насос был изолирован от задавочной
линии. Запорнорегулирующую арма
туру опрессовали, чтобы избежать
какихлибо противотоков, гидравли
ческих ударов и т.д.
Отметим, что плотность бурово
го раствора была уменьшена до
13 фунт/галл, а плотность дизельно
бентонитовой смеси – 10,4 фунт/галл
с целью лучшего контроля давления.
Давление в кольцевом пространстве составляло
2,3 МПа.
РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ
На рис. 4 показан характер нарастания давления
после окончания двух операций по закачке реагентов
в скважину. После подъема из скважины 20 трубных
свечей с 18 августа давление в кольцевом простран
стве возрастало почти 4 ч и достигло прежнего уровня
в 21,7 МПа, причем рост происходил линейно (с тем
пом 22 кПа/ч). После окончания закачки дизельно
бентонитовой смеси продолжился рост давления, но
значительно меньшими темпами, так что давление в
кольцевом пространстве за 13 ч возросло только до
7,2 МПа. Такой характер изменения давления свиде
тельствует о существовании барьера в нижней части
скважины.
Для уменьшения давления на дизельнобентонито
вую пробку было произведено стравливание давления
до 2 МПа, хотя до поверхности газ не дошел. Затем
вновь обеспечена возможность нарастания давления
в течение 2 ч, после чего его вновь стравливали до нуля
без выпуска газа в атмосферу. При стравливании вы
делялось лишь чистое дизельное топливо. При откры
тых плашках превентора в задавочную линию закача
ли буровой раствор плотностью 15 фунт/галл с тем
пом 0,25 брл/мин; кроме того, из скважины произош
ло фонтанирование 14 брл чистого дизельного топли
ва прежде чем буровой раствор показался в выкидной
линии.
Перевел Б. Пл жни ов
Дж. Рис, специалист по контролю состояния скважины, сотруд
ник компании Boost & International Well Control. Гн Рис получил
диплом инженеранефтяника в Университете г. Остин (Техас). С
2000 г. Он работает в компании Boost & Coots. Он осуществляет
операции по предотвращению выбросов на скважинах в Техасе,
Луизиане и в Мексиканском заливе. Он также выполняет опера
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
БОРЬБА С ВЫБРОСОМ
НА ИРАНСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ КАНГАН
Н. Адамс, Neal Adams Firefighters, Inc.,Хьюстон, М. Ма ванди, National Iranian Drilling Company
Землетрясение стало причиной сдви а не л бо о зале ающих пород – в рез льтате в с важине
была повреждена обсадная тр ба, и произошел выброс
В начале октября 2005 г. Иранская компания
Western Zagross Production Company доложила о
неожиданном значительном снижении добычи на
скважине 23. Осмотр на буровой показал, что сква
жина была повреждена под землей, в обсадной тру
бе появилась продольная (вплоть до поверхности
земли) трещина и поблизости от устьевой головки
образовался большой кратер глубиной 50 м. Облом
ки породы выбрасывались мощным потоком со дна
кратера (рис. 1). Чтобы восстановить контроль над
скважиной после ее повреждения на незначитель
ной глубине, последующего увеличения кратера и
возгорания, потребовалось пробурить две дополни
тельные скважины с различными траекториями
ствола, чтобы обеспечить достаточные условия для
ликвидации выброса и восстановить контроль над
скважиной.
ПРЕДПОСЫЛКИ
Месторождение Канган является вторым круп
ным месторождением природного газа и конденсата
в Иране (после гигантского месторождения Хадж).
Месторождение представляет собой часть обширно
го трещиноватого известняка нафф, пролегающего
с запада на восток страны. Скважина 23 расположе
на в 20 км к северу от г. Канган в предгорье Загросс
(пров. Фарс).
На месторождении пробурено 20 скважин, из ко
торых добывается примерно 2,5 млрд фут3/сут при
родного газа и 20 тыс. брл/сут газоконденсата. Из
скважины 23 добывалось 88 млн фут3/сут природно
го газа и 750 брл/сут газоконденсата. До выброса дав
ление в колонне при фонтанировании составляло
1900 psi (1 psi = 6,89 кПа), давление на забое 2700 psi.
Толщина продуктивного пласта равна 200 м, ширина
8 км, длина 65 км.
КОНТРОЛЬ НАД СКВАЖИНОЙ
После того, как произошел выброс компанией
National Iranian Oil Company (NIOC) была выслана
на место аварии оперативная группа. С целью выпол
нения предварительной оценки разрушений на мес
торождение также было доставлено специальное
оборудование. Результаты предварительного обсле
22
Выбрасываемые
облом и
Рис. 1. Облом и породы, выбрасываемые из ратера
дования показали значительное разрушение обсад
ной колонны на глубине 66 м.
Предварительный план. После выполнения пред
варительного анализа стало ясно, что быстро восста
новить контроль над скважиной не удастся, посколь
ку разрушения были слишком серьезные. Сначала
было принято решение затушить пожар для того, что
бы сохранить устье скважины с целью последующе
го возможного доступа.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Кан ан 23-В
Кан ан 23
Кан ан 23-А
Конд тор 30",
л бина 71 м
Газ
Вода
Обсадная тр ба
20", л бина 557 м
Обсадная тр ба
13 3/8", л бина
1842 м
Обсадная тр ба
7", л бина 2219 м
Обсадная тр ба 7",
л бина 2442 м
Обсадная тр ба 9 5/8",
л бина 2343 м
Обсадная тр ба 7",
л бина 2443 м
Схематичес ое
изображение
20 м
57 м
6 1/8", л бина 2500 м
6", л бина 2583 м
Рис. 2. Схематичес ий план строительства на лонных с важин (слева). Вид сверх дв х на лонных с важин и разр шенной
с важины 23 (справа)
NIOC обратилась за помощью к иностранным
компаниям, специализирующимся на восстановле
нии контроля над скважиной после выброса. Затем
были выполнены экономические расчеты затрат и
определен бюджет. До получения результатов неза
висимой экспертизы, выполняемой за пределами
Ирана, NIOC вынуждена была временно оставить
скважину.
Иранская группа Iran Oil Central Areas обратилась
за консультацией и помощью к Национальной ком
пании National Iranian Drilling Company (NIDC). Было
проведено совместное оперативное совещание с це
лью принятия решения и определения оптимальной
методики восстановления контроля. Группа приня
ла решение пробурить две дополнительные наклон
ные скважины с двух сторон от поврежденной сква
жины 23 (рис. 2).
Реализация плана. В феврале 2006 г. после завер
шения буровых операций на газовом месторождении
Хома на место аварии была переброшена буровая ус
тановка Rig 82. Место для бурения первой наклон
ной скважины было определено на расстоянии 220 м
от скважины 23. После трех месяцев бурения в дос
таточно сложных условиях буровая установка Rig 82
пробурила наклонную скважину 23В на глубину
2500 м. Вторая наклонная скважина 23А была про
бурена буровой установкой Rig 42 на расстоянии
300 м от скважины 23.
Для бурения наклонных скважин было сооруже
но шесть искусственных водоемов общей вместимо
стью 70 тыс. брл воды. Кроме того, было построено
два водопровода протяженностью 25 км каждый для
подачи воды на месторождение из Персидского за
лива. Пропускная способность этих водопроводов
составляла 800 брл/ч. На месторождение также было
доставлено и установлено 20 резервуаров вместимо
стью 300 брл.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Стратегия операций по восстановлению контро
ля заключалась в бурении направленных скважин в
необсаженный ствол поврежденной скважины ниже
уровня обсадной трубы. Чтобы остановить выброс
газа из продуктивного пласта были закачаны боль
шие объемы флюида для глушения, такие как вода
или буровые растворы. В соответствии с планом ди
аметр наклонных скважин составлял 6,125". Скважи
ны были пробурены на глубину 2500 м под углом 60°.
Операции по нагнетанию начались с закачки воды
и тампонирующего раствора высокой вязкости с нор
мой подачи 10–40 брл/мин. Контроль над потоком
газа, выбрасываемым из кратера скважины 23, был
успешно восстановлен. Когда вода и буровой ра
створ, нагнетаемые в наклонную скважину 23В, по
явились на дне кратера, подтвердилась взаимосвязь
между этими двумя скважинами. Однако примене
ние только воды и бурового раствора было недоста
точно для полной ликвидации выброса.
Через некоторое время размеры кратера стали
увеличиваться. Кроме того, из кратера постоянно
выбрасывались камни и обломки породы (см. рис. 1).
Поток выбрасываемого газа стан интенсивнее.
3 июня 2006 г. произошло возгорание газа, выбрасы
ваемого из кратера на высоту 150 м. На устье сква
жины также произошло возгорание (рис. 3).
Разработка нового плана. Поскольку первая по
пытка ликвидировать выброс оказалась неудачной,
4 июня 2006 г. на место аварии была вызвана специ
альная оперативная группа компании NIDC, после
чего ответственность за операции по восстановле
нию контроля над скважиной были полностью пере
даны этой группе.
В соответствии с новым планом было решено про
бурить к основной скважине несколько дополнитель
ных наклонных стволов под различными углами с
тем, чтобы определить оптимальную траекторию и
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 4. Исследование по азало разлом породы, оторый произошел в процессе землетрясения
Рис. 3. Воз орание по неизвестным причинам аза, выбрасываемо о из ратера
обеспечить нагнетание в скважину 23. Эти стволы
были пробурены следующим образом.
Ствол 1. Отклонение основного ствола под углом
33°, азимут 60°.
Ствол 2. Поворот направо, угол не изменяется.
Ствол 3. Повернуть налево, уменьшить угол на 8°
и построить угол 46°.
Ствол 4. Уменьшить угол на 2° и построить угол 50°.
Ствол 5. Построить угол 85°, азимут 65.
После того, как было завершено бурение трех на
клонных стволов, расположенных с различных сто
рон скважины, вновь приступили к нагнетанию, что
бы установить достигнута ли оптимальная траекто
рия для ликвидации выброса. Нагнетание произво
дилось со скоростью 30–60 брл/мин; 11 тыс. брл ра
створа было закачано под давлением 2300 psi. Одна
ко это решение было недостаточно эффективным и
не помогло ликвидировать выброс, после чего все
пробуренные стволы были зацементированы и вы
полнена оценка операций. Был разработан новый
план – пробурить ствол 5 (как описано выше).
По окончании бурения ствола 5 было вновь про
ведено пробное нагнетание. Результаты показали,
что соединение со скважиной 23 достигнуто. После
чего было закачано 15 тыс. брл 20%ной HCl с инги
битором. Был выполнен еще один тест на приемис
тость, результаты которого показали, что ситуация
постепенно стабилизуется. После проведения этого
теста было закачано еще 42 тыс. брл кислоты с инги
битором. Затем на протяжении 20 ч периодически
24
нагнеталась вода и высоковязкий состав с нормой
нагнетания 5–10 брл/мин.
К операциям по ликвидации выброса приступи
ли 28 июня 2006 г. в 9.30. В этих операциях использо
валось 14 насосов высокого давления, чтобы достиг
нуть скорости нагнетания 90–120 брл/мин. С помо
щью этих насосов было закачано 11 тыс. брл раство
ра. К 11.00 выброс был ликвидирован. Контроль над
скважиной был восстановлен; скважина была заце
ментирована и оставлена.
ВЫВОД
Позже, после выполнения тщательных исследова
ний был сделан вывод, что авария произошла изза
землетрясения. Эпицентр землетрясения находился
в непосредственной близости от скважины. После
оценки этой информации и проведения геологичес
ких исследований выяснилось, что землетрясение
стало причиной сдвига неглубоко залегающих пород.
Однако землетрясение и сдвиг пород не причинили
вреда другим скважинам. На рис. 4 изображен сдвиг
пород, произошедший недалеко от скважины 23.
Перевел Г. Кочет ов
Н. Адамс, работает в нефтегазовой отрасли
на протяжении 30 лет. В 1971 г. он защитил
степень бакалавра в Университете Northeast
Louisiana University. Н. Адамс работал в 35
странах и почти во всех основных нефтяных
регионах мира. Он является автором пяти
книг, 60 журнальных публикаций и ряда на
учноисследовательских трудов. Н. Адамс
является президентом компании Neal Adams
Services (www.NealAdamsServices.com).
М. Макванди, является директором одела по наземным буровым
операциям, District1 компании National Iranian Drilling Company.
М. Макванди получил диплом инженеранефтяника в Универси
тете г. Агаджари Aghajari Azad Islami University и инженерабу
ровика в колледже NIDC. Он наблюдает 23 наземные буровые
установки, осуществляющие разведочное, эксплуатационное бу
рение и капитальный ремонт скважин в Иране.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СПЕКТРАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ
НИЗКИХ ЧАСТОТ:
НОВЫЕ ПУТИ РАЗВИТИЯ ГЕОФИЗИКИ
Р. Граф, Spectraseis Technologie AG, Цюрих; д-р Ш. Шмальхольц, Swiss Federal Institute of Technology,
Цюрих; д-р Ю. Подладчи ов, University of Oslo; д-р Э. Зен ер, Freie Universitat Berlin
Уни альный метод определения прямых призна ов
ся на воор жение еоло оразвед ой
В 2003 г. группа швейцарских ученых решила отве
тить на некоторые интригующие вопросы относитель
но путей открытия и разработки месторождений не
фти и газа. Исследования, проведенные Доктором Ш.
Дангелем в Цюрихском университете, позволили вы
явить четкую и выдержанную эмпирическую зависи
мость между низкочастотными спектральными анома
лиями фоновых волновых полей и геологическими ха
рактеристиками ряда коллекторов главным образом
на Среднем Востоке. Аналогичные наблюдения также
освещались в российской литературе с начала 90х гг.
Исследования Дангеля отвечали всем стандартам,
но сосредоточились на одной конкретной проблеме –
поверхностные волны над коллекторами углеводоро
дов демонстрируют характерную концентрацию ам
плитудных пиков около частоты 3 Гц [1]. Хотя возмож
ность выявления универсального признака углеводо
родов привлекает внимание, она не слишком увязы
вается со сложностями реалий, с которыми ежеднев
но сталкивается хозяйственная деятельность. Более
того, причины этого хорошо известны.
Вопрос заключался в том, указывают ли исследо
вания Дангеля в более общем виде на характеристики
когерентности в низкочастотных волнахпомехах?
Если да, можно ли их напрямую соотнести с коллекто
рами и другими глубинными структурами с тем, что
бы получить новые данные для принятия решений в
ходе геологоразведочных работ и добычи?
Опираясь на растущую сумму знаний в области
наук о Земле, на этот вопрос можно было бы ответить
положительно, однако эта тема никогда серьезно не
рассматривалась в отношении нефти и газа. В сейс
мике систематически игнорируют частоты ниже 10 Гц,
считая их помехами по одной простой причине: серий
ные сейсмографы не регистрируют этот диапазон. Как
ожидается, объем полезных данных в этом диапазоне
небольшой. Как считает один из геологов: «Всю свою
карьеру я борюсь с помехами. А теперь вы хотите, что
бы я поверил в то, что помехи могут быть информа
тивными?».
И, тем не менее, низкие частоты менее чувствитель
ны ко многим факторам, которые являются бедстви
ем для рядовых сейсморазведочных и электромагнит
ных методов, в частности на участках слабых отраже
ний или препятствий, таких как мощные слои базаль
тов или конгломератов. Успешное выявление законо
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
леводородов быстро развивается и берет-
мерностей, наблюдаемых на частотах ниже 10 Гц, яви
лось бы ценным вкладом в разведочную геофизику.
Для образования новых качественных массивов
данных и выявления физических механизмов «мик
росейсм углеводородов», обнаруженных Дангелем [1]
и другими [2, 3, 4, 5], необходимы усилия квалифици
рованных специалистов. Также требуется подбор
сильного научного коллектива, существенные капита
ловложения в науку и поддержка заслуживающих до
верия партнеровуправленцев. Понимание всего это
го пришло в то время, когда капиталовложения в гео
физику, не говоря же о технологических начинаниях,
были на самом низком уровне.
Когда только начали появляться признаки нынеш
него геологоразведочного бума (в начале 2003 г.), была
основана компания Spectraseis Technology Inc. с целью
сбора низкочастотных сейсмических данных и нахож
дения их промышленного применения по мере разви
тия исследований. Ранние перспективные работы с
бразильской компанией Petrobras и с филиалом ком
пании Chell в Австрии подвигли швейцарское прави
тельство на финансирование специализированной
научноисследовательской группы в Швейцарском
техническом институте, Цюрих. В 2005 г. капитал груп
пы новых технологий компании Norsk Hydro способ
ствовал ускорению и расширению коммерческих си
стем программного обеспечения сбора данных и их
обработки.
В настоящее время в научноисследовательских
работах и разработках принимает участие коллектив
из 10 ученых. Кроме того, планируется или проводит
ся коммерческая съемка компаниями Petrobras в Бра
зилии, Pemex в Мексике, Norsk Hydro в Ливии и Kuwait
Oil Company (КОК) на Аравийском полуострове. Из
всего этого следует, что анализ низких частот станет
частью программ геологоразведочных работ и изуче
ния характеристики коллектора. Вопрос состоит в том,
какие применения окажутся наиболее эффективны
ми и насколько быстро остальная промышленность
освоит их.
МИКРОСЕЙСМЫ УГЛЕВОДОРОДОВ
Отправным пунктом нашей работы стали эмпири
ческие наблюдения Дангеля и др. [1], после этого до
полненные съемками большего масштаба. Свыше 20
исследований на различных месторождениях нефти
25
Амплит да, произвольные ед. изм.
Не выше нефтяно о олле тора
Выше нефтяно о олле тора
Частота, Гц
Рис. 1. Данные исследований в Бразилии; по азаны выдержанные аномалии в спе трах Ф рье поверхностных с оростей, измеренные в пределах и вне раниц распространения
известных нефтяных олле торов
и газа по всему миру показали наличие характерных
спектральных аномалий с высокой степенью корре
ляции с расположением и геометрией углеводородных
коллекторов [1–6].
Основными объектами исследований являются
данные пассивной сейсмики, полученные в частотном
диапазоне 1–10 Гц с применением высокочувстви
тельных широкополосных сейсмометров, но не серий
ных геофонов. Главный результат наблюдений –
спектр сейсмического фона в случае взаимодействий
с геологическими структурами с порами, заполненны
ми углеводородами, несколько отличается от таково
го в случае взаимодействий с подобными структура
ми, поры в которых заполнены только водой. Други
ми словами, «трясение углеводородов» можно рас
сматривать, как частотно зависимый «разброс» вступ
лений волнпомех. Глубинные структуры, создавае
мые коллекторами углеводородов, образуют характер
ные рисунки спектров Фурье поверхностных волн
(рис. 1).
Оценка глубинных структур посредством анализа
спектров Фурье поверхностных волн согласуется с
увеличением числа методов изучения фоновых сейс
моволн с целью получения информации о глубинных
структурах. Например, таким путем оценивают риск
землетрясений для зданий, получая для вступлений
волн землетрясений локальные коэффициенты усиле
ния (микрорайонирование).
РЕГИСТРАЦИЯ
ДАННЫХ
Как видно из названия, объектами изучения пас
сивной низкочастотной сейсмики являются данные
фоновых сейсмоволн – непрерывное природное вол
новое поле с переменными амплитудами [7]. Полага
ют, что главной движущей силой этих волн являются
находящиеся в постоянном движении океанские вол
ны. Как показывает рис. 2, их пик приходится на час
тоту около 0,2 Гц.
26
Спе тральная плотность си нала, (см · се )2 Гц
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
С
помехами
Без
помех
Частота, Гц
Рис. 2. Из чение материалов сейсмичес их станций во всем
мире по азывает, что хотя фоновые сейсмичес ие волны изменяются по амплит де, они повсеместны. Та называемый
«пи о еанс ой волны» виден во р частоты 2 Гц. Источни :
Aki, K., Richards, P.G., «Количественная сейсмоло ия: теория
и методы» (Quantitative Seismology: Theory and Methods),
Freeman 1980
Как и у других методов изучения пассивной сейс
мики, низкочастотная сейсмика имеет значительные
преимущества с точки зрения экологии, логистики и
себестоимости по сравнению со стандартными актив
ными сейсмическими и электромагнитными метода
ми, которые требуют мощных искусственных источ
ников. Им также присущи низкие риски нанесения
ущерба здоровью и нарушения техники безопаснос
ти.
Собственная разработка компании Spectraseis, по
вторенный компанией HyMAS, подразумевает приме
нение сверхчувствительных, портативных широкопо
лосных трехкомпонентных сейсмометров для регист
рации комплекса данных, которые можно отфильтро
вать и в результате отделить искусственно вызванные
и генерируемые поверхностью Земли сигналы от спек
тральной картины, относящейся к глубинным струк
турам. Для защиты от непогоды и улучшения контак
та приборы устанавливают в неглубокие скважины,
глубиной около 0,5 м (рис. 3).
Другие компании экспериментировали с разным
оборудованием. В низкочастотных исследованиях,
проводившихся компанией Shell в пустыне РубАль
Кали в Саудовской Аравии, применяли трехкомпонен
тные (4,5 Гц) геофоны с усилением, расстановкой на
поверхности и оборудованные усилителем с низким
уровнем помех. Целью при этом являлось увеличение
чувствительности и комплексирование пассивной сей
смики со стандартной сейсмикой 2D [8].
В идеале применяется сетка с расстояниями меж
ду узловыми точками от 250 м до 1 км. На период ис
следований устанавливают несколько наблюдатель
ных станций. Персонал передвигает записывающую
аппаратуру от одной точки к другой, оставляя ее в дан
ной точке для измерений и регистрации на период от
3 до 24 ч, в зависимости от уровня шумов в этом месте
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ра? Низкочастотные данные можно регистрировать,
обрабатывать, интерпретировать и применять при при
нятии решений за период, составляющий 10 % от вре
мени, необходимого для регистрации и обработки дан
ных стандартной сейсмики.
Рис. 3. Портативная широ ополосная сейсмостанция, становленная на месторождении Пеме с в бассейне Б р ос, Ме си а
(высокие уровни шумов культурнопромышленного
происхождения требуют более продолжительного
времени проведения измерений).
В полевых условиях применяют контроль качества.
Точки регистрации данных должны отвечать опреде
ленным требованиям. Эффективные работы на площа
ди 100 км2 можно осуществить группой 20–30 чел. за
период около 30 с. Это намного быстрее по сравнению
с регистрацией данных активной сейсмики. Специаль
но разработанное программное обеспечение и полевые
станции, установленные компанией Spectraseis в
2006 г., позволили перевести низкочастотные исследо
вания из разряда научного эксперимента в разряд стро
го контролируемых и гибких по масштабам, экономи
чески выгодных работ. Что это означает для операто
Амплит да
Стандартное состояние
ИСТОЧНИКИ СПЕКТРАЛЬНЫХ АНОМАЛИЙ
НА ЧАСТОТАХ 1–10 ГЦ
Как установлено во многих частях света, в низко
частотной области существуют структуры когерент
ности, связанные с нефтяными и газовыми коллекто
рами. Выявление физических механизмов этих, так
называемых прямых признаков углеводородов это
прямой вызов нам, исследователям. Успех в этой об
ласти позволит проводить более реалистичное число
вое моделирование и изучение чувствительности при
боров. Ниже приводится описание трех вариантов с
иллюстрациями (рис. 4).
Резонанс стоячих волн. Это происходит на макро
уровне, там, где генерируются характеристические
максимумы вследствие отражений между коллекто
ром и поверхностью, а также в пределах коллектора
как следствие контраста комплексных импедансов из
за воздействия коллектора. Когда сейсмоволны рас
пространяются из одной среды в другую с другим ком
плексным импедансом, часть волны отражается. Ха
рактерное полное время пробега, или резонансная
частота, между поверхностью Земли и подошвой по
верхностной зоны пониженных скоростей, генериру
ет характерные спектральные аномалии. Важно, что
эффективный импедансный контраст можно усилить
или сгенерировать исключительно сильным затухани
ем волн в породах коллекторов [9]. Авторы изучают
спектральные аномалии, генерируемые резонансом
стоячих волн в упругой и упругопористой средах.
Селективное затухание. Характеристические ми
нимумы являются следствием частотно зависимого
затухания в пределах коллектора. Частотно зависи
мые отражения возникают, если сейсмические вол
ны падают на слой с диффузионным затуханием или
Резонанс стоячей волны
Частота
Частота
Приемни
Фоновые
сейсмоволны
Колле тор
Рис. 4. Три возможных механизма енерирования прямых призна ов
селе тивное подавление, резонансное силение
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Резонансное силение
Частота
Частота
Широ ополосный
фоновый ш м
Поверхность Земли
Т
Селе тивное подавление
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Приемни
Колле тор
Приемни
Колле тор
леводородов в фоновом спе тре: резонанс стоячей волны,
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
если волны распространяются из упругой среды в
упругопористую среду [5, 10]. Создано несколько
физических моделей затухания сейсмоволн вслед
ствие вызванного волнами течения поровой жидко
сти [11]. В этих моделях описывается затухание волн
в различных пространственных и временных масш
табах.
Модель, которая, очевидно, характеризует преоб
ладающий механизм в диапазоне частот 1–10 Гц, это
так называемая, модель неоднородного насыщения
[12–14]. Авторы изучают влияние неоднородного на
сыщения в пределах коллектора с намерением опре
делить, при каких условиях селективное частотно за
висимое затухание могло бы вызвать спектральные
аномалии, подобные наблюдаемым сигналам от мик
росейсм углеводородов.
Затухание волн в масштабе небольшого коллекто
ра апроксимируется эффективной моделью, учитыва
ющей существенные особенности затухания и диспер
сии волн в большем масштабе (верхние 10 км) с тем,
чтобы оценить перемещение спектральных аномалий
к поверхности Земли. Авторы обращают особое вни
мание на различие между заполнением пор газом или
нефтью и на последствия этого для частотной зависи
мости коэффициента отражения.
Резонансное усиление. Влияние резонансного уси
ления окружающих сейсмических волн также перс
пективно для объяснения сигналов от микросейсм уг
леводородов. Проявление такого влияния будет как от
направленного источника, что подтверждается следу
ющими наблюдениями [1]:
• зачастую узкий интервал частот (1,5–4 Гц);
• средняя абсолютная сила дрожания углеводоро
дов зависит от уровня шума окружающей среды;
• сила сигнала пропорциональна суммарной угле
водородонасыщенной толщины коллектора;
• трехкомпонентные записи показывают на кри
вой отношения h/v не пик, а впадину;
• исследование направлений распространения
волн (с применением компоновок направленно
чувствительных датчиков) показало, что вызыва
ющие аномалию сигналы возникают из направ
ления распространения волн в коллекторе.
Прямое цифровое моделирование с применением
уравнений НавьеСтокса показывает, что поры, час
тично насыщенные нефтью и газом, демонстрируют
резонансную частоту. Такой резонансный механизм
может быть аппроксимирован моделью осциллятора
с затуханием. В зависимости от геометрии пор моде
ли осциллятора являются линейными или нелинейны
ми [15]. Подобные резонансные эффекты описаны для
капелек нефти, захваченных капиллярами [16, 17].
Авторы связывают модель осциллятора с уравне
нием одномерного распространения волн и изучают
условия, при которых активизируется резонанс напол
ненных нефтью пор и частоту резонанса можно из
мерить на поверхности. В частности авторы изучают
взаимосвязь между пористым коллектором и вмеща
ющей породой, а также последующее распростране
ние резонансных волн к поверхности Земли.
Альтернативным объяснением механизма являет
ся так называемая «модель падающего пузыря», в ко
28
торой рассматриваются неравновесные фазовые пе
реходы в углеводородных коллекторах [5].
ОБРАБОТКА И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ
Целью обработки данных является удаление или
подавление всех сигналов, не связанных с глубинны
ми структурами. Это в основном поверхностные по
мехи от движения по дорогам, хозяйственной деятель
ности, ветра и дождя. Еще одна цель – скорректиро
вать массив данных для межвременных и приповерх
ностных геологически обусловленных вариаций. Для
этого был специально разработан инструментарий,
охватывающий хранение данных, управление ими и
их отбор. К отобранным данным можно применить ряд
методик, охватывающих временной интервал, частот
ную область и комплексный временнойспектральный
анализ.
Пакет программ для обработки данных компании,
обозначенный как RIO (рис. 5), содержит более 50 под
программ по обработке и анализу данных; некоторые
из них являются предметами патентования. По одной
недавно разработанной методике (патентная заявка
находится на рассмотрении) решения задачи измене
ния сигнала во времени применяется новаторский
метод автоматической нормализации.
Обработка в значительной мере автоматизирова
на. Поэтому в сравнительно простых случаях она тре
бует минимального участия человека. Более сложные
задачи все еще требуют для своего решения участия
опытного аналитика. Применение пакета программ
RIO позволило в целом значительно ускорить оборот
массивов данных и усилить контроль качества посред
ством перевода устойчивых процессов с испытатель
ного стенда в область хорошо структурированной и
контролируемой последовательности выполняемых
действий.
Компания также разработала специализирован
ную программу картирования и геостатистики для
Датчи
исходных
материалов
Хранение данных
Контроль ачества и
р оводство
Нормализация
Гомо енизация
Очист а си нала
Например,
фильтрация времени
и частоты
Калибров а
Корре тность
информации
Анализ
Ито овое значение
Картирование
Перспе тивность
по леводородам и
толщины
Отчетность
Обработ а
Интерпретация
Карты
выходных
данных
Контроль ачества оординат
Мно омерный
анализ данных
Анализ
оординат
Анализ массива
данных
Диа раммы
Центральная
база данных
Архивирование информации
для сейсми и 4D
Рис. 5. Компле сная последовательность действий (Па ет RIO)
позволяет автоматизировать целый ряд ф н ций обработ и
данных, значительно со ращает время оборота и л чшает
онтроль ачества массивов низ очастотных данных
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
v/h
Пи овая амплит да отношения v/h
Широта
С важина
Рис. 6. Метод артирования при мно оатриб тной и еостатистичес ой интерпретации данных низ очастотной пассивной
сейсми и
интерпретации. Это позволит обслужить заказчиков
по ограниченной лицензии (рис. 6) и эффективно ин
терпретировать низкочастотные данные. Эти данные
можно легко и интерактивно объединить с прочей гео
логической и геофизической информацией, содержа
щейся в сейсморазведочных картах в горизонталях,
картах разломов и др. Кроме того, для многоатрибут
ной перекрестной корреляции можно применять раз
ные математические операторы. Программа также
позволяет проводить визуальную инспекцию различ
ных массивов данных.
ПРИМЕНЕНИЯ
Низкочастотные данные можно применять при гео
логоразведочных работах, оценке месторождений и
добыче. Это дополнительный способ уменьшить риск
бурения сухих скважин, напрямую определяя место
положение углеводородов. Его нельзя считать незави
симым, поскольку он не может обеспечить детальную
геометрию, необходимую для планирования бурения
скважин.
Предлагаемая новая методика применения пассив
ной сейсмики особенно эффективна при геологораз
ведочных работах. Она позволяет быстро и дешево
покрыть геологической разведкой значительные пло
щади и выделить весьма перспективные углеводород
ные площади. Более дорогую сейсмику 3D можно в
таком случае приурочить к этим весьма перспектив
ным территориям. Все это сохраняет время и деньги и
значительно сокращает время от этапа геологоразве
дочных работ до начала добычи углеводородов.
Рассмотренная методика также подходит для вы
явления стратиграфических ловушек, обычно не кар
тируемых при сейсмике 2D и 3D. Значение вышеска
занного увеличивается, так как эпоха выделения клас
сических структурных ловушек подходит к концу.
Еще одна интересная область применения – геоло
горазведочные работы на глубоководном шельфе, где
все еще ожидается открытие крупных месторождений.
С помощью сейсмики 3D обычно невозможно опреде
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Граница
олле тора
Граница
олле тора
словная
Рис. 7. Ма симальное значение отношения h/v в интервале
1–6 Гц для аждо о датчи а в южной части полностью разведанно о олле тора в Войтсдорфе, Австрия. Эта альтернатива стандартной методи и h/v представляет собой дополнительный, запатентованный атриб т при обнар жении ми росейсм леводородов
лить, содержат ли углеводороды закартированные
структуры. С помощью нового метода это возможно.
ПРИМЕРЫ
Объем данных по низкочастотному спектрально
му анализу в настоящее время быстро увеличивается.
В первой половине 2007 г. будет проведено не менее
девяти новых исследований; объем полученных при
этом данных более чем в два раза превысит объем
имеющихся до этого материалов. Хотя изза обычных
ограничений на распространение информации заказ
чиков число опубликованных примеров сократилось,
два примера все же можно здесь упомянуть.
Компания Petrobras Mossoro. В 2004 г. на площади
100 км2 компания Petrobras провела исследования всле
пую на известном сложно построенном продуктивном
месторождении в бассейне Потигуар в северовосточ
ной Бразилии. При этом в пределах блока были точно
обнаружены два и частично выявлен третий продук
тивный пласт. Результаты также показали отчетливую
положительную корреляцию между амплитудами сиг
налов и толщиной нефтяной части залежи по данным
каротажа в восьми скважинах. Последующие коррек
ции поверхности и повторная обработка с примене
нием новых методик, разработанных в 2006 г., устра
нили расхождения по третьей площади. Результаты
дальнейших исследований, которые начнутся в этом
месяце в том же регионе, будут исчерпывающими.
Компания RAG Voitsdorf. Экспериментальные ис
следования совместно с RAG (Австрийский филиал
Shell) позволили правильно предсказать точку буре
ния первой за 10 лет успешной для компании нефтя
ной скважины. Данные по объекту разведки были со
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
поставлены с результатами изучения существующей
продуктивной площади, расположенной приблизи
тельно в 5 км севернее. Результаты (рис. 7) показали,
что у уже запланированной скважины можно ожидать
столб нефти, по меньшей мере в два раза превышаю
щий таковой (15 м) на месторождении к северу. Дей
ствительно, была зафиксирована эффективная толщи
на приблизительно 32 м.
Ряд крупных операторов, в том числе компании
Kuwait Oil Co. (KOC) и ADCO (Средний Восток), так
же сообщили об обнадеживающих результатах экспе
риментальных исследований в диапазоне низких час
тот [2, 4].
В недалеком будущем должны быть обнародованы
новые данные по Мексике и Ливии, учитывающие
данные сейсмики и бурения. Согласно недавно под
писанному 5летнему соглашению с компанией KOC
о техническом сотрудничестве исследования сосредо
точатся на разработке месторождений и характерис
тиках коллекторов.
ПЕРСПЕКТИВЫ
2007 г. обещает быть годом прорыва как в нашем
научном понимании поведения низкочастотных сиг
налов, так и в проявлении интереса к коммерческому
применению пассивной сейсмики. Семинар Европей
ской ассоциации инженеровгеологов и геофизиков
по пассивной сейсмике и ее применению, прошедший
в Дубаи с 10 по 14 декабря 2006 г., собрал приблизи
тельно 120 специалистов различных нефтяных компа
ний и подрядчиков.
Основными событиями следующего полугодия ста
нут новаторские геологоразведочные работы на шель
фе Северного моря совместно с компанией Norsk
Hydro и Скриппсонским институтом океанографии в
СанДиего. При этом найдут применение извлекаемые
донные датчики, расставленные на площади разведан
ного непродуктивного месторождения на норвежском
шельфе.
Авторская стратегия научных работ заключается в
применении хорошо обоснованных современных те
орий и инструментария, включая результаты анали
зов данных и нормальных колебаний, теорию упруго
сти пористой среды, затухание, инверсию и цифро
вое моделирование, с целью оценки и отработки ме
тодики конкретного применения, направленного на
улучшении методов обнаружения нефти и газа. Ре
зультаты этих исследований позволят последователь
но усовершенствовать процессы обработки данных.
Хотя сегодня и найдены ответы на многие важные
вопросы, но еще решены не все проблемы, которые,
несомненно, станут объектами изучения и обсужде
ния в будущем. Задачами низкочастотного спектраль
ного анализа, так же как и любой новой технологии
геофизических исследований, являются его совершен
ствование, а также определение его технических воз
можностей. В то же время усилия будут направлены
на его практическое применение при самой высокой
промышленной отдаче.
Перевел В. А ранат
30
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Dangel, S., et al., Journal of Volcanology and GeothermalResearch,
128(1–3): pp. 135–158, 2003.
2. Akrawi K. and G. Bloch, «Применение пассивной сейсмики на
Аравийском полуострове» (Application of passive seismic (IPDS)
surveys in Arabian Peninsula), In: «EAGE Workshop: Passive Seismic:
Exploration and Monitoring Applications», Dubai, United Arab
Emirates, 2006.
3. Birialtsev, E. V. and I. N. Plotnikova, I. R. Khabibulin, N. Y. Shabalin,
«Анализ спектра микросейсм при разведке нефтяных коллекто
ров в Республике Татарстан» (The analysis of microseisms spectrum
at prospecting of oil reservoir on Republic Tatarstan, In: «EAGE
Conference», Saint Petersburg, Russia, 2006.
4. Rached, G. R, «Пассивная сейсмика поверхности Земли в Ку
вейте» (Surface passive seismic in Kuwait), In: «EAGE Workshop:
Passive Seismic: Exploration and Monitoring Applications», Dubai,
United Arab Emirates, 2006.
5. Suntsov, A. E, and S. L. Aroutunov, A. M. Mekhnin, B. Y. Meltchouk,
«Технология пассивной инфрачастотной микросейсмики. Опыт
и проблемы практического применения» (Passive infrafrequency
microseismic technologyExperience and problems of practical use),
In: «EAGE Workshop: Passive Seismic: Exploration and Monitoring
Applications», Dubai, United Arab Emirates, 2006.
6. Holzner, R., et al., first break, pp. 4146, 23 May 2005.
7. Berger, J. and P. Davis, G. Ekstrom, Journal Of Geophysical Research
Solid Earth, 109(B11), 2004.
8. Al Dulaijan, and P. Van Mastrigt, et al., «Применение новой тех
нологии в пустыне РубАльХали» (New Technology applications
in the Rub AlKhali Desert), In: 2GEO 2006 Conference2, Bahrain.
9. Korneev, V. A., and G. M. Goloshubin, T. M. Daley, D. B. Silin,
Geophysics, 69(2): pp. 522–532, 2004.
10. Dutta, N. C. and Ode, H., Geophysics, 48(2), pp. 148–162, 1983.
11. Pride, S. R., and J. G. Berryman, J. M. Harris, Journal of Geophysical
Research – Solid Earth, 109(B1), 2004.
12. Gurevich, B. and S. L. Lopatnikov, Geophysical Journal
International, 121(3), pp. 933–947, 1995.
13. Whire, J. E., and N. Mihailova, F. Lyakhovitsky, Journal of the
Acoustical Society of America, 57: S30–S30, 1975.
14. Johnson, D. L, Journal of the Acoustical Society of America,
110(21:682–694.2001.
15. Holzner, R., and P. Eschle, M. Frehner, S. M. Schmalholz, Y.Y.
Podlachikov, «Микросейсмы углеводородов, интерпретирован
ные как колебания, вызванные фоновыми волнами в океане»
(Hydrocarbon microtremors inrerpreted as oscillations driven by
oceanic background waves), In: «EAGE 68th», Vienna, Austria, 2006.
16. Hilpert, M. and G. H. Jirka, E. J. Plate, Geophysics ,65(3), pp. 874–
883, 2000.
17. Beresnev, I. A., Geophysics, 71(6): Nos. 47–N56, 2006.
18. Biot, M. A., Journal of Applied Physics, 33(4), pp. 1482–1498, 1962.
19. Carcione, J. M. and S. Picotti, Geophysics, 71(3): 01–08, 2006.
20. Carcione, J. M. and F. Cavallini, J. E. Santos, C. L. Ravazioli, P. M.
Gauzellino, Wave Motion, 39(3): 227–240, 2004.
Р. Граф, исполнительный директор Spectraseis Technology Inc. Он
работает в нефтегазовой отрасли более 30 лет. Р. Граф сотрудни
чал с Shell International a PROSEIS. С ним можно связаться по ад
ресу: [email protected]
Др С. Шмальхольц, преподаватель и научный сотрудник Geologic
Institute of the Swiss Federal Institute of Technology (ETH). С ним
можно связаться по адресу: [email protected]
Др Ю. Подладчиков, профессор Center of Excellence for the Physics
of Geological Processes при Университете в Осло (Норвегия). С ним
можно связаться по адресу: [email protected]
Др Э. Зенгер, преподаватель и научный сотрудник Freie
Universitдt в Берлине (Германия). С ним можно связаться по ад
ресу: [email protected]
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
УВЕЛИЧЕНИЕ
ПРИЕМИСТОСТИ СКВАЖИН
И ДОБЫЧИ БЛАГОДАРЯ БУРЕНИЮ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ
С. Робиновиц и Р. Уэстермар , Grand Directions, Талса, О лахома
Повышение отдачи из истощенных пластов при небольших затратах на б рение и за анчивание
Компания Grand Directions осу
ществляет заводнение месторож
дений, расположенных в централь
ной части континента, через гори
зонтальные скважины. С целью
оптимизации добычи компания
быстро осваивает технологию бу
рения недорогих горизонтальных
нагнетательных и добывающих
скважин.
Эта технология, доработанная
при финансовой поддержке Мини
стерства энергетики США (Depart
ment of Energy – DOE), оживила
добычу нефти из заброшенных ме
сторождений северовосточной
Оклахомы и одного неглубокозале
гающего месторождения юговос
точного Канзаса.
Сначала компания сосредоточи
ла свое внимание на закачке воды
через горизонтальную скважину на
участке пласта бартлсвилл прони
цаемостью 25–50 мД. Результаты
работы были опубликованы в WO,
март 2004 г. На то момент результа
ты по первому месторождению
Уолко еще не были известны. В дан
ной статье приводятся результаты
по этому и другим месторождени
ям, разработанным с 2004 г.
ОБЩИЙ
ОБЗОР
Как правило, успех мероприя
тия зависит от знания коллектора,
учета затрат, желания учиться на
ошибках, настойчивости и тща
тельного планирования, чтобы
уменьшить вероятность неудачи.
Поскольку для оживления добычи
низкие затраты являются одним из
ключевых факторов, очень важно
решительно сдерживать затраты и
внимательно отслеживать их во
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
всех проектах. Стоимость буре
ния, в которую входят затраты на
проходку пласта новой вертикаль
ной скважиной, проведение пол
ного комплекса геофизических ис
следований, цементирование об
садной колонны до устья и зарез
ка криволинейной и боковой час
ти ствола скважины, обычно не
превышает 200 тыс. долл.
Бурение. В ряде случаев осу
ществляется повторный вход в су
ществующие, зачастую очень ста
рые скважины. Анализируются
все имеющиеся скважины, распо
ложенные в предполагаемом рай
оне. Если взвешенная с учетом
рисков стоимость использования
существующей скважины превы
шает стоимость бурения новой
скважины, что часто случается в
этом добывающем регионе, то про
водится бурение новой скважины.
Если она бурится, оцениваются
затраты на бурение вертикально
го интервала, включая бурение и
цементирование обсадной колон
ны. Как правило, для оценки пара
метров продуктивного пласта в
вертикальной части пласт прохо
дится полностью.
Изпод нижней части обсадной
колонны зарезается криволиней
ный участок скважины радиусом
70–90 фут (1 фут = 0,3048 м). Ис
комые коллекторы залегают на
сравнительно небольшой глубине
порядка 1600 фут. Недорогая уста
новка роторного бурения коротким
радиусом, созданная и одобренная
компанией Amoco (BP), надежно
бурит криволинейный участок.
Чтобы убедиться в том, что скважи
на не отклоняется от траектории,
периодически через бурильные
трубы проводятся скважинные ис
следования. При проходке криво
линейной части скважины в каче
стве промывочной жидкости ис
пользуется вода или глинистый ра
створ. Проводя бурение таких сква
жин, компания Grand внедрила
многочисленные технологии, улуч
шающие проводку стволов корот
кого радиуса.
После бурения криволинейной
части скважины для проводки го
ризонтального участка подбирает
ся забойная компоновка. Бурение
рекомендуется вести параллельно
наблюдаемым природным трещи
нам, чтобы снизить вероятность за
воднения. При этом используется
усовершенствованная компоновка
пневматического ударновраща
тельного бурения с продувкой за
боя пеной или воздухом. Таким спо
собом были пробурены скважины
с протяженностью горизонтально
го интервала до 1250 фут.
Горизонтальные нагнетатель
ные скважины проводятся вблизи
подошвы пласта, а эксплуатацион
ные вблизи кровли. Результаты мо
делирования и практика говорят о
том, что это обеспечивает более эф
фективный охват вытеснением,
чем заводнение по пятиточечной
схеме с помощью вертикальных
скважин.
Заканчивание. Криволинейный
и горизонтальный участки скважи
ны заканчиваются с открытым
стволом, при этом возбуждения
скважины не требуется. Экономи
ческие расчеты говорят в пользу
такого подхода, поэтому надеж
ность сведений о пласте становит
ся одним из желательных факторов
при выборе наиболее подходящей
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
скважины. Однако стоимость спус
ка и цементирования хвостовика не
является постоянной. Радиус кри
волинейного участка скважины по
зволяет использовать на вертикаль
ном интервале обычную глубинно
насосную установку, причем с от
носительно небольшим гидростати
ческим давлением на пласт.
Неоднородность. При традици
онном заводнении в пласте образу
ются каналы, которые представля
ют собой пути движения воды, сви
детельствуя о природной неодно
родности пласта, которая является
причиной того, что коэффициент
извлечения нефти не превышает
15 % от начальных балансовых за
пасов даже после проведения за
воднения. Другая причина заклю
чается в том, что для достижения
эффективных расходов давление
нагнетания в вертикальной сква
жине часто превышает давление
гидроразрыва пласта, что увеличи
вает тем самым объем циркулиру
ющей в пласте воды и приводит к
неудовлетворительному охвату
пласта вытеснением.
Неоднородность пласта обычно
проявляется во всех аспектах: нео
днородности по проницаемости,
пористости, густоте трещин, насы
щенности углеводородами. Как
правило, газовый каротаж и про
стые замеры жидкости в отстойни
ке обеспечивают проведение испы
тания пласта на бурильных трубах
в реальном времени, который отра
жает свойства пласта и насыщен
ность углеводородами. Анализ вы
ходящего из скважины бурового
раствора покажет отсутствие угле
водородов на интервале несколько
сотен футов, затем интервалы силь
ного нефтепроявления, за которы
ми вновь следуют интервалы с от
сутствием признаков углеводоро
дов.
Оценка параметров пласта.
Обычные каротажные приборы не
проходят через криволинейную
часть скважины, имеющий корот
кий радиус. Компания Grand рас
смотрела различные системы спус
ка приборов, включая тракторы и
бурильные трубы. В итоге она раз
работала уникальный метод прове
дения геофизических исследова
ний. Были усовершенствованы
обычные каротажные приборы ма
лого диаметра, в том числе сква
32
Рис. 1. Первоначально опытный часто
в лючал две добывающие с важины и
одн на нетательн ю. По новой схеме
проб рены две орот ие добывающие
с важины их тех же стволов, но в противоположном направлении, и одна
верти альная на нетательная с важина 1А
жинное телеустройство для про
смотра данных гамма излучения,
плотностного, индукционного и
акустического каротажа, которые
спускаются в скважину на обыч
ных насосных штангах. Чтобы уве
личить расстояние доступа систе
мы доставки, были использованы
роликовые штанговые направляю
щие, позволяющие снизить трение
и увеличить расстояние, на которое
можно спустить каротажные при
боры.
ПРОМЫСЛОВЫЙ
ОПЫТ
Опытный участок месторожде
ния Уолко. Из песчаника бартлс
вилл в северовосточной части Ок
лахомы было добыто более 1,5 млрд
брл нефти. Коэффициент извлече
ния нефти часто не превышал 15 %
от начальных запасов. Компания
Grand выбрала этот коллектор в ка
честве первого проекта заводнения
через горизонтальную скважину.
Геофизические исследования, про
веденные в вертикальных скважи
нах в начале 1980х гг., показали
наличие мощного выдержанного
песчаника с нефтенасыщенностью
более 50 % и пористостью 17 %, что
подтверждает его пригодность для
проведения опытных работ. Хотя
на опытном участке заводнение
раньше не проводилось, он примы
калт к площади, где подобные рабо
ты уже осуществлялись. Участок
также расположен недалеко от об
ласти пласта пористостью 28 %, яв
ляющейся нижней частью форма
ции бартлсвилл.
На рис. 1 представлен вид сверху
первоначальной и измененной схе
мы. Скважины были пробурены
в направлении «от носка к пятке»
в соответствии с рекомендация
ми, приводимыми в литературе.
Объем закачанной воды составил
2000 брл/сут при нулевом давлении
нагнетания на устье скважины.
Однако проведенное с помощью
забойного датчика испытание по
казало, что изменение наклона
кривой «давление – темп закач
ки» произошло при значении
0,35 фунт/дюйм2 на фут. Это озна
чало, что раскрытие трещин про
изошло при давлении, не превыша
ющем гидростатическое давление
воды, что вынудило ограничить
темп закачки.
Изучение профиля приемистос
ти показало, что вся закачиваемая
вода уходила в пласт в районе кри
волинейного участка скважины.
Предпочтительный уход воды из
пятки нагнетательной скважины
согласуется с отраслевым опытом.
При бурении криволинейного уча
стка наблюдалась потеря циркуля
ции, наводящая на мысль, что свою
роль в этом также могли сыграть
трещины.
Хотя общая закачка воды и от
бор нефти были в ожидаемых пре
делах, а коэффициенты продуктив
ности и приемистости превышали
первоначальные оценки, добыча
нефти была удручающе низкой
(рис. 2). Новые геофизические ис
следования в горизонтальных сква
жинах показали, что нефтенасы
щенная часть пласта располагается
намного ниже, чем показали перво
начальные данные исследований
1980х гг.
Схема опытного участка была
пересмотрена, прежние горизон
тальные стволы добывающих сква
жин были затрамбованы, а новые
стволы были пробурены в противо
положном направлении в тонкую
нефтяную краевую зону (см. рис. 1).
Изменение схемы опытного участ
ка оказалось успешным, причем де
бит нефти добывающих скважин в
среднем составил 15 брл/сут. Про
ект оказался рентабельным, но
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
За ач а воды в
мес
Добыча нефти в мес
Добыча нефти, брл/мес
За ач а/сброс воды, брл/мес
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 2. Добыча из опытно о част а Уол о и Авант, начальная и после переб ривания/расширения
решающим оказался фактор высо
ких цен на нефть.
Месторождение Авант. На этой
площади, расположенной к восто
ку от опытного участка месторож
дения Уолко, бурение горизонталь
ных скважин проводилось в верх
ней зоне «C» пласта, имеющего вы
сокопроницаемую нижнюю зону
«D», что привело к существенному
росту добычи.
В течение последних 20 лет
здесь велась закачка воды в объе
ме 4000 брл/сут в семь вертикаль
ных скважин. До начала осуществ
ления проекта из восьми скважин
добывалось 25 брл/сут нефти при
обводненности продукции 98,5 %.
На этой площади толщина высоко
проницаемой зоны «D» варьирует
от нескольких до 30 фут, в то вре
мя как толщина зоны «С» состав
ляет от 40 до 100 фут.
Изза чрезвычайно высокой из
менчивости проницаемости кол
лектора значительная часть нагне
таемой воды, повидимому, про
ходит через песчаник «D», обхо
дя большую часть нефти верхней
зоны коллектора. В две скважины,
пробуренные и законченные в
1914 г., примыкающие к участку
продолжающейся закачки воды,
был осуществлен повторный вход и
пробурены горизонтальные стволы
(в непосредственной близости друг
от друга). Результат оказался поло
жительным, а общий дебит сква
жин составил 40 брл/сут нефти и
600 брл/сут воды. На сегодня еще
не достигнут положительный ре
зультат на третьей скважине, хотя
на каротажных диаграммах была
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
отмечена хорошая нефтенасыщен
ность в зоне «C».
В еще две, расположенные в не
посредственной близости, старые
вертикальные скважины, пробу
ренные еще в 1915 г., был осуществ
лен повторный вход и проведены
горизонтальные стволы, что приве
ло к дополнительной добыче 50
брл/сут нефти и 500 брл/сут воды.
Суммарная добыча, достигну
тая на месторождении Уолко и
Авант, составила 105 брл/сут не
фти и 1800 брл/сут воды. Эта добы
ча была получена на площади, ко
торую в отрасли считали истощен
ной и нерентабельной.
Месторождение Берд Крик. На
этом месторождении, открытом
1904 г., горизонтальные скважины
позволили снизить (ранее наблю
давшийся в вертикальных скважи
нах) эффект образования конусов
воды, которые возникали вслед
ствие неблагоприятной разницы
подвижностей сравнительно тяже
лой нефти и воды. Добыча нефти на
месторождении ведется из песчани
ка бартсвилл и залегающего на 70
фут ниже песчаника такер. Средняя
пористость песчаника такер состав
ляет 18 %, проницаемость 300 мД,
вязкость нефти 52 сП, пластовое
давление 115 фунт/дюйм2. Он явля
ется главным объектом для бурения
горизонтальных скважин. Обычные
вертикальные скважины на этом
месторождении эксплуатируются с
дебитом нефти 2–3 брл/сут при об
водненности 98 %.
Основным методом стало буре
ние горизонтальных эксплуатаци
онных скважин в сводовой части
пласта. На сегодня пробурено семь
скважин с протяженностью гори
зонтальной части, как правило,
300–400 фут. Каждая удачно про
буренная горизонтальная скважи
на эксплуатируется с дебитом не
фти 15 брл/сут при обводненности
75 %.
Было трудно определить геоло
гические свойства пласта, который
был полностью пройден всего не
сколькими скважинами. Изза это
го некоторые горизонтальные сква
жины были пробурены слишком
близко к ВНК и оказались неудач
ными.
Дополнительную информацию
о месторождении Уэст Савонберг
(Канзас) можно найти в работе SPE
99668. – Прим. ред.
Перевел С. Соро ин
С. Робиновиц, вицепрезидент Grand
Directions Inc., имеет богатый опыт работы
в области инженерных технологий, модели
рования процессов заканчивания скважин,
разработки оборудования, планирования
промысловых операций и интеграции тех
нологий. Вы сможете связаться с ним по ад
ресу: [email protected]
Р. Уэстермарк, президент компании Grand
Directions Inc. имеет 24летний опыт рабо
ты в отрасли. На протяжении всего этого
срока он сотрудничал с различными ком
паниями отрасли.
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РЫНОК
ПРИРОДНОГО ГАЗА
В СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
Л. Парент, реда тор- онс льтант
Пере р з а хранилищ природно о аза серьезных проблем не создала, мы найдем способ е о
использовать. Вопрос строительства азопровода на Аляс е отошел «на задний план»; в то же
время добыча метана из ольных пластов ос ществляется хорошо. Ита , б д щее за СПГ
ОЦЕНКА РИСКОВ
В прошлом большая часть природного газа, как
на внутреннем, так и на международном рынке по
купалась и продавалась в соответствии с долговре
менными контрактами. Сторонами, заключающими
договор, как правило, были производители и потре
бители. В то время уже существовало понятие рис
ка, но из этого не делали проблему, стороны, как
правило, проводили операции на основе заключе
ния обычного честного договора.
В настоящее время условия игры изменились.
Помните Энрона Мелтдауна? Компания West Coast
Scam? «Игроками» той амбициозной игры были
производители. Чему мы научились? К нашему со
жалению, те игроки затеяли большую игру. Как
правило, они покупали и затем продавали газ (ко
торый они не добывали). Они начали совсем дру
гую игру.
После этого события стали меняться: адвокаты
вновь вернулись к делам о разводах, мы понесли
ущерб, газовый бизнес сфокусировался на NYMEX,
и появилось новое определение – оценка рисков. В
настоящее время рынок развивается в соответствии
с действиями «игроков». Он является местом, где
«делают большие деньги», а не продают или поку
пают природный газ. Именно через рынок оформ
ляются все сделки, при этом нет необходимости в
присутствии производителя, вы сами покупаете газ
или планируете его поставки в том объеме, который
вы хотите купить. Вы покупаете контракт. Один из
спикеров недавно отметил тот факт, что «чувства,
мнение толпы, сезоны, межсезонные циклы, фун
даментальные цели – все изменилось». В период
2001–2006 гг. неприкрытый интерес к рынку при
родного газа на NYMEX утроился. Что же произой
дет с оценкой риска?
ЦЕНЫ
Вернемся на месторождения. Покупка и прода
жа природного газа все еще происходит. Действи
тельно, газ покупается, продается и транспортиру
ется по трубопроводам в соответствии с расценка
ми NYMEX. Henry Hub приводит данные стоимос
34
ти транспортировки природного газа. Каждый день
цены от пункта до пункта трубопровода могут ва
рьироваться в пределах одного доллара и более, в
зависимости от того, где заключен контракт. Обыч
но, наиболее низкие цены устанавливаются в цен
тральной части Вайоминга. Самые высокие цены
зарегистрированы на восточных рынках.
Соответственно, с увеличением объемов импор
та СПГ цены на международном рынке могут так
же установиться на уровне маргинальной цены:
выше или ниже. В соответствии с прогнозом Henry
Hub в 2007 г. они установятся в пределах 7–8 долл.
Говоря об объемах потенциальных поставок,
беспрецедентное повышение цен может заставить
значительно снизить спрос на природный газ.
Учитывая современное развитие промышленнос
ти и интенсивное строительство электростанций,
между спросом и поставками природного газа
может образоваться большая дельта. Однако это
не вызовет сильного возмущения общественнос
ти изза проблемы сжигания энергоресурсов и
выбросов парниковых газов. Однако, поскольку в
настоящее время состояние окружающей среды
вызывает беспокойства, следует обратить свое
внимание на значительно более вредные для ок
ружающей среды мощности, использующие ка
честве топлива уголь. В первую очередь это каса
ется Канады. Проблема заключается в следующем:
откуда будет поступать природный газ, и по каким
ценам?
Однако СПГ станет основным источником поста
вок энергоресурсов в обозримом будущем и более
привлекательным, если сравнить его стоимость сто
имостью сырой нефти.
БУРЕНИЕ
Увеличение числа пробуренных на природный газ
скважин, означает пополнение доказанных запасов.
На конец 2005 г. EIA докладывал о том, что доказан
ные запасы Lower48 пополнились на 6,6 % или до
196 трлн фут3, что очень хорошо. Судя о числе пробу
ренных в 2006 г. скважин на природный газ запасы
должны увеличиться до 205 трлн фут3. В соответствии
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
с прогнозом на 2007 г. запасы пополнятся еще 10–
12 трлн фут3.
Уже на протяжении нескольких лет компания
Baker Hughes, ориентирующаяся на бурение газо
вых скважин, ежегодно увеличивает их число на
15 %, ставя новые рекорды почти ежемесячно. И, не
смотря на рекордное бурение, перспективы повы
шения доходов достаточно ограниченные как при
наземных операциях, так и при бурении на шель
фе. Операторы регулярно обращаются в Конгресс
с просьбой изменить эту ситуацию, но пока прини
мается какоелибо решение бурение на природный
газ продолжается.
Давайте, обратим внимание на число буровых ус
тановок. В соответствии с прогнозом в 2007 г. их чис
ло увеличится до 1500 по сравнению с 1372 едини
цами в 2006 г. А если обратиться к истории, то в пе
риод «бума» в 1980 г. буровых установок, осуществ
ляющих бурение, как на нефть, так и на газ в сумме
насчитывалось 4500 единиц.
Рост числа буровых установок отразился на уве
личении числа пробуренных в 2006 г. скважин
(32 000). К их числу не относятся ни разведочные
скважины, ни скважины, пробуренные на угольные
пласты.
ПОСТАВКИ ГАЗА
Хотя запасы газа увеличиваются, это увеличение
не происходит равномерно. И картина не всегда ока
зывается привлекательной. Наиболее перспектив
ным с точки зрения добычи природного газа явля
ется Мексиканский залив. Увеличение числа морс
ких скважин важно для поставок на восточные рын
ки.
В прессе сообщали, что добыча в странах, входя
щих в Организацию экономического сотрудниче
ства и развития (Organization for Economic Co
operation and development – OECD) стабилизиру
ется, и вскоре мир будет зависеть от поставок при
родного всего из нескольких источников. Это уже
произошло в Северной Америке. Добычу в западно
канадском осадочном бассейне (Western Canada
Sedimentary Basin – WCSB) прогнозировать слож
но. Объемы добычи природного газа в Мексике
вскоре не будут удовлетворять растущему спросу.
Если бы не запасы метана в угольных пластах
(coalbed methane – CBM) и девонских сланцах Се
верной Америки, с поставками природного газа мог
ли бы возникнуть проблемы. В то же время для того,
чтобы поддерживать развитие экономики в США
необходимо увеличивать объемы импорта СПГ.
Обратимся к истории, до начала 1970х гг. увели
чением объемов добычи природного газа в США осу
ществлялось в соответствии с ростом потребления.
Это было так до тех пор, пока объемы добычи не дос
тигли максимальной величины в 22 трлн фут3/год.
Уже в 1983 г. добыча природного газа снизилась до
16 трлн фут3/год. К счастью, в примерно в это же вре
мя были открыты WCSB и по природный газ стал
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Объем аза на одн разведочн ю с важин , млрд ф т 3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Источни : EIA, Office of Oil and Gas
От рытия запасов с хо о природно о аза б рением разведочных с важин
поступать газопроводу из Канады. Позже стал им
портироваться СПГ. В 2005 г. потребление природ
ного газа в США достигло 22 трлн фут3/год, т.е. воз
росло до уровня 1973 г. Но если рассмотреть эти
цифры подробнее, мы увидим, что импорт составил
3,5 трлн фут3, а 18,2 трлн фут3 – поставки газа, до
бытого в США.
Альберта остается основным источником поста
вок товарного газа, увеличение этих поставок будет
осуществляться за счет поставок газа, добытого из
нетрадиционных ресурсов, чтобы удовлетворить
спрос внутри страны и осуществлять экспорт. Об
этом можно сказать, что это ускорение бега с целью
остаться на тех же позициях.
В соответствии с предварительным прогнозом
США внутренняя добыча газа составит 19 трлн
фут3/год и останется в будущем примерно на том
же уровне. Это связано со снижением добычи и
проведением достаточно жесткой политики выда
чи лицензий на разработку месторождений. Но
отрасль не может ожидать, когда политики Вашин
гтона начнут действовать. Необходимо расширять
масштабы разработок, особенно нетрадиционных
ресурсов, таких как СВМ, нефтеносные песчани
ки, девонские сланцы и глубокозалегающий газ.
Может быть в ближайшее время помогут инно
вационные технологии. Может быть на девонских
сланцах Техаса повысят добычу. На территории
США также много угольных пластов, из которых
можно добывать газ. Однако следует учитывать, что
из большого числа скважин добываются незначи
тельные объемы газа. Все больше бурится
В последнее время все чаще приходится бурить
скважин, чтобы добыть все меньшие объемы газа
(см. рис.).
Эксперты считают, что в ближайшие годы цены на
природный газ начнут снижаться, а спрос в ближай
шие 25 лет будет в среднем увеличиваться на 0,7 % в
год. Как нам надо будет выходить из этой ситуации?
Может быть, поможет газопровод Аляски или значи
тельное увеличение объемов импорта СПГ?
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Поставщи и и импортеры природно о аза
Малайзия

2
-

-
-
-
-
3
-
-
-
58
-
-

3
54
209
6
336

3
-

-
-

-
-
-
-
-
161
-
-

213
316
293
-
987

-
-

-
-

-
-
-
-
-
11
-
-

-
260
3
-
273

-
-

-
-

-
-
-
-
-
-
-
-

6
517
41
17
581

-
-

-
-

-
-
-
-
-
-
-
-

-
305
28
-
333

-
-

-
-

-
-
-
-
-
-
-
-

-
683
265
175
1123

9
-

-
-

-
-
-
-
-
-
-
-

-
649
225
143
1031
Импорт
Индонезия

8
-

-
-

-
148
-
-
60
177
36
-

-
-
-
-
429
Др ие
Бр ней

-
-

-
-

-
-
-
-
-
31
-
-

-
-
-
-
31
Австралия

73
-

-
-

-
37
-
-
-
125
-
-

-
6
11
-
251
ОАЭ

97
-

-
-

95
265
15
79
-
183
134
15

-
3
-
-
886
Катар
Е ипет

439
-

24
9

-
-
-
-
-
18
-
3

-
-
-
-
492
Оман
Алжир
Импортеры
СевернаяАмери а
США
Ме си а
ЮжнаяАмери а
П эртоРи о
Домини анс аяресп бли а
Европа
Бель ия
Франция
Греция
Италия
Порт алия
Испания
Т рция
Вели обритания
Азия,О еания
Индия
Япония
ЮжнаяКорея
Тайвань
Все оэ спорт
Ни ерия
ТринидадиТоба о

-
<1

-
-

-
-
-
-
-
-
-
-

-
65
-
-
65
Страны
Ливия
США
Поставщи и,млрдф т3


-

-
-

-
-
9
-
-
-
-
-

-
-
-
-
9

631
<1

24
9

95
453
15
88
60
769
170
18

222
2858
1075
340
6828
Импорт в Ме си из США ос ществляется р зови ами.
Источни : EIA, October, 2006
КАНАДА
Канадские добывающие компании не прогнози
руют снижения добычи. Пик добычи был зарегист
рирован в 2001 г. и за последние 10 лет она увеличи
лась почти в четыре раза. Несмотря на то, что в 2005
г. было пробурено 16 тыс. скважин, объемы добычи
такими же как в 2002 г. Запасы метана в угольных
пластах значительны, но добыча из одной традици
онной скважины эквивалентна добыче из двухтрех
скважин, пробуренных на угольные пласты. Экс
порт газа из Канады постепенно будет сокращать
ся, поскольку правительство страны не считает обя
занным это делать. Канаде необходимо увеличивать
добычу природного газа, чтобы удовлетворить рас
тущий спрос внутри страны в связи с переходом
электростанций на отопление газом вместо угля.
Еще одной причиной сокращения Канадой в бу
дущем объемов экспорта газа стало расширение
масштабов разработки битуминозных песчаников.
Разработка этих ресурсов потребует больших объе
мов воды и газа для ее подогрева. Для добычи одно
го барреля нефти из битуминозных песчаников по
требуется примерно 1–1,5 тыс. фут3 газа. Другими
словами, чтобы увеличить добычу из битуминозных
песчаников с 1 до 3 млн брл/год потребуется при
мерно 1 трлн газа. Этого будет достаточно сложно
достигнуть, если вообще возможно. Таким образом,
газопровод Mackenzie очень важен для расширения
разработки битуминозных песчаников.
36
СПГ – МОСТ
В БУДУЩЕЕ
Постепенно многие люди оказались причастны
ми к бизнесу с СПГ. Примерно 30 лет назад все на
чиналось с незначительных поставок. В настоящее
время объемы поставок СПГ – значительны (см.
табл.). К 2005 г. 14 стран экспортировали пример
но 7 трлн фут3 СПГ семнадцати потребителям мира.
Существует мировой рынок СПГ и США приходит
ся конкурировать с Европой и другими покупа
телями относительно цены. СПГ является обмен
ным товаром, поэтому танкер может изменить курс
и пункт назначения, если это будет выгодно про
давцу.
Однако существует ряд проблем, связанных с ка
чеством СПГ. В таблице указаны 14 государств, экс
портирующих СПГ, но не приведены характеристи
ки экспортируемого продукта, которые могут отли
чаться от стандартов. В некоторых случаях такой
СПГ может стать причиной серьезных проблем, свя
занных с оборудованием. Для импортеров наиболее
важными характеристиками являются смесь с су
хим газом уже в системе, смесь с инертными газа
ми, такими как азот и возможность переработки газа
с целью удаления тяжелых примесей (бутана, пен
тана и гексана). Но не все характеристики СПГ под
ходят для всех регионов.
В настоящее время насчитывается пять разновид
ностей характеристик СПГ, но к 2010 г. их число,
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
возможно, увеличится до 15. Япония, самый круп
ный импортер СПГ, разделила свою систему трубо
проводов на северный и южный сегмент бы. Как
правило, СПГ с нестандартными характеристиками
транспортируется в приемные терминалы в любом
регионе. Такой СПГ не может транспортироваться
кудалибо еще. Этот факт вызывает беспокойство у
США, поскольку за последнее время число таких
терминалов в стране возросло.
Беспокойство вызывает и тот факт, что танкеры
вмещают в среднем 3 млрд фут3 СПГ, поскольку это
может стать потенциальной причиной смешивания.
В настоящее время в год разгружается более 200 тан
керов и, в соответствии с прогнозом к 2010 г. спрос
на них возрастет вдвое.
Что же произойдет потом? Для ответа на вопрос
необходимо выполнить анализ проблем, начиная с
поставщиков СПГ и заканчивая потребителями.
В середине следующего десятилетия мы можем
столкнуться с реальным риском большой разницы
между спросом и поставками природного газа.
В худшем случае эта разница может составить 7–
8 трлн фут3/год. В связи с этим на рынке природно
го газа должны быть введены новые правила.
Перевел Г. Кочет ов
СНИЖЕНИЕ
СПРОСА
Говоря о данных по спросу, вернемся к истории
– первому пику спроса в 1972 г., равному 22 трлн
фут3/год. Спрос на газ в настоящее время стал при
мерно таким же, около 22 трлн фут3/год. При усло
вии не очень холодной погоды в 2007 г. потребление
газа частным и коммерческим секторами постоян
но растет (хотя и незначительно). Такая же ситуа
ция сложилась и промышленном секторе. С другой
стороны, с наступлением лета потребление элект
роэнергии сократится.
Постоянно приходит на ум фраза: «спад спроса».
Мы считаем, что высокие цены на газ влияют на спад
спроса. Спрос со стороны производственных пред
приятий и владельцев автомобилей падает. Правда,
повышается эффективность использования газа, но
это «плохая» эффективность.
В то же время эффективность потребления энер
горесурсов играет ключевую роль. В 2006 г. Совет
по национальным ресурсам опубликовал доклад, в
котором говорилось о том, что в США в ближайшие
50 лет может быть сэкономлено 234 трлн фут3 газа,
что в среднем составит 4 трлн фут3/год благодаря
эффективному его использованию.
Большой проблемой является спрос на электро
энергию. Если все будет происходить в соответствии
с прогнозом некоторых экспертов, производство
электроэнергии в будущем сократится. Но это пло
хой прогноз.
ДАВАЙТЕ
ОБЪЕДИНЯТЬСЯ
С точки зрения долговременных перспектив Се
верная Америка станет регионом нестабильных по
ставок и дорогого природного газа. Поэтому необ
ходимо срочно предпринять следующие шаги: от
крыть доступ к закрытым ресурсам, обеспечить ин
вестирование энергетического сектора и обеспе
чить эффективность потребления энергоресурсов.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Л. Парент, редакторконсультант World Oil.
Мр Парент получил степень бакалавра есте
ственных наук в области химии и работает в
газовой отрасли с 1950 г. Л. Парент начинал
свою карьеру в компании Natural Gas Pipeline
Co. Позже он работал в компании Trunkline
Gas Co. и в 1968 г. был назначен в отдел пла
нирования Panhandle Eastern. Уже на протя
жении 26 лет мр Парент сотрудничает с
Trunkline Gas Co. и Panhandle Eastern. Он занимается публикаци
ей The Gas Price Report и The Gas Price Index.
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ВОЗМОЖНОСТИ РАСШИРЕНИЯ
СОВРЕМЕННОГО РЫНКА СПГ
Д. В д, David Wood&Associates, Лин ольн, Вели обритания; С. Мохатаб, реда тор- онс льтант, WO
Анализ состояния отрасли по азал, что Ме си а и Канада отовы сотр дничеств с США, несмотря на то, что мощности по сжижению и ре азифиации расширяются во всем мире
Очевидно, что СПГ является быстроразвивающейся
отраслью. Каналы поставок СПГ, включают в себя раз
личные национальные (National Oil Company – NOC) и
международные нефтяные компании (International Oil
Company – IOC), а также средства энергоснабжения.
Вовлечение различных участников нацелено на
максимальную реализацию возможностей, снижение
рисков и обеспечение надежности поставок СПГ или
природного газа. Во многих каналах поставок состав
ные элементы раздроблены. Как правило, это означа
ет полное отсутствие регулирования рынка, кратков
ременные контракты, замена товара и т. д. и связано с
определенными рисками. В этой области необходима
качественная оценка рисков, регулирование методов
их ослабления и эффективные решения.
США традиционно поставляет на свой внутренний
рынок газ, добытый в стране, и добавляет импортным
газом из Канады. Заводы по регазификации СПГ в на
стоящее время строятся на побережье Мексиканского
залива и соединяются с сетью газопроводов страны.
АНАЛИЗ SWOT
Последнее расширение и модернизация междуна
родного рынка СПГ означает, что его коэффициент
расширения/ослабления/перспективность/рисков
(Strengths/Weaknesses/Opportunities/Threats –
SWOT) также быстро изменяется.
Общий анализ SWOT на 2007 г. для отрасли СПГ.
Предпосылки расширения:
• современные и инновационные технологии;
• модифицирование рынков;
• значительный рост спроса на основных рынках;
• сокращение геополитического вмешательства;
• гибкость обеспечения надежности поставок.
Предпосылки ослабления:
• высокие капиталовложения и производственные
затраты;
• сложная сеть поставок;
• негативное отношение к надежности поставок;
• волнообразные скачки поставок и цен;
• длительное строительство инфраструктур.
Предпосылки перспективности:
• новые рынки;
• новые технологии;
• развитие экономики;
• ниша для маленьких и средних предприятий;
• прекращение регулирования региональных рын
ков.
38
Предпосылки рисков:
• избыточные поставки на некоторые рынки;
• финансовая нестабильность;
• терроризм и саботаж;
• строительство АЭС;
• охрана окружающей среды;
• сокращение персонала в отрасли.
При выполнении анализа SWOT в одной сети поста
вок к одним игрокам может относиться расширение и
перспективность, а к другим – ослабление и риски.
При выполнении детального анализа SWOT один и тот
же пункт можно отнести к разным категориям. Мы
постарались дать основные пункты детального анали
за. Далее следует планировать разработки и стратегии.
Однако даже при наличии списка пунктов достаточно
трудно выполнить анализ без полного понимания струк
туры и взаимосвязей сети поставок СПГ [1].
Разработка успешной стратегии буде зависеть от
характеристик и перспектив участников (NOC, IOC,
подрядчиков, финансовых, страховых, транспортных
компаний, производителя и т.д.).
РАСШИРЕНИЕ
Технологические преимущества и экономия от
масштаба влияют на процесс производства СПГ
(7,8 млн т/год – предприятие строится в Катаре),
транспортировку (танкерами примерно 200 тыс. м3 –
строится в Южной Корее для предприятия в Катаре)
и регазификацию (хранилища СПГ вместимостью
примерно 200 тыс. м3, строятся в рамках нескольких
проектов).
Основные поставщики и покупатели СПГ пред
ставлены на рис. 1. Различные страны, включая Эква
ториальную Гвинею, Норвегию и Россию, строят на
своей территории заводы по сжижению природного
газа и в ближайшие три года станут экспортерами
СПГ. Следует отметить, что на рынке уже появились
новые экспортеры – Нигерия и Австралия.
К экспортерам СПГ, относятся: АбуДаби, Алжир,
Австралия, Бруней, Египет, Индонезия, Япония, Юж
ная Корея, Ливия, Малайзия, Нигерия, Оман, Трини
дад и Тобаго, США.
Стать в ближайшее время экспортерами СПГ плани
руют: Ангола, Боливия, Бразилия, Экваториальная Гви
нея, Иран, Норвегия, перу, Россия, Венесуэла, Йемен.
В расширение рынка СПГ вовлечено большое чис
ло стран.
Импортерами СПГ являются Испания, Бельгия,
Франция, Греция, Индия, Италия, Япония, Южная
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2005 . – 188,8 млрд м3
США
Тринидад
Оман
Катар
ОАЭ
Алжир
Е ипет
Ливия
Ни ерия
Австралия
Бр ней
Индонезия
Малайзия
США Тринидад Оман
Малайзия
Индонезия
Катар
Бр ней
Про ноз величения импорта, 10 %
В соответствии
с про нозом быстрое
расширение рын а
Про ноз
ОАЭ
Австралия Ни ерия
Алжир
Ливия Е ипет
Год
Источни : BP Statistical Review, June,
1006; David Wood & Associates
188,8
Все о
Импорт СПГ, млрд м3
Э спорт СПГ
Страна
Млрд м3
Источни : BP Statistical Review, June,
1006; David Wood & Associates
Рис. 2. Динами а величения объемов импорта СПГ
Млрд ф т3/с т
Млрд ф т3/с т
Рис.1. Э спорт СПГ по странам. В 2005 . примерно 60 %
э спорта было направлено в Малайзию, Катар и Алжир
Добыча
Потребление
Дефицит поставо
Дефицит поставо
Добыча
Потребление
Год
Источни : BP Statistical Review, June,
1006; David Wood & Associates
Год
Источни : BP Statistical Review, June,
1006; David Wood & Associates
Рис. 3. Тенденции добычи и потребления природно о аза в
США
Корея, Португалия, ПуэртоРико, Испания, Тайвань,
Турция, Великобритания и США.
Стать в ближайшее время импортерами СПГ пла
нируют: Багамы, Бразилия, Канада, Центральная Аме
рика, Чили, Доминиканская Республика, Финляндия,
Германия, Индонезия, Иордания, Ливан, Мексика,
Нидерланды, Новая Зеландия, Пакистан, Филиппины,
Польша, Сингапур, Южная Африка, Таиланд.
Новые участники, такие как Мексика и Канада стро
ят предприятия на неиспользованных территориях.
Многие из участников также рассматривают возможно
сти строительства мощностей. Некоторые страны, такие
как Нидерланды и Чили, планируют заключать контрак
ты на поставку газа из соседних стран. Как, например,
Германия и Польша, импортирующие газ из России.
В настоящее время по всему миру строится (или зап
ланировано строительство) огромное число заводов по
сжижению газа. В соответствии с прогнозом объемы
импорта СПГ будут ежегодно увеличиваться на 10 %
(рис. 2). Многие аналитики прогнозируют [2], что к
2010 г. объемы импорта СПГ достигнут 300 млрд м3.
Начиная с 1949 г. потребление природного газа еже
годно увеличивалось на 5 трлн фут3, достигнув пика, бо
лее 23 трлн фут3/год (примерно 63 млрд фут3/сут),
в 1972 г. после снижения потребления в 1980х гг. потреб
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Рис. 4. Тенденции добычи и потребления природно о аза
в Канаде
ление газа вновь возросло до 23 трлн фут3/год в 1988 г.
Затем потребление опять снизилось и, начиная с 1998 г.
составляет примерно 62–65 млрд фут3/сут (рис. 3).
Основным поставщиком газа в США является Ка
нада. Она поставляет примерно 16 % потребляемого в
США газа (рис. 4.). На период 2000–2003 гг. это со
ставляло 50–60 % всего добываемого в Канаде природ
ного газа [3].
ОСЛАБЛЕНИЕ
Общественное восприятие СПГ с точки зрения
вреда окружающей среде и связанных с этим рисков
препятствуют активизации строительства установок
для регазификации на северовосточном побережье
Мексиканского залива, а также тормозят одобрение
проектов в Италии.
Барьеры создаются почти для всех, лишь несколь
ко крупных NOC и IOC имеют некоторые преимуще
ства. Поскольку нефтегазовая отрасль считается вы
сокоразвитой, она может обеспечить и капиталовло
жения и эффективные технологии по сравнению с
другими отраслями. Отрасль уже приступила к реали
зации ряда крупных проектов, таких как строитель
ство завода СПГ Bioko (компания Marathon) в Эквато
риальной Гвинее, терминал для регазификации Bear
Head (Anadarko) в Канаде, участие компании Hunt Oil
в строительстве завода по сжижению природного газа
Pampa Melchorita в Перу и сотрудничество компании
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
PetroCanada с компанией GasProm в области расши
рения сети поставщиков СПГ.
Строгий контроль запасов газа государственными
компаниями или в сложных с точки зрения геополи
тической ситуации государствах является фактором,
который отрасль не может отбросить. Конечно, поли
тика на Ближнем Востоке, Каспийском море и в Рос
сии препятствует точному контролю запасов. Страны
в этих регионах обладают примерно 75 % мировых за
пасов, так же как страны, входящие в ОПЕК, удержи
вают позиции по мировым запасам нефти.
Члены Организации экономического сотрудниче
ства и развития (Organization for Economic Cooperation
– OECD), которые являются основными потребите
лями нефти, считают нефтяную отрасль и, в частно
сти, ОПЕК ответственными за цены на нефть. Высо
кие цены на природный газ в странах, входящих в
OECD, побуждают политиков считать, что газ имеет
такую же ценность, что и нефть.
Полагая так, руководители стран, входящих в OECD,
могут разработать энергетическую стратегию с целью
решения проблем энергетического сектора, а также
производственных и природоохранных задач. Если это
произойдет, сектор СПГ потребует значительных ин
вестиций, что повлечет за собой расширение рынка.
Высокие затраты и ограниченные возможности ос
лабляют поставщиков. До 2002 г. отрасль предпринима
ла все возможные шаги, чтобы снизить затраты. С тех
пор стоимость материалов и производственные затра
ты выросли, в связи с чем реализация ряда проектов была
приостановлена изза ограниченного бюджета, таких
как Сахалин (ShellРоссия) и Сноувит (Statoil – Норве
гия). Отраслевым компаниям пришлось сфокусировать
свое внимание на менее масштабных проектах.
ВОЗМОЖНОСТИ ОТРАСЛИ В 2007 .
Гарантии рынка основаны на гарантии поставок.
С этой точки зрения СПГ является наиболее реальным
товаром. 2005 и 2006 гг. продемонстрировали и в США,
и в Европе, что поставки газа по трубопроводам явля
ются наиболее оптимальным решением, но связаны с
определенным риском в случае какоголибо отказа обо
рудования и остановки эксплуатации трубопровода.
Остановка трубопровода может произойти либо из
за погодных условий, как это произошло в 2005 г. в
Мексиканском заливе изза ураганов, либо изза по
литических споров, как это произошло в 2006 г., когда
начался спор по поводу цен на поставляемый природ
ный газ между Россией и Украиной, либо по какимто
другим причинам. Такие события лишний раз доказа
ли, что гибкая система поставок обеспечивает непре
рывность и предотвращает кризисные ситуации. Эта
стратегия выбрана многими странами на 2007 г., имен
но по этой причине в ряде европейских стран присту
пили к строительству терминалов для СПГ.
Интегрирование инфраструктур для регазифика(
ции является важным решением для повышения ста
бильности поставок. Владельцы газораспределитель
ных и мощностей и хранилищ могут накопить доста
точно большие объемы продукта, значительно боль
ше, чем смогут поставить добывающие компании, осо
бенно, если они будут ориентироваться на цены и
40
ждать, когда они повысятся. Инфраструктурой для
СПГ, могут владеть и крупные и небольшие компании.
В Северной Америке запланировано строительство
ряда таких мощностей, которые могут стать прекрас
ной нишей для инвестирования. Новые мощности бу
дут обеспечивать повышающийся спрос на природный
газ, чтобы обеспечить электростанции топливом и
удовлетворить потребности внутреннего рынка.
В последние годы значительно вырос интерес к соору
жению мощностей по сжижению природного газа и ре
газификации в густонаселенных регионах США. Одна
ко местная администрация неоднократно аннулировала
или откладывала реализацию таких проектов, особенно
к северу и востоку от коридора Бостон – Портленд и в
Калифорнии. Задержка реализации нескольких новых
проектов строительства приемных терминалов вынуж
дает некоторые компании обратить свое внимание на
Канаду, где значительно проще разместить такие мощ
ности и соединить их с существующими или строящи
мися газопроводами, такими как Maritimes и Northeast.
В опубликованных результатах анализа состояния
энергетического сектора Канады, выполненного EIA,
отмечалось «вопрос строительства терминалов в Кана
де, бесспорно, не вызовет такого противостояния мест
ной администрации, с которым мы столкнулись в США».
В результате в 2005 г. Национальной энергетической ад
министрацией Канады (National Energy Board – NEB)
было одобрено два проекта строительства трубопрово
дов – Maritimes и Northeast – и их реализация началась.
• Владельцем и оператором мощности с начальной
пропускной способностью 0,5 млрд фут3/сут выступи
ла компания Irving Oil Ltd., управляющая крупнейшим
нефтеперерабатывающим заводом страны с производ
ственной мощностью 250 тыс. брл/сут.
• Вторая мощность с первоначальной пропускной
способностью 1 млрд фут3/сут строится компанией
Anadarko Petroleum.Однако, если в 2005 г. темпы стро
ительства были достаточно хорошие, то в 2006 г. ком
пания объявила о замедлении строительства в связи с
продажей договора и имущества Venture Energy по
причине заключения более выгодного долговременно
го контракта.
Разработан проект строительства к 2008 г. на вос
точном побережье Канады приемного терминала СПГ
с пропускной способностью 4 млрд фут3/сут. Кроме
того, строятся еще два терминала на атлантическом и
тихоокеанском побережье страны. Проекты находят
ся на разных этапах реализации [4].
Доказанные запасы природного газа Мексики на
январь 2006 г. составляли примерно 15 трлн фут3. В
2005 г. Мексика занимала 15е место среди крупней
ших добывающих природный газ государств, добывая
1,6 % суммарного объема. Однако растущий спрос на
этот энергоресурс вынудил Мексику стать импорте
ром. Газ поставлялся в Мексику из США по трубопро
воду, однако высокие цены и возросший спрос в США
заставили Мексику пересмотреть объемы импорта.
В настоящее время Мексика занимает 11е место
среди потребителей газа, что составляет 1,9 % объе
мов мирового потребления. Дело в том, что в Мексике
за последние десять лет объемы потребления природ
ного газа выросли на 90 %. В следующую декаду по
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Дефицит поставо
Млрд ф т3/с т
Добыча
Потребление
Год
Источни : BP Statistical Review, June,
1006; David Wood & Associates
Рис. 5. Тенденции добычи и потребления природно о аза в
Ме си е
требление природного газа в стране составит почти
половину добываемого объема. В соответствии с про
гнозом потребление газа в Мексике на период 2004–
2030 гг. в среднем увеличивается на 3,3 % в год [5].
Зависимость Мексики от импортного газа будет
расти, так же как и в США (рис. 5). Объемы импорта
природного газа вырастут на 13 %, поскольку в соот
ветствии с прогнозом потребление газа вырастет к
2030 г. на 40 %.
В ближайшее время Мексика станет активным им
портером СПГ. В процессе строительства находится
терминал для импортного СПГ Costa Azul. Кроме того,
несколько мощностей строятся на мексиканском по
бережье Тихого океана.
Следует учитывать труднодоступные мировые за(
пасы газа, которых насчитывается примерно 2500 трлн
фут3 (более 40 % всех доказанных запасов). Особен
ность состоит в том, что большая часть этих запасов
залегает в незначительных месторождениях, содержа
щих менее 5 трлн фут3 газа. Это побудило IOC разрабо
тать ряд проектов по строительству небольших мощно
стей по сжижению газа, рассчитанных на месторож
дения с запасами примерно 10 трлн фут3. К сожалению,
в мире насчитывается примерно 200 таких месторож
дений, большая их часть либо разрабатывается, либо
эксплуатируется.
С другой стороны суммарные запасы таких еще не
разрабатываемых месторождений составляют при
мерно 1–3 трлн фут3. конечно, отрасль ориентирует
ся, прежде всего, на эти месторождения и разрабаты
вает инновационные технологи, чтобы извлечь эти
запасы. Поскольку сеть поставок СПГ постепенно рас
ширяется, поставки СПГ с таких небольших заводов в
будущем станут реальностью.
Регазификация и сжижение природного газа в мор(
ских условиях представляет собой еще одно звено сети
поставок. В настоящее время используются технологии
регазификации в морских условиях. В 2005 г. в Мекси
канском заливе была развернута система регазифика
ции Gulf Gateway Energy Bridge (компания Excelerate)
и планируется создание еще одной аналогичной систе
мы North Gateway, которая будет размещена в Масса
чусетском заливе. Несколько наземных и морских про
ектов ожидают разрешения на реализацию. Например,
терминал СПГ Adriatic, который будет строиться в Ита
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
лии. Еще один терминал, являющийся совместной соб
ственностью компаний Qatar Petroleum, ExxonMobil и
Edison, начнет эксплуатироваться в середине 2007 г. Газ
на терминал будет поступать с наземных мощностей
(GravityBased Structure – GBS). Пропускная способ
ность терминала составит 318 млрд фут3/год, вмести
мость хранилища – 8,8 млн фут3 СПГ.
Запланировано строительство еще одного GBSтер
минала для регазификации Gulf Landing (компания
Shell), который будет расположен в 70 км от побережья
Луизианы на участке Вест Камерон 213. Производитель
ная
мощность
этого
терминала
составит
1 млрд фут3/сут. Он будет сдан в эксплуатации в 2008–
2009 гг. и будет связан как минимум с пятью газопрово
дами. Если будут учтены затраты, разработаны техноло
гии и соблюдены нормы охраны окружающей среды, то
морские системы регазификации СПГ образуют новый
рынок. Например, небольшая шотландская компания
Stag Energy в 2006 г. обнародовала планы относительно
строительства морского терминала СПГ поблизости от
северовосточного побережья Англии. Терминал Barrow
Gateway будет связан с подводной инфраструктурой, и
оборудован хранилищем вместимостью 1,1 млрд м3. Этот
проект еще не одобрен, но его реализации обеспечить
большие возможности для импортирования СПГ в ре
гионы, где сложно построить наземные терминалы.
В отличие от проектов по регазификации системы
для сжижения природного газа реализуются такими
компаниями как Shell и Mobil уже с 1980х гг. Эти ком
пании давно реализуют крупномасштабные морские
проекты. Компания Shell реализовала такой проект
недалеко от северозападного побережья Австралии
для переработки газа, добываемого компанией Sunrise.
Однако правительства предпочитают строить назем
ные перерабатывающие системы с целью облегчения
контроля и транспортировки.
Перевел Г. Кочет ов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Wood, D., «LNG risk profile – Where are we going: SWOT analysis
aids risk assessment», Oil and Gas Journal, Feb. 14, 2005.
2. Wood, D., «LNG’s share of global gas set to soar», Petroleum Review,
Feb. 2004.
3. National Energy Board, «Canada’s conventional gas resources:
A status report – April 2004», 2004.
4. US Department of Energy, «Country Analysis Brief Canada», Feb.
2005.
5. International Energy Agency, «World Energy
Outlook – 2006, Reference Case», 2006.
Д. Вуд, международный консультант в облас
ти энергетики, специалист по технической
интеграции, экономики, оценки рисков и
стратегической информации. Д. Вуд защитил
степень бакалавра в Imperial College (Лондон).
Вы можете связаться с ним по адресу:
[email protected]
С. Мохатаб, консультант в области техничес
ких исследовательских проектов при мини
стерстве химической и нефтехимической
промышленности США. С. Мохатаб опублико
вал более 50 статей в различных отраслевых
журналах.
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
ПРИ ХРАНЕНИИ
ОБОРУДОВАНИЯ
Пленка INTERCEPT SPS от компании Birchwood
Casey создает защитную, свободную от коррозии
зону при хранении и перевозке бурового и техноло
гического оборудования. Она обладает уникальной
способностью нейтрализовать и уда
лять коррозионные элементы в возду
хе вокруг укрытых деталей без при
менения химических веществ, защи
щая детали от коррозии в течение
длительного времени. Забойные кла
паны, насосы, соединительные муф
ты и сопутствующая арматура защи
щены, как при морских перевозках,
так и при хранении на буровой пло
щадке. INTERCEPT SPS представляет
собой полиэтиленовую пленку с до
бавлением частиц металлической
меди и активированного угля. Не
представляющие опасности для лю
дей, эти вещества нейтрализуют и
впитывают коррозионные элементы Рис. 1
внутрь пленки благодаря гальвани
ческому действию и абсорбции. К тому же они явля
ются природными биоцидами, которые быстро уби
вают кислотовыделяющие бактерии, плесени и гриб
ки, которые могут присутствовать под пленкой или
на отпечатках пальцев. Это создает благоприятную
защитную зону. Пленка не выделяет паров или ле
тучих органических соединений, поэтому она не
представляет никакой опасности для чувствитель
ных или с аллергической реакцией людей. Матери
ал имеет апробированный срок хранения свыше 20
лет в нормальных складских условиях, обеспечивая
защиту, как в помещении, так и под открытым не
бом. Она эффективна на поверхности любого типа
и выпускается в нескольких видах: сжатой пленки,
растянутой пленки, полос, мешков определенного
размера и очень больших мешков (Рис. 1).
Выбери 1 на сайте www.WorldOil/com/RS.html
САМОУСТАНАВЛИВАЮЩАЯСЯ
КОМПАКТНАЯ БЛОЧНАЯ
БУРОВАЯ УСТАНОВКА
Новая буровая установка Rapid
Rig компании National Oilwell Varco
является экономичной наземной бу
ровой установкой с максимальной
скоростью, безопасностью и эксплу
атационными характеристиками в
компактном блочном исполнении с
возможностью перемещения по до
рогам. Установка имеет нагрузку на
крюк 250 т для бурения неглубоких
и средней глубины скважин, а мень
шие размеры и самоустанавливаю
щаяся конструкция облегчает ее
42
Рис. 2
транспортировку и ускоряет монтаж на месте работ.
Полностью автоматизированный пол вышки в сочета
нии с новой системой подачи и укладки труб позволя
ет снизить численность буровой бригады и угрозу не
счастных случаев и при этом обеспечить эффективные
рабочие условия. Компактные блоки установки и пи
тания всех основных систем переменным током сни
жают воздействие на окружающую
среду на месте расположения скважи
ны. Отличительной особенностью ус
тановки является верхний привод TDS
10SA с питанием переменным током,
который при транспортировке остает
ся смонтированным в мачтовой выш
ке с блоком. Лебедка с рекуператив
ным торможением имеет одну ско
рость и приводится в действие зубча
тым механизмом. Устройство для меха
низированной подвески и развинчива
ния труб ST80 и система для направ
ления обсадных труб устанавливаются
на полу буровой максимально безопас
но и эффективно. Модульная циркуля
ционная система разработана и спро
ектирована для оптимальной работы и
транспортировки без перемещения оборудования. Си
стема оснащена сдвоенными низкопрофильными виб
роситами.
Выбери 2 на сайте www.WorldOil/com/RS.html
УСОВЕРШЕНСТВОВАННОЕ
УСТЬЕВОЕ
ВЫХОДНОЕ УСТРОЙСТВО
Компания Tech Ltd. представила устьевое выход
ное устройство следующего поколения, которое было
усовершенствовано в целях повышения его надежно
сти и снижения времени доставки. Устройство ис
пользуется для соединения спущенного в скважину
кабеля с наземной телеметрической системой. Оно
обычно используется в процессе заканчивании сква
жин со стационарным оборудованием, когда непре
рывно контролируется давление и температура. Уст
ройство допускает подсоединение одной или двух жил
кабеля и подходит к большинству фланцевых соеди
нений. Оно имеет сертификат ATEX для использова
ния в опасных зонах класса 1 и 2.
Была улучшена конструкция ка
бельного замка, важного узла, кото
рый находится на конце кабеля и
герметизирует устье скважины. На
дежность герметической перего
родки повысилась, что уменьшило
количество отказов, с которыми
пришлось столкнуться при проведе
нии заводских испытаний. Сократи
лась продолжительность изготовле
ния кабельного замка (Рис. 2).
Выбери 5 на сайте www.WorldOil/
com/RS.html
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВОЕ ПРОГРАММНОЕ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ
Компания Geomodelling Technologies Corp. выпу
стила программу SBED 2006 Version 3 с улучшенными
возможностями биотурбационного моделирования и
многофазного перемасштабирования. Программа
используется для определения потенциальной добы
чи из коллектора посредством моделирования неодно
родности на детальной сетке и последующего пони
жения размерности сетки для гидродинамического
моделирования. Новые возможности включают так
же расчет коэффициента песчанистости и представ
ление геометрической сетки в трехмерном виде. По
нижение размерности сетки позволяет пользователю
лучше визуализировать влияние биотурбации на про
ницаемость и пористость подмодели. Пользователь
может наложить неограниченное количество биотур
бационных структур на любую уже имеющуюся био
турбационную подмодель, что позволяет приписать
различные петрофизические свойства различным
группам биотурбационных структур и получить в ре
зультате более точную модель. Расчет коэффициента
песчанистости представлен в виде текста в окне трех
мерного отображения вместе с геометрической сет
кой. Это позволяет пользователю проанализировать
модель и коэффициент песчанистости, исключив не
обходимость их отдельного просмотра. Определение
эффективной толщины пласта в модели дает точное
представление об изменчивости типов пород и харак
теристику без ее учета.
Выбери 6 на сайте www.WorldOil/com/RS.html
АНАЛИЗАТОРЫ
ВИБРАЦИИ
Компания Datastick Systems, Inc. представила ана
лизаторы вибрационного спектра VSA1214 и
VSA1215, представляющих собой
новое поколение анализаторов и
PDAустройств для мониторинга со
стояния механизмов и технического
обслуживания с целью выявления
неисправностей. Небольшого разме
ра система включает модуль, кото
рый связывается с компьютером
Palm T/X с помощью программного
обеспечения Datastick Spectrum
Version 1.6. Оно собирает результа
ты замеров вибрации, отображает и
хранит их в виде временных форм
Рис. 3
волны и спектров FFT. В систему так
же входит новая версия Datastick Report System, кото
рая импортирует данные из компьютера в установлен
ную на ПК программу Microsoft Excel. Модуль имеет
модифицированный аналоговый вход с низким уров
нем шумов для стандартных акселерометров типа ICP
и датчики скорости, улучшенную цифровую схему и
встроенную подзаряжаемую литиевоионную аккуму
ляторную батарею со схемой зарядки. Система
VSA1215 отображает и записывает общий уровень
вибрации и значения угрожающей интенсивности, а
также формы волны ускорения с разрешением до 6400
точек (3200 точек для VSA1214); ускорение, скорость
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
или спектры смещения с разрешением до 3200 линий
FFT (1600 линий для VSA1214). Пользователь может
выбрать частоту в диапазоне 20 000–50 Гц (10 000–
50 Гц для VSA1214). Программное обеспечение исполь
зует все возможности полноцветного экрана высоко
го разрешения компьютера Palm T/X (Рис. 3).
Выбери 7 на сайте www.WorldOil/com/RS.html
КОРРОЗИОННОСТОЙКОЕ
ПОКРЫТИЕ
Покрытие из намоточного композиционного уси
ленного стеклом эпоксида DUOLINE 20, производи
мое компанией DUOLINE Technologies, устанавли
вается на изделиях OCTG при их работе в коррози
онной среде. Эпоксидное покрытие считается более
приемлемым вариантом, чем внутреннее пластико
вое покрытие. Материал эффективно защищает от
коррозии и давно применяется для защиты трубных
изделий в самых различных условиях на море и на
суше. Он используется при высокой рабочей темпе
ратуре (250 °F), закачке и утилизации углекислого
газа и воды, утилизации химических продуктов и в
добыче газа.
Выбери 8 на сайте www.WorldOil/com/RS.html
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ
КАРТИРОВАНИЕ
В ПРОГРАММЕ GIS
Программа Geological Information System компа
нии SIGEOL является новым программным сред
ством для построения геологических карт и состоит
из связного набора средств и профессиональноспе
цифических баз данных, разработанных геологами
для геологов. Специфика программы расширяет воз
можности представления данных для удовлетворе
ния потребностей геологовпоисковиков. Базы дан
ных программы работают на плат
форме TNTmips, разработанной
компанией MicroImages, и предос
тавляют готовые атрибуты для опи
сания геологических объектов и ис
пользования их характеристик, ко
торые охватывают стратиграфию,
структурную геологию и петрогра
фию. Для изучения пространствен
ных связей между геологическими
наземными объектами, их количе
ственной оценки и представления
их характеристических парамет
ров в двух и трехмерном изобра
жении используются методы векторной топологии.
Средства интерпретации и анализа включают в себя
структурированный генератор слоев, средства гео
логической расшифровки фотоснимков, определе
ние наклона слоев и их толщин, и представление их
в виде диаграмм распределения азимутов наклона
слоев, диаграмм Вульффа и стратиграфических раз
резов.
Выбери 9 на сайте www.WorldOil/com/RS.html
Перевел С. Соро ин
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
ЗАСТОЙ
В ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ
УГРОЖАЕТ ОПЕРАЦИЯМ
В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ
Дж. Додсон, Т. Додсон, омпания Dodson Co., Грейпвайн, шт. Техас, В. Шмидт, реда тор WO
Использование б ровых станово в операциях, не связанных с механичес им б рением, х дшает э ономичес ие по азатели операторов, то да а правительственные и страховые о раничения сдерживают развитие новой техноло ии
Действующие в Мексиканском заливе операто
ры и подрядчики столкнулись с серьезной пробле
мой – отсутствием роста в показателях бурения.
Путем контролирования показателей бурения (дней
использования буровых установок в механическом
бурении и скорости проходки) в течение последних
пяти лет (2001–2005 гг.) выявлено отсутствие улуч
шений эффективности бурения. Современная ста
тика показателей бурения угрожает рентабельному
освоению остающихся в Мексиканском заливе за
пасов нефти и газа при существующих разведочных
и эксплуатационных затратах, даже при цене на
нефть и газ 60 долл/брл и 8 долл/тыс. фут3 соответ
ственно.
Действующие в Мексиканском заливе операто
ры и подрядчики столкнулись с серьезной пробле
мой – отсутствием роста в показателях бурения.
Путем контролирования показателей бурения (дней
использования буровых установок в механическом
бурении и скорости проходки) в течение последних
пяти лет (2001–2005 гг.) выявлено отсутствие улуч
шений эффективности бурения. Современная ста
тика показателей бурения угрожает рентабельному
освоению остающихся в Мексиканском заливе за
пасов нефти и газа при существующих разведочных
и эксплуатационных затратах, даже при цене на
нефть и газ 60 долл/брл и 8 долл/тыс. фут3 соответ
ственно.
Темп роста эффективности бурения определяет
ся совокупным результатом сложного взаимодей
ствия правительства, компанийоператоров, подряд
чиков и поддерживающих отраслей промышленно
сти. К элементам такого взаимодействия относятся:
• технологии, одобренные Группой технологичес
ких оценок в Управлении по минеральным ресур
сам;
• стратегия компанииоператора в отношении при
менения технологии;
• ограничения, налагаемые на буровых подрядчи
ков;
• ограничения, вводимые страхованием от риска,
для всех участвующих сторон.
• предписания по вопросам охраны здоровья, тру
да и окружающей среды.
44
Последствия проявления этих взаимодействую
щих сил можно видеть в сокращении числа активно
действующих в Мексиканском заливе операторов и
расширении спроса на буровые установки в других
районах мира, в связи с ограниченностью поставок.
Этот спрос повлек за собой отток буровых устано
вок из Мексиканского залива. Согласно публикации
ODSPetrodata «Локатор морских буровых устано
вок», в начале 2002 г. предложения со стороны кон
курирующих компаний для Мексиканского залива
превышало 190 буровых установок. Такие поставки
буровых установок сократились до 143 единиц в кон
це 2005 г. и до 128 в декабре 2006 г.
ДАННЫЕ
Для периода 2001–2005 гг. среднегодовую эффек
тивность бурения исчисляли через дни использова
ния буровых установок в механическом бурении и
среднесуточную измеренную проходку: общая глу
бина ниже морского дна (Below Mudline Total Depth
– BMLTD) и среднесуточная скорость проходки (rate
of penetration – ROP). Данные были агрегированы с
приращением 1000 фут ниже BMLTD = 10 000 фут
для стволов скважин, пробуренных с помощью са
моподъемных буровых установок (табл. 1) и плаву
чих буровых установок – как полупогружных, так и
буровых судов (табл. 2).
Эти данные примечательны в связи с их непроти
воречивостью. Тщательный анализ числовых данных
для самоподъемных буровых установок демонстри
рует ожидаемую конфигурацию: среднее число дней
бурения возрастает с увеличением глубины, тогда
как средняя скорость проходки снижается по мере
увеличения диапазона глубин. Вариации скорости
проходки для определенного диапазона глубин отно
сительно невелики из года в год, образуя кластеры,
близкие к средней скорости проходки для рассмат
риваемого диапазона глубин.
Компании знают, как бурить в шельфовой зоне
Мексиканского залива, и предпочитают бурить до ко
нечных глубин менее 16 000 фут, хотя и продолжается
бурение на большие глубины. На бурение скважин в
Мексиканском заливе в среднем требуется 33 дня, и
бурение ведется со средней скоростью 339 фут/сут.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
Таблица 1. С важины, проб ренные в Ме си анс ом заливе (США) с самоподъемных б ровых станово в 2001–2005
Годы
<10
Числос в.
Средн.дни
Средн.ROP
Числос в.
Средн.дни
Средн.ROP
Числос в.
Средн.дни
Средн.ROP
Числос в.
Средн.дни
Средн.ROP
Числос в.
Средн.дни
Средн.ROP
Числос в.
Средн.дни
Средн.ROP
2001
2002
2003
2004
2005
2001–
2005

149
13
540
97
14
545
127
14
523
103
15
466
105
14
498
581
14
516
10-11
11-12
41
24
435
29
19
550
32
20
527
16
25
425
16
30
352
134
24
461
45
31
377
34
31
377
30
24
475
21
27
428
28
33
350
158
29
393
12-13
32
35
354
31
36
344
23
29
426
24
35
359
19
39
316
129
35
357
13-14
35
44
310
22
39
346
26
38
355
19
41
330
25
49
276
127
42
319
Диапазон,тыс.ф т
14-15
15-16
16-17
23
46
316
17
48
301
17
30
485
14
58
249
23
50
292
94
46
314
30
53
293
17
52
300
22
55
281
14
46
338
17
53
292
100
52
297
18
56
296
13
64
257
14
54
304
10
54
307
10
86
193
65
63
269
17-18
14
81
217
7
74
234
7
86
201
11
73
240
10
69
254
49
77
228
18-19
19-20
11
84
222
3
133
140
8
64
288
7
77
241
6
80
232
35
88
227
1
85
230
9
71
275
5
74
265
6
82
237
2
96
201
23
82
252
.
>20
Все о
6
126
174
6
110
201
3
112
186
4
120
181
7
133
163
26
120
179
405
33
339
285
34
343
314
29
383
249
34
333
268
37
302
1,521
33
339
>20
Все о
©2007, James K. Dodson Company
Таблица 2. С важины, проб ренные в Ме си анс ом заливе (США) с плав чих б ровых станово в 2001–2005
Годы
2001
2002
2003
2004
2005
2001–2005
<10
Числос в.
Средн.дни
Средн.ROP
Числос в.
Средн.дни
Средн.ROP
Числос в.
Средн.дни
Средн.ROP
Числос в.
Средн.дни
Средн.ROP
Числос в.
Средн.дни
Средн.ROP
Числос в.
Средн.дни
Средн.ROP
77
31
224
61
26
239
43
18
379
42
23
303
29
28
278
252
25
264
10-11
14
41
258
6
33
326
8
30
353
4
43
239
6
27
391
38
35
299
11-12
10
59
195
5
72
159
4
31
387
6
34
336
1
23
486
26
44
230
12-13
11
45
276
10
35
355
7
31
410
6
37
338
5
45
276
39
39
323
13-14
9
45
294
7
39
340
6
58
237
1
13
1012
5
59
230
28
43
281
ДиапазонBMLTD,тыс.ф т
14-15
15-16
16-17
8
57
254
6
53
273
4
77
189
4
36
405
4
61
241
26
57
257
7
37
417
7
53
288
8
55
282
2
29
537
4
45
340
28
44
330
2
56
290
4
52
317
6
85
195
2
56
292
6
101
164
20
70
213
17-18
6
75
234
1
66
271
3
45
388
2
79
217
0
0
0
12
66
259
18-19
10
87
211
2
114
165
7
101
184
1
72
252
2
57
327
22
86
204
.
19-20
4
67
294
5
84
230
5
54
363
0
0
0
0
0
0
14
68
285
13
105
214
18
115
195
16
125
188
11
101
229
15
117
201
73
113
202
171
47
239
132
49
238
117
52
252
81
40
284
77
57
235
578
49
246
©2007, James K. Dodson Company
Обратимся к данным работы плавучих буровых
установок (см. табл. 2). Общее число скважин, про
буренных за последние пять лет, неуклонно снижа
ется – от 171 скважины в 2001 г. до 77 в 2005 г. В ди
апазоне глубин 19 000–20 000 фут в 2004–2005 гг. не
пробурили ни одной скважины. Хотя данным для
плавучих буровых установок и характерен больший
разброс, время проводки скважин в среднем более
высокое и скорость проходки характеризуется до
вольно значительной изменчивостью. В среднем на
проводку скважины требуется 49 дней со скоростью
проходки 246 фут/сут.
РЕЗУЛЬТАТЫ
Не похоже, чтобы существовали какие бы то ни
было тенденции в повышении эффективности бу
рения, несмотря на совершенствование технологий,
методов и технических средств. Одним из ключе
вых вопросов является скорость внедрения про
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
мышленностью новых технологий на море. Регуля
тивный надзор подавляет любое скачкообразное
изменение технологий для повышения эффектив
ности бурения. Операторы, подрядчики и производ
ственные компании буквально затравлены предос
тережениями относительно страховой защиты от
рисков.
Какова реакция промышленности? Куда может
обратиться оператор, чтобы избавиться от конфлик
тной ситуации в разведке и добыче? – не считая ра
бот в мире, за пределами Мексиканского залива.
Самый быстрый путь для независимого оператора –
выход на мировую арену для расширения работ пу
тем слияния.
Долго разрабатываемые запасы в глобальных тер
риториальных водах обеспечивают более высокие
доходы от продажи нефти, чем при бурении в шель
фовой зоне Мексиканского залива. Технологически
Мексиканский залив может представлять значитель
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
ные трудности, даже при освоении глубоководных
районов. Так что «большой доллар» идет за глобаль
ным «еще более высоким долларом», когда ведется
поиск более легких перспектив, связанных с долго
разрабатываемыми запасами, которые компенсиру
ют более высокие затраты. Между тем, эффектив
ность бурения в Мексиканском заливе остается на
неизменном уровне. В Мексиканском заливе продол
жается снижение объемов добычи на шельфе, а в
глубоких водах разработка месторождений задержи
вается.
ВОЗРОЖДЕНИЕ ЭКОНОМИКИ
МЕКСИКАНСКОГО ЗАЛИВА
Так что первый шаг в улучшении экономической
ситуации в Мексиканском заливе состоит в повыше
нии эффективности бурения. Для того чтобы спасти
Мексиканский залив, должна быть повышена эф
фективность бурения, и экономическая культура
противоречивых интересов правительства, сервис
ных предприятий и компанийоператоров в Мекси
канском заливе. В оперативном отношении экономи
ческие показатели бурения в Мексиканском заливе
оптимально путем могут быть улучшены путем сокра
щения времени использования буровых установок в
операциях, не связанных с механическим бурением
(nonproductive time – NPT), за исключением фик
сированного времени простоев, связанных с регист
рируемыми штормами.
Для проанализированной группы из 260 скважин,
пробуренных с января 2004 г. по октябрь 2006 г., сред
нее время использования буровых установок в опе
рациях, не связанных с механическим бурением, со
ставило 24 % общего времени бурения (измеряемого
в часах), как показано в табл. 3. Инциденты, повлек
шие за собой значительные NPT, существенно уве
личили простои, связанные с регистрируемыми
штормами. Общие затраты на бурение по этой груп
пе скважин составили 3,43 млрд долл., включая зат
раты связанные с NPT в сумме 822 млн долл. Инци
денты, ставшие причиной роста NPT, вызывались
осложнениями геологического и технического ха
рактера, включая следующие:
• прихват труб (3 %);
• исправительное цементирование под давлением
(3 %);
• поглощение (3 %);
• повреждение буровой установки (3 %);
• повреждение оборудования (3 %).
На эти инциденты приходится 15 % из общего NPT
или 63 % простоев в общем времени бурения за счет
NPT. Если бы время использования буровых устано
вок в операциях, не связанных с механическим бу
рением, сократить вдвое (сокращение буровых зат
рат на 12 %), то можно было бы сэкономить 411 млн
долл., уменьшив общие буровые расходы примерно
до 3 млрд долл. Сокращение затрат могло бы привес
ти к сокращению капиталовложений и улучшить эко
номику многих скважин. Как альтернативный вари
ант, сэкономленные 411 млн долл. можно было бы
использовать для проводки дополнительных скважин
или бурения существующих скважин на большие
глубины для испытания новых зон.
Перевел В. Иванов
Таблица 3. Доля времени использования б ровых станово в операциях, не связанных с механичес им б рением, в общем времени б рения (без чета фи сированно о времени простоев, связанных с ре истрир емыми штормами) для разных диапазонов
л бин ниже морс о о дна
ДиапазонBMLTD,
ф т
<10000
10000–11000
11000–12000
12000–13000
13000–14000
14000–15000
15000–16000
16000–17000
17000–18000
18000–19000
19000–20000
>20000
Все о
©
NPT,%
Число
с важин
2004 .
2005 .
2006 .
Всреднем
69
20
20
21
20
14
17
17
13
7
9
33
260
25
33
9
14
30
41
24
16
18
22
6
24
22
19
22
30
22
35
22
35
44
16
1
15
30
25
16
32
29
25
34
36
17
17
14
12
35
17
24
20
29
23
20
33
33
25
26
16
12
19
24
24
2007, James K. Oodson Company
46
Дж. Додсон и Т. Додсон являются владельцами и руководителя
ми компании James K. Dodson Company. Они разработали отрас
левую базу данных по бурению и добыче в Мексиканском заливе.
Работают в отрасли с 1970 г. С авторами можно связаться по ад
ресу: [email protected]
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ
НАД СКВАЖИНОЙ В ПРОЦЕССЕ
ГЛУБОКОВОДНОГО БУРЕНИЯ
ПРИ ДВУХ ГРАДИЕНТАХ ДАВЛЕНИЯ
М. Станиславе , омпания ENSCO Offshore Co., Дж. Смит, ниверситет шт. Л изиана
Лучшему распределению давления в открытом
стволе способствует двухградиентный метод бурения
и газлифтный способ подъема бурового раствора от
морского дна на поверхность
Ожидают, что в будущем добычу нефти и газа в
мире должны в основном обеспечивать глубоководные
ресурсы. Освоение этих ресурсов в Мексиканском
заливе особенно важно для преодоления снижения до%
бычи в США. Тем не менее, во многих бассейнах с ано%
мально высокими пластовыми давлениями, включая и
Мексиканский залив, существует узкий допуск меж%
ду поровым давлением в пласте и давлением разрыва.
Ограниченный допуск часто становится все более уз%
ким с увеличением глубины вод, из%за пониженного
горного давления и аномально высокого давления на
малых глубинах ниже морского дна. В глубоководных
скважинах достижение намеченного объекта бурения
при сохранении приемлемого для эксплуатации диа%
метра ствола часто затруднено.
Разработка глубоководных ресурсов нередко сдер%
живается высокими капитальными затратами. Для со%
хранения на конечной глубине приемлемого диамет%
ра ствола предложены методы бурения при двух гра%
диентах давления [1–10]. Они позволяют упростить и
сделать более безопасными и экономичными конст%
рукции скважин, что делает возможным добычу газа в
более глубоководных районах. Авторы статьи проана%
лизировали концепцию двухградиентного бурения с
использованием райзерного газлифта [7, 8, 9] для реа%
лизации двухградиентной системы.
Новая система обеспечивает более простое и более
экономичное решение путем использования газиро%
ванного азотом бурового раствора, плотность которо%
го равна плотности морской воды, в кольцевом про%
странстве между бурильными трубами и райзером и
бурового раствора обычной плотности в стволе сква%
жины. Согласно принятой концепции, в системе мо%
жет применяться довольно обычное оборудование, в
отличие от других промышленных проектов [1–7, 10],
в которых используются насосы на морском дне. Дос%
тоинства таких систем определяются меньшим числом
обсадных колонн, более высокой допустимой плотно%
стью бурового раствора и большим диаметром эксп%
луатационной колонны, обеспечивающим возмож%
ность поддержания повышенных дебитов. Смит [14],
Лопес [9], Маус [15] и Хэрменн [7] обсудили некото%
рые аспекты контроля над скважиной в условиях при%
менения райзерной газлифтной системы. Кроме того,
некоторое число исследований по контролю над сква%
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
жиной проведено для двухградиентной системы, в ос%
нове которой лежит использование донного насоса для
лифтирования бурового раствора к поверхности; к ним
можно отнести работы Шу [11, 12] и Шуберта [12, 13].
Прежде не проводили никаких испытаний, модели%
рований или всесторонних исследований по контро%
лю над скважиной, применительно к райзерной газ%
лифтной системе. Ниже обсуждаемые случаи модели%
рования – это первое исследование по контролю над
скважиной, применительно к райзерной газлифтной
системе.
ПРОБЛЕМА
Обсуждаемый важный вопрос касался возможнос%
ти эффективного контроля над скважиной примени%
тельно к системе с разнообразными флюидами различ%
ной плотности, непрерывным многофазным течением
и сравнительно сложной траекторией потока. Преж%
де всего, следовало определить, можно ли добиться ус%
ловий операций при двух градиентах давления с помо%
щью газлифтной системы. Для того чтобы это было воз%
можно, давление у нижнего конца райзера должно
быть равно гидростатическому давлению столба мор%
ской воды при расходах и плотностях бурового раство%
ра, реализуемых в процессе бурения. Поскольку пос%
ле газопроявления циркулирующий буровой раствор
может выходить через штуцерную линию, во время
вымыва порции газа из скважины давление в нижней
части этой линии также должно быть равно гидроста%
тическому давлению столба морской воды. Важно рас%
смотреть экстремальный случай, когда поисходит сбой
в закачке бурового раствора и азота, что потенциаль%
но может вызвать смятие райзера.
В исследовании рассматриваются три критические
фазы контроля над скважиной: детектирование газо%
проявления, блокирование притока и циркуляция для
вымыва порции газа. Каждая из этих фаз была иссле%
дована с использованием численной модели переход%
ного многофазного течения. Планировали проанали%
зировать альтернативные подходы к установлению
контроля над скважиной при газо% и водопроявлении,
чтобы определить наилучший метод решения пробле%
мы: обычная циркуляция через штуцер на поверхнос%
ти, динамический подход с использованием в скважи%
не утяжеленных флюидов для восстановления перепа%
да давления, расположение штуцера на морском дне
или некая комбинация методов.
К числу использованных критериев можно отнес%
ти следующие: поддержание забойного давления выше
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
порового давления, определенный диапазон измене%
ний забойного давления, риск разрыва пород, быстро%
та реагирования на регулирование штуцера, трудность
операций по управлению работой штуцера и затруд%
нения в осуществлении процесса. Необходимо также
рассмотреть вопрос о восстановлении повышенного
забойного давления (относительно пластового) после
ликвидации газопроявления. В каждом случае следует
проводить сравнительный анализ операций по конт%
ролю над скважиной для двухградиентной системы с
газлифтом и для обычной системы, в которой приме%
няется жидкость одной плотности.
В этом исследовании рассмотрены варианты для глу%
боководной (6000 фут) скважины с обычной для Мекси%
канского залива конструкцией (см. табл.). Принимается,
что скважина имеет сравнительно высокую продуктив%
ность; это определяется двумя обстоятельствами: 1) пла%
сты должны быть высокопродуктивными по экономичес%
ким соображениям и 2) в условиях высокой продуктив%
ности пласта труднее установить контроль над скважи%
ной в случае проявления и требуется проводить строгие
проверки альтернативных методов контроля над ней.
Конструкция скважины и условия в ней в какой%то мере
были пересмотрены в ходе исследований, чтобы сделать
их более сложными и лучше отвечающими реальности.
При моделировании предполагалось использова%
ние в бурильной колонне клапана (drill string valve –
DSV) для устранения эффекта сообщающихся U%об%
разных труб, который проявляется, когда плотность
флюида в бурильной колонне выше средней плотнос%
ти флюида в райзере [12]. Клапан DSV располагается
в бурильной колонне близ долота, чтобы поддерживать
избыточное гидростатическое давление всего столба
бурового раствора в бурильной колонне при останов%
ке буровых насосов.
Выбор моделирования для исследования процесса
контроля над скважиной обусловлен разным расположе%
нием оборудования; стратегии обслуживания могут оце%
ниваться и сравниваться с обычными операциями без
проведения полномасштабных экспериментов. Оценка
была выполнена на основании результатов моделирова%
ния проведенного Лопесом [9] полномасштабного иссле%
дования скважины в переходном режиме. В результате
появилась уверенность в том, что численная модель не%
стационарного многофазного течения обеспечит соот%
ветствующее прогнозирование сценариев контроля над
скважиной в переходных условиях.
Входные данные для моделирования онтроля над с важиной
ВОЗМОЖНОСТЬ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ГАЗЛИФТА
Для того чтобы система двухградиентного бурения
с газлифтом бурового раствора от морского дна была
эффективной, давление у нижнего конца райзера дол%
жно быть равно гидростатическому давлению столба
морской воды на морском дне. Кроме того, такое же
давление должно быть у нижнего конца штуцерной
линии во время операций по контролю над скважиной
с райзерным газлифтом. Возможность достижения
двухградиентных условий была подтверждена модели%
рованием райзера внутренним диаметром 19,25" дли%
ной 5000 фут с бурильными трубами наружным диа%
метром 5". При моделировании использовали различ%
ные темпы закачки бурового раствора плотностью
16 фунт/галл и азота (рис. 1).
Давление в кольцевом пространстве у нижнего кон%
ца райзера близ морского дна можно снизить до жела%
емого гидростатического давления столба морской
воды и даже еще ниже. Райзерная циркуляционная
система с закачкой газа действует в режиме с ограни%
ченным гидростатическим давлением; больший внут%
ренний диаметр райзера ограничивает потери давле%
ния на трение. Это обеспечивает прямой контроль ус%
тьевого давления, так как давление постоянно снижа%
ется с увеличением расхода газа. Двухградиентные
условия могут достигаться при скоростях циркуляции
вплоть до 1500 галл/мин.
Двухградиентные условия должны поддерживаться
во время операций по контролю над скважиной, а так%
же в ходе буровых операций. Поскольку в процессе
48
Данные
Конечная л бинас важины,ф т
Б рениепридв х Обычноеб рение,
радиентах
жид остьодной
давления
плотности
23400
23400
Гл бинаморя,ф т
6000
6000
Вн треннийдиаметррайзера,дюйм
19,25
19,25
4,5
4,5
5(4,276)
5(4,276)
Нар жныйдиаметрУБТдлиной300ф т,
дюйм
6,75
6,75
Вн треннийдиаметрУБТ,дюйм
2,88
2,88
Вн тр.диаметршт цернойлинии,дюйм
Диаметрб рильныхтр б,вн тр.(нар жный),
дюйм
Нар жныйдиаметробсадныхтр б,дюйм
11,75
11,75
Вн треннийдиаметробсадныхтр б,дюйм
10,772
10,772
Гл бина станов ибашма аобсадной
олонны,ф т
13780
15610
Доп с межд пластовымдавлениеми
давлениемразрывапороды башма а
обсадной олонны,ф нт/дюйм2
800
200
Доп с нап льсациюдавленияпри
сп с о-подъемныхоперациях башма а
обсадной олонны,ф нт/дюйм2
200
200
Тринасад и
16/32"
Тринасад и
16/32"
Плотностьб рово ораствораприб рении,
ф нт/ алл.
16,0
14,0
Расходб рово ораствораприб рении,
алл/мин
550
550
Устьевоедавлениеприб рении,ф нт/дюйм2
2674
2674
Забойноедавлениеприб рении,
ф нт/дюйм2
17120
17120
Давлениеразрывана онечной л бине,
ф нт/дюйм2
17320
17320
Коэффициентпрод тивности,
(брл/с т)/(ф нт/дюйм2)
25
25
Давление верхне о онцарайзера,
ф нт/дюйм2
200
-
Промыв а105/8"долотана л бине
20500ф т
Темпза ач иN2приб рении,млн,ф т3/с т
Времясначала азопроявления,мин
№ 5 • май 2007
11,51
-
774
774
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Давление, ф нт/дюйм2
Гидростатичес ое
давление морс ой
воды =
2236 ф нт/дюйм2
1500 алл/мин
150 алл/мин
250 алл/мин
500 алл/мин
1000 алл/мин
Давление, ф нт/дюйм2
DEEPWATER TECHNOLOGY
Гидростатичес ое давление
морс ой воды =
2236 ф нт/дюйм2
500 алл/мин
150 алл/мин
250 алл/мин
1000 алл/мин
Расход аза, млн ф т 3/с т
Расход аза, млн ф т 3/с т
Рис. 1. Давление нижне о онца райзера при различных
расходах б рово о раствора и азота. В системе дв х радиентно о б рения с азлифтом б рово о раствора от морс о о
дна давление нижне о онца райзера должно быть равно
идростатичес ом давлению столба морс ой воды в районе
морс о о дна и в нижней части шт церной линии во время
операций по становлению онтроля над с важиной
операций по контролю над скважиной выходящий из
скважины поток обычно должен направляться в шту%
церную линию, были проведены исследования с подво%
дом азота к нижней части штуцерной линии. Смодели%
ровано несколько сценариев. Моделирование выполне%
но для штуцерной линии внутренним диаметром 5" дли%
ной 5000 фут. Принято несколько темпов закачки буро%
вого раствора плотностью 16 фунт/галл и азота (рис. 2).
При высоких темпах закачки газа преобладающим яв%
ляется режим с потерями давления на трение, в кото%
ром давление на входе в штуцерную линию возрастает
с увеличением расхода газа. Малый диаметр штуцерной
линии вызывает потери давления на трение, что имеет
большое значение. Для достижения высоких темпов те%
чения бурового раствора невозможно повышать давле%
ние до желательного уровня, поскольку доминируют по%
тери давления на трение. Тем не менее, работа штуцер%
ной линии в режиме доминирования сил трения может
быть полезной во время вымыва порции газа из сква%
жины, так что небольшое изменение темпа закачки газа
или газ, вымываемый из скважины, не будут оказывать
большого влияния на забойное давление.
ДЕТЕКТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ
Раннее детектирование газопроявления минимизи%
рует объем поступившего в скважину газа и облегчает
безопасный его вымыв. В глубоководных операциях и
бурении при двух градиентах давления детектирова%
ние газопроявления усложняется перемещением бу%
ровой установки и многофазным течением в райзере.
Моделирование помогло идентифицировать наибо%
лее надежные индикаторы газопроявления. Условия в
скважине отражены в таблице. В процессе моделиро%
вания контролировали следующие индикаторы: расход
жидкости, выходящей из скважины, уровень жидко%
сти в резервуаре, давление в буровом стояке (stand pipe
pressure – SPP), устьевое давление и забойное давле%
ние. При моделировании двухградиентного бурения на
774%й минуте произошло газопроявление при давлении
17 320 фунт/дюйм2 и коэффициенте продуктивности
25 (брл/сут)/(фунт/дюйм2). Первым указанием о поступ%
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Рис. 2. Давление нижне о онца шт церной линии при различных расходах б рово о раствора и азота. За ач а азота в
шт церн ю линию приводит том , что преобладающим является режим с потерями давления на трение при высо их
темпах за ач и аза
лении газа из пласта в ствол скважины стало увеличение
расхода выходящего из скважины потока (рис. 3).
Другой потенциальный индикатор газопроявления
– увеличение объема жидкости в резервуаре – со
временем усиливается (рис. 4). Полезность этого ин%
дикатора со временем возрастает, так как прирост
объема увеличивается, и детектирование становится
более убедительным.
Третий индикатор – давление в буровом стояке –
растет с темпом примерно 50 (фунт/дюйм2)/мин, за%
тем SPP снижается, из%за падения гидростатического
давления в кольцевом пространстве в связи с увеличе%
нием объема газа.
Пиковое значение начального давления вызвано
поступлением газа в кольцевое пространство скважи%
ны и «проталкиванием» бурового раствора перед пор%
цией газа, что вызывает дополнительные потери дав%
ления на трение в кольцевом пространстве. Со време%
нем начинают доминировать гидростатические эффек%
ты, и забойное давление заметно снижается (рис. 5).
Такие изменения давления становятся доказательны%
ми только при значительном снижении давления, и
этот индикатор, видимо, проявляется медленнее, чем
другие индикаторы – увеличение расхода выходяще%
го потока и прирост объема жидкости в резервуаре.
В обычных операциях часто используется процеду%
ра «проверки расхода», чтобы подтвердить факт газо%
проявления, прежде чем предпринимать попытку оста%
новить течение. Перемещение по райзеру азота, исполь%
зуемого в райзерной газлифтной системе, исключает
возможность простой проверки расхода. Следователь%
но, реакция на позитивные указания о газопроявлении
состоит в том, чтобы остановить приток из пласта.
ОСТАНОВКА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА
Рассмотрены две альтернативы прекращения прито%
ка из пласта. Во%первых, уменьшение расхода азота,
используемого для райзерного газлифта, чтобы увели%
чить гидростатическое давление в кольцевом простран%
стве. Во%вторых, закрытие подводного противовыбро%
сового превентора для остановки течения в скважине.
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2
Прирост объема жид ости
в резерв аре
Время, мин
Время, мин
Рис. 4. Вторым инди атором азопроявления является
величение объема жид ости в резерв аре, темп прироста объема рез о возрастает, о да происходит азопроявление
Рис. 3. Первым азанием о пост пление аза из пласта в ствол с важины является величение расхода
выходяще о из с важины пото а
1 – Забойное давление
2 – Доля жид ости в пото е
на забое
Время, мин
Рис. 5. Третьим инди атором азопроявления является
давление в стоя е, оторое сначала величивается, а
затем снижается; без принятия орре тир ющих мер
забойное давление снижается
Моделирование первой альтернативы со снижением
расхода азота продемонстрировало ее несостоятельность
в контролировании газопроявления, даже при возмож%
ности прекратить закачку азота всего через 4 мин. Этим
методом невозможно эффективно контролировать даже
умеренно сильное газопроявление (см. табл.).
Вторая альтернатива прекращения притока из пла%
ста была традиционной – закрытие подводного про%
тивовыбросового превентора. При моделировании
этой ситуации буровые насосы останавливают, а закач%
ку азота на морском дне прекращают через 4 мин пос%
ле начала газопроявления (778%я минута моделирова%
ния), а через 5 мин (779%я минута) закрывают противо%
выбросовый превентор (рис. 6). После закрытия пре%
вентора забойное давление увеличивается, и приток
из пласта снижается. Приток по существу полностью
прекращается на 790%й минуте, через 16 мин после на%
чала газопроявления; общий объем порции газа в сква%
жине составит 18,5 брл.
Уместная проблема связана с риском превышения
давления разрыва породы у башмака обсадной колон%
ны, т.е. превышение допуска на газопроявление. Пре%
имущество двухградиентных операций состоит в под%
держании более широкого допуска на газопроявление.
В приведенном примере обеспечивается допуск на га%
зопроявление в 800 фунт/дюйм2 у башмака обсадной
колонны для двухградиентных операций, вместо 200
фунт/дюйм2 для обычного бурения. Давление у башма%
50
Давление, ф нт/дюйм2
2
1
Доля жид ости в пото е
Давление, ф нт/дюйм2
1
2
3
Доля жид ости в пото е
1
Прирост объема жид ости в резерв аре, брл
1 – Давление в стоя е
2 – Расход на поверхности
Расход на поверхности, брл/мин
Давление, ф нт/дюйм2
DEEPWATER TECHNOLOGY
1 – Забойное
давление
2 – Доля жид ости
в пото е на забое
3 – Давление
основания
башма а обсадной
олонны
Время, мин
Рис. 6. За рытие подводно о противовыбросово о превентора – обычный подход пре ращению прито а пластово о аза
ка обсадной колонны повышается на 335 фунт/дюйм2,
что ниже допуска на газопроявление в 800 фунт/дюйм2.
Следовательно, пачка газа объемом 18,5 брл может быть
безопасно вымыта.
То же самое газопроявление смоделировано для
обычных буровых операций с использованием буро%
вого раствора одной плотности. Буровые насосы оста%
навливают через 4 мин после начала газопроявления,
а противовыбросовый превентор закрывают через
5 мин, как и прежде. Общий объем порции газа в сква%
жине составит 16,2 брл. Давление у башмака обсадной
колонны повышается на 259 фунт/дюйм2, превысив
допуск на газопроявление в 200 фунт/дюйм2. Недостат%
ки двухградиентной системы – несколько возросшая
трудность в обнаружении газопроявления и немного
больший объем порции газа в скважине – компенси%
руются поддержанием более широких допусков на га%
зопроявление.
ВЫМЫВ ПОРЦИИ ГАЗА
Исследованы три альтернативных подхода к вымы%
ву порции газа после успешного закрытия скважины:
• циркуляция по газлифтной штуцерной линии до
штуцера на поверхности;
• циркуляция через штуцер на морском дне и
подъем по газлифтной штуцерной линии;
• циркуляция через штуцер на морском дне и
подъем по газлифтному райзеру.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Давление башма а
обсадной олонны
Доля жид ости в пото е
башма а обсадной
олонны
Доля жид ости в пото е
В каждом случае в исследовании использовано мо%
делирование, которое отслеживает приток из пласта с
полным его прекращением после скопления в скважи%
не порции газа в объеме 18,5 брл. Когда приток из пла%
ста прекращается и забойное давление становится рав%
ным давлению разрыва пород, можно начинать цир%
куляцию. Особая сложность состоит в том, что невоз%
можно по росту давления в бурильных трубах опреде%
лять статическое давление в бурильных трубах (shut%
in dvill pipe pressure – SIDPP), из%за использования
DSV. Поэтому для определения эквивалентного SIDPP
после повторного пуска насоса был принят дифферен%
циальный метод.
Циркуляция через газлифтную штуцерную линию
и поверхностный штуцер. Первая рассматриваемая
альтернатива циркуляции аналогична процедуре, ре%
гулярно используемой на плавучих буровых установ%
ках. Единственное различие состоит в том, что азот за%
качивается в нижнюю часть штуцерной линии с рас%
ходом 7,76 млн фут3/сут, чтобы снизить гидростатичес%
кое давление в штуцерной линии и избежать поглоще%
ния. Скорость закачки поддерживается постоянной, и
только настройка штуцера используется для поддер%
жания постоянными давлений в бурильных трубах и
на забое скважины. Темп закачки азота в штуцерную
линию также поддерживается неизменным, чтобы уп%
ростить эту процедуру. Сравнительно высокий (800
фунт/дюйм2) допуск на газопроявление, чтобы осуще%
ствить вымыв пачки газа без какого%либо гидроразры%
ва пласта. При поддержании забойного давления выше
давления гидроразрыва пласта во время циркуляции
газа какой%либо дополнительный приток газа из плас%
та отсутствует, и порция газа успешно вымывается из
скважины (рис. 7).
Циркуляция через газлифтную штуцерную линию
при расположении штуцера на морском дне. Вторая
альтернатива предполагает использование управляе%
мой с поверхности подводной штуцерной системы,
чтобы минимизировать осложнения, вызываемые мно%
гофазным течением в подводной штуцерной линии. В
связи с большой длиной этой линии во время цирку%
ляции может развиваться неприемлемо высокое гид%
ростатическое и/или фрикционное противодавление
на кольцевое пространство. Закачка азота в нижнюю
часть штуцерной линии помогает преодолеть эти эф%
фекты, но это означает также, что регулирование по%
верхностного штуцера всегда влияет на условия мно%
гофазного течения в штуцерной линии. Потенциаль%
ное преимущество использования подводного штуце%
ра состоит в помещении штуцера до многофазного те%
чения в штуцерной линии, так что регулирование дав%
ления в штуцере напрямую влияет на забойное давле%
ние. Это должно упростить работу со штуцером.
Преимущество использования подводного штуце%
ра, вместо поверхностного, определяется более быст%
рым и более точным изменением давления в ответ на
регулирование штуцера. Вымыв порции газа проходит
успешно, и риск поглощения даже ниже, чем в преды%
дущем случае.
Циркуляция через газлифтный райзер со штуце
ром на морском дне. В третьей альтернативе поток из
скважины проходит через подводный штуцер и затем
через райзер с газлифтной системой. В этой альтерна%
Давление, ф нт/дюйм2
DEEPWATER TECHNOLOGY
Время, мин
Рис. 7. При цир ляции через азлифтн ю шт церн ю линию
и поверхностный шт цер ос ществляется за ач а азота для
снижения идростатичес о о давления и поддержания доп с а на азопроявление 800 ф нт/дюйм2
тиве сочетаются достоинства подводного штуцера с
возможностью избежать потерь давления на трение в
штуцерной линии, которые могут привести к поглоще%
ниям. Тем не менее, для этой альтернативы свойствен%
ны риски смятия райзера и развития повышенного
давления в контрольно%измерительной аппаратуре на
верху райзера при вымыве большой порции газа че%
рез газлифтный райзер.
ЦИРКУЛЯЦИЯ УТЯЖЕЛЕННОГО БУРОВОГО
РАСТВОРА ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ
После удаления из скважины порции газа необхо%
димо прокачать утяжеленный буровой раствор для глу%
шения скважины (kill weight mud – KWM), чтобы вос%
становить в ней гидростатический контроль. При этом
необходимо поддерживать забойное давление выше
давления разрыва пород и в пределах допустимого за%
паса надежности.
Циркуляция через подводный штуцер и газлифт%
ную штуцерную линию позволяет наиболее точно кон%
тролировать забойное давление. Выполняется анализ
для закачки KWM. Скважина готова для закачки KWM
после полного вымыва порции газа. Плотность утяже%
ленного бурового раствора для глушения скважины
16,3 фунт/галл. рассчитана описываемым ниже мето%
дом. Начальное давление циркуляции (initial circulating
pressure – ICP) составляет 520 фунт/дюйм2, а конеч%
ное давление циркуляции (final circulating pressure –
FCP) равно 276 фунт/дюйм2. При низкой скорости те%
чения давление циркуляции для глушения (kill circu%
lating pressure –KCP) составляет 320 фунт/дюйм2.
Плотность утяжеленного бурового раствора для глу%
шения скважины рассчитывается по уравнению
KWM = OMW+[ΔSPPstartup/(0,052(D–Dw))],
где OMW – исходная плотность утяжеленного буро%
вого раствора, фунт/галл; Dw – глубина воды, фут.
Давление на стояке определяется из выражения
ΔSPPstartup = ICP–KCP
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
ΔPKWMlosses = (KWM/OMW) х [KCP+0,052(OMW–
SW)(Dw+RKB)],
где ΔPKWMlosses – потери давления на трение в буриль%
ных трубах при циркуляции утяжеленного бурового
раствора для глушения скважины, которые на морс%
ком дне соответствуют разнице между гидростатичес%
ким давлением столба морской воды и давлением в
бурильных трубах; SW – плотность морской воды,
фунт/галл и RKB – расстояние от ротора до поверх%
ности моря, фут.
Затем можно определить конечное давление цир%
куляции с помощью выражения.
Давление, ф нт/дюйм2
Изменения давления, связанные с поглощением
утяжеленного бурового раствора для глушения сква%
жины, можно рассчитать по следующему уравнению:
Давление в стоя е
Начало цир ляции KWM
KWM заполняет
шт церн ю линию
KWM выходит из долота
Время, мин
Рис. 8. Давление в б рильных тр бах снижается, о да б ровой раствор для л шения с важины дости ает долота и
поддерживается постоянным во время заполнения шт церной линии
FCP = ΔPKWMlosses–0,052 х (KWM–SW) х (Dw+RKB),
подставляя выражение для ΔPKWMlosses получим
FCP = (KWM/OMW) х [KCP+0,052(OMW–
SW) х (Dw+RKB)]–0,052(KWM–SW) х (Dw+RKB).
Циркуляция начинается в момент времени модели%
рования 1200 мин, когда KWM закачивается в буриль%
ную колонну с темпом 460 галл/мин и осуществляется
в соответствии с программой поддержания давления в
бурильной колонне, показанной на рис. 8. Возврат осу%
ществляется через газлифтную штуцерную линию с
подводным штуцером. Темп закачки азота в штуцер%
ную линию равен 13,45 млн фут3/сут, тем самым обес%
печивается давление на уровне морского дна, равное
гидростатическому давлению морской воды. Забойное
давление в безопасном диапазоне поддерживается пу%
тем регулирования подводного штуцера. Максималь%
ное забойное давление при времени моделирования
1400 мин вызвано поступлением KWM в штуцерную
линию. Правильная реакция состоит в открытии шту%
цера, чтобы компенсировать дополнительные потери
давления на трение, и гидростатическое давление уве%
личивается в результате заполнения KWM штуцерной
линии. В обычных операциях по контролю над сква%
жиной это резкое увеличение давления компенсиру%
ется надлежащим манипулированием со штуцером, и
давление поддерживается близким постоянному зна%
чению. Тем не менее, используемое в этом исследова%
нии численное моделирование переходного многофаз%
ного течения не интерактивное, и, следовательно, не%
возможно своевременно реагировать в момент регу%
лирования штуцера, чтобы исключить резкое увели%
чение давления.
Давление в бурильных трубах снижается от ICP =
520 фунт/дюйм2 до FCP = 276 фунт/дюйм2, когда
KWM достигнет долота. Затем давление в бурильных
трубах поддерживается на сравнительно постоянном
уровне, пока KWM заполняет штуцерную линию. Ос%
новное осложнение в этом случае происходит, когда
KWM заполняет газлифтную штуцерную линию, и дав%
ление у морского дна оказывается выше, чем плани%
ровалось. Для поддержания этого давления постоян%
52
ным в течение всей операции по глушению темп за%
качки газа в штуцерную линию увеличивается с 13,45
до 15,52 фунт/дюйм2. Когда KWM достигнет башмака
обсадной колонны, давление в этом месте стабилизи%
руется на уровне 9280 фунт/дюйм2.
Моделирование циркуляции KWM в обычной сис%
теме одной плотности проведено для сравнения двух
систем. Циркуляция начинается в момент времени
моделирования 1400 мин, когда KWM закачивается в
бурильную колонну с темпом 50 галл/мин. Эта ско%
рость закачки использована для минимизации потерь
давления в штуцерной линии и степени поглощения.
График изменения давления в бурильных трубах, на%
чинающийся с ICP = 480 фунт/дюйм2, поддерживает%
ся до момента подхода KWM к долоту. В дальнейшем
давление в стояке поддерживается при относительно
постоянном значении FCP = 284 фунт/дюйм2 путем
регулирования штуцера. Когда KWM начинает запол%
нять штуцерную линию, давление в бурильных трубах
и забойное давление повышаются. Это вызвано более
высокими потерями давления на трение и повышен%
ным гидростатическим давлением столба бурового ра%
створа для глушения скважины, несмотря на устране%
ние противодавления с помощью штуцера на поверх%
ности.
В процессе закачки KWM забойное давление под%
держивается выше пластового давления. Тем не менее,
при этом остается обеспокоенность относительно раз%
рыва пород у башмака обсадной колонны, поскольку
давление у башмака превышает ожидаемое давление
разрыва пород в этом месте. Такая ситуация неизбеж%
на для моделируемых условий, в которых исходный
допуск на газопроявление в 200 фунт/дюйм2 равен уве%
личению гидростатического давления, необходимого
для контроля зоны проявления.
ВЫВОДЫ
Моделирование продемонстрировало преимуще%
ства более высокого допуска на газопроявление, воз%
можного при использовании системы с двумя плотно%
стями, и практического контроля над скважиной с рай%
зерной газлифтной системой бурения. По точности
модель переходного многофазного течения пригодна
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
для неустановившихся и стационарных условий в пол%
номасштабных испытаниях скважины методом отка%
чек.
Детектирование газопроявления при использова%
нии двухградиентной системы бурения с райзерным
газлифтом бурового раствора от морского дна по су%
ществу является обычным, основанным на регистра%
ции изменений расхода для потока из скважины и уве%
личения объема бурового раствора в приемном резер%
вуаре. Тем не менее, проверка течения, чтобы убедить%
ся в том, что газопроявление прогрессирует, невозмож%
на. Приток газа в скважину должен быть устранен зак%
рытием подводного противовыбросового превентора,
поскольку прекращение закачки азота в райзер без
закрытия превентора происходит слишком медленно
и ненадежно для остановки притока газа из пласта.
Применение клапана в бурильной колонне обязатель%
но для минимизации риска поглощения при закрытии
скважины.
Вымыв порции газа может осуществляться с подъе%
мом бурового раствора от морского дна по газлифтной
штуцерной линии, даже при сравнительно высоком
расходе бурового раствора. Использование дистанци%
онно управляемого подводного штуцера обеспечива%
ет более быструю реакцию с меньшими изменениями
давления и требует меньшего регулирования штуце%
ра. Забойное давление поддерживается достаточно
постоянным, не требующим никаких изменений в тем%
пе закачки азота, что должно упрощать промысловое
применение метода. Возможен также вымыв порции
газа с подъемом бурового раствора от морского дна по
газлифтному райзеру. Тем не менее, существует риск
смятия райзера, который зависит от объем порции газа
в скважине.
Закачка утяжеленного бурового раствора для глу%
шения скважины может быть проведена безопасно с
подъемом от морского дна по газлифтной штуцерной
линии с подводным штуцером. Забойное давление
поддерживается в безопасном диапазоне. Проблемы,
связанные с колебаниями давления в связи с поступ%
лением KWM в штуцерную линию, решаются путем
увеличения темпа закачки в нее азота, чтобы поддер%
живать давление у морского дна относительно посто%
янным.
Контроль над скважиной с двухградиентным мето%
дом бурения и газлифтным способом подъема бурово%
го раствора от морского дна на поверхность имеет пре%
имущества по сравнению с обычным методом бурения
с использованием системы одной плотности благода%
ря более благоприятному распределению давления в
открытом стволе. Поэтому, допустим больший объем
газа, поступающего в скважину, с меньшим риском
разрыва породы и поглощения.
В конце концов, представленные данные и получен%
ные результаты свидетельствуют о возможности при%
менения процедур по контролю над скважиной при
двухградиентном бурении. Тем не менее, для оценки
применения этого метода в промысловых условиях
требуются дополнительные всеобъемлющие исследо%
вания и полномасштабные испытания.
Перевел В. Иванов
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Durham Louise S., «Technology focuses on top%hole
implementation», Drilling, December 2002, p. 24.
2. Eggemeyer J.C., M.E. Akins, P.E. Brainard, R.A. Judge, С.Р.
Peterman, L.J. Scavone, K.S. Thethi, «Subsea mudlift drilling: design
and implementation of a dual gradient drilling system», SPE 71359
presented at the 2001 SPE Annual Technical Conference and Exhibi%
tion, New Orleans, LA, Sept. 30%Oct. 3, 2001.
3. Gaddy E. Dean, «Industry Group Studies Dual Gradient drilling»,
Oil & Gas Journal, Aug. 16, 1999, p. 32.
4. Gault A., «Riserless drilling: circumventing the size/cost cycle in
deep water», Offshore, May 1996, p. 49.
5. Schumacher J.P, J.D. Dowell, L.R. Ribbeck, J.С Eggemeyer, «Subsea
mudlift drilling (SMD):planning and preparation for the first subsea
field test of a full scale dual gradient dtilling system at Green Canyon
136, Gulf of Mexico», SPE 71358 presented at the 2001 SPE Annual
Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, Sept.
30%Oct. 3, 2001.
6. Fontana P., G. Sjoberg, «Reeled pipe technology (DeepVision) for
deepwater drilling utilizing a dual gradient mud system», IADC/SPE
59160 presented at the 2000 IADC/SPE Drilling Conference, New
Orleans, Feb. 23–25, 2000.
7. Herrmann R.P, J.M. Shaughnessy, «Two methods for achieving a
dual gradient in deepwater», SPE/IADC 67745 presented at the SPE/
IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, Feb. 27%
March 1, 2001.
8. Lopes С.А., А.Т. Bourgoyne, «The dual density riser solution», SPE/
IADC 37628 presented at the 1997 SPE/IADC Drilling Conference,
Amsterdam, The Netherlands, March 4–6, 1997.
9. Lopes Clovis, «Feasibility study on the reduction of hydrostatic
pressure in a deep water riser using a gas%lift method», Ph.D.
Dissertation, LSU, April 1997.
10. Maurer Technology, «JIP to develop hollow%sphere dual gradient
drilling system», http://www.maurertechnology.com/JIP/ DGD/
DGDProposal.pdf, September 2001.
11. Choe J., H.С. Jukvam%Wold, «Well control aspects of riserless
drilling», SPE 49058 presented at the 1998 SPE Annual Technical
Conference and Exhibition, New Orleans, Sept. 27–30, 1998.
12. Schubert J.J., H.С. Juvkam%Wold, J. Choe., «Well control
procedures for dual%gradient drilling as compared to conventional riser
drilling», SPE/IADC 79880 presented at the SPE/IADC Drilling
Conference, Amsterdam, The Netherlands, Feb. 19–21, 2003%a.
13. Schubert J.J., H.С. Juvkam%Wold, С.E. Weddle III, C.H. Alexander,
«HAZOP of well control procedures provides assurance of the safety
of the subsea mudlift drilling system», IADC/SPE 74482 presented at
the 2002 IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Feb. 26–28, 2002%b.
14. Smith J.R., «Comparison of well control concepts for dual density
deepwater drilling», LSU, May 26, 2002
15. Maus L.D., «Method for installing a well casing into a subsea well
being drilled with a dual density drilling system», United States Patent
6,328,107, Dec. 11, 2001.
16. Stanislawek M., «Analysis of alternative well control methods for
dual density deepwater drilling», Thesis, LSU, May 2005. Table 1 –
Input data for well control simulations.
М. Станиславек, защитил степень бакалавра в Краковском уни%
верситете металлургии и полезных ископаемых, а также степень
магистра в Государственном университете Луизианы. Он зани%
мается вопросами бурового оборудования, глубоководного буре%
ния и контроля над скважиной.
Дж. Смит, защитил степень бакалавра в области электрических
технологий в Университете г. Остин (Техас). Он также работает
в области контроля над скважиной, глубоководного бурения и др.
Дж. Смит работает в отрасли более 20 лет.
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATER TECHNOLOGY
СТАТИСТИЧЕСКИЙ
ОТЧЕТ
В таблице указаны три крупных месторожде
ниях Австралии, на которых добывается больше
природного газа, чем составляет спрос на внутрен
нем рынке. Крупнейшим открытием стало место
рождение (оператор ExxonMobil) Йа/Йанс, распо
ложенное в басс. Карнарвон. Месторождение Гор
гона компании Chevron, возможно, станет основ
ным поставщиком природного газа на установку
по получению СПГ, расположенную на ове Бар
роу. Природный газ с еще двух месторождений –
Плуто и Каллианс (Woodside) – также поступает
на установку по сжижению и, затем, экспортиру
ется.
Следующим крупным месторождением при
родного газа после Йа/Йанс считается месторож
дение Хирубай (Reliance), расположенное на юж
ном шельфе Индии, в басс. КришнаГодавари.
После бурения оценочной скважины, извлекае
мые запасы месторождения удвоились, после чего
приступили ко второму этапу разработки проек
та. Специалисты считают, что месторождение
Хирубай имеет значительный потенциал.
Месторождение Акпо (операторы – Total и
South Atlantic Petroleum) стало одним из значи
тельных открытий Западной Африки. Месторож
дение Юзан (оператор Total) расположено на
шельфе Нигерии.
В Анголе за последнее время не было сделано
никаких крупных открытий. Большая часть мес
торождений Анголы, расположенных на участке
31 и управляемых компанией ВР, являются срав
нительно небольшими и удаленными друг от дру
га. Месторождение Обо компании Chevron, рас
положенное на шельфе СанТоме, в таблице не
указано, поскольку его запасы окончательно не оп
ределены. Аналогичная ситуация сложилась и с
двумя другими месторождениями Chevron – Клио
и Чандон. Расположенные на западном шельфе
Австралии рядом с Горгоной, эти месторождения
природного газа по предварительным данным об
ладают значительным потенциалом.
Из таблицы видно, что наиболее продуктивным
регионом является Бразилия. Компании Petrobras
принадлежат значительные открытия месторож
дений нефти, как, ПапаТерра и Джубарте (басс.
Кампус), Голфину (басс. Эспириту Санту) и Тупи
(басс. Сантус). Тупи стало первым месторождени
ем страны, открытым в подсолевых отложениях.
Важно, что его извлекаемые запасы могут быть
выше 600 млн брл нефти. Тупи также расположе
но в самых глубоких водах (2126 м).
54
Наиболее р пные от рытия в л бо оводных ре ионах с 2000 .
Страна
Австралия
Месторождение
Йа/Йанс
Запасы**,млнбрл
(внефтяном
э виваленте)
Гл бина
воды*,м
3579
1350
Оператор
Exxon
Mobil
Индия
Хир бай
1994
1334
Reliance
Ни ерия
А по
1128
1375
South
Atlantic
Индонезия
Абади
955
457
INPEX
Китай
Ливан
880
1500
Husky
Е ипет
Сапфир
854
427
BG
Е ипет
Рэйвен
804
650
BP
Австралия
Калианс
774
424
Woodside
Австралия
Пл то
764
976
Woodside
Норве ия
Ви тория
730
430
Total
Бразилия
Папа-Терра
726
1208
Petrobras
Бразилия
Дж барте
633
1245
Petrobras
Бразилия
Голфино
595
1350
Petrobras
Бразилия
Т пи
588
2126
Petrobras
Ни ерия
Юзан
550
746
Total
Бразилия
Ме си а 
517
510
Petrobras
Малайзия
Г м с т/Ка ап
500
1078
Shell
Ме си анс ий
Таитти
450
1231
Chevron
Кас ида
435
1790
BP
Кай е
423
1339
MurphyOil
залив
Ме си анс ий
залив
Малайзия
Источни : Wood Meckenzie.
*Данные предоставлены по месторождениям, расположенным на л бине более
400 м.
**Данные о запас приблизительные.
Среди других значительных открытий 2006 г.
можно назвать месторождение природного газа
Ливан (компания Husky), в басс. Перл Ривер (Ки
тай) и месторождение Каскида (компания ВР) на
участке Кэтлин Кэньон в Мексиканском заливе.
Дополнительную информацию можно получить
на сайте: www.woodmac.com/energy/deepwater.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON
PROCESSING
HYDROCARBON PROCESSING, Vol. 86, №1, 2 – 2007
M. G. Chowdhary, R. Sharma and P. P. Darji
IMPROVE VERTICAL REBOILER PIPING ANALYSIS
S. A. Bedell, L. L. Pirtle and J. M. Griffin, The Dow Chemical Company, Freeport, Texas
IMPROVE MERCAPTAN SOLUBILITY IN AMINE UNITS
J. Nagl, Gas Technology Products, Schaumburg, Illinois
RECOVER HIGH-BTU GAS FROM NEW SOURCES
K. K. Mandal, Gujarat Refinery, Indian Oil Corp. Ltd., Vadodara, Gujarat, India
OPTIMIZE YOUR GAS CONCENTRATION UNIT OPERATIONS
M. Economides, Chemical Engineering Depth., University of Houston, Houston, Texas;
S. Mokhatab, Chemical and Petroleum Engineering Depth., University of Wyoming,
Laramie, Wyoming
COMPRESSED NATURAL GAS – ANOTHER SOLUTION TO MONETIZE STRANDED GAS
A. K. Datta and S. R. Singh, Engineers India Ltd., Gurgaon (Haryana), India
CONSIDER CONTINUOUS THERMODYNAMICS APPROACH FOR MODELING
M. Sims and D. Lawrence, BP Exploration Operating Company Limited, Teesside, UK;
V. Sims and V. Rice, PAS Inc., Houston, Texas
MULTIVARIABLE PREDICTIVE CONTROL WITHOUT STEP TESTING
V. Nandakumar, Mangalore Refinery and Petrochemicals Ltd., Mangalore, India
REDUCE STRESS IN PIPING LAYOUTS
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
БОЛЕЕ 80 % ЛИДЕРОВ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БИЗНЕСА
ПРОГНОЗИРУЮТ ЦЕНУ
НА ЗАПАДНО-ТЕХАССКУЮ СРЕДНЮЮ (WTI)
НЕФТЬ 60–79 ДОЛЛ/БРЛ
Об этом свидетельствуют результаты опроса,
проведенного Deloitte & Touche USA LLP. Большин
ство из 100 ведущих деятелей нефтяной и газовой
промышленности США, охваченных этим опросом,
считает, что цены на природный газ к концу 2007 г.
будут находиться в пределах 5–10 долл/млн БТЕ.
Только 10 % из опрошенных полагают, что цены на
природный газ упадут до уровня ниже 5 долл. Более
половины респондентов считают, что промышлен
ность может выдержать цены на нефть вплоть до 90
долл/брл, после чего разразится мировой кризис.
Среди сторонников неядерных источников энергии
большинство респондентов полагают, что суще
ственное влияние на энергоснабжение и цены на
энергоносители в США в ближайшие 10 лет могут
оказать такие необычные энергоносители, как би
туминозные пески, нефтеносные сланцы, продукты
сжижения угля. Опрос был проведен путем рассыл
ки анкет.
ПРОГНОЗИРУЕМЫЙ РОСТ
ПОТРЕБЛЕНИЯ СПГ В ЯПОНИИ
Несмотря на застойные явления в росте энерго
потребления в Японии прогнозируется рост СПГ с
58 млн т/год в 2005 г. до 71 млн т/год в 2015 г. в базо
вом сценарии исследования, проведенного FACTS
Inc. Япония столкнется с дефицитом СПГ к 2015 г.,
если существующие контракты по истечении их сро
ков не будут продлены и если новые/экологически
чистые проекты не будут реализованы в соответ
ствии с установленными календарными графиками.
В сентябре прошлого года Россия аннулировала про
ект «Сахалин2», в соответствии с которым восемь
японских компаний должны были бы получать 4,8
млн мт/год СПГ, начиная с 2008 г. из России по кон
тракту, рассчитанному на 9,6 млн т/год. «Японские
покупатели надеялись на то, что СПГ по проекту
«Сахалин2» поможет им покрыть дефицит, возник
ший изза провала контрактных поставок СПГ из
Индонезии», – заключают авторы из FACTS.
НОВЫЙ ПОДХОД
К НАЙМУ РАБОЧЕЙ СИЛЫ
Несколько нефтяных и газовых компаний при
бегают к новым способам найма рабочей силы в на
дежде добиться успеха после провала попытки за
полнить многие тысячи вакантных мест для инже
нернотехнических работников, когда традицион
ные «ярмарки вакансий» перестали давать поло
жительные результаты. В декабре 2006 г. Foster
Wheeler, Turner & Townsend, AMEC Paragon and
SNCLavalin провели свою первую акцию – «Эксп
рессинтервью вХьюстоне. Идея заключается в том,
56
что компании, занимающиеся подбором кадров и
наймом рабочей силы, могут охватить больший кон
тингент, чем в обычном интервью, продолжающем
ся 60–90 мин. Это позволит нанимателям делать вы
борку из числа прошедших экспрессинтервью и
приглашать перспективных кандидатов на более глу
бокое собеседование, что облегчит положение тех,
кто отчаялся в поисках работы по специальности.
КОНГРЕСС ОТКРЫВАЕТ
ШИРОКИЕ ВОЗМОЖНОСТИ
ДЛЯ ПОБЕРЕЖЬЯ
МЕКСИКАНСКОГО ЗАЛИВА США
В 125 милях южнее самого узкого выступа Фло
риды начато бурение на нефть и газ. Полагают, что
на площади в 8,3 млн акров содержатся 1,3 млрд брл
нефти и около 6 трлн фут3 природного газа. «Закон
об энергетической безопасности Побережья Мек
сиканского залива США является первым важным
шагом в сторону устранения искусственных и не
нужных ограничений в разработке жизненно важ
ных отечественных энергетических ресурсов. Он
отражает самую лучшую возможность для проведе
ния геологоразведочных работ в области энергети
ки за последние 25 лет», – говорит Роберт Слотер,
президент Национальной Ассоциации нефтяников
и нефтепереработчиков (National petrochemical &
refiners association – NPRA). Этот законодательный
акт также пересматривает порядок распределения
прибыли от разведки на нефть и газ в этом регионе.
Около 37 % федеральных прав на разработку недр
будут делегированы нефтедобывающими штатами
Алабама, Луизиана, Миссисипи и Техас.
РАСШИРЕНИЕ СТРАТЕГИЧЕСКОГО
НЕФТЯНОГО РЕЗЕРВА США
ДО 1 МЛРД БРЛ
Министерство энергетики (Department of energy
– DOE) идентифицировало соляные копи под Рич
тоном, на юговостоке шт. Миссисипи, как предпоч
тительное место для размещения укрупненного SPR.
Выбор этого места способствует диверсифицирова
нию географического размещения стратегического
нефтяного резерва (strategic petroleum reserve –
SPR) в стране. Наряду с Ричтоном DOE также пред
лагает расширить емкость трех существующих хра
нилищ SPR: в Биг Хилл, Техасе, Бейу Чокто и Уэст
Хэкберри в шт. Луизиана. Благодаря расположению
на большом удалении от моря, Ричтон (как полага
ют) будет менее уязвим к ураганам и связан нефте
проводами с магистральной нефтепроводной систе
мой Каплайн, с нефтеперерабатывающими завода
ми и морскими сооружениями в Паскагула, шт. Мис
сисипи. Процесс выбора места для SPR был регла
ментирован Законом о политике в области энерге
тики 2005 г., предусматривающим создание допол
нительных хранилищ для стратегических нефтяных
резервов страны.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
БЮДЖЕТ CHEVRON В 2007 .
УВЕЛИЧИВАЕТСЯ НА 20 %
Chevron Corp., занимающая второе место среди
крупнейших нефтяных корпораций США, планиру
ет вложение 19,6 млрд долл. в программу капиталов
ложений, направленных на глобальное расширение
геологоразведочных работ. Это на 20 % больше, чем
было ассигновано в 2006 г. (≈16 млрд долл.).
«Около 75 % этого бюджета выделены на проек
ты, связанные с геологоразведочными работами и
добычей нефти и газа во многих регионах мира. Еще
20 % ассигнуются на глобальный бизнес компании в
области нефтепереработки, маркетинга и транспор
та», – заявил Дейв О`Рейли, президент и высшее
должностное лицо корпорации.
Программа капиталовложений предусматривает
следующие вложения: 4 млрд долл. на поисковораз
ведочные и нефтепромысловые работы внутри стра
ны; 10,6 млрд долл. на международные операции, свя
занные с поисками, разведкой и добычей нефти; 1,6
млрд долл. на производственные операции, связан
ные с транспортировкой и переработкой добытой
нефти, а также хранением и сбытом нефтепродук
тов в США; 2,2 млрд долл. на нефтепереработку и
сбыт нефтепродуктов за пределами США и 1,2 млрд
долл. на химикаты и другие инвестиции в техноло
гию нефтепереработки.
Планируемые затраты компании на нефтепере
работку преследуют цель производства экологичес
ки чистых и более сложных топлив, расширение гло
бального производства автомобильных топлив и по
вышение способности компании вырабатывать топ
лива и другие продукты из тяжелых и/или сернис
тых нефтей.
В программу капиталовложений на 2007 г. вклю
чены также затраты на модернизацию НПЗ в Мис
сисипи и Калифорнии. В процессе реконструкции на
ходятся крупный газоперерабатывающий комплекс
Калтекс (с 50%ной долей собственности Chevron) и
нефтехимической комплекс в Йосу (Южная Корея).
Для поддержания проектов, связанных с освоением
крупных месторождений природного газа за преде
лами США, принадлежащих компании, в 2007 г. бу
дут сделаны инвестиции в строительство танкеров для
перевозки СПГ и мощностей GTL (газвжидкость).
ТЕНДЕНЦИИ В РАЗВИТИИ АВТОМОБИЛЬНОГО
РЫНКА И В ПОТРЕБЛЕНИИ БЕНЗИНА В США
Силами, действующими на изменение структу
ры глобального рынка бензина, являются высокие
цены на него, ужесточение экологических требова
ний, демографические изменения, растущее миро
вое потребление нефти и расширение ассортимен
та автомобильных топлив.
Американцы стали путешествовать на автомоби
лях на 40 % больше, чем 25 лет назад, расходовать
больше бензина на более крупных и более мощных
легковых автомобилях и грузовых автомобилях ма
лой грузоподъемности. Но высокие цены на бензин
негативно влияют на эту тенденцию. «Резко замед
лился рост потребления бензина с 1,6 % в год (1990–
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Вели обритания
Италия
Германия
Франция
Швеция
Испания
Польша
Япония1
Индия2
Канада3
США4
Общий нало
Розничная цена
Ме си а
Китай1
Номинальная розничная цена, долл/ алл
Источни и: CERA, IEA, Energy Prices and Texas, III в. 2006 .
1
Цены на неэтилированный бензин ОЧ = 91
на этилированный бензин ОЧ = 91
Цены на неэтилированный бензин ОЧ = 92
4
Цены на ре лярный бензин ОЧ = 87
2Цены
3
Рис. 1. Цены на бензин и нало и в отдельных странах. Доля
нало ов в розничной цене на бензин в США – 15 %, в Велиобритании – 64 %
2004 гг.) до 0,3 % в год в 2005 г., а в 2006 г. потребле
ние бензина увеличилось на 1 %», – сообщают ав
торы нового исследования Cambridge Energy Re
search Associates (CERA).
Впервые за 25 лет сократился средний пробег ча
стных автомобилей, хотя судя по приведенным в ис
следовании CERA данным, затраты на бензин и сма
зочные масла в семейном бюджете США в 2006 г. со
ставили 3,8 %, лишь немного выше уровня 60х го
дов (3,4–3,6 %), несмотря на растущие цены на
нефть, что авторы исследования объясняют совер
шенствованием автомобилей и самым низким нало
гом на автомобильные топлива в США (по сравне
нию с другими ведущими странами мира).
В исследовании CERA приведены подробные дан
ные об эволюции положения бензина – главного ис
точника энергии США – на мировом рынке. Основ
ные положения этого исследования изложены ниже.
Потребление. Замедление роста потребления бен
зина в США резко контрастирует со значительно
более высокими темпами роста в период с 1990 по
2005 гг. в большинстве развивающихся стран, вклю
чая Китай (6,6 %), Индию (6,2 %) и Бразилию (4,5 %).
Цены. После того, как мировое потребление нефти
в 2004 г. перевалило за 31 млн брл/сут, – главным об
разом за счет роста потребления в Китае и ЮгоВос
точной Азии – цены на бензин в США повысились с
1,59 долл/галл в 2003 г. до 2,3 долл/галл в 2005 г., а в
2006 г. средняя цена составила 2,61 долл/галл (при ди
намике 2,3 долл/галл в январе, 3 долл/галл в июле и
2,22 долл/галл в ноябре).
Расходы. В последние четыре десятилетия доля
расходов на бензин и смазочные масла в семейном
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
бюджете американцев оставалась сравнительно ста
бильной. В 60х годах прошлого столетия расходы ко
лебались в пределах 3,4–3,6 % и достигли пика –
5 % в 1981 г. на фоне шоковых ситуаций на топлив
ных рынках в 70х и 80х годах.
Самый низкий уровень расходов на бензин и мас
ла наблюдался в 1998 г. в результате обвала цен (толь
ко 2,1 %) с повышением до приблизительно 3,8 % в
2006 г.
Это кажется довольно стабильной ситуацией, осо
бенно в сравнении с расходами на медицинское об
служивание, которые выросли с 11,2 % семейного
бюджета в 1981 г. до 17,3 % в 2005 г. и с расходами на
питание, которые в соответствии с предлагаемым ана
лизом за тот же период снизились с 20 % до 13,4 %.
Насыщение рынка. США оказались в положении,
когда число зарегистрированных легковых и грузо
вых автомобилей малой грузоподъемности превы
шает число лиц, имеющих водительские права –
1148 машин на каждую тысячу обладателей закон
ных водительских прав. Для сравнения напомним,
что в Великобритании этот показатель равен 700, в
Мексике 208, в Бразилии 137, в Индии 11, а в Китае
всего 9 легковых автомобилей на тысячу законных
водителей.
Модели автомобилей. В 1975 г., когда были зако
нодательно утверждены корпоративные стандарты
на эффективность автомобильных топлив, только
16 % всего автомобильного парка США составили ав
томобили, обслуживающие спорт (sport utility
vehicles – SUV), включая минифургоны и грузовые
автомобили малой грузоподъемности. К 2005 г. доля
этих автомобилей возросла до 41 %, а пик был дос
тигнут в 2004 г. (56 %). Доля SUV в общем объеме
продаж в 2005 г. снизилась до 55 %, а в 2006 г. соста
вила 53 %.
Покупатели постепенно отходят от больших
«прожорливых» SUV в пользу меньших, более эко
номичных автомобилей того же класса. «Несмотря
на то, что покупатели автомобилей приобретают
новые машины, стремясь к экономии топлива, по
требуются годы, прежде чем весь автомобильный
парк существенно изменит эффективность исполь
зования топлива, потому что доля новых легковых и
грузовых автомобилей малой грузоподъемности в
ежегодных продажах составляет только около 8 % от
численности автомобильного парка страны. Быстро
набирают силу продажи гибридных автомобилей.
Однако в 2006 г. их доля в общих продажах новых
автомобилей составила только около 1,4 %.
Расход топлива. Расход топлива всего автомо
бильного парка США (старых и новых дорожников)
в 2001 г. составлял в среднем 22,1, а в 2005 г. – 22,2
mpg. (1 mpg = 1 миля/галл; 1 миля = 1,609 км; 1 галл
= 3,78 дм3). Средний расход топлива для всех лег
ких грузовых автомобилей (SUV, минифургоны и
легкие пикапы) в 2005 г. составил 16,9 mpg, что мень
ше целевого федерального стандарта для новых гру
зовых автомобилей малой грузоподъемности.
Поскольку доля легких грузовых автомобилей ра
стет, они в 2005 г. снизили средний расход топлива
58
до 19,8 mpg, что ниже пиковой величины – 20,2 mpg
в 2001 г. (2005 г. – последний год, по которому име
ются сводные данные по расходам топлива).
Налоги и цены. Цены на бензин в США находятся
на нижних строках мировой шкалы благодаря поли
тики налогообложения. В третьем квартале 2006 г.
владельцы автомобилей в США платили в среднем
2,86 долл/галл регулярного неэтилированного бензи
на, тогда как в Канаде – 3,49 долл/галл, в Японии –
4,42 долл/галл, во Франции – 6,20 долл/галл, в Анг
лии – 6,50 долл/галл. Значительная часть расхожде
ний в ценах на бензин объясняется разницей в нало
гообложении автомобильных топлив. В США налоги
составляют 15 % розничной цены на бензин, в Кана
де – 30 %, в Японии – 45 %, во Франции – 61 % и в
Англии – 64 %.
Розничная торговля. В 1977 г. в США насчитыва
лось 223 118 АЗС, из них только 11 900, или 5 %, были
оборудованы магазинами сопутствующих товаров. В
2006 г. насчитывалось только 167 476 АЗС (на 25 %
меньше, чем в 1977 г.) при увеличении объема запра
вок на 73 % на каждой АЗС, причем число АЗС с ма
газинами сопутствующих товаров и обслуживанием
достигает 109 400 или 65 % от общего числа АЗС.
В исследовании CERA отмечается возможность
третьего варианта розничного сбыта бензина через
крупные дисконтные торговые центры. Число этих
центров неуклонно увеличивается. В 1997 г. было
только 111, а в конце 2006 г. уже насчитывалось 4073
центра с тенденцией к дальнейшему расширению.
Производство. «Несмотря на то, что в США с
70х годов не было построено ни одного нового НПЗ,
производственные мощности значительно расшире
ны с 15,6 млн брл/сут в 1996 г. до 17,4 млн брл/сут в
2006 г., что приблизительно равнозначно строитель
ству 17 НПЗ средней мощности», – утверждает
CERA.
Этот «ползучий» процесс протекает на существу
ющих НПЗ в результате расширения мощностей,
расшивки узких мест, модернизации и мер по пре
дотвращению загрязнения окружающей среды це
ной капиталовложений, ежегодно измеряемых 5–
7 млрд долл.
Этанол. Требования к реформулированному бен
зину, законодательные акты на уровне Конгресса и
правительств отдельных штатов, а также налоговые
льготы (снижение налога на 51 цент/галл) явились
движущей силой роста потребления топливного эта
нола в США с 11 тыс. брл/сут в 1980 г. до 350 тыс.
брл/сут в 2006 г., что составляет 4 % от общего объе
ма потребления бензина.
Эти данные свидетельствуют о наращивании про
изводства этанола, причем полагают, что доля эта
нола, получаемого из кукурузы, не превысит 10 % от
общего объема потребления по соображениям «об
мена продовольствия на топливо» и с учетом логис
тических проблем, связанных с транспортом и хра
нением этанола. Это все же значительная цифра,
близкая к 1 млн брл/сут, «но поскольку энергосодер
жание этанола при равном объеме составляет око
ло двух третей от энергосодержания бензина, то для
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
замещения бензина потребуется на одну треть боль
ший объем этанола», – заключают авторы анали
тического исследования.
ГАЗ-В-ЖИДКОСТЬ:
ЗРЕЛАЯ ТЕХНОЛОГИЯ
С ПОТЕНЦИАЛОМ РОСТА
«Опора на природный газ становится неуклонной
тенденцией, и технология «газвжидкость» (GTL)
будет играть все большую роль, так как запасы сы
рой нефти истощаются», – утверждает Тони Шенк,
менеджер компании Global Process Systems, базиру
ющейся в Объединенных Арабских Эмиратах.
Усилилось понимание этой технологии, больше
«игроков» стали инвестировать в совершенствова
ние технологии и в расширение областей ее приме
нения. Среди новейших GTLразработок серьезное
значение имеют:
• мощные установки в Катаре и первая установ
ка в Нигерии;
• газификация угля в США – безграничный ис
точник газа – в качестве сырья для GTL;
• демонстрационная установка в Бинтулу (Ма
лайзия) на протяжении 10 лет успешно эксплу
атируемая Shell; промышленная установка в на
стоящее время строится в Катаре.
В стадии реализации проектов находится GTL ус
тановки суммарной мощностью 1 млн брл/сут. В
2005 г. затраты на производство экологически чис
того малосернистого дизельного топлива на обыч
ном НПЗ превышают затраты на получение дизель
ного топлива в процессе GTL.
Технология GTL это процесс превращения при
родного газа в жидкое топливо на НПЗ. Благодаря
этому процессу на НПЗ можно превращать часть
своих газообразных отходов в котельное топливо
или добытого газа из залежей в местах, где строи
тельство газопровода экономически неоправданно.
Получаемое по этой технологии топливо при сжи
жении выделяет значительно меньше оксидов серы,
моноксидов углерода и других загрязнителей атмос
феры. Это топливо успешно применяется в совре
менных дизельных двигателях, оно может легко
транспортироваться, его можно сбывать через обыч
ные АЗС для дизельного топлива.
Технология GTL конкурентоспособна. Впервые
она была применена в Германии во время Второй
мировой войны и затем в Южной Африке во время
бойкота. Компания Sasol из ЮАР остается важней
шим «игроком» на GTL и была первой, построившей
и эксплуатирующей установку в Катаре.
Если технология GTL вполне перспективна, то до
рога к газу устлана множеством проблем. Одним из
таких препятствий является готовность стран рабо
тать вместе для создания сети трубопроводов и рас
пределительных сетей в своих странах. «Опыт по
казывает, что для соединения источников газоснаб
жения внутри страны требуется два года и 10 лет для
прокладки трубопроводов между двумя странами, и
чудо должно свершиться для прокладки трубопро
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
вода, соединяющего более двух стран», – предос
терегает гн Шенк.
Запасы природного газа в отдаленных месторож
дениях и заброшенных промыслах в мире превыша
ют мировые запасы нефти. Азия, Тимор, Австралия,
Папуа Новая Гвинея, Индонезия и Сибирь облада
ют огромными запасами природного газа. «Общая
тенденция к переходу на энергию с меньшими выб
росами парниковых газов (СО2) в атмосферу уже
сегодня является залогом внедрения прогрессивных
технологий, опирающихся на природный газ», –
заключает гн Шенк.
ПРОБЛЕМЫ ПЕРЕРАБОТКИ РОССИЙСКИХ
НЕФТЕЙ СОРТА «URAL» НА ЕВРОПЕЙСКИХ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДАХ
Технологические инновации, процессы и корен
ные проблемы нефтеперерабатывающей промыш
ленности Европы были в центре внимания ежегод
ной Европейской конференции по технологии пе
реработки нефти (ERTC), состоявшейся в ноябре
2006 г. в Париже. Фил Хант, руководитель консуль
тативной фирмы Nexant ChemSystems, в своем док
ладе на конференции анализировал зависимость
Европы от качества бензина, дизельного и котель
ного топлив, получаемых из нефти сорта Ural, по
ставляемой из России, а также перспективы биотоп
лив, усиленно разрабатываемых в регионе. Ниже
приведены основные положения этого доклада в
сокращенном изложении.
На мировом нефтяном рынке доминируют ближ
невосточные нефти и для извлечения высоких при
былей необходимо умение получать высококаче
ственные автомобильные топлива. Российская
нефть (Ural) будет играть растущую роль как по
объему поставок, так и по ценам. Переработка Ural
дает дополнительную прибыль – несколько долла
ров на баррель – по сравнению с переработкой се
вероморских нефтей. «В большинстве случаев при
приобретении (поглощении) европейских НПЗ пос
ледних лет покупатели задают первый вопрос –
можно ли на этом НПЗ перерабатывать Ural?», –
говорит гн Хант.
В последние два десятилетия нефтеперерабаты
вающая промышленность переживала серьезные
трудности. Но теперь ситуация резко изменилась к
лучшему. «Последние два года были очень положи
тельными. Однако от этой тенденции особенно боль
ше выгоды получили нефтеперерабатывающие ком
пании США, Ближнего Востока и Азии», – говорит
гн Хант.
Западноевропейские нефтепереработчики в
последние 15 лет существенно изменили восприя
тие ценностей. Стоимость существующих основных
фондов соотносится с тенденциями в прибыльнос
ти последнего времени в сторону повышения на
нынешнем витке циклического развития нефтепе
рерабатывающей промышленности.
Поэтому европейским нефтеперерабатывающим
компаниям, находящимся на распутье, приходится
делать выбор между продажей основных фондов,
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Потребление, млн т
HYDROCARBON PROCESSING
Нафта
Бензин
Реа тивное топливо/ еросин
Дизтопливо/ азойль
Котельное топливо
Европа
Северная и Южная
Амери а
Азия
Источни : Nexant
Рис. 2. Раст щее потребление нефтепрод тов, 2000–2010 .
(в про нозир емом росте доминир ет Азия)
пока цены на них высоки, продолжением курса и из
влекать выгоды из повышенной благоприятной
конъюнктуры промышленности или приобретени
ем портфелей ценных бумаг и интеграцией в тор
говлю.
СОСТОЯНИЕ ПРОМЫШЛЕННОСТИ,
ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ
УГЛЕВОДОРОДНОЕ СЫРЬЕ
Факторы успеха в нефтеперерабатывающей про
мышленности понятны. Критериями конкурентос
пособности являются четыре основных параметра:
размер, сложность, географическое положение и ин
теграция. Имея крупные размеры, компания может
решать масштабные экономические задачи. «НПЗ с
усложненной схемой способны облагораживать
низкокачественное сырье. Хорошее географичес
кое положение облегчает доступ на локальные и де
фицитные рынки, и, наконец, интеграция позволя
ет получать синергетический эффект от взаимодей
ствия со смежными предприятиями».
В Европе есть много НПЗ в диапазоне от мало
мощных и средних до крупных, но потенциал для
роста почти исчерпан, потому что нет мест для стро
ительства новых НПЗ. В прогнозируемом потребле
нии нефтепродуктов доминирует Азия (рис. 2).
Промышленность США фокусируется на произ
водстве автомобильных топлив с растущей долей им
порта бензина, в том числе из Западной Европы.
Следовательно, перспективы роста глобального
потребления нефтепродуктов (кроме котельных топ
лив) вполне обоснованны. «Снижение спроса на вы
сокосернистое котельное топливо может стать осо
бенным вызовом для европейских нефтепереработ
чиков», – полагает гн Хант.
Биотоплива. Аспекты различных биотоплив и ог
раничений на пути их производства кратко описа
ны ниже.
Биодизель: получают этерификацией натураль
ных масел (рапсового и пальмового). Основные ог
раничения заключаются в сырье, являющимся про
довольственным продуктом.
60
Биоэтанол: получают ферментацией сахара, вы
деленного из пшеницы, кукурузы или сахарного тро
стника. Основное ограничение заключается в ком
паундировании с топливами нефтяного происхож
дения.
Биомасса: получают из древесины, древесных от
ходов, сельскохозяйственных отходов и компоста.
Сложность заключается в организации промышлен
ного производства.
Если технология получения биодизеля и биоэта
нола уже широко применяется глобально, то техно
логия превращения биомассы в жидкость – дизель
ное топливо или этанол – лишь недавно стала вне
дряться в промышленность.
«Европейский Союз поставил задачу доведения
доли биотоплив в общем объеме автомобильных топ
лив до 5 % к 2010 г. Для достижения этой цели потре
буются нормативные документы, распределение
обязанностей и субсидий», – заключает автор ана
литического обзора.
САУДОВСКАЯ АРАВИЯ ПЕРЕВОДИТ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ С ПРИРОДНОГО ГАЗА
НА НЕФТЯНОЕ ТОПЛИВО
Поскольку доступность природного газа остается
проблематичной изза истощающихся запасов, Сау
довская Аравия решила осуществить свой независи
мый проект по сооружению электростанций в Рас
альЗауре на нефтяном топливе вместо первоначаль
но планируемого природного газа, как сообщают ав
торы из аналитической компании Global Insight Inc.
Саудовская Аравия неохотно раскрывает карты
и сдержанно рассматривает проблемы нехватки
природного газа, усиленно предлагая свои нефтепе
рерабатывающие и нефтехимические секторы ино
странным инвесторам.
Не дожидаясь введения в эксплуатацию новых га
зоперерабатывающих мощностей в результате про
ектов Saudi Aramco или проектов, реализуемых ино
странными инвесторами, правительство решило пе
ревести все новые электростанции (там, где это воз
можно) на нефтепродукты. Полагают, что это зат
ронет все новые электростанции на побережье.
Перспективы. Дефицит в газоснабжении являет
ся результатом неожиданного всплеска потребления
природного газа и недостаточного инвестирования
в газоперерабатывающую промышленность в годы
стабильных цен на газ. Достаточное газоснабжение
может быть возобновлено в среднесрочной перспек
тиве с учетом доказанных запасов природного газа,
однако в краткосрочной перспективе сохранится де
фицит газоснабжения, что приведет к замедлению
роста отраслей промышленности, зависящих от газа,
особенно нефтехимической промышленности, по
прогнозам авторов из Global Insight Inc.
Правительство Саудовской Аравии придает при
оритетное значение расширению сети электростан
ций в стране, не считаясь с более высокими капи
тальными и эксплуатационными затратами, полагая,
что это благоприятно изменит экономическую и со
циальную обстановку.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Однако перспективы переключения сырья
(с природного газа на нефть) в других секторах про
мышленности, особенно в нефтехимической, более
ограничено, что, вероятно, будет сдерживать их рост
до тех пор, пока газ не станет доступным в достаточ
но больших объемах. Это, по всей вероятности, про
изойдет только в начале следующего десятилетия,
если уже сейчас будут сделаны соответствующие
капиталовложения.
Такой подход отражает «более либеральное от
ношение» правительства к развитию газовой про
мышленности, царившее в «климате» низких цен на
газ до 2003 г. Такая же «кавалерийская философия»
теперь приводит к аналогичным нехваткам газа в
других странах региона, включая Оман и Кувейт.
«В результате этого, возможно, повысятся регио
нальные цены на газ и необходимость импорта, чем
может воспользоваться Иран благодаря своему вы
годному географическому положению и богатым за
пасам природного газа», – заключают авторы ана
литического исследования.
ЮЖНОКОРЕЙСКИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛИ
НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОДУКЦИИ
ИСПЫТЫВАЮТ ДАВЛЕНИЕ СО СТОРОНЫ
КИТАЙСКИХ ЭКСПОРТЕРОВ
Национальные индустриальные и энергетичес
кие стратегии не всегда разворачиваются в точном
соответствии с правительственными прогнозами
конъюнктуры глобализованных конкурирующих
рынков. Южнокорейские нефтехимические ком
пании, нацеленные на экспорт своей продукции в
Китай, стали ощущать «на своих затылках» могу
чее дыхание бурно развивающейся нефтехимичес
кой промышленности Китая с его богатыми чело
веческими ресурсами, – говорится в недавно опуб
ликованном исследовании Industrial Info Resources
(IIR).
В 2006 г. министр финансов и экономики Юж
ной Кореи Хан ДукСу сказал, что китайская про
мышленность быстро усиливает свою конкурентос
пособность благодаря привлечению крупных пря
мых инвестиций, подкрепленных политикой при
оритетных вложений в науку и технику, что умень
шает разрыв в торговых возможностях между Ко
реей и Китаем. Он акцентировал внимание на не
обходимость для его страны модернизации про
мышленности путем увеличения инвестиций в на
учные исследования и разработки и повышения
квалификации инженернотехнического персона
ла. Он также призвал Корейскую сервисиндуст
рию к созданию синергизма с производственными
мощностями для подготовки страны к снижению
импорта из Китая.
Сдвиг в конъюнктуре корейского рынка обуслов
лен тем, что крупномасштабная перерабатывающая
промышленность может восстановить свою конку
рентоспособность, как только в нее вложат некий ка
питал и введут в эксплуатацию новые дополнитель
ные мощности. После положительного роста на про
тяжении трехчетырех лет нефтехимическая про
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
мышленность будет в состоянии к 2008 г. выдержать
натиск со стороны китайского экспорта в надежде
на рост потребления нефтехимической продукции
в Китае. Корея экспортирует 50 % своей нефтехи
мической продукции. Но экспортные рынки нахо
дятся под угрозой со стороны Ближнего Востока и
Китая.
В прошлом году многие компании испытывали се
рьезные трудности изза растущих цен на сырье и
неспособности повышать цены, так как китайские
конкуренты выбрасывают на рынки массовые объе
мы дешевых нефтехимических продуктов. «Глобаль
ные проблемы для Кореи усиливаются тем, что фир
мы, поддерживаемые иностранными инвестициями
от нефтяных, энергетических и химических гиган
тов «наращивают китайское производство», – зак
лючает IIR.
КРУПНЫЕ ПРОЕКТЫ,
СВЯЗАННЫЕ
С ОБЕССЕРИВАНИЕМ
ДЫМОВЫХ ГАЗОВ В КИТАЕ
Одиннадцатый пятилетний план развития эконо
мики Китая (2006–2010 гг.) предусматривает уста
новку 300 новых систем удаления SO2 из дымовых
газов (flue gas desulphurization – FGD), отходящих
с шести крупнейших электростанций Китая, эксп
луатируемых на угле.
«США являются лидером в строительстве скруб
берных систем, но только 222 системы были установ
лены в этой стране за период с 1968 по 2004 гг. Даже
несмотря на Закон о чистом воздухе, обязывающий
установку FGD на всех электростанциях, США не
смогут сохранить лидирующее положение в этой об
ласти», – полагает McIlvaine Company.
Китай перегонит США по мощности электростан
ций на угле в период между 2010 и 2012 гг. Посколь
ку в Китае системы FGD будут установлены на всех
объектах, Китай буквально через пару лет станет ли
дером в скрубберных системах. Третье место зани
мает Германия по числу систем FGD (100), которые
только находятся в стадии строительства.
В других странах также внедряют системы FGD.
В Индии разрабатывается специальная программа,
в Японии установлено 60 систем. В Южной Корее и
Тайване системы FGD уже установлены на несколь
ких существующих электростанциях.
Сокращение потребления природного газа ведет
к разработке и внедрению проектов FGD в неожи
данных местах. В Чили, например, в стадии реали
зации находятся пять проектов, что связано с пере
ходом электростанций с природного газа на уголь в
качестве топлива.
Многие системы FGD были установлены в Вос
точной Европе в результате вступления несколь
ких стран в Европейский Союз. Турция и Россия
являются развивающимися рынками. Несколько
проектов на африканском континенте главным
образом связаны с новыми угольными электро
станциями, а не с реконструкцией существующих
объектов.
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
РОСТ ИНВЕСТИЦИЙ В РАСПРЕДЕЛЕННЫЕ
СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
Рынок распределенных систем управления
(distributed control system – DCS) в минувшем десяти
летии испытывал бурный рост – на 9 % в год. ARC
Advisory Group в своем новом исследовании прогно
зирует 7%ный рост глобального рынка до 2010 г. «Дви
жущей силой роста потребления DCS являются повы
шенные тенденции в капиталовложениях и крупные
инфраструктурные проекты в Азии, Восточной Евро
пе, Ближнем Востоке и Латинской Америке. Эти круп
ные проекты подкрепляются значительными инвести
циями в модернизация устаревших систем управления
в развитых рынках Северной Америки, Западной Ев
ропы и Японии», – констатирует автор исследования
Лэрри О`Браейн, директор ARC.
В этом исследовании прослеживается сдвиг в ка
питаловложениях в сторону нефтегазоперерабаты
вающей промышленности, нефтепереработки, неф
техимии и других традиционных отраслей тяжелой
промышленности на невиданно высоких уровнях.
Доминирующий регион. Азия попрежнему ли
дирует в потреблении DCS, и это сохранится по
крайней мере в ближайшие 5 лет при условии, что
не произойдет никаких непредвиденных политичес
ких событий в «перегретой» экономике Китая.
В регионах лидерами роста являются Китай и Ин
дия, которая также вносит большой вклад в проек
ты, с высокими темпами роста, причем темпы роста
DCS намного опережают темпы роста ВВП в этих
странах.
Как Китай, так и Индия все более нацеливают
свое производство на экспорт; наряду с развитием
инфраструктуры в этих странах инвестируют капи
тал в базовые отрасли промышленности, в обучение
обслуживающего персонала передовым технологи
ям и средствам автоматического управления произ
водством. Менее чем через 20 лет Китай может стать
крупнейшим географическим рынком по автомати
зации, лидируя как в новых проектах, связанных с
новыми системами управления, так и в реконструк
ции существующих производственных и энергети
ческих мощностей.
Картина экономического роста в Индии менее ус
тойчива, чем в Китае, особенно в производственном
секторе. ВВП Индии в 2005–2006 гг. увеличился на
8,1 % при росте за этот период промышленного про
изводства на 9,4 %.
Благоприятные условия. Миграция систем уп
равления продолжает оставаться важной проблемой
для производителей, сталкивающихся с устаревани
ем своих систем автоматизации в условиях масси
рованного предложения новых информационных
технологий.
Однако, по мнению ARC, диапазон возможного
выбора среди поставщиков DCS сужается и через
несколько лет будет ограничен изза слияний и по
глощений мелких компанийпроизводителей рас
пределенных систем управления.
АННУЛИРОВАНИЕ ПРОЕКТОВ
ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ УСТОЙЧИВОЙ
ПРИБЫЛЬНОСТИ В СВЯЗИ
СО СТРЕМИТЕЛЬНЫМ ПОВЫШЕНИЕМ
ЗАТРАТ1
Пятьсот объявленных проектов. Шестьдесят новых
НПЗ. 180 проектов, связанных с реконструкцией про
изводственных мощностей, и еще 180 проектов по про
изводству экологически чистых топлив. Эти ошелом
ляющие и даже несколько маловероятные цифры
были озвучены на недавно состоявшейся ежегодной
конференции по технологии переработки нефти
(European refining technology conference – ERTC) в
Париже. Докладчик, свободно цитировавший эти циф
ры, заявил: «Мы абсолютно уверены, что многие из
этих проектов никогда не будут претворены в жизнь,
но мы надеемся, что проекты, в которых задействова
на корпорация Total, увидят свет» – добавил он с дос
таточно ярким оттенком самоиронии. Этим докладчи
ком был старший (первый) вицепрезидент Total по
стратегии и развитию нефтепереработки ЖанЖак
Москони.
Шутки в сторону! Господин Москони заявил, что
он уверен в реализации проектов сооружения но
вых мощностей по переработке нефти (8,5 млн
брл/сут из объявленных 13 млн брл/сут), потому что
родина этих проектов – Азия, где затраты на стро
ительство составляют менее одной трети от уровня
затрат, которые потребовались бы в Европе или
США. При нынешних ценах строительство нового
НПЗ мощностью 200 тыс брл/сут в Европе обошлось
бы в 4 млрд долл. «Для того, чтобы сделать такой про
ект прибыльным, Вам пришлось бы рассчитывать на
предел доходности на уровне 2005 г. на ближайшие
25 лет», – аргументирует гн Москони.
Поэтому Азия и Ближний Восток будут созда
вать новые мощности по первичной переработке
нефти, тогда как в Европе будут строить установки
гидрокрекинга дизельного топлива, а в США – ус
тановки замедленного коксования для увеличения
производства бензина и дизельного топлива.
Гн Москони заявил о строительстве новой установ
ки гидрообессеривания на принадлежащем Total
НПЗ в Линдсейе (Англия) в связи «с назревающей
угрозой истощения запасов легкой североморской
нефти», что скоро будет введена в эксплуатацию ус
тановка гидрокрекинга стоимостью 550 млн долл на
НПЗ в Нормандии и совместной с Саудовской Ара
вией установки гидрокрекинга мирового класса в
АльДжубейле, Ближний Восток. На НПЗ в Порт
Артуре (Техас), полностью принадлежащем Total,
в 2007 г. будет начато строительство установок за
медленного коксования и вакуумной перегонки,
оцениваемых в 1 млрд долл с вводом в эксплуата
цию в 2010 г.
«Счастливая» конференция. Нет ничего удиви
тельного в том, что организаторы этой конферен
ции описывают ее как «самую счастливую за всю
историю проведения» ERTC. Более 700 участни
Материалы подготовлены У. Вирач, главным редактором НР.
[email protected]
1
62
Статья подготовлена редактором европейского отдела HP Т. Райтом.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ков, подрядчиков, компаний, разработчиков тех
нологий, производителей катализаторов, сплочен
ных в единодушной уверенности в «светлом буду
щем» для нефтеперерабатывающей промышлен
ности. Правда, бравурный настрой был несколько
омрачен отсутствием на конференции представи
телей сталелитейных, алюминиевых и других стро
ительных компанийподрядчиков, кому будет по
ручено выполнение этих «грандиозных» проектов.
Подсчитали и прослезились! Издержки проекти
рования стали на 50–100 % выше, чем несколько
лет назад. И только один из участников конферен
ции задал вопрос основному докладчику: «А где
взять 8,5 млн брл/сут нефти для ежедневной заг
рузки предполагаемых дополнительных мощнос
тей»?
Даже Международное Агентство по Энергети
ке (International energy agency – IEA) считает, что
2007 г. обещает быть самым успешным; опублико
ванный этим Агентством «Энергетический про
гноз» «оказался бестселлером» за все годы суще
ствования IEA. В этом прогнозе, в частности, ука
зано, что 75 % инвестиций нефтяной промышлен
ности в предстоящие десятилетия должны быть
направлены в нефтедобывающую промышлен
ность для обеспечения нефтеперерабатывающей
промышленности сырьем. Инвестиции увеличи
лись вдвое с 2000 г. и эти дополнительные инвести
ции почти полностью поглощены возросшими зат
ратами на аренду оборудования и оплату подряд
чиков и поставщиков.
В некоторых европейских странах доминирует
программа биотоплив. И опятьтаки не все так бла
гополучно, как прогнозировалось ранее. Биотопли
ва второго поколения из возобновленных источни
ков – сельскохозяйственных отходов непищевого
назначения, не требующие крупных затрат углево
дородных топлив на их производство, о которых уже
15 лет говорят, что они «уже на пороге», почемуто
исключены из прогноза IEA на 2030 г. Там есть упо
минание о том, что к 2030 г. на долю биотоплив пер
вого поколения будет приходиться 7 % от глобаль
ного рынка моторных топлив.
По данным Европейской Комиссии, странычле
ны ЕС с большим отставанием решают проблему
внедрения биотоплив. Только в 12 странах ЕС био
топлива освобождены от налогообложения, 8 стран
взяли на себя обязательства, а в остальных странах
вообще ничего не делается в этом направлении. Все
это отражено в «Зеленой Книге» Европейского Со
юза, в котором в 2007 г. председательствует Герма
ния.
Устойчивая прибыль. На нынешней конферен
ции демонстрировалось множество круто восходя
щих кривых подъема в области энергетики и созда
валось чувство, что трудности этого подъема явно не
дооцениваются. В условиях стремительного роста
затрат на осуществление проектов, например, четы
рехлетнее ожидание выполнения заказа на сосуды
высокого давления, просто приведет к аннулирова
нию многих проектов, связанных с сооружением
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
установок гидрокрекинга в ближайшем будущем. В
порядке утешения эту мысль выразил докладчик из
Purvin & Getz заявив, что это приведет к более про
должительному периоду получения устойчивых при
былей от конверсии, чем ожидалось ранее.
Вопрос о том, смогут ли страныпотребители,
владельцы легковых и грузовых автомобилей тер
пимо относиться к безудержному росту цен, нашел
отражение только в предположении о том, что жид
кие топлива из угля смогут в какойто степени со
ставить конкуренцию традиционным топливам на
многих рынках, если появятся прогрессивные тех
нологии.
Многие прогнозы потребления дизельного топ
лива и бензина в предстоящие десятилетия строи
лись исходя их предположения достаточных уров
ней поставок нефти. Однако консультанты и агент
ства, занимающиеся проблемами поставок нефтяно
го сырья, сомневаются в реальности прогнозов. По
их мнению, растущие цены просто разрушат спрос
и отбросят его обратно до уровня реально существу
ющих поставок нефти. Легко сказать, но трудно ис
полнить!
Законодателям в Европе придется побеспокоить
ся о том, как обеспечить плавный переход от «пере
гретого» рынка к мягкой и контролируемой посад
ке. Существует опасность, что такого рода ограни
чения глобального роста могут вылиться в одновре
менный экономический спад в США и Азии. Но та
кие задачи не стояли перед конфе
ренцией в Париже, она же была
посвящена технологии переработ
ки нефти.
Т. Райт, редактор по европейскому региону,
представитель НР на международных кон
ференциях. Мр Райт редактирует публика
ции в области нефтехимии и осуществляет
работы для ВВС. [email protected]
ПЕРЕВОЗКА
ПРИРОДНОГО ГАЗА –
НОВЫЕ ГРАНИЦЫ2
Сжиженный природный газ (СПГ) – не един
ственный дешевый способ доставки природного газа
на удаленные потребительские рынки
Глобальное потребление природного газа в соот
ветствии с прогнозом к 2020 г. увеличится вдвое. Ре
зультат: возросшая активность в поисковоразведоч
ных работах на природный газ. Глобально 75 % до
бываемого природного газа транспортируют газо
проводным транспортом, остальные 25 % – танке
рами в виде сжиженного природного газа.
В последние годы СПГ получил широкое приме
нение как основной источник газоснабжения там,
где отсутствуют магистральные газопроводы. Толь
ко в США насчитываются 45 приемочных терми
налов для СПГ, предложенных для сооружения в
последние три года. Цепь снабжения СПГ состоит
из заводов по сжижению природного газа, где его
2
Статья подготовлена внештатным редактором HP С. Сарафом.
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
охлаждают и превращают в жидкость, доставки на
промывочные терминалы и регазификации с пос
ледующей доставкой по газопроводам потребите
лям.
Несмотря на то, что сжижение природного газа
является привлекательным с точки зрения легкос
ти его транспортировки, установки для сжижения
очень капиталоемки и нуждаются в крупных запа
сах природного газа для обеспечения экономичес
кой эффективности. Цепь СПГ снабжения предпо
лагает также высокие капиталовложения на при
емочной стороне. Для мелких газовых месторож
дений и рынков с ограниченным спросом СПГ не
является экономически привлекательным вариан
том энергоснабжения.
Варианты транспортировки. По мере роста по
требления природного газа появляются дополни
тельные стимулы для поиска путей монетизации
заброшенных газовых промыслов, разработка ко
торых не может быть экономически оправдана из
за небольших залежей природного газа или изза
отсутствия газопроводной инфраструктуры для до
ставки газа на потребительский рынок. Например,
прилагаются согласованные усилия, направленные
на оптимизацию добычи газа на нефтепромыслах
и попутного газа, ранее сжигавшихся в факелах.
Для запасов газа, не оправдывающих капиталовло
жения в систему сжижения природного газа, раз
работаны альтернативные варианты транспорти
ровки – в сжатом виде (compressed natural gas –
CNG) и в виде гидратов природного газа (natural gas
hydrates – NGH).
Еще одной многообещающей технологией пре
вращения ПГ в автомобильное топливо или высшие
углеводороды является технология, так называемая
газвжидкость (gastoliquid – GTL).
Сжатый природный газ (CNG). Технология
CNG заключается в сжатии газа до более высоко
го давления, примерно равного 3000 фунт/дюйм2
(1 фунт/дюйм2 = 6,89 кПа), и может сопровож
даться охлаждением. Сжатый газ транспортируют
на морских судах в баллонах или трубопроводах,
способных выдерживать высокие давления. Уста
новка CNG дешевле, чем установка для сжижения
природного газа, потому что для нее не требуется
криогенная инфраструктура. Разгрузочные терми
налы CNG дешевле, так как на них нет установок
для регазификации. Разгрузка судов с CNG может
производиться непосредственно в газопровод на
терминале. Однако перевозка CNG с равным энер
госодержанием на дальние расстояния обходится
дороже, чем перевозка СПГ.
Самым главным сдерживающим фактором в по
ставках CNG является высокая стоимость его транс
портировки. Для снижения транспортных затрат
предлагаются новые технологии. Один из вариантов
заключается в использовании запасов природного
газа, нерентабельных для инвестиций в установку
сжижения, для снабжения существующих приемоч
ных терминалов устройствами для кратковременной
приемки CNG с газовых промыслов. В настоящее
64
время нет ни одного действующего проекта, связан
ного с CNG. Однако SeaNG Corp. недавно объявила
о решении построить специальный корабль для пе
ревозки CNG.
Гидраты природного газа. NGH состоят из воды
и природного газа. NGH характеризуют как природ
ный газ, уловленный в клетеобразной структуре, об
разовавшейся из льда. В этом состоянии NGH мо
жет зрительно восприниматься как твердое тело, ле
доподобные гранулы, содержащие газ, и представ
ляющие собой новую альтернативу для транспорти
ровки газа. Природный газ в ледяных гранулах со
храняет стабильность при температуре –56 °C и ат
мосферном давлении. Это явление называют эффек
том самосохранения.
Объем газа, превращенного в гидрат, сокращает
ся в 170 раз, тогда как при сжижении природного
газа в СПГ уменьшается объем в 600 раз. Поэтому
перевозка равного количества энергии в случае NGH
дороже, чем в случае СПГ. Тем не менее, NGH при
влекателем тем, что процесс гидратации менее энер
гоемок, чем процесс сжижения ПГ.
NGHтехнология привлекательна для небольших
неиспользуемых запасов природного газа на мелких,
ранее не используемых месторождениях газа. Ана
логично СПГ сеть снабжения NGH состоит из экс
портных и приемочных терминалов. На экспортных
терминалах природный газ смешивают с водой для
получения NGH, которые хранят в специальных хра
нилищах и затем грузят на транспортные суда. При
родный газ извлекают из NGH путем регазифика
ции на промывочном терминале. Компания Mitsm
Engineering and Shipbuilding Co. проводит ТЭО по
производству NGH на пилотной установке (произ
водительностью 600 кг/сут гидрата метана) с после
дующей регазификацией.
Варианты транспортировки природного газа. По
мере расширения рынков природного газа и нефти
возникает острая необходимость разработки техно
логий для капитализации удаленных заброшенных
газовых месторождений. CNG и NGH являются пер
спективными альтернативными технологиями
транспортировки природного газа. Они получат ши
рокое применение в ближайшие годы, причем вы
бор между СПГ, CNG, NGH и, возможно, GTL будет
зависеть от процессов в области технологии, разме
ров резервуаров для хранения, удаленности целево
го рынка и рыночной конъюнктуры.
Перевел Г. Лип ин
С.Сараф, старший инженер в Exponent
mechanical engineering and materials/metall
urgy practice (Хьюстон, шт. Техас), занимаю
щийся вопросами технологии металлов и ма
териалов. Др Сараф имеет степень бакалавра
в химической промышленности, полученной в
техасском университете A&M, где работает
при Mary Kay O′Connor Process Safety Center.
Он занимается вопросами моделирования ис
следования и предупреждения рисков на газоперерабатывающих
предприятиях. [email protected]
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ НАГРУЗОК
НА ОПОРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕБОЙЛЕРОВ
М. Чо дхари, Р. Шарма и П. Дарджи, Reliance Refinery, Джамна ар, Индия
Представлены расчеты для опорных онстр ций с использованием жест о за репленных или
пр жинных опор
Вертикальные ребойлеры (кожухотрубчатые теплооб
менники) широко применяют в нефтехимической промыш
ленности для выполнения таких важных функций, как па
рообразование в дистилляционных колоннах/сепараторах
различных типов. В термосифонном ребойлере, наиболее
часто применяемом в нефтепереработке и нефтехимии, по
ток определяется по принципу разных плотностей двух
жидких фаз. Нагретая жидкость в кожухе ребойлера отда
ет тепло жидкости, находящейся внутри труб ребойлера, тем
самым испаряя часть жидкости. Смесь пара и жидкости воз
вращается в колонну. В вертикальном ребойлере должен
быть предусмотрен сильфонный компенсатор теплового
расширения, установленный на кожухе ребойлера, чтобы
компенсировать разность температурных расширений меж
ду кожухом ребойлера и трубами. Это не имеет ничего об
щего с гибкими трубами. Существует два варианта распо
ложения вертикального ребойлера, рядом стоящего с колон
ной, или отдельно от нее (рис.1).
В обоих случаях расположения колонны, чтобы компен
сировать рост перепада температур колонны и ребойлера,
применяют также патрубки, установленные в нулевой точ
ке, или пружинные опоры. Принцип нулевой точки исполь
зуют для того, чтобы свести к минимуму рост перепада тем
ператур между колонной и ребойлером. Однако в процес
се исследования выяснили, что проблемой являются мето
ды расчета нагрузок на опоры вертикальных ребойлеров,
разрабатываемых различными компаниями. Статья будет
посвящена этим проблемам. Для получения объективной
информации, необходимо поставить следующие вопросы.
• Если конструкция нагруженного ребойлера выпол
нена на жестко закрепленных опорах, тогда при какой
температуре должна быть рассчитана нулевая точка?
• Если вертикальный ребойлер поддерживается на
гибких опорах, то что случится, когда эти опоры будут
освобождены и большой вертикальный ребойлер ока
жется пустым после слива жидкости?
• Выдержат ли патрубки, установленные между ко
лонной и ребойлером, при полной допустимой нагрузке?
ИССЛЕДОВАНИЕ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ
ПАТРУБКА РЕБОЙЛЕРА
Существуют две концепции исследования напряженно
го состояния патрубка ребойлера это нулевая точка (для
неподвижной опоры) и поддерживаемого на упругих пру
жинах. Состояние неподвижно закрепленных опор зави
сит от установки ребойлера в нулевой точке (разность уд
линения равна нулю). В результате увеличения перепада
температур колонны и ребойлера расположение нулевой
точки будет иметь большое значение для неподвижно зак
репленной опоры. Время от времени эта проблема рассмат
ривается на основе конструкций того или иного ребойлера
при различных рабочих температурах. Но при эксплуата
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Патр бо для обратно о
пара 20"x14
156х16
Верх тр бной
решет и
Опорные
выст пы
Опорная
онстр ция
ребойлера
Корп с
олонны
Сильфон
Низ тр бной
решет и
Вход в
ребойлер
Нижнее звено
олонны
4138х25
Замечание: все размеры, за ис лючением
диаметра патр б а в дюймах, приведены в мм
Опорные
выст пы
Ребойлер
Сечение по А-А
Рис. 1. Верти альный ребойлер с неподвижной тр бной решет ой на независимой опорной онстр ции
ции удлинение ребойлера будет также зависеть от средней
температуры металла (mean metal temperature – MMT).
ИССЛЕДОВАНИЕ НАПРЯЖЕННОГО
СОСТОЯНИЯ ОПОР С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
НУЛЕВОЙ ТОЧКИ
На рис. 1 показано крепление ребойлера к колонне
при помощи наружных конструкционных элементов (вы
ступов). Выступы ребойлера опираются непосредствен
но на конструкцию опоры. Выступы необходимо устано
вить с учетом подъемаопускания нулевой точки таким
образом, чтобы рост перепада температур в колонне и
ребойлере практически был сведен к нулю. Это важно
отметить в случае с ребойлером – расширение аппара
та будет скорее зависеть от ММТ, чем от температуры
внутри и вне ребойлера. В случае применения вертикаль
ных ребойлеров, не имеющих сильфонов, расширение
определяют при помощи ММТ поверхности кожуха. Если
вертикальный ребойлер имеет сильфон, расширение сле
дует определять по ММТ поверхности труб.
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Расчет нулевой точки. Для рассмотрения схемы на
рис. 1 введены следующие обозначения:
L1 – высота нижнего звена («юбки») колонны;
L2 – расстояние между днищем колонны и централь
ной линией на впуске пара в колонну;
L3 – расстояние между центральной линией выхода
обратного пара из ребойлера и линией верха жестко зак
репленной трубной решетки;
L4 – расстояние между линией верха жестко закреп
ленной трубной решетки и поддерживающей опорой (этот
показатель указывает на местоположение нулевой точки);
αs, αc, αrt, αrs – коэффициенты температурного рас
ширения нижнего звена колонны, непосредственно ко
лонны, трубной решетки ребойлера и материала кожуха
ребойлера соответственно;
Та – температура окружающей среды;
Тs – температура нижнего звена колонны;
Тс – температура в колонне;
Trt – температура поверхности труб ребойлера;
Trs – температура кожухотрубчатого ребойлера;
δс – тепловое расширение колонны (с учетом нижне
го звена колонны);
δr – тепловое расширение между выступами ребой
лера до центральной линии выхода пара.
Чтобы выровнить перепад температурного удлинения
колонны и ребойлера, рассмотрим условие δс = δr.
δс = (Тs–Та)αsL1+(Тс–Та)αсL2;
δr = (Тrt–Та)αrtL3+(Тrs–Та)αrsL4,
так как
(Тs–Та)αsL1+(Тс–Та)αсL2 =
= (Тrt–Та)αrtL3+(Тrs–Та)αrsL4.
Следовательно,
L4 = (Тs–Та)αsL1+(Тс–Та)αсL2–
(Тrt–Та)αrtL3)/(Тrs–Та)αrs.
(1)
Это уравнение представляет местоположение нуле
вой точки.
Пример. Для изучения эффекта состояния корпуса или
труб в процессе эксплуатации рассмотрим систему колон
наребойлер (см. рис. 1). Кожух ребойлера включает силь
фоны компенсации перемещений вследствие температур
ных перепадов кожуха и труб. Выход из ребойлера непос
редственно соединен с колонной. Данные по конструкции
колонны представлены в следующем виде.
Материал колонны
SA 516 gr 70N
Материал нижнего звена
SA 285 gr C
Коэффициент
расширения αс αs, мм
0,012
Температура, °С:
проектная
186
рабочая
156
программой, учитывающей напряженное состояние тру
бы. WRC297 был смоделирован для патрубков. Ребойлер
поддерживается в четырех местах при помощи опорных
выступов (см. рис. 1, сечение АА). Нагрузку на патрубок
колонны рассчитывали для трех различных положений:
нулевые точки определяли по проектной температуре и
ММТ.
При рассмотрении рис. 1, табл. 1 и приведенной выше
характеристике конструкции колонны можно рассчитать
нулевую точку в виде L4 = 3,34 м для рабочих условий,
когда
Та = 21 °С,
Тs = 25 °С,
Тс = 156 °С,
Тrt = 158 °С,
Тrs = 177 °С.
Для проектных условий нулевую точку определяют
как L4 = 4,196 м, когда
Та = 21 °С,
Тs = 28 °С,
Тс = 186 °С,
Trt = 158 °С,
Trs = 177 °С.
Для условий ММТ нулевую точку определяют как L4
= 3,34 м при
Та = 21 °С,
Тs = 25 °С,
Тс = 156 °С,
Trt = 165 °С,
Trs = 171 °С.
Нагрузку на патрубок определяют, применяя про
грамму напряженного состояния трубы, как показано в
табл. 2.
В соответствии со спецификацией допустимый мо
мент для 20дюймового патрубка составляет 40 000 Nм.
В табл. 2 можно отметить, что результирующий момент,
полученный в нулевой точке, радикально изменяется во
всех трех случаях. В соответствии с данными табл. 2 вид
но, что если нулевую точку рассчитывают, полагаясь на
Таблица 1. Данные по онстр ции ребойлера
По азатель
Единица
измерения
Кож х
вход/выход
Тр бы
вход/выход
Массапорожне оребойлера
Массаребойлераврабочем
состоянии
Коэффициентрасширениябrt,бrs
Материал
К
К
–
–
24118
31046
мм/м°С
–
0,012
SA516gr70
N

177
176/164
171
0,012
SA516gr70
N

158
154/156
165
Температ ра:
рабочая
прое тная
ММТ
°С



Данные по конструкции Таблица 2. Определение на р з и на патр бо олонны
ребойлера сведены в табл. 1.
Н леваяточ апритемперат ре,°С
Колонна была смоделиро
На р з а
Прое тной
Рабочей
ММТ
Осевое силие,N Момент,Nm Осевое силие,N Момент,Nm Осевое силие,N Момент,Nm
вана как элемент трубы, а ре
Установившаяся
+2150 +10417
+2320 +10737
+2304 +10706
бойлер смоделирован как же
Прое тная
–38129 –21192
–93517 –211546
–90932 –237027
стко закрепленный элемент с
Рабочая
–56259 +174178
–40110
+994
–47356 +19712
заданным диаметром и толщи
ММТ
–58557 +197206
–41567 –24314
–40434
–1656
ной стенки в соответствии с
66
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Таблица 3. На р з а на патр бо
Поддерживающие
выст пы с пр жинами
На р з а
Ребойлер
2890х20
Патр бо
Установившаяся
олонны, 20"
Патр бо ребойлера, 20"
Сечение
по А-А
Пластина
PTFE
Пр жинные
опоры
Сильфон
Ребойлер
4138х25
Замечание: все размеры за
ис лючением диаметра патр б а
даны в мм
Рис. 2. Верти альный ребойлер с неподвижной решет ой на
пр жинных опорах
проектную температуру, тогда на
грузка на патрубок будет превосхо
дить допустимые ограничения при
рабочих условиях и ММТ, которые
должны быть фактическими услови
ями вертикального ребойлера.
олонны
Моделиребойлерапримассе
Врабочемсостоянии
Порожний
Осевое силие,N Момент,Nm Осевое силие,N Момент,Nm
–13042
+30881
–42626
+104386
ребойлер не загружен и пружинные опоры освобожде
ны. В этом случае большие нагрузки и моменты влияли
на патрубок колонны, так как тепловая нагрузка и опо
ры были выбраны в расчете на массу ребойлера в рабо
чем состоянии. В табл. 3 приведены сравнительные дан
ные нагрузки на патрубок.
Очевидно, что при условии пустого ребойлера боль
шие нагрузка и момент действуют на патрубок в сравне
нии с условиями ребойлера в рабочем состоянии.
ИССЛЕДОВАНИЕ КОНЕЧНОГО ЭЛЕМЕНТА
ПРИ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКЕ
Чтобы получить распределение напряжений на пат
рубок колонны при взаимодействии патрубокколонна,
а также при условии порожнего ребойлера и освобож
денных пружин, был выполнен анализ конечного элемен
та (finiteelement analysis – FEA). Модель FEA показана
на рис. 3. Было смоделировано усиленное приспособле
ние с толщиной стенки 14 мм и диаметром 970 мм с уче
том поверхности раздела колоннапатрубок. Нагрузка на
патрубок и момент, полученные из программы исследо
вания, были включены в модель FEA (см. табл. 3). Цель
выполнения FEA ставилась для того, чтобы получить ре
альное распределение напряжения вокруг соединения
патрубокколонна. Все степени свободы были ограниче
ны в пределах допустимых значений, за исключением не
которых точек пересечения. Также
та же самая модель была проанали
зирована с применением других про
грамм.
Перевел А. Степанов
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗКИ
С ПРИМЕНЕНИЕМ
М. Чоудхари является вицепрезидентом
ПРУЖИННЫХ ОПОР
и главой отдела по трубопроводным сис
темам компании Reliance Engineering
На рис. 2 показан вертикальный
Associates Ltd. в Джамнагаре (Индия). Он
ребойлер, поддерживаемый при по
имеет более чем тридцатилетний опыт ра
мощи пружинных опор. Пружинные
боты в области проектирования трубопро
опоры применяют с целью компенса
водных систем, особенно в исследованиях
ции удлиненной колонны и ребойле
напряженного состояния труб. Мр Чоуд
ра вследствие перепада температур.
хари сотрудничает также в компаниях, по
Величина нагрузки ребойлера на пру
добных EIL, TOYO и CHEMTEX.
жинные опоры зависит от массы заг Рис. 3. Анализ модели онечно о элемента
руженного ребойлера. Когда ребой
Р. Шарма работает на джамнагарском за
лер не загружен и пружинные опоры освобождены, осе
воде с компанией Reliance Industries Ltd. Он также имеет огром
вая нагрузка направлена вверх от пружинных опор, и она ный опыт в области нефтехимии и минеральных удобрений. Он
может превосходить предел допустимой нагрузки на пат занимается проблемами выявления повреждений в трубопровод
рубок. Эти условия должны быть проверены при прове ных системах и связанного с ними оборудования. В 1987 г. мр
дении анализа соединений ребойлера.
Шарма получил степень бакалавра на механическом факультете
Рассмотрим случай, когда опорами ребойлера являют Университета (Барода).
ся опоры на пружинах, расположенные в четырех мес
тах по периметру ребойлера. При анализе системы опор П. Джарджи работает в качестве аналитика по надежности тру
ребойлера рассмотрены два случая: смоделированный бопроводных систем в отделе обустройства месторождений в
ребойлер с массой в рабочем состоянии и порожний. В компании Reliance Refinery в Джамнагаре. Он аспирант механи
первом случае за критерий оптимизации были приняты ческого факультета при правительственном колледже инженеров,
усилия пружинных опор и тепловая нагрузка. Во втором а также в 2003 г. окончил колледжа инженеров Министерства
случае был проведен анализ в начальный период, когда труда.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
УЛУЧШЕНИЕ
РАСТВОРИМОСТИ
МЕРКАПТАНОВ
В АМИННЫХ УСТАНОВКАХ
С. Беделл, Л. Пертл и Дж. Гриффин, The Dow Chemical Company, Фрипорт, Texas
Применение новой техноло ии повышает э ономичес ю эффе тивность
Ужесточение нормативных и законодатель
ных требований по охране окружающей среды
вынуждают газопереработчиков к поиску спосо
бов более глубокого удаления сернистых соеди
нений наряду с сероводородом, а именно, карбо
нилсульфидов и меркаптанов (RSH). Углубление
процесса удаления RSH с помощью современных
аминных установок может обеспечить следую
щие преимущества.
• Исключение или уменьшение размеров ус
тановок для последующей обработки.
• Повышение эффективности и увеличение
числа циклов молекулярноситовых систем.
• Снижение или исключение сточных вод, со
держащих меркаптиды или дисульфиды, вытека
ющих из щелочных скрубберов.
• Снижение общего содержания серы в очи
щенном природном газе и продуктах сжижения
природного газа и повышение их добавленной
стоимости.
ПОДХОДЫ
К УДАЛЕНИЮ RSH
В ПРОШЛОМ
Исторически исключение RSH считалось по
бочной реакцией на аминной установке. Количе
ство удаляемого Н2S, а также прогнозируемость
его удаления значительно улучшились благодаря
применению более совершенных аминов и амин
содержащих гибридных растворителей. На пос
ледующих ступенях переработки газа для удале
ния RSH часто применяют доочистку.
Исключение RSH с помощью растворов для
очистки газа всегда было проблематичным изза
ограниченной растворимости этих соединений в
водных растворах и их низкой кислотности. Это
легко поддается пониманию с точки зрения как
физической (растворимости в водном аминном
растворе без реакции), так и химической раство
римости (реакции с аминным основанием в за
висимости от величины pH).
68
RSH( аз)
Газовая фаза
Раствор
1/КН(физ.)
RSH(водн.
фаза)
+амин (R3N)
R3NH+RS–
1/KH(общ.)
1/ KH(хим.амин.)
Рис. 1. Удаление RSH с помощью аминных растворов
Закон Генри. При постоянной температуре ко
личество данного газа, растворенного в данном
типе жидкости и его объеме, прямо пропорцио
нально его парциальному давлению над раство
ром. Этот закон выражен уравнением:
P = xLKH,
где xL – мольная доля растворенного вещества в
растворе; P – парциальное давление растворен
ного вещества в газовой среде; КН – константа
Генри.
Иногда при низкой растворимости газов в воде
константу Генри выражают в единицах молярно
сти раствора вместо мольной доли в растворе:
КН = P/М = P х л/мол.
Использование единиц молярности часто це
лесообразно для очистки газов, так как это позво
ляет сравнивать различные растворители по их
парциальному мольному объему растворенного
газа, т.е. по их объемной растворяющей способ
ности.
С точки зрения равновесия, константа Генри
представляет собой константу химического рав
новесия для реакции дегазации. Следовательно,
чем меньше величина KH, тем выше раствори
мость газа в растворителе. Растворимость (ра
створение) газа в жидкости на 1 единицу давле
ния может быть выражена 1/КН. Растворимость
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
RSH( аз)
Газовая фаза
1/КН(физич)
RSH
(водн.фаза)
Удаление RSH, %
Раствор
+амин (R3N)
R3NH+RS1/КН(хим.)
+MRA
1/КН(хим.MRA)
MRA(RSH)
CH3SH
C2H5SH
C3H7SH
1/КН(общ.)
Рис. 2. Схема даления RSH с применением MRA
Относительная онцентрация добав и
RSH в аминном растворе является суммой физи
ческой растворимости (которая может быть уси
лена с помощью совместных растворителей) и хи
мической растворимости вследствие обратимой
реакции с аминами (рис. 1):
1/KH(общ.) = 1/KH(физ.)+1/KH(хим,, амин).
Химическая растворимость в этом случае мо
жет быть выражена следующей зависимостью:
1/KH(хим,, амин) = pRSH х Ka(RSH)/KH(физ.) (Н+),
где Ka(RSH) – константа кислотной диссоциации
для RSH.
Эта зависимость имеет следующие послед
ствия.
1. Улучшается удаление RSH при применении
большого количества щелочных аминов, так как
повышается pH раствора. Повышение щелочно
сти аминов также снижает обратимость реакции
аминов с RSH и увеличивает расход энергии на
регенерацию. Чем больше щелочного амина, тем
глубже удаление СО2, что в зависимости от ситу
ации может быть преимуществом или недостат
ком.
2. Низшие (С1, С2) RSH с высокой кислотнос
тью (большими значениями Ka(RSH)) обладают бо
лее высокой химической растворимостью, чем
высшие RSH в аминных растворах.
3. Поскольку реакция RSH зависит от вели
чины рН, то любое значительное содержание
кислых газов (СО2 или Н2S) намного ограничи
вает реакцию RSH. Небольшие аминные загруз
ки вызывают резкое снижение рН раствора,
что приводит к снижению степени ионизации
RSH.
Гибридные растворители представляют собой
комбинации аминов и физических растворите
лей. Композиция растворителя, в которой вмес
то воды используют гибридный растворитель,
лучше подходит для RSH, увеличивается значение
1/KH(физ.). К сожалению, многие эффективные
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Рис. 3. Применение омпозиции MRA на промышленной станов е
физические растворители для удаления RSH при
водят к значительному уносу углеводородов вме
сте с RSH.
ДРУГОЙ ПОДХОД
К УДАЛЕНИЮ RSH
Новые агенты для удаления меркаптанов
(МRА) являются другим средством активного уда
ления RSH (рис. 2). MRA первого поколения реа
гирует с RSH с образованием MRAкомплекса.
Константа равновесия между MRA и RSH доста
точно велика для инициирования более значи
тельной реакции на участках с более низким рН,
чем реакции между амином и RSH. MRA облада
ют большей селективностью в реакции с RSH, чем
с Н2S и СО2. Новые растворители содержат как
MRA, так и традиционный алканоламин.
Алканоламин без сочетания с MRA удаляет
Н2S, СО2 и в меньшей степени RSH. MRA затем
удаляет оставшиеся меркаптаны. Образовавший
ся комплекс также поддается термической реге
нерации, так что RSH могут быть выпарены и уда
лены вместе с газами, отходящими из отпарной
колонны, в виде свободных RSH. Теперь общая
растворимость RSH может быть выражена как:
1/KH(общ.) = 1/KH(физ.)+1/KH(хим. амин)+1/KH(хим., MRA).
MRA можно вводить в различных количествах
для достижения разных степеней удаления RSH.
MRA также совместимы со многими аминными
смесями, что позволяет подбирать смеси, отвеча
ющие конкретным требованиям по уровням уда
ления RSH, СО2 и Н2S.
ПРОМЫШЛЕННЫЕ
ИСПЫТАНИЯ MRA
После тщательных лабораторных и пилотных
испытаний композиция MRA/амин была испыта
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
на на промышленной газоочистной установке.
MRA вводили в состав растворителя в процессе
эксплуатации установки.
Аминная установка эксплуатировалась с при
менением аминной смеси на основе метилдиэта
ноламина при исходном содержании: около 300–
1000 млн1 Н2S; 400–1000 млн1 метилмеркаптана
(CН3SН); 500–900 млн1 этилмеркаптана (С2Н5SН)
и 100–200 млн1 пропилмеркаптана (С3Н7SН).
Объем сырьевого газа составлял 1,3 млн фут3/сут.
Давление газа поддерживалось на уровне 300
фунт/дюйм2, а температура бедной аминной сме
си составляла 49–60 °С. Изменение условий эк
сплуатации установки и состава сырьевого газа
на входе в установку может привести к некото
рым изменениям в глубине удаления RSH. Сред
няя эффективность удаления RSH при разных
уровнях MRA показана на рис. 3. На оси Х отра
жена относительная концентрация применяемо
го MRA.
Раствор оставался в установке пять недель. Ис
пытания, проведенные в конце этого периода, по
казали, что все добавки, содержащиеся в смеси,
сохранили активность. Незначительные потери
этих добавок трудно поддаются количественно
му определению в зависимости от изменений в
концентрации раствора за период испытаний.
Владелец установки сообщил о значительных
снижениях содержания серы в продуктах сжи
жения природного газа. После испытаний ра
створ был удален из установки. Во время простоя
установки были обследованы все ее внутренние
узлы и детали, причем никаких аномальных из
менений не было обнаружено.
На установке была использована аминная
смесь, обеспечивающая глубокое удаление RSH.
Эта смесь как таковая эффективна, но введение
MRA значительно увеличило степень удаления
RSH . Результаты лабораторных и пилотных ис
пытаний показывают, что введение MRA способ
ствует углублению удаления меркаптанов по
сравнению с результатами, полученными на
обычном аминном растворе. Следовательно, вве
дение MRA в слабый аминный раствор позволя
ет достичь уровня удаления RSH, аналогичного
показанному на рис. 3.
Если удаление RSH аминами в очень высокой
степени зависит от рН раствора и концентрации
амина, то эффективность MRA в большинстве
случаев не зависит от изменений рН в нормаль
ных процессах газоочистки. MRA в минимальной
степени реагирует с Н2S, поэтому удаление RSH
в незначительной степени зависит от концентра
ции Н2S. Пилотные испытания при очистке газа,
содержащего несколько процентов Н2S, показа
ли высокую селективность MRA по отношению
к RSH.
70
ПЕРСПЕКТИВЫ
ПРИМЕНЕНИЯ MRA
Применение технологии MRA позволяет зна
чительно глубже удалять RSH из газа, чем при ис
пользовании обычных аминных растворителей.
Об этом свидетельствуют результаты лаборатор
ных, пилотных и полупромышленных испытаний.
Ведутся дальнейшие исследования в области про
изводства добавок и создании композиций ра
створителей. Желательны испытания на полно
размерной промышленной установке.
Перевел Г. Лип ин
С. Беделл, ученый, работающий в специализиро
ванной химической фирме при компании The Dow
Chemical Comapny. Он имеет степень бакалавра
химических наук в университете Западной Вирги
нии, а также доктор философии на химическом
факультете университета A&M. С 1984 г. он также
занимается вопросами очистки газа.
Дж. Гриффин, старший научный сотрудник, зани
мающийся вопросами в области химии в компании
The Dow Chemicаl Comapny. В 2000 г. он окончил
Техасский технический университет с химичес
ким уклоном и стал работать в компании The Dow
Chemicаl Comapny, с 2004 г. занимается вопроса
ми очистки газа.
Л. Пертл, специалист в фирме по очистке газа при компании The
Dow Chemicаl Company. Мисс Пертл имеет степень бакалавра в
области переработки химических продуктов. Она более 16 лет за
нимается вопросами очистки газа с проведением обширных ис
следований по технологии в SulFerox.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ОТБОР ГАЗА С ВЫСОКОЙ ТЕПЛОТВОРНОЙ
СПОСОБНОСТЬЮ ИЗ НОВЫХ ИСТОЧНИКОВ
Дж. Нэ л, Gas Technology Products, Ша мб р , Иллинойс
Инновационное применение азоперерабатывающих техноло ий позволяет очищать метан, образ ющийся на свал ах м сора
Высокая стоимость энергии постоянно пробужда
ет интерес к новым способам отбора газа, образующе
гося на свалках (landfill gas – LFG). Метан (СН4), от
бираемый в операциях, осуществляемых на свалках,
может подаваться в газопроводы для природного газа.
Сочетание испытанных временем технологий позво
ляет очищать отобранный LFG до уровня, отвечающе
го требованиям, предъявляемым к природному газу,
подаваемому газопроводным транспортом.
Прежние LFG проекты включали:
• установку газосборных систем;
• обессеривание и удаление силоксанов;
• сжигание очищенного газа в газовых двигателях
или турбинах/генераторах для генерирования
электроэнергии или в котельных установках для
производства пара.
Эти проекты очень привлекательны, потому что
требовалась очень незначительная обработка, хотя
теплотворная способность газа была от низкой до сред
ней (300–500 БТЕ/фут3).
Но наступили новые времена. При современных це
нах на энергию проекты отбора LFG, позволяющие по
лучать высококалорийный газ, пригодный для транспор
тировки по газопроводам, становятся очень привлека
тельными, независимо от налоговых льгот. Но для по
лучения теплотворной способности LFG 900+ БТЕ/фут3
требуется более глубокая обработка исходного газа. Ни
одна из имеющихся технологий в одиночку не в состоя
нии решать эти задачи. Однако комбинация испытан
ных в промышленности технологий позволяет получать
газ с высокой теплотворной способностью в условиях
очень маленького технического риска.
Реальные технические риски, связанные с система
ми отбора LFG, в основном сводились к аспектам экс
плуатации и технического обслуживания оборудова
ния. По сравнению с обычными операциями на свал
ках системы отбора газа сложны. Однако благодаря ка
питализации на потенциальных прибылях от извлечен
ной энергии эти проекты могут привлечь высококва
лифицированных специалистов по эксплуатации и тех
нологическому обслуживанию, что исключает риски,
связанные с техническими и технологическими аспек
тами производства высококалорийного газа.
ОБЛАГОРАЖИВАНИЕ LFG В СООТВЕТСТВИИ
СО СПЕЦИФИКАЦИЕЙ НА ГАЗ
Для получения газа, отвечающего требованиям спе
цификации, из LFG должны быть удалены все соеди
нения, кроме СН4. К ним относятся следующие ком
поненты.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
• Сероводород (Н2S).
• Двуокись углерода (СО2).
• Неметансодержащие органические углеводоро
ды (NMOC).
• Хлорированные углеводороды.
• Фторированные углеводороды.
• Силоксаны.
• Азот (N2).
• Кислород (О2).
• Влага (Н2О).
К сожалению, нет такого процесса, который позво
лял бы удалить все эти компоненты в одну ступень. Сле
довательно, необходимо сочетание нескольких процес
сов для достижения желаемого состава высококало
рийного газа. Спецификация на очистку LFG для по
дачи в газопроводную сеть следующая.
Н2S, млн1
СО2,
Силоксаны, %
O2, %
Н2О, фунт/млн фут3
Теплотворная способность,
БТЕ/фут3
<4
<3
0
<1
<5
900+
Потенциальные способы обработки LFG предпола
гают следующие процессы.
УДАЛЕНИЕ СЕРОВОДОРОДА
Для удаления Н2S из газовых потоков существуют
несколько надежных промышленных процессов. Эти
процессы могут быть разделены на мокрые и сухие по
способам их осуществления. Сухие процессы нереге
нерируемы, характеризуются низкими капитальными
затратами и относительно высокими эксплуатацион
ными затратами (в долл/фунт удаленного Н2S).
Мокрые процессы, наоборот, регенерируемы и харак
теризуются высокими капитальными затратами и отно
сительно низкими эксплуатационными затратами. Точ
кой, при которой экономично переключение от сухих
систем к мокрым, обычно считается ≈300 фунт Н2S /сут.
Старейшей сухой системой, все еще находящей
применение, является процесс с применением губча
того железа, в котором древесную стружку пропиты
вают гидроокисью железа. Н2S реагирует с окисью
железа с образованием сульфида железа. Отработав
шая масса может быть регенерирована путем пропус
кания потока воздуха через слой, в результате чего
сульфид железа разлагается на оксид железа и элемен
тарную серу. Этот процесс успешно применялся на
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
протяжении многих лет для обработки газа, образую
щегося на свалках. Однако в последнее время интерес
к этому процессу несколько ослабел изза экологичес
ких проблем, связанных с утилизацией отходов.
Другая сухая система, успешно применяемая для
обработки газа, образующегося на свалках, заключает
ся в пропитке керамической основы окисью железа.
При прохождении через эту среду Н2S реагирует с оки
сью железа с образованием безвредного пирита желе
за. Процесс нерегенерируем, но привлекателен, пото
му что исключены проблемы обеспечения безопаснос
ти, присущие методу с применением губчатого железа.
Для селективного удаления Н2S из газа, отбираемо
го на свалках, можно также применять активирован
ный уголь, но его применение ограничено изза слож
ности утилизации отходов (и низкой эффективности
удаления Н2S).
Единственная мокрая система селективного удале
ния Н2S из LFG, применяемая в промышленных масш
табах, представляет собой одноступенчатый процесс,
основанный на жидкостном окислительновосстанови
тельном химизме. Водный раствор хелатного соедине
ния железа непосредственно превращает Н2S в элемен
тарную серу. Эта технология применяется для очистки
LFG во Флориде с 1995 г. Все описанные выше методы
способны удалять 99,9+ % Н2S и уже несколько лет при
меняются в промышленности для обработки LFG.
УДАЛЕНИЕ
СЕРОВОДОРОДА/ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА
Для одновременного удаления Н2S и СО2 имеется
несколько апробированных в промышленности жидко
стных абсорбционных процессов. Эти технологии, кро
ме того, характеризуются применением химических и
физических абсорбентов. Химические абсорбенты се
лективно удаляют кислотные соединения, реагируя с
ними и образуя соединения со слабыми связями, кото
рые подвергаются диссоциации под действием тепло
ты. Физические абсорбенты действуют в зависимости
от растворимости кислотных компонентов в абсорбен
те, которые высвобождаются путем снижения давления.
Если кислые газы содержатся в LFG в значительных
количествах, то физические абсорбенты более привле
кательны благодаря меньшему расходу энергии.
Химические растворители, широко применяемые в
газоперерабатывающей промышленности, включают в
себя алканоламины (моно, ди и метилэтаноламин). Сы
рьевой газ под высоким давлением контактирует с ами
ном в абсорбере. Кислые компоненты абсорбируются и
реагируют с амином. Перед подачей в стриппингколон
ну, где раствор нагревают до его температуры кипения,
сбрасывают давление для выделения абсорбированных
углеводородов. Кислые компоненты диссоциируют и
выделяются, а десорбированный растворитель охлажда
ют и возвращают в абсорбционную колонну. Изза боль
шого количества кислых компонентов и, соответствен
но, высокого расхода энергии, химические абсорбцион
ные системы редко применяются для очистки LFG.
Физические абсорбенты. Простейшая физическая
абсорбционная система заключается в контактирова
нии LFG с водой под высоким давлением, в результате
чего предпочтительно поглощаются кислые компонен
72
ты. Сточную воду из абсорбера обрабатывают возду
хом для удаления абсорбированных компонентов. Этот
способ успешно применяется в Европе. Недостатком
этого способа является необходимость циркуляции
больших объемов воды через абсорбер, требующая
значительного расхода энергии.
В другом физическом абсорбционном процессе
применяется физический растворитель, получаемый
из диметилэфира полиэтиленгликоля. Этот раствори
тель обладает сильным сродством к СО2, Н2S, воде и
тяжелым углеводородам. И что важно, он имеет очень
низкое сродство с N2 и О2. Если обрабатываемый LFG
содержит О2, то предпочтительно удаление Н2S до сту
пени физической абсорбции. Содержащийся в LFG
кислород реагирует с Н2S с образованием элементар
ной серы, что создавало эксплуатационные проблемы.
Недостаток системы физической абсорбции заключа
ется в высокой стоимости растворителя. Этот процесс
успешно применяется на нескольких LFG объектах.
МЕМБРАНЫ
Кислые газы могут быть выделены из LFG с помо
щью мембранных сепараторов, работающих на прин
ципе дифференциальной проницаемости компонентов
через полимерные мембраны. Для очистки LFG, СО2 и
Н2S имеют высокие проницаемости и легко проходят
через мембрану (проникают). В отличие от них, СН4
имеет очень низкую проницаемость и остается на выс
шей стороне мембраны.
Одноступенчатая мембрана позволяет получать га
зовый поток, содержащий приблизительно 88 % СН4.
Для достижения более высокой концентрации СН4 тре
буются многоступенчатые мембраны под высоким дав
лением (≈575 фунт/дюйм2). Все газообразные компо
ненты обладают некоторой проницаемостью. Следо
вательно, в потоке пермеата будут содержаться различ
ные количества всех компонентов, удаленных из LFG.
Мембраны успешно применяются для очистки LFG
с начала 80х годов. Для обеспечения более продолжи
тельного срока службы мембран целесообразно пред
варительно пропустить LFG через слой активирован
ного угля для удаления NMOC.
Адсорбционные способы (адсорбирование газа на
твердые тела) также могут применяться для очистки
LFG. В качестве адсорбента обычно используют цео
литсодержащие молекулярные сита. Эти материалы
очень пористы и обладают большой удельной поверх
ностью, большая часть которой приходится на внутрен
ние поверхности. Под давлением молекулярные сита
предпочтительно адсорбируют СО2, Н2S и воду, а так
же до некоторой степени газообразные компоненты.
Когда слой молекулярных сит приближается к на
сыщению, его отключают, сбрасывают давление для
удаления адсорбированных материалов. Эти системы
называют короткоцикловыми адсорберами (pressure
swing adsorber – PSA). Для бесперебойной работы тре
буется параллельная эксплуатация нескольких аппа
ратов. Молекулярные сита успешно применяются для
обработки LFG.
Помните: все эти методы просто выделяют компо
ненты газов (СО2 и Н2S) из LFG, создавая поток кис
лых газов, нуждающихся в последующей обработке
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
УДАЛЕНИЕ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Широко применяется активированный уголь для
удаления тяжелых углеводородов, включая галогене
зированную органику. Тяжелые углеводороды пред
почтительно адсорбируют на активированный уголь.
По мере насыщения слоя угля его заменяют свежими
материалами. Обычно применяют минимум два аппа
рата с активированным углем, попеременно работаю
щих. Активированный уголь применяют для очистки
разных газовых потоков, включая LFG.
УДАЛЕНИЕ СИЛОКСАНОВ
Косметика, моющие средства, бумажные покрытия
и текстиль – все содержат силиконовые соединения,
которые будут утилизированы на свалках, разлагают
ся до летучих органосилоксанов. При их сжигании воз
никают проблемы – в качестве побочного продукта
образуется диоксид кремния, оседающий на холодных
поверхностях оборудования – лопатках турбин и тру
бах котельных установок. Существует множество спо
собов удаления силоксанов. Наиболее успешными спо
собами удаления силоксанов являются пропускание
газа над слоем активированного угля или активирован
ного графита. Оба способа успешно применяются для
очистки LFG.
УДАЛЕНИЕ АЗОТА/КИСЛОРОДА
LFG всегда содержит некоторое количество возду
ха в результате его инфильтрации при отборе газа.
Количество воздуха в LFG зависит от положения сква
жин и от усердия операторов, управляющих газосбор
ной системой. К сожалению, N2 и О2 очень трудно под
даются удалению из газа. Кислород обычно удаляют
путем пропускания газа при высоких температурах
через катализатор, который использует О2 для окис
ления части СН4 в СО2 и воду. Мембраны и PSA могут
удалить приблизительно 45 % О2.
Азот тоже трудно поддается удалению. Его молеку
лы по размерам близки к молекулам СН4. В газопере
рабатывающей промышленности N2 удаляют с помо
щью сложных и дорогостоящих криогенных процес
сов, которые не применимы к LFG. Мембраны и PSA
способны удалить не более 10 % N2. Поэтому содержа
ние N2 в LFG контролируют регулированием скважин
с целью ограничения инфильтрации воздуха в свалку.
Новая система молекулярных сит оказалась очень
эффективной в удалении N2 из газовых потоков. Это
инновационное молекулярное сито уникально, точный
размер пор контролируется таким образом, что молеку
лы, близкие по размеру в диапазоне от 3Е до 4Е (N2/СН4,
Аr/О2 и N2/О2), могут быть разделены. Эта технология
нова, но она уже успешно применяется в переработке
природного газа и в отборе метана из угольных пластов.
Эта технология позволяет удалять до 80 % азота и кисло
рода, содержащихся в LFG.
Физически N2абсорбирующее молекулярное сито
работает на принципе, аналогичном PSA. Обрабатыва
емый газ пропускают через слой молекулярного сита
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
до насыщения среды адсорбированными компонента
ми. Затем адсорбер отключают, сбрасывают давление
и таким образом выпускают адсорбированные компо
ненты. Как и в случае с PSA, здесь требуется несколь
ко параллельных аппаратов для достижения беспере
бойной эксплуатации системы.
Новую технологию удаления N2 с помощью моле
кулярных сит не применяют для очистки LFG, потому
что требуется более глубокая предварительная очист
ка газа перед подачей в среду N2молекулярного сита.
Технический риск в этой технологии, связанный с
бетараспадом, намного снижается, но новая система
стоит дорого, и в этом ее основной недостаток.
ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА LFG
На рис. 1 показана принципиальная схема приме
нения установки PSA, мембранной и N2абсорбирую
щей молекулярноситовой установки для получения
высококалорийного газа из LFG. В этом примере LFG
удаляют из свалки с помощью LFGгазодувки. Посто
янная тяга в системе скважин поддерживается путем
регулирования скорости оборотов газодувки с приво
дом переменной частоты. Возможны и другие спосо
бы регулирования, например, поддержанием постоян
ного потока LFG через систему. Поскольку LFG содер
жит разные количества О2, то целесообразно удалять
Н2S перед следующей обработкой во избежание обра
зования элементарной серы в оборудовании на после
дующих ступенях процесса.
Для этой цели используют выноситель Н2S, удаля
ющий весь Н2S. Газ сжимают приблизительно до 215
фунт/дюйм2 (1 фунт/дюйм2 = 6,89 кПа). Газ охлажда
Выноситель
Н2S 2-ст пенчатое
сжатие
Вторичный
холодильни
Котел
На фа ел
Теплообменни
Газод в а
Реци ловый пото LFG
перед выбросом в атмосферу. Как минимум, потребу
ется сжигание в факелах наряду с возможным удале
нием Н2S перед сжиганием.
LFG
PSA прод вочный аз
Ре ляторы
давления,
температ ры
Коа ляторы
В систем
выщелачивания
В систем
выщелачивания
Аппараты с
Фильтр а тивированным
лем
Прод товый аз
PSA
Отходящий аз
Ва
Мембраны
мный
насос
Слой
моле лярных
сит
Рис. 1. Инте рированная схема обла ораживания LFG до азопроводно о ачества с помощью PSA, моле лярно-ситовой
станов и и мембранной системы
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
После
холодильни а
2-ст пенчатое
Теплообменни
сжатие
Выноситель
≈ 1500 л.с.
Н2S
Котел
На фа ел
Газод в а
LFG
В систем
выщелачивания
Прод товый аз на
даление N2 и О2
Абсорбер
второй
ст пени
Стриппин олонна
Возд х
Рецир ляционный
испарительный
барабан
Абсорбер
первой
ст пени
Бросовый аз на фа ел
Атмосферный
испарительный барабан
Ва
мный насос
Ва мный
испарительный
барабан
Рецир ляционный насос
Рис. 2. Инте рированная схема обла ораживания LFG до азопроводно о ачества с помощью физичес их абсорбционных методов
ют до температуры ниже 51 °C и пропускают через
коалесцирующие фильтры для удаления увлеченных
капелек жидкости.
Газ пропускают через стандартную установку PSA
для удаления большей части (≈68 %) СО2 и всей влаги.
Потери метана минимальны (≈7,5 %). Удаленный СО2
вместе с потоком, выходящим из PSA, направляется в
факел, а остаток пропускают через слой активирован'
ного угля, в результате чего из газа удаляются все си'
локсаны и тяжелые углеводороды. Выходящий газ филь'
труют для удаления угольной пыли перед его подачей в
мембранную систему. Мембранная система обладает
высокой селективностью по удалению СО2, однако по'
тери СН4 относительно высоки (≈15 %). Для улавлива'
ния увлеченного СН4 поток пермеата рециркулируют
обратно на сторону всасывания компрессора.
Поток с высоким содержанием СН4, выходящий из
мембранной установки, все еще загрязнен азотом
(≈16 %), кислородом (≈1,7 %) и СО2 (≈3,8 %), что снижа'
ет теплоту сгорания газа до ≈785 БТЕ/фут3. Для повы'
шения теплоты сгорания газа до ≈950 БТЕ/фут3 газ за'
тем пропускают через N2'абсорбирующий молекуляр'
но'ситовой слой для удаления всего оставшегося СО2,
приблизительно 80 % N2 и О2 при потере 10 % СН4. Для
снижения этих потерь 70 % потока пермеата рецирку'
лируют обратно на сторону всасывания компрессора.
Газ, отходящий из молекулярно'ситовой системы, име'
ет теплоту сгорания ≈300 БТЕ/фут3. Следовательно,
этот газ можно использовать в качестве топлива для
газового двигателя или сжигания в факеле. Целевой газ
имеет теплоту сгорания ≈950 БТЕ/фут3, а общий отбор
СН4 из системы составляет приблизительно 88 %.
74
МЕТОД ОЧИСТКИ LFG
С ПОМОЩЬЮ ФИЗИЧЕСКИХ АБСОРБЕНТОВ
На рис. 2 показана система очистки LFG физичес'
ким абсорбентом. Эта система основана на физичес'
ком поглощении компонентов газа в растворителе с
разделением в зависимости от их относительной ра'
створимости. Все компоненты LFG, кроме СН4, N2 и О2,
обладают высокой растворимостью. Следовательно,
значительную часть облагораживания LFG до газа га'
зопроводного качества можно выполнить с помощью
физических абсорбционных систем.
Как и в предыдущем примере, LFG извлекают из
свалки с помощью газосборной системы, снабженной
газодувкой. Газ пропускают через выноситель Н2S и
сжимают до ≈215 фунт/дюйм2. Газ в противотоке про'
ходит через физический растворитель в абсорбере
первой ступени. Растворитель, насыщенный загрязня'
ющими примесями, поступает в стриппинг'колонну
для удаления загрязнителей воздухом. Воздух с загряз'
нителями направляется в печь для сжигания перед
выпуском в атмосферу. Очищенный газ пропускают
через абсорбер второй ступени и далее на удаление N2
и О2. Отработавший растворитель регенерируют по'
средством трехступенчатого сброса давления.
ПЕРСПЕКТИВЫ
Существует несколько технологий, способных об'
лагораживать LFG до газа газопроводного качества.
Трудности очистки LFG связаны не с техническими
аспектами, а скорее с эксплуатационными аспектами
и техническим обслуживанием системы. Как показа'
но на рис. 1 и 2, технологические схемы включают в
себя оборудование и аппаратуру, типичные для неф'
те'газоперерабатывающей и химической промышлен'
ности, но не типичны для LFG. Именно поэтому мно'
гие из этих систем в прошлом терпели неудачи. Одна'
ко высокие цены на энергию изменили отношение к
отбору LFG'источника энергии, экологически сомни'
тельного и нуждающегося в налоговых льготах. Это
может стать источником доходов для высококвалифи'
цированных специалистов. Например, отбор 5000
фут3/сут LFG и его облагораживание до газопровод'
ного качества может дать доход, измеряемый до 8 млн
долл/год, если его продавать по цене 8 долл/млн БТЕ.
Другая ситуация, которая может стать проблема'
тичной, заключается в эксплуатации LFG'сборной си'
стемы. Все технологические системы работают лучше,
если состав и скорость подачи обрабатываемого газо'
вого потока сохраняют относительную стабильность.
Изменяющиеся состав и скорость потока LFG услож'
няют процесс и поэтому вызывают необходимость до'
полнительной координации действий между операто'
ром свалки и оператором системы отбора газа.
Перевел Г. Лип ин
Дж. Нэгл, вице'президент и генеральный директор компании Gas
Technology Products. Более 26 лет он работает в области проекти'
рования и совершенствования установок по регенерации серы
для дальнейшего ее использования. За эти годы м'р Нэгл опубли'
ковал по данной теме многочисленные статьи и владеет 10 изоб'
ретениями. Он также преподает в университете шт. Иллинойс.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ
ГАЗОФРАКЦИОНИРУЮЩЕЙ
УСТАНОВКИ
К. Мандал, Gujarat Refinery, Indian Oil Corp. Ltd., Вадодара, Г джарат, Индия
Ул чшайте способы очист и от H2S для повышения ачества нефтепрод тов
При эксплуатации установок флюидкаталити
ческого крекинга (fluid catalytic cracking – FCC)
особое внимание обращают на увеличение их вы
работки и на улучшение качества продукции.
Углеводородные пары, уходящие из верхней ча
сти главной ректификационной колонны установ
ки FCC, представляют собой смесь компонентов
фракций сжиженного нефтяного газа, бензина и
сбросного (топливного) газа. Этот поток охлаждают
до 4045 °С в конденсаторе, откуда смесь газа и жид
кости направляют в уравнительную емкость. Одну
часть жидкости из уравнительной емкости возвра
щают в ректификационную колонну в качестве вер
хнего орошения, другую часть подают в качестве
абсорбента в первичный абсорбер газофракциони
рующей установки (gasconcentration unit – GCU).
Несконденсировавшиеся пары из уравнительной
емкости сжимают в двухступенчатом центробеж
ном компрессоре до 1,4–1,5 МПа и через конден
сатор направляют в приемник высокого давления
(рис. 1). Углеводородная жидкая фаза из этого при
емника, отделившаяся от воды, поступает в отпар
ную колонну, где из нее отпариваются легкие угле
водороды и такие примеси как сероводород. Газы
из приемника высокого давления проходят после
довательно через два абсорбера – первичный и «от
жимной» (sponge absorber); в первом абсорбентом
служат жидкость из уравнительной емкости и цир
кулирующий дебутанизированный бензин, во вто
ром – легкий циркулирующий газойль (light cycle
oil – LCO) из главной ректификационной колонны.
Газы из отпарной колонны также возвращаются в
приемник высокого давления через конденсатор.
Тепло в отпарную колонну подводится в термо
сифонном кипятильнике. Кубовый продукт отпар
ной колонны выводится в дебутанизатор, кубовый
продукт дебутанизатора после щелочной очистки
направляется в емкости бензина. Газообразные уг
леводороды, отогнанные в дебутанизаторе, после
конденсации собираются в сборнике флегмы, из
которого балансовая часть верхнего продукта выво
дится в виде сжиженного нефтяного газа на амин
ную и щелочную очистку. Тепло в дебутанизатор
подводится из термосифонного кипятильника.
Ниже описывается влияние некоторых параметров
процесса на работу GCU.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Сбросной аз
«Дожимной»
абсорбер
Первичный
абсорбер
Возврат LCO
Цир лир ющий бензин
Конденсатор
В систем
ислой воды
LCO из
ре тифи ационной
олонны
Дистиллят из равнительной
ем ости ре тифи ационной
олонны
Приемни
высо о о
давления
Отпарная
олонна
Сжатый аз из
равнительной
ем ости
ре тифи ационной
олонны
Сжиженный
нефтяной аз
Кипятильни
Деб танизатор
Отбор бензина
Рис. 1. Схема GCU флюид- аталитичес о о ре ин а
Температуру верха главной ректификационной
колонны FCC поддерживают подачей орошения,
стремясь найти оптимум между температурой кон
ца кипения бензина и содержанием в нем серы (сни
жение этой температуры позволяет в некоторой сте
пени снизить содержание серы).
Режим в отпарной колонне, в частности темпе
ратура куба, определяет полноту отгонки H2S из
сжиженного нефтяного газа и давление его паров
по Рейду. Слишком высокая температура в кубе от
парной колонны приведет к потере части ценных уг
леводородов с топливным газом.
Увеличение потока циркулирующего бензина в
первичный абсорбер позволяет полнее извлекать
компоненты сжиженного нефтяного газа из топлив
ного газа, но слишком сильное увеличение этого
потока может привести к уносу части бензина в топ
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ливный газ, к возвращению H2S в отпарную колон
ну и в сжиженный нефтяной газ.
Подача LCO в «отжимной» абсорбер улучшает
полноту извлечения компонентов сжиженного не
фтяного газа и бензина из топливного газа, но слиш
ком большая подача легкого циркулирующего газой
ля приведет к возврату H2S и легких углеводородов
в главную ректификационную колонну, увеличе
нию нагрузки на GCU и на компрессор газа перед
газофракционирующей установкой.
Увеличение давления на GCU уменьшает потери
компонентов сжиженного нефтяного газа с топлив
ным газом, но при слишком большом давлении уве
личится содержание легких газов и H2S в сжижен
ном нефтяном газе, что приведет к ухудшению та
ких показателей качества, как давление паров по
Рейду и коррозия медной пластинки.
Для обеспечения стабильного качества сжижен
ного нефтяного газа особенно важно поддерживать
стабильное содержание серы в сырье, поступающем
на FCC. Если позволяют возможности НПЗ, для это
го смешивают малосернистое и высокосернистое
сырье.
УЛУЧШЕННЫЙ СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ
ПОКАЗАТЕЛЯ «ВЫВЕТРИВАНИЯ»
СЖИЖЕННОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
«Выветривание» (weathering) – это испаряе
мость сжиженного нефтяного газа, измеряемая в
градусах. Нормальным считается, когда 95 % пробы
сжиженного нефтяного газа испаряется при темпе
ратуре +2 °С. Более высокая температура указыва
ет на повышенное содержание компонентов бензи
новой фракции в этой пробе.
Эффективность разделения в дебутанизаторе ха
рактеризуют показателем «выветривания» сжижен
ного нефтяного газа. Заданную величину выветри
вания регулируют температурой на 9й тарелке де
бутанизатора, но нужно также учитывать давление
в дебутанизаторе и флегмовое число. Удалось най
ти корреляцию, которая связывает величину «вы
ветривания» сжиженного нефтяного газа (WT, °С)
с температурой на 9й тарелке (T, °С), давлением в
дебутанизаторе (P, кгс/см2) и флегмовым числом
дебутанизатора (R – отношение расхода флегмы к
расходу отбираемой фракции сжиженного нефтя
ного газа). Эта корреляция выражается следующей
формулой:
WT = (T–T0)m1–(P–P0)m2–(R–R0)m3,
(1)
где индекс «0» соответствует показателям техноло
гического режима, при которых величина «вывет
ривания» равна нулю; буквы без индекса обознача
ют текущие величины показателей технологическо
го режима, а величины m1, m2 и m3 для НПЗ, о кото
ром идет речь в статье, равны соответственно 1,6;
3,8 и 2,4 и могут иметь другие значения на другой
установке.
76
Очищенный сжиженный
нефтяной аз
Ре енерированный
амин
Неочищенный
сжиженный
нефтяной
аз
Отработанный
амин
Подпит а
свежей
щелочи
Промывная
вода
Подпит а
свежей
щелочи
Слив
Отработанная
щелочь
Колонна аминной
очист и
1-я ст пень
щелочной
промыв и
Отработанная
вода
2-я ст пень
щелочной
промыв и
Аппарат
водной
промыв и
Песчаный
фильтр
Рис. 2. Схема зла очист и сжиженно о нефтяно о аза
Использование современных систем управления
дает возможность с учетом корреляционного урав
нения (1) регулировать величину «выветривания» в
реальном времени и обеспечить максимальную вы
работку кондиционного сжиженного нефтяного
газа.
ОЧИСТКА
СЖИЖЕННОГО
НЕФТЯНОГО ГАЗА
Сжиженный нефтяной газ, выведенный из дебу
танизатора, нуждается в очистке от H2S и меркап
танов. Присутствие этих примесей не позволяет
получить продукт, удовлетворяющий показателю по
коррозии медной пластинки, который является од
ним из важнейших показателей качества. Схема
узла очистки сжиженного нефтяного газа изобра
жена на рис. 2.
Сжиженный нефтяной газ, отобранный из дебу
танизатора, проходит через колонну аминной очис
тки, затем через две ступени промывки гидрокси
дом натрия, после которой следует промывка водой
и фильтрация через песчаный фильтр.
В колонне аминной очистки извлекается основ
ная часть H2S, а его остатки выводятся на 1й ступе
ни щелочной очистки. Меркаптаны извлекаются на
2й ступени щелочной очистки, так как их реакция
со щелочью возможна только в отсутствие H2S. Вода
отмывает щелочь, а песок удаляет остатки щелочи и
влаги. На обеих ступенях щелочной очистки осуще
ствляется подпитка свежим NAOH: на 1й ступени
непрерывная, на 2й ступени – периодическая.
Эффективность аминной очистки зависит от
концентрации амина, содержания H2S в регенери
рованном амине и расхода циркулирующего ами
на. Чрезмерное увеличение этого расхода может
привести к усилению уноса амина с углеводорода
ми и росту потерь углеводородов. Среднюю кон
центрацию H2S в регенерированном амине поддер
живают в пределах 0,050,15 %. Работа аппарата
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
аминной очистки на данном НПЗ характеризуется
следующими цифрами.
Расход циркулирующего
аминного раствора, т/ч
Расход сжиженного
нефтяного газа из
дебутанизатора1, т/ч
Концентрация H2S
в регенерированном
аминном растворе, %
Концентрация H2S
в отработанном амином растворе, %
1
6
24
0,12
0,78
В оригинале опечатка: написано 24 т/сут, на самом деле 24 т/ч. – Прим. пер.
Расчет баланса по H2S показывает, что на стадии
аминной очистки содержание H2S в сжиженном
природном газе снижается на 0,1584 %.
Аминная очистка удаляет не более 90 % всего H2S,
содержащегося в сжиженном нефтяном газе, оста
ток H2S удаляется щелочью. Оптимальная концент
рация NaOH на 1й ступени щелочной очистки (с
точки зрения работы аппарата и расхода щелочи)
6–8 %. Реакция H2S со щелочью описывается урав
нением:
H2S+NaOH → NaSH+H2O
(2)
Работа аппарата щелочной очистки от H2S на дан
ном НПЗ характеризуется следующими цифрами
(по результатам суточного обследования).
Масса раствора NaOH
в промывном аппарате, т
Расход раствора свежего NaOH
на подпитку, т/ч
Интервал времени
между отборами проб NaOH, ч
Средний расход
сжиженного нефтяного газа, т/ч
Начальная концентрация
раствора NaOH, %
Конечная концентрация
раствора NaOH, %
Концентрация
свежего раствора NaOH,
подаваемого на подпитку, %
Перевел М. Фаль ович
19,5
0,15
24
25
8,2
7,92
12,5
Расчет автора показывает, что в результате ще
лочной очистки содержание H2S в сжиженном не
фтяном газе снизилось на 0,0467 % (в этом расче
те допущены элементарные ошибки, правильный
расчет дает меньшую величину в 0,03 %. Прим.
пер.).
На 2й ступени щелочной очистки концентрация
меркаптанов в сжиженном нефтяном газе снижа
ется, по оценке на 0,0050,015 %.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
ВОЗМОЖНЫЕ ПРИЧИНЫ
НЕСОБЛЮДЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЯ
«КОРРОЗИЯ МЕДНОЙ ПЛАСТИНКИ»
Основные трудности в повседневной работе ус
тановки GCU были связаны с несоблюдением пока
зателя «коррозия медной пластинки». Причины это
го обусловлены либо присутствием H2S и меркапта
нов в сжиженном нефтяном газе, либо уносом ще
лочи с его потоком. Проскок H2S можно обнаружить
с помощью ацетата свинца, унос щелочи – фенол
фталеином. Что касается содержания меркаптанов,
то коррозия медной пластинки наблюдается при их
содержании в сжиженном нефтяном газе выше
0,002 %.
Первой причиной недостаточной очистки от
меркаптанов может быть проскок H2S через амин
ную очистку: либо изза высокого содержания H2S
в регенерированном амине, либо изза малой цир
куляции аминного раствора. Иногда проскок H2S
вызван высокой его концентрацией в сжиженном
нефтяном газе, поступающем на очистку, изза пло
хой отпарки в отпарной колонне. Попадание H2S
на 2ю ступень щелочной очистки приведет к не
достаточной очистке от меркаптанов. В этом слу
чае нужно повышать концентрацию щелочи на 1й
и 2й ступенях очистки.
Для предотвращения уноса щелочи с очищенным
сжиженным нефтяным газом нужно увеличить по
дачу промывной воды и лучше следить за сливом
воды из песчаного фильтра.
К. Мандал, является старшим управляющим на Гуджаратском
нефтеперерабатывающем заводе компании Indian Oil corp. Ltd.
(Индия). Более 23 лет он проработал на этом заводе на различных
установках, в том числе на установках атмосферновакуумной
перегонки. Гидрокрекинга и каталитического крекинга. Мр Ман
дал занимается вопросами проектирования технологических ус
тановок, совершенствования технологий и технического
обслуживания. В 1982 г. К. Мандал закончил химический факуль
тет технического университета в г. Качакпур (Индия).
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
СЖАТЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ –
ЕЩЕ ОДНО РЕШЕНИЕ
ДЛЯ МОНЕТИЗАЦИИ НЕРЕНТАБЕЛЬНЫХ
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
М. Э ономайдес, Chemical Engineering Dept., University of Houston, Хьюстон, Техас; С. Мохатаб, Chemical
and Petroleum Engineering Dept., University of Wyoming, Ларами, Вайомин
Эта техноло ия с лит ни альные преим щества при транспортиров е природно о аза на орот ие расстояния
Доля природного газа в мировой энергетике неук
лонно увеличивается и по темпам роста его потребле
ния будет намного опережать другие энергоносители
в ближайшие два десятилетия. Более одной трети ми
ровых запасов природного газа классифицируется как
заброшенные или нерентабельные для освоения. Для
монетизации этих запасов необходимо найти спосо
бы транспортировки газа. Среди вариантов, подлежа
щих рассмотрению, находятся наземные и морские
глубоководные газопроводы, а также альтернативные
способы транспортировки сокращенных объемов,
например, сжиженного природного газ (СПГ) или
сжатого природного газа (СжПГ).
Оффшорный газопроводный транспорт природно
го газа становится проблематичным, так как увеличи
ваются глубины прокладки морских газопроводов и
расстояния для доставки его потребителям. СПГ явля
ется эффективным способом транспортировки природ
ного газа. На его долю приходится 25 % мировых пере
возок, но для СПГпроектов потребуются крупные ин
вестиции, наряду с экономически оправданными запа
сами газа для прокладки газопроводов протяженностью
2500 миль и более. Технология СжПГ является эффек
тивным способом транспортировки газа на более ко
роткие расстояния. Эта технология направлена на мо
нетизацию оффшорных запасов газа, которые не мо
гут быть добыты изза отсутствия газопроводов или
дорогостоящих вариантов сжижения природного газа.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЗАПАСОВ
ПРИРОДНОГО ГАЗА
По оценкам Администрации по информации в об
ласти энергетики (energy information administration –
EIA) глобальное потребление природного газа в 2006 г.
превысило 100 трлн фут3 (1 фут3 = 0,028 м3), что свиде
тельствует о 60%ном приросте за минувшие 20 лет и
27%ном приросте за последние 10 лет. К 2025 г. EIA
прогнозирует рост потребления газа до 156 трлн фут3,
которые составят 25 % от прогнозируемого общего ми
рового потребления энергии. Другие аналитики прогно
зируют намного более стремительный рост потребле
ния природного газа [1].
Одна из причин таких оптимистических прогнозов
кроется в затратах на генерирование энергии: приме
78
нение газа без правительственных субсидий для про
изводства электроэнергии обходится на 50 % дешев
ле, чем применение угля [2]. Эти факторы позволили
прогнозировать рост годового потребления газа на
производство энергии с 5,23 трлн фут3 в 2000 г. до 9,39
трлн фут3 в 2020 г. Только в США это 80%ный при
рост [3]. Аналогичные тенденции наблюдаются в раз
вивающейся части мира, особенно в ЮгоВосточной
Азии. Этот прогнозируемый рост потребления вызвал
целый ряд нарушений в газоснабжении в США и дру
гих странах. Поэтому доставка природного газа из
оффшорных запасов и заморских источников вызы
вает повышенный интерес.
Из доказанных мировых запасов природного газа
6000 трлн фут3 приблизительно половина из них счи
тается нерентабельными. Это значит, что они либо
слишком малы для оправдания инвестиций, необходи
мых для разработки проекта СПГ или строительства
газопровода, либо слишком удалены от рынков для
экономически эффективной эксплуатации.
СЖИЖЕННЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
Существующие средства транспортировки природ
ного газа состоят главным образом из газопроводов и
танкерных перевозок СПГ, причем на долю газопро
водов приходятся 75 %, а на СПГ – остальные 25 % [3].
При сжижении газа его объем составляет 1/600 от его
объема в стандартных условиях, что позволяет транс
портировать СПГ в специальных танкерах на дальние
расстояния. Производство и хранение СПГ обычно
осуществляется на морском побережье в специальных
наземных установках. Основными компонентами це
почки снабжения СПГ являются:
• добыча природного газа;
• процесс сжижения ПГ, в котором предваритель
но очищенный природный газ превращается в
жидкость при температуре примерно –160 °C;
• транспортировка;
• регазификация;
• распределение.
Производство СПГ – крайне капиталоемкий про
цесс, нуждающийся в крупных запасах газа, располо
женных недалеко от установок по сжижению, для по
лучения приемлемой прибыли на вложенный капитал.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Раз р з а,
11 %
Морс ие
азопроводы
Долл/млн БТЕ
Тан ерная
перевоз а,
39 %
Сжижение СПГ,
50 %
Наземные
азопроводы
Низ о о
давления
СПГ
Высо о о
давления
Рис. 1. Затраты на прое т СПГ
Самым дорогостоящим объектом в системе сжижения
газа является сама установка, которая стоит от 750 млн до
1,25 млрд долл [4]. Это составляет почти 50 % от общих
инвестиций. Для выгрузки СПГ из танкеров требуются
специальные устройства, главным образом, терминал для
регазификации, который может стоить 500 млн – 550 млн
долл в зависимости от мощности терминала [5].
Танкеры для перевозки СПГ сложны и очень дороги.
Транспортировка СПГ является функцией расстояния.
Предположим, построены новые танкеры, стоимость пе
ревозки единицы груза может быть в пределах от 0,41 до
1,5 долл/млн БТЕ на расстоянии от 500 до 5000 миль [6].
Общие инвестиции в СПГ могут составить 1,5–2,5 млрд
долл в зависимости от потребностей рынка и числа необ
ходимых судов. На рис. 1 показаны компоненты затрат
на типовой СПГ проект, из которого ясно, что большую
часть инвестиций составляют основные фонды.
Экономика СПГ в значительной степени является
функцией мощности установки, числа поточных линий
на предприятиях по сжижению СПГ и расстояния меж
ду местом производства и потребительскими рынками.
В последние годы было достигнуто значительное сни
жение затрат на поставку СПГ главным образом благо
даря увеличению мощностей установок по сжижению
газа, снижению расхода топлива на сжижение и рега
зификацию, совершенствованию конструкций обору
дования, исключению «золочения» и лучшему исполь
зованию производственных мощностей.
Затраты на сжижение природного газа были сни
жены на 25–35 % за последние 10 лет, а затраты на
танкерные перевозки – на 20–30 %. Затраты на рега
зификацию и другие аспекты в цепочке снабжения
СПГ были также снижены, но в меньшей степени.
Ожидаются дальнейшие успехи в совершенствовании
технологии сжижения газа и перевозки СПГ, что при
ведет к снижению общих затрат на осуществление
проектов. Усилия по снижению затрат затрагивают
главным образом установки по сжижению газа, на
долю которых приходится половина общих инвести
ций, и танкеры. Терминал для регазификации, на долю
которого приходится только 10 % от общих затрат, так
же находится в стадии умеренной эволюции [7].
СЖИЖЕННЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
ИЛИ ГАЗОПРОВОДЫ
При определении наиболее экономичного способа
транспортировки ПГ для определенного направления
поставок ключевыми факторами являются расстояние
и объемы транспортируемого газа. Для коротких рас
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Расстояние, мили
Рис. 2. Сравнение затрат на достав природно о аза тр бопроводным транспортом/тан ерной перевоз ой СПГ в зависимости от расстояния для достав и 1 трлн ф т3/ од.
(Источни : ENI)
стояний более экономичным является газопроводный
транспорт, там, где это возможно. СПГ наиболее кон
курентоспособен при перевозке на дальние расстоя
ния, так как это в меньшей степени отражается на об
щих затратах. Для крупных поставок (порядка 1 трлн
фут3/год) транспортировка газа по трубопроводам
высокого давления оказывается очень конкурентос
пособной, тогда как СПГ танкерные перевозки кон
курентоспособны для поставок в объемах менее 1 трлн
фут3/год (рис. 2).
На Ближнем Востоке поставка СПГ в Европу
(4500–6000 миль) дает 30%ную экономию в транспор
тных затратах по сравнению с затратами на транспор
тировку по газопроводам высокого давления. Поэто
му СПГ может быть предпочтительнее при освоении
сравнительно небольших залежей природного газа с
доставкой на дальние расстояния. Конкуренция в по
ставках газа на конкретный рынок обычно наблюда
ется между разными источниками снабжения как по
газопроводам, так и в виде СПГ. Например, Тринидад
со своими танкерными поставками СПГ конкурирует
с алжирским газом, поставляемым в Испанию по Маг
ребскому подводному газопроводу.
Технология СПГ широко внедрена в промышлен
ную практику и по мере ее дальнейшего совершен
ствования позволит снизить затраты [8]. Для новых
СПГпроектов требуется переработка приблизитель
но 0,5–1 млрд фут3/сут газа для оправдания инвести
ций [4]. Типовая однопоточная СПГ установка долж
на сжижать примерно 600 млн фут3/сут газа в тече
ние 20 лет, для чего требуется месторождение с запа
сами газа приблизительно 5 трлн фут3. Следователь
но, для двухпоточного проекта, т.е. 1,2 млрд фут3/сут,
потребовалось бы газовое месторождение с запасами
10 трлн фут3 природного газа. Такие объемы потреб
ления ограничивают потенциальных потребителей
СПГ небольшим числом стран и географических зон,
хотя намного большим, чем число странэкспортеров
нефти. Удовлетворение потребностей рынков с невы
соким спросом и монетизации небольших запасов
природного газа – две цели, достигаемые транспор
тировкой сжатого газа.
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Расстояние от Катара до Джамна ара 1952 м
Сжатие и
по р з а, 5 %
Перевоз а, 89 %
Приблизительный тариф
на перевоз СПГ
Транспортный тариф, долл/млн БТЕ
Раз р з а,
6%
Водоизмещение:
648 млн ф т3
Число с дов
Рис. 3. Затраты на прое т СжПГ
С точный объем добычи аза, млн ф т3/с т
СЖАТЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
Пока нет ни одного осуществленного в промышлен
ных масштабах проекта, связанного с транспортиров
кой сжатого природного газа (СжПГ), но недавние
исследования в области эффективности транспорти
рования больших объемов газа и продолжающиеся
инженерные проработки свидетельствуют о том, что
такие проекты уже на горизонте. Новые разработки с
использованием специальных судов для перевозки
СжПГ создают экономически обоснованную альтер
нативу для монетизации заброшенных (нерентабель
ных) запасов и новые рынки там, где поставки газа по
газопроводам или в виде СПГ невыгодны или невоз
можны. В зависимости от рабочих давления и темпе
ратуры сжатие природного газа уменьшает его объем
в 200 раз (по сравнению с 600кратным снижением
объема в случае СПГ). СжПГ сохраняет газ в газооб
разном состоянии под давлением в пределах 1200–
3500 фунт/дюйм2 (1 фунт/дюйм2 = 6,89 кПа).
Для транспортировки природного газа в сжатом виде
требуются меньшие капитальные затраты, чем на СПГ,
причем этот способ позволяет эксплуатировать изоли
рованные, труднодоступные источники снабжения и
ограниченные потребительские рынки. Установка
СжПГ вместе с погрузочными устройствами, включая
компрессоры, трубопроводы и бакены, стоит от 30 до 40
млн долл. Судно для перевозки СжПГ с холодильником
и устройством для вытеснения (разгрузки) жидкости на
борту может стоить до 230 млн долл [9]. Число судов для
перевозки на определенное расстояние зависит от гру
зоподъемности судна, дальности рейса и времени, кото
рое требуется для совершения судном полного цикла
(загрузка – следование до места назначения – возвра
щение). Следовательно, чем длиннее маршрут, тем боль
ше судов требуется для доставки СжПГ потребителям.
На рис. 3 показаны затраты на типовой проект, свя
занный с поставкой СжПГ. Основная особенность это
го проекта заключается в том, что большая часть ин
вестиций приходится на движимые материальные
ценности (подвижной состав). Был проведен анализ
проекта с целью определения влияния числа судов на
транспортные затраты (рис. 4). Анализ показывает, что
при перевозке на сравнительно короткое расстояние
(менее 200 км) и на судах сравнительно небольшого
водоизмещения (650 млн фут3) число судов существен
но влияет на транспортные затраты.
80
Рис. 4. Анализ затрат на тан ерные морс ие перевоз и СжПГ
для прое та Катар – Джамна ар [13]
СРАВНЕНИЕ СЖПГ И СПГ
СжПГ обладает уникальной способностью соотне
сения мелких газовых месторождений с рынками.
Если СПГ, как правило, нуждается в больших объемах
газа для сжижения (более 500 млн фут3/сут) и в рын
ках с большим спросом, то технологию СжПГ можно
легко использовать для доставки газа из легких и мар
гинальных залежей с производительностью 100 млн
фут3/сут. В общем, ключевыми движущими силами
для технологии СжПГ являются:
• повышение глобального спроса/цен на газ;
• достаточная окупаемость затрат для производи
теля;
• нормативные документы, запрещающие сжига
ние газа в факелах;
• приемлемые затраты на технологию/ценообразо
вание.
Простота системы позволяет инициировать постав
ки газа ценой небольших инвестиционных обяза
тельств. Масштабы производства могут быть легко
увеличены путем увеличения числа судов и числа по
грузочных устройств для повышения объема поставок.
Гибкость системы также позволяет легко перемещать
суда в другие регионы добычи газа или рынки, если
они уже не нужны на истощенном объекте [10].
Попытки транспортировки природного газа в сжа
том виде предпринимались еще в 60х годах прошлого
столетия, но изза технических трудностей, необходи
мости крупных инвестиций и низкие цены на газ эта
технология не была внедрена в промышленную прак
тику и была признана экономически нецелесообраз
ной. Теперь же возобновился интерес к СжПГ [11].
Для оценки экономической целесообразности тех
нологии СжПГ ее необходимо сравнить с альтернати
вой СПГ и газопроводной. Экономические отношения
между существующими тремя концепциями транс
портировки природного газа показаны на рис. 5. Как
видно из рисунка, затраты на транспортировку СжПГ
сопоставимы с газопроводной транспортировкой при
родного газа в объемах около 750 млн фут3/сут. При
транспортировке более крупных объемов газа газо
проводный транспорт является наиболее выгодным.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Тариф, долл/млн БТЕ
СПГ
азопроводы
СжПГ
Прибыль на вложенный апитал, тыс. долл
HYDROCARBON PROCESSING
СПГ
СжПГ
ГПТ
Объем, млн ф т3/с т
Расстояние, м
Экономика СПГ сопоставима с экономикой газопро
водной или транспортировкой СжПГ, либо при более
крупных объемах, либо при перевозке на расстояния
не менее 1500–2000 миль.
Было проведено сравнительное исследование техно
логий морских перевозок природного газа [12]. В этом
исследовании проанализированы данные по капиталь
ным, эксплуатационным и транспортным затратам для
перспективных, концептуальных и фактических затрат
на доставку газа потребителям. Интегрирование этих
данных в экономическую модель позволяет оценить
сравнительную привлекательность различных спосо
бов морских перевозок газа (включая СжПГ, СПГ и глу
боководные газопроводы). Результаты, полученные при
анализе различных объемов транспортируемого газа на
разные расстояния, показывают, что проекты СжПГ
лучше годятся для перевозки газа на 1000–2500 км, тог
да как СПГ проекты выгодны при доставке газа на боль
шие расстояния, а подводные газопроводы экономичес
ки оправданы для транспортировки газа на расстояние
менее 500 км (рис. 6).
Глобально, СжПГ технология быстро завоевывает
признание, заключающееся в решении проблем достав
ки газа из конкретных (нерентабельных) заброшенных
газовых месторождений на конкретные рынки. Эта
технология может конкурировать с технологией СПГ
для некоторых небольших нишерынков при перевоз
ке на короткие расстояния (рис. 7). Однако экономи
ческая целесообразность и технические аспекты этой
технологии нуждаются в дальнейших исследованиях.
Как видно из рис. 7, СжПГ выгодно отличается от
СПГ и газопроводного транспорта природного газа
при перевозке определенных объемов на определен
ные расстояния. Возможность модельных перевозок
СжПГ, варьирования в масштабности и гибкость при
дают этой технологии дополнительные преимущества
перед газопроводной и транспортировкой СПГ.
СжПГпроекты могут начинать с намного меньшими
первоначальными объемами газа, чем газопроводные
или СПГпроекты, и постепенно наращивать объем
перевозок путем простого увеличения числа судов для
доставки СжПГ. Следует иметь ввиду, что газопровод
ный транспорт и СПГ это прочно устоявшиеся испы
танные временем способы доставки газа потребите
лям, а технология СжПГ еще ждет своего первого вне
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
Рис. 6. Способы морс их перевозо (для 100 млн ф т3/с т)
[12]. (Примечание: ГПТ – азопроводный транспорт
Расстояние, морс ие мили
Рис. 5. Транспортные тарифы [14]
Примечание. При перевоз е
небольших объемов СжПГ на
орот ие расстояния при
определенных словиях
постав и в баржах вы однее,
чем по азопровод
СПГ в тан ерах
СжПГ в
специальных с дах
Тр бопроводным
транспортом
Объем, млн ф т3/с т
Рис 7. Э ономичес и обоснованные объемы и расстояния для
поставо аза из заброшенных нерентабельных месторождений [1]
дрения в промышленность. Тем не менее, учитывая
простоту системы, уровень инженерных проработок
и инвестиций, а также надежность экономических
оценок, можно с уверенностью утверждать, что тех
нология СжПГ готова к широкому внедрению в про
мышленную практику морских перевозок газа.
ВНЕДРЕНИЕ В ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
Технология крупномасштабного использования
СжПГ основана на применении 6дюймовых трубча
тых змеевиков, образующих карусель массой 445 т.
Каждая карусель состоит из трубы длиной 16 км. Каж
дый танкер водоизмещением 9 млн фут3 нуждается в
108 каруселях общей длиной труб 1710 км. Приведен
ные годовые транспортные затраты на СжПГ и СПГ в
предположительном объеме 4,1 млрд м3 или 400 млн
фут3/сут соответственно, типичные для однопоточ
ной установки СПГ при перевозке на расстояние в
1710 км, составляют 2,5 млн долл за каждый миллион
БТЕ, тогда как в случае СжПГ эти затраты составляют
около 1,5 млн долл за каждый миллион БТЕ.
Выбор технологий для освоения заброшенных га
зовых месторождений зависит от многих факторов.
Среди них: масштаб разработок (запасы, размеры про
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
изводства) и удаленность от рынков. Технология СПГ
в очень большой степени зависит от запасов природ
ного газа в предполагаемом месторождении. Если
объем добычи газа оценивается в величину, не превы
шающую 4 млрд м3/год, то это месторождение не пред
ставляет большого интереса для СПГ. Это полностью
исключает возможность применения технологии СПГ
почти на всех заброшенных месторождениях изза
ограниченности запасов газа. Технология СжПГ более
пригодна для таких участков благодаря легкому под
бору соответствующих мощностей с меньшими капи
тальными затратами.
Одним из факторов при выборе между СжПГ и СПГ
является время на разработку проекта. Для разработки
СПГ проекта требуется не менее 4–5 лет от начала про
ектирования до поставки первой партии СПГ потреби
телю, тогда как проекты, связанные с СжПГ, могут быть
реализованы за 30–36 мес, начиная с проектирования,
создания необходимой инфраструктуры до поставок
первой партии груза. Следовательно, технология типа
СжПГ по своей сущности позволяет быстрее монетизи
ровать запасы, залегающие в меньших объемах, где при
менение альтернативных технологий экономически не
целесообразно. СжПГ, несомненно, может конкуриро
вать с СПГ. Несмотря на то, что серьезным преимуще
ством СПГ является возможность транспортировать
большие объемы газа за каждый рейс, технология СжПГ
становится очень привлекательной для освоения неболь
ших запасов газа и его поставок мелким потребителям.
Таким образом, на расстояние вплоть до 2500 миль и
более СжПГ является очень выгодным способом транс
портировки природного газа. С учетом нынешних цен
на газовом рынке, СПГ имеет преимущества, заключа
ющиеся в возможности перевозить большие объемы
СПГ на огромные расстояния между Австралией, Ниге
рией и США или из тех же стран в Японию или на бурно
развивающийся китайский рынок. Однако СжПГ был
бы очевидным вариантом для поставок газа с тихооке
анского побережья России в Японию и Китай, или из
Алжира и Ливии в Европу, на атлантическое побережье
Канады и северовосточную часть США, залив Кука (Но
вая Зеландия) и северозападное побережье США. Даже
объявленные проекты, например, на поставки СПГ из
Тринидада в США, Венесуэлы в США и, особенно, из
Северной Африки в Европу должны быть серьезно пе
ресмотрены на предмет поставок СжПГ вместо СПГ.
Технологию СжПГ целесообразно применять в со
четании с СПГ. Она может служить дополнением к
СПГ проекту как временное решение для запасов газа,
достаточных для восполнения недостающих объемов
природного газа на предприятиях по его сжижению.
Такое сочетание позволяет быстрее монетизировать
запасы газа, ускоряя денежные потоки и окупаемость
инвестиций в поисковоразведочные работы. Между
тем, в зависимости от объема добываемого газа на уда
ленном промысле СжПГ может оказаться серьезной
поддержкой для долгосрочных СПГ проектов. Кроме
того, СжПГ является спасительным вариантом в слу
чае нарушения поставок СПГ и обладает намного боль
шей гибкостью, чем СПГ, в случае непредвиденных
колебаний рынка.
Перевел Г. Лип ин
82
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Economides, M.J., R. Oligney and A. Demarchos, «Naturals gas:
The revolution is coming», SPE Annual Technical Conference and
Exhibition, Dallas, Texas, Oct. 1–4, 2000.
2. Economides, M.J. and R. Oligney, «Natural gas: The excruciating
transition», SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San
Antonio, Texas, Sept. 29–Oct. 2, 2002.
3. EIA, US Department of Energy, Energy Information Administration
(EIA), Washington, DC, 2004.
4. Hakes, J., «Worldwide natural gas supply and Demand the outlook
for global LNG trade», Energy Information Administration/Natural
Gas Monthly, August 1997.
5. Stone, J.B., «Apllying new technology to lower LNG cost», Doha
Conference on Natural Gas, Doha, Qatar, March 12–14, 2001.
6. Andersen, A.T., «Development patterns for LNG supply and
demand», Energy Information Administration/Issues in Midterm
Analysis and Forecasting, 1997.
7. CornotGandolphe, S., O. Appert, R. Dickel, M.F. Chabrelie and A.
Rojey, «The challenges of future cost reductions for new supply options
(pipeline, LNG GTL)», The 22nd World Gas Conference, Tokyo, Japan,
June 1–5, 2003.
8. Nagelvoort, R.K., «Largescale GTLA commercially attractive
alternative to LNG», Natural Gas Technology Workshop, Norwegian
University of Science and Technology, Trondheim, Norway, Nov. 28–
29, 2000.
9. Stenning, D.G and J.A. Cran, «Coselle CNG economics and
opportunitiesA new way to ship natural gas by sea», Gastech 2000
Conference, Houston, Texas, Now.14–17, 2000.
10. Stephen, G. and G. Cano, «CNG transport, a viable solution
connecting supply to market», 2nd CGPA/CGPSA Quarterly Meeting,
Calgary, Alberta, Canada, May 6, 2004.
11. Dunlop, J.P. and C.N. White, «CNG Transport technology is
delivering on promises», SPE Annual Technical Conference and
Exhibition, Denver, Colorado, Oct. 5–8, 2003.
12. Subero, G., S. Kai, A. Deshpande, J. McLaughlin and M.J.
Economides, «A comparative study of seagoing natural gas
transport», SPE Annual Technical Conference and Exhibition,
Houston, Texas, Sept. 26–29, 2004.
13. Economides, M.J., G. Subero and K. Sun, «Compressed natural
gas (CNG): An alternative to liquefied natural gas (LNG) », Asia Pacific
Oil and Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, April 5–
7, 2005.
14. Wagner, J. and N. Amott, «Marine transportation of compressed
natural gasA viable export alternative», GPA Europe Meeting,
London, UK, Feb. 2002.
М. Экономайдес, профессор университета в Хью
стоне, а также управляющий компаньоном в кон
сультативной фирме, занимающейся вопросами
стратегии нефтяной промышленности. Его публи
кации включают 11 авторских и соавторских учеб
ников и книг, более 200 научных докладов и статей.
Мр Экономайдес также является экспертом в про
грамме национального и интернационального телевидения.
С.Мохатаб является научным консультантом, за
нимающимся вопросами переработки природно
го газа в компании Chemical and Petroleum
Engineering Dept. Его интересы включают облас
ти технологии переработки природного газа и его
транспорта, получения сжиженного природного
газа и транспорта СПГ. Мр Мохатаб служил в те
чение 2003–2006 гг. в Совете SPE в Лондоне, а в настоящее вре
мя является представителем в компании Gas Exploration and
Production Working Committee Интернационального газового
Совета.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЙ ПОДХОД
ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ
НЕПРЕРЫВНОГО СМЕШЕНИЯ
Э. Датта и С. Син х, Engineers India Ltd., Г р аон (Харияна), Индия
Новый метод моделирования с избирательным использованием лючевых омпонент для оптимизации различных нефтеперерабатывающих техноло ичес их станово
Смесь сырой нефти характеризуется непрерыв
ным изменением физических и термодинамических
свойств изза наличия в ней различных углеводород
ных соединений с изменяющимися молекулярными
структурами. Невозможно оценить фактические
компоненты, входящие в различные виды сырой не
фти, поэтому при моделировании обычно использу
ются дискретные компоненты, известные под назва
нием псевдокомпонент. Можно выбрать псевдоком
поненту, которая имеет среднюю температуру кипе
ния (true boiling point – TBP) и удельный вес (specific
gravity – sg). Например, можно выбрать псевдоком
поненту 1, которая имеет диапазон ТВР от 27 до
52 °С, псевдокомпоненту 2 с диапазоном ТВР от 52 до
77 °С и т.д. После определения среднего ТВР и сред
него sg псевдокомпонент можно воспользоваться эм
пирическими корреляционными зависимостями для
оценки их физических и термодинамических свойств
[1, 3, 4, 5, 7]
Для точной аппроксимации функции непрерывно
го распределения интервалы дискретизации должны
быть как можно меньшими. Однако это приводит к
моделям более высоких порядков, которые могут по
требовать большего объема вычислений в процессе
динамического моделирования или оптимизации тех
нологического процесса. Поэтому приходится выби
рать компромисс между точностью модели и вычис
лительной нагрузкой. В стандартном методе получе
ния компромиссного решения выбираются псевдо
компоненты таким образом, чтобы их число было не
слишком большим и чтобы ошибки дискретизации
оставались в допустимых пределах.
В альтернативном методе для решения этих про
блем используется термодинамика непрерывно изме
няющихся процессов. Термодинамика таких процес
сов позволяет представить равновесие системы пар
жидкость в сырой нефти только для нескольких спе
циально выбранных ее компонент, известных под на
званием квадратурных компонент [3, 5]. В литерату
ре нет сообщений об исследованиях широкого приме
нения термодинамики непрерывно изменяющихся
процессов при моделировании технологических уста
новок на нефтеперерабатывающих заводах. Могут
быть получены имитационные модели низкого поряд
ка, хотя и приемлемо точные, для различных типов
сырой нефти и различных технологических установок
на нефтеперерабатывающих заводах путем принятия
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
соответствующей стратегии определения квадратур
ных компонент.
Термодинамический подход к анализу непрерыв
ного смешения и его применения. Этот метод приме
няется, когда свойства всей смеси или большей ее ча
сти непрерывно изменяются как функция какойто не
зависимой переменной. Сначала определяется функ
ция нормированного распределения между измерен
ным параметром смеси (например, температура кипе
ния, sg, молекулярный вес или углеродное число) и
другой измеренной независимой переменной (напри
мер, совокупный объемный процент дистиллята или
смеси). Это распределение базового параметра ис
пользуется для расчета распределения других пара
метров и преобразования уравнений баланса массы и
энергии любого процесса в непрерывную форму. По
лученные в итоге интегральные уравнения решаются
с помощью подходящих методов численного интегри
рования, например, метода гауссовой квадратуры.
Характер распределения свойств углеводородов
широко изменяется для различных смесей сырой не
фти. Поэтому для описания произвольного распреде
ления вместо постоянной аналитической формы, ис
пользуемой многими, очень удобно использовать ин
терполяционные полиномы, форма которых может
изменяться [2, 8, 9]. Использование ортогональных
интерполяционных полиномов позволяет отказаться
от продолжительного численного интегрирования,
необходимого для расчета свойств смесей или для ре
шения уравнений модели. Это становится возможным
с помощью хорошо известной формулы гауссовой
квадратуры:
b
n
a
k-1
∫W( x)f(x)dx=∑⋅w k f(x k ) ,
(1)
где f(x) – нелинейная функция независимой перемен
ной x; W(x) – неотрицательная весовая функция;
xk – kтый корень nго порядка узла ортогонального по
линома относительно W(x)местоположение kтой точ
ки квадратуры; wk – вес kтой точки квадратуры.
Для описания распределений совокупных свойств
и их преобразования с помощью уравнений модели до
статочно использовать ортогональный полином низ
шего порядка. Установлено, что любая функция рас
пределения со степенью нелинейности до (2n – 1) мо
жет быть точно проинтегрирована только при исполь
зовании гауссовой квадратуры nго порядка [6].
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Для получения ортогонального полинома, который
представляет непрерывное распределение, нужно рас
считать значения свойств только в точках квадрату
ры. Если рассчитаны точки квадратуры для смеси сы
рой нефти, то можно сразу оценить ТВР и sg в этих
точках с помощью интерполяции измеренных данных.
Следовательно, эквивалентная молярная доля (equi
valent mole fraction их – EMF) в точках квадратуры и
средние молярные свойства смеси могут быть рассчи
таны как: [6].
1
1
⎛ dv cf S g M⎞ 1 ⎛ ZS g M ⎞ c
n
⎟dv =∑Z X ,
⎟ = ⎜
Z=∫ Zdx=∫ Z⎜
∫
f
i
i
⎜ S g M ⎟ 0 ⎜ S g M ⎟
i=1
0
0
⎠
⎠ ⎝
⎝
(2)
где Z – любое свойство на основе единичного моля со
средним значением Z; χi = wi(MSgi/SgMi) эквивалент
ная молярная доля (EMF); n – порядок выбранного ор
тогонального полинома; νfc – совокупная объемная
доля в ТВР распределении <0,1>;
–
средняя молярная плотность смеси; Sg и М – удель
ный вес и молекулярный вес; i – обозначение iтой точ
ки квадратуры в интервале <0,1>.
Другие физические свойства, такие как молекуляр
ный вес и критические константы в точках квадрату
ры, могут быть рассчитаны с использованием установ
ленных корреляций для псевдокомпонент [1, 3, 4, 5, 7].
С помощью параметров уравнения состояния и урав
нений модели, представленных в молярной форме, мы
можем теперь легко решить уравнения модели в стан
дартной форме так же, как в случае псевдокомпонент.
Замечание. Многие коммерческие пакеты программ
для моделирования располагают встроенными в них
корреляционными зависимостями для псевдокомпо
нент. Поэтому для использования квадратурных ком
понент в рамках коммерческого пакета для моделиро
вания нам нужно только найти ТВР, sg и EMF в точках
квадратуры.
В опубликованных работах термодинамический
подход к непрерывному смешению был применен
только для расчета свойств смесей, таких как точка
начала кипения, точка росы, равновесные составы
пара и жидкости, давление упругости пара и т.д. [2, 3,
5, 8, 9]. Были использованы достаточно плавные рас
пределения свойств, чтобы можно было их описывать
с помощью ортогонального полинома низшего поряд
ка. В технологических установках распределения из
меренных свойств (например, кривые ТВР смесей
сырой нефти) могли иметь высокую степень нелиней
Сырье 1
Сырье 2
Сырье 1
Сырье 2
Сово пный объем, %
Рис. 1. Объемный анализ ТВР данных для сырья 1 и 2
84
ности. Поэтому их невозможно описать так, чтобы они
были похожими только с помощью единственного по
линома низшего порядка. Более того, в зависимости
от вида нефтеперерабатывающей установки поток
подаваемой в установки сырой нефти может делить
ся на несколько потоков получаемых нефтепродуктов.
Тип и порядок гауссовой квадратуры должен выби
раться так, чтобы она позволяла описывать как пода
ваемые в установки потоки сырья, так и получаемые
продукты.
ОБРАБОТКА НЕЛИНЕЙНОСТИ
В РАСПРЕДЕЛЕНИИ СВОЙСТВ
ПОДАВАЕМОГО СЫРЬЯ
На рис. 1 показаны кривые ТВР двух видов сырой
нефти, которые использовались в исследовании. Сы
рье 1 (sg = 0,7892) легче сырья 2 (sg = 0,8743). Эти
кривые были взяты соответственно из литературного
источника и на нефтеперерабатывающем заводе [5].
Из графиков на рис. 1 следует, что измеренные ТВР
данные сырья 1 увеличиваются более равномерно по
сравнению с данными сырья 2. Поскольку любое изме
нение кривизны графика это синоним изменения гра
диента, поэтому функция с более высокой степенью
нелинейности в любой точке будет иметь соответству
ющее более высокое значение изменения своего гра
диента. Поэтому лучше оценить нелинейность кривой
ТВР можно с помощью графического представления
изменений градиентов (ΔdTBP/dv) в каждой точке.
Такие графики можно видеть на рис. 1. Они ясно
показывают нелинейность распределения свойств
сырья 2.
Поскольку молярная форма это самая удобная для
представления уравнения модели и в таком подходе
мольные доли будут являться переменными состава,
поэтому независимая переменная кривой ТВР может
быть преобразована и представлена в виде зависимо
сти от совокупной мольной доли. Для такого базового
преобразования и точного анализа ТВР данных может
быть использована гауссова квадратура очень высо
кого порядка. На рис. 2 показаны изменения ТВР и
градиента ТВР (ΔdTBP/dх) для двух видов нефтяного
сырья в зависимости от совокупной мольной доли. Эти
зависимости получены с использованием квадратуры
ГауссаЛегендра 100го порядка.
Эти графики показывают, что для сырья 1 значе
ния ΔdTBP/dх ниже во всем диапазоне (за исключе
нием очень тяжелых хвостовым фракций) по сравне
нию с сырьем 2, для которого имеются высокие зна
Сырье 1
Сырье 2
Сырье 1
Сырье 2
Сово пный моль, %
Рис. 2. Молярный анализ ТВР данных для сырья 1 и 2
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
чения во многих точках в рассматриваемом диапазо
не мольных долей, свидетельствующие о наличии не
линейности. Сдвиг влияния нелинейности вправо на
графиках на рис. 2 по сравнению с графиками рис. 1,
возможно, связан с быстрым увеличением молекуляр
ного веса в зоне, где имеет место нелинейность. Заме
чание. Нет необходимости отдельно рассматривать
очень высокие значения ΔdTBP/dх в точках ТВР кри
вых, соответствующих тяжелым нефтяным остаткам.
Однако, если значения ΔdTBP/dх в промежуточных
точках получаются несколько выше 50 °К/(совокупная
мольная доля), то кривая ТВР не может быть точно
описана с помощью единственного ортогонального
полинома. Сырье 2 в отличие от сырья 1 должно рас
сматриваться как смесь полунепрерывного смеше
ния и моделироваться с использованием смешанного
подхода.
В то время как часть кривой ТВР с низкими значе
ниями ΔdTBP/dх характеризует непрерывную суб
смесь с соответствующим набором квадратурных ком
понент, другая часть ТВР кривой с очень высокими
значениями ΔdTBP/dх характеризует набор псевдо
компонент. В последнем случае выбор большого чис
ла псевдокомпонент для точного представления ло
кальных нелинейностей противоречит нашей задаче
построения модели низшего порядка. Вместо этого
лучше сделать так, чтобы каждая псевдокомпонента
соответствовала небольшой дискретной части кривой,
в которой знак и тренд значений ΔdTBP/dх подобны.
Такой подход позволит помочь получить средние ло
кальные нелинейности и в то же время сохранить низ
ший порядок модели.
Таким образом, сырье 2 определяется с помощью
единственного ортогонального полинома только в ди
апазоне совокупных мольных долей от 0,0 до 0,77. Вне
этого диапазона изменения градиента становятся
очень высокими, что приводит к появлению горбов в
графиках ΔdTBP/dх. Для каждой половины каждого
горба выбирается по одной псевдокомпоненте для ус
реднения локальных нелинейностей указанным спо
Таблица 1. Иллюстрация страте ий лассифи ации различных омпонент
Стандартнаяпсевдо омпонента
nпсевдо омпонентсодина овымидиапазонамиТВР,т.е.(Те–Тi)/n,
де(Те–Тi)=разностьначальнойи онечнойТВР
Стандартная вадрат рная омпонента
nпсевдо омпонентссово пнымиобъемнымидолями,соответств ющими
вадрат реГа сса-Лежандраn- опоряд а
Предла аемая вадрат рная омпонентадлясырья1
nпсевдо омпонентссово пнымиобъемнымидолями,соответств ющими
вадрат реГа сса-Радоn- опоряд а
Предла аемая вадрат рная омпонентадлясырья2
Диапазонсово пныхмольныхдолей
0,0–0,77
0,77–1,0
(n-7)псевдо омпонентссово пными 7псевдо омпонент,соответств ющих
мольнымидолями,соответств ющими диапазонамсово пныхмольных
вадрат реГа сса-Радо(n-7)- о
долей
поряд а
–
0,77–0,83;0,83–0,86;
0,86–0,89
–
0,89–0,9;0,9–0,93;
0,93–0,96;0,96–1,0
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
собом. В этом случае были использованы семь псевдо
компонент в диапазоне совокупных мольных долей от
0,77 до 1. Значения ТВР и sg псевдокомпонент были
получены с помощью молярного усреднения распре
деления свойств в соответствующем диапазоне сово
купных мольных долей. В табл. 1 проиллюстрированы
предлагаемые стратегии классификации компонент,
входящих в сырье 1 и 2, полученные таким способом.
Выбор вида и порядка гауссовой квадратуры. Бо
лее подробные данные, включая программы расчета
корней и квадратурных весов различных ортогональ
ных полиномов, которые использовались в этом про
екте, можно легко найти в литературе [6, 10]. В боль
шинстве предыдущих работ сообщается о квадратуре
ГауссаЛежандра, при использовании которой все точ
ки квадратуры находятся в стороне от крайних значе
ний совокупной объемной доли (т.е. 0 и 1). Однако
было найдено, что при использовании квадратуры Га
уссаРадо, одна из точек которой будет соответство
вать одному из самых высоких значений совокупной
объемной доли, получаются лучшие результаты. Это
связано с тем, что последний вид квадратуры дает бо
лее точное представление обо всем диапазоне распре
делений свойств.
В табл. 1 показано применение квадратуры Гаусса
Радо в предлагаемых стратегиях классификации ком
понент сырья 1 и 2. В этой таблице также указан стан
дартный метод квадратурных компонент, в котором
компоненты квадратуры ГауссаЛежандра использо
вались для всего диапазона значений совокупной
объемной фракции [5]. Стандартная стратегия псев
докомпонент, указанная в табл. 1, основана на исполь
зовании одинаковых ТВР для каждой компоненты. Вне
границ этого представления можно проводить сравне
ние с другими стратегиями использования псевдоком
понент.
В случае использования псевдокомпонент с конеч
ным числом квадратурных компонент есть возмож
ность дальнейшего усиления ошибок при использова
нии уравнений модели. Это важная проблема при мо
делировании нефтеперерабатывающей технологичес
кой установки, в которой подаваемое исходное сырье
делится на несколько потоков получаемых продуктов.
Необходимо выбрать порядок гауссовой квадратуры
или эквивалентное число квадратурных компонент,
чтобы расходы и свойства всех потоков этих продук
тов соответствовали их исходным значениям в неко
торых допустимых пределах. Базовые значения этих
продуктов могут быть приняты либо на основе факти
ческих данных завода, либо на основе результатов
моделирования с использованием более строгой мо
дели (т.е. более точной).
Примеры моделирования. Два описанных выше
вида сырья моделировались для установки перегонки
нефтеперерабатывающего завода, технологическая
схема которой показана на рис. 3. Предполагается, что
исходное сырье содержит очень малое количество лег
ких газов, например, технологического пара, метана,
этана, пропана, изобутана, бутана, 2метилбутана, 2,2
диметилпропана и пентана. В этом примере сырая
нефть производительностью 1300 м3/ч (при нормаль
ных условиях) после предварительного мгновенного
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Ма симальная
ошиб а расчета
МАВР прод та, °С
Ма симальная ошиб а
расчета расхода
прод та, моль/ч
ящиковсепараторов, и две тарелки
– ее нижней части. Считается, что
Вода
каждая насадка эквивалентна двум
Конденсатор,
2
идеальным тарелкам. Предусмотре
3,8 с/см ,
90 °С,
Газ
210 м3/ч
45 °С
но пять насосных контуров (PA 15),
3,8
Ле ий бензинос/см2
ли роиновый дистиллят
три для CDU и два для VDU.
Тяжелая ли роиновая фра ция
HNS,
Принимается, что перепады дав
110 °С,
2
3
3,9
с/см
Керосин
445 м /ч
ления
в боковых стриппингколон
Тяжелое азойль
КS,
нах
CDU
должны быть 0,1 кгс/см2.
Ле ий азойль
120 °С,
4 с/см2
3
Для моделирования сырья 1 расхо
350 м /ч
Газы в эже торы
ды суммарного дистиллята и расхо
Ле ий аз
ды боковых фракций, подаваемых в
77 мм рт.
Ле ий
ст., 66 °С,
ва мный
3
стриппингколонны HNS, KS, LGOS
3
/ч
350
м
/ч
азойль,
60
м
Подача сырья
1300 м3/ч, 4,4
и HGOS, соответственно равны 270,
LGOS,
3
2
Ле ое дистиллятное масло, 13 м /ч
с/см , 120 °С
4,1
145. 230, 315 и 100 м3/ч. Помимо этих
с/см2
Ба для
рабочих условий, также приводятся
Тяжелый
предварительно о
HGOS,
ва мный
м новенно о
некоторые важные данные, требую
2
4,2 с/см
азойль,
испарения
105 °С,
100 м3/ч
щиеся для динамического модели
130 м3 /ч
360 °С,
4,3 с/см2
рования.
Пото смеси,
4,3
Ва мный не ондиционный
3860 с/ч
Для каждого вида сырья при мо
2
3
с/см
прод т, 25 м /ч
Печь
делировании с использованием 60
4 с/см2,
412 °С
псевдокомпонент в одинаковом ТВР
Печь
Концентрированный
Переработ а сырья 1
диапазоне были получены исходные
тяжелый
остато
162 мм рт. ст.
Переработ а сырья 2
расходы нефтепродуктов. Предпола
гается, что при большом числе псев
докомпонент генерируемые исход
Рис. 3. Схема техноло ичес о о процесса в примере моделирования нефтеперерабатывающей станов и
ные расходы нефтепродуктов будут
точными. Схемы переработки сырья
Таблица 2. Сравнение затрат времени на вычисления при исполь- 1 и 2 (см. рис. 3) моделировались с использованием уве
зовании стандартной и предла аемой страте ий лассифи ации личенного числа компонент (т.е. при больших значени
омпонент
ях числа n для соответствующих стратегий классифи
Времядинамичес о омоделирования
кации компонент, указанных в табл. 1). Допустимые
По азатель
ошибки расчетов расходов и усредненной точки кипе
длясырья1
длясырья2
ния (mean average boiling point – MABP) различных по
Стандартнаяпсевдо омпонента
9мин39с
16мин31с
токов получаемых нефтепродуктов были заданы рав
Предла аемая вадрат рная омпонента
7мин46с
13мин54с
ными 10 кмоль/ч (~ 0,15 % от расхода исходного сырья)
и 10 °К (~ 5 % от MABP исходного сырья) соответствен
испарения и подогрева в печи, поступает затем в неф но. Хотя будут показаны только ошибки расчетов рас
теперегонную установку сырой нефти (crude disti ходов и MABP, тем не менее, выяснили, что результаты
llation unit – CDU). Легкий газ и легкий бензинолиг будут похожими для всех других свойств потоков про
роиновый дистиллят получаются в верхней части CDU; дуктов. Все моделирования были выполнены с исполь
тяжелая лигроиновая фракция (HN), керосин (K), лег зованием коммерческой программы моделирования
кий газойль (LGO) и тяжелое дизельное топливо (HGO) технологических процессов нефтепереработки.
Результаты моделирования сырья 1 с использова
получаются в боковых стриппингколоннах, соответ
ственно названных HNS, KS, LGOS и HGOS на рис. 3, нием различных стратегий классификации компонент
и мазут атмосферной перегонки в нижней части. По (см. табл. 1) показаны на рис. 4. Набор из 11 предлага
скольку сырье 1 это легкая нефть парафинового осно
вания, она не подвергается дальнейшей переработке
Предла аемые вадрат рные омпоненты
в вакуумной перегонной установке (vacuum distillation
Стандартные вадрат рные омпоненты
unit – VDU). Однако более тяжелое сырье 2 подверга
Стандартные псевдо омпоненты
ется дальнейшей переработке. Остаточная мазутная
фракция из нижней части CDU подогревается в печи
и смешивается паром (3860 кг/ч) перед подачей в VDU.
Продукты, получаемые в VDU, включают легкий газ,
легкий вакуумный газойль, легкое дистиллятное мас
ло, тяжелый вакуумный газойль, вакуумный неконди
ционный продукт и концентрированный тяжелый ос
таток.
В колонне CDU используется 26 идеальных тарелок,
С ммарное число омпонент
а в каждой боковой стриппингколонне – две идеаль
Рис. 4. Рез льтаты моделирования для сырья 1 при использоных тарелки. В колонне VDU имеется пять внутрен
вании различных страте ий лассифи ации омпонент
них насадок в виде крестообразно расположенных
86
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Ма симальная
Ма симальная ошиб а
ошиб а расчета
расчета расхода
МАВР прод та, °С прод та, моль/ч
HYDROCARBON PROCESSING
Предла аемые вадрат рные омпоненты
Стандартные вадрат рные омпоненты
Стандартные псевдо омпоненты
но, что время вычислений, требующееся для динами
ческого моделирования, было несколько меньше вре
мени по методу использования псевдокомпонент.
Можно предположить, что это преимущество будет
ценным при широкомасштабном динамическом моде
лировании/оптимизации нефтеперерабатывающих
установок и динамическом моделировании срабаты
вания предохранительных клапанов, требующих
очень длительных вычислений.
Перевел В. Клепинин
С ммарное число омпонент
Рис. 5. Рез льтаты моделирования для сырья 2 при использовании различных страте ий лассифи ации омпонент
емых квадратурных компонент, т.е. ГауссаРадо, обес
печивает приемлемую точность расчетов, в то время
как, по меньшей мере, 15 стандартных псевдокомпо
нент требуется для получения таких же результатов.
Хотя набор из 11 стандартных (ГауссаРадо) квадра
турных компонент обеспечивает похожую точность,
как и 11 предлагаемых квадратурных компонент, тем
не менее, ошибка расчетов расходов с использовани
ем предшествующего типа квадратуры отклоняется от
предельного значения (т.е. выше 10 кмоль/ч) при чис
ле компонент 13.
Результаты для моделирования сырья 2 на рис. 5
показывают, что требуется, по меньшей мере, 19 стан
дартных псевдокомпонент для получения приемлемой
точности. И наоборот, при использовании стандарт
ного метода квадратурных компонент, базирующего
ся только на компонентах квадратуры ГауссаЛежан
дра, получаются большие отклонения от предельной
величины, установленной для ошибки расчетов MABP
даже при большем числе компонент. Однако при ис
пользовании предлагаемого метода квадратурных ком
понент (см. табл. 1) приемлемая точность обеспечива
ется только с 15 компонентами без какихлибо откло
нений от предельного значений при более высоком
числе компонент. Эти результаты показывают, что
можно применять метод термодинамики непрерывно
го процесса смешения при создании модели и моде
лировании нефтеперерабатывающих установок. Дол
жны быть приняты соответствующие меры для учета
нелинейности в распределении свойств сырой нефти
и сложности технологической установки. Поскольку
в установившемся процессе предлагаемый метод квад
ратурных компонент требует использования меньше
го числа компонент по сравнению со стандартным
методом псевдокомпонент, поэтому предполагается,
что динамическое моделирование или оптимизация
технологического процесса будет быстрее с исполь
зованием такого подхода.
Для иллюстрации выполнены прогоны программы
для динамического моделирования 24часовой рабо
ты технологической установки при наличии двух пос
ледовательных возмущений в заданной точке регуля
тора давления в верхней части CDU (например, +0,5
кгс/cм2 в точке 0,01 ч и 0,05 кгс/cм2 в точке 8 ч от на
чала работы) при подаче сырья 1 и 2. В табл. 2 показа
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. American Petroleum Institute, Technical Data Book – Petroleum
Refining, Washington, 1983.
2. Cotterman, R.L. and J. M. Prausnitz, «Flash calculations for
continuous or semicontinuous mixtures using an equation of state»,
Ind. Engg. Chem. Proc. Des. Dev., pp. 434–443, vol. 24(2), 1985.
3. Haynes Jr., H.W. and M. A. Matthews, «ContinuousMixture Vapor
Liquid Equilibria Computations Based True Boiling Point Distillation»,
Ind. Eng. Chem. Res., pp. 1911–1915, vol. 30(8).
4. Kestler, M.G., B. I. Lee and S. I. Sandler, «A third parameter for use
in generalized thermodynamic correlations», Ind. Eng. Chem. Fundam,
рр. 49–54, vol. 18(1), 1979.
5. Mani K.G., M.A. Matthews and H.W. Haynes Jr., «Continuous
approach optimizes vaporliquid equilibria calculations», Oil & Gas
Journal, pp. 76–80, February 15, 1993.
6. Press W.H., W. T. Vellerling, S. A. Teukolsky and B. P. Flannery
(editor), Numerical Recipes in Fortran, Cambridge University Press,
New Delhi, 1993.
7. Riazi, M.R. and T.E. Daubert, «Simplify property predictions»,
Hydrocarbon Processing, pp. 115–116, March 1980.
8. Shabata, S.K., S. I. Sandler and R. A. Behrens, «Phase Equilibrium
calculations for continuous and semicontinuous mixtures», Chem.
Engg. Sc., pp. 1977–1988, vol. 42(8), 1987.
9. VakiliNezhaad, G. R, H. Modarres and G. A. Mansoori, «Continuous
thermodynamics of petroleum fractions», Chem. Engg. & Proc., pp.
431–435, 40, 2001.
10. Villadsen, J. and M. L. Michelsen, Solution of Differential Equation
Models by Polynomial Approximation, PrenticeHall, US, 1978.
Эк. К. Датта занимает должность менеджера компании Engineers
India Ltd. Он имеет 18летний опыт работы в области моделиро
вания процессов, а также оптимизации и контроля процессов. Он
получил диплом инженерахимика в Университете Оберна.
С. Сингх занимает должность главного менеджера и ведущего
инженераконсультанта компании Engineers India Ltd. Он имеет
25летний опыт в области моделирования процессов. Он получил
диплом инженерахимика в 1981 г. Его специализацией является
моделирование термических, каталитических и динамических
процессов.
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
МНОГОСВЯЗНОЕ УПРЕЖДАЮЩЕЕ
УПРАВЛЕНИЕ БЕЗ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОГО
ТЕСТИРОВАНИЯ
М. Симс и Д. Ло ренс, BP Exploration Operating Company Limited, Тиссайд, Вели обритания;
В. Симс и В. Райс PAS Inc., Хьюстон, Техас
К преим ществам это о прое та омпании ВР относятся величение выработ и, меньшее потребление энер ии и меньшие выбросы
В 2004 г. компания ВР приняла стратегическое реше
ние о внедрении современных систем управления тех
нологическими процессами на своем Терминале цент
рального района (central area terminal system – CATS) в
Тиссайде, (Великобритания). Этот терминал обеспечива
ет до 20 % всего потребляемого газа в Великобритании. В
терминал поступает исходное газовое сырье из Север
ного моря, которое перерабатывается в различные про
дукты для дальнейшей продажи потребителям. Ясно, что
ровная и эффективная работа этого терминала имеет
большое значение для большого числа потребителей про
дукции компании ВР в Великобритании. В предыдущее
десятилетие проведены широкие исследования и разра
ботки программных средств для уменьшения времени и
усилий, связанных с последовательным тестированием,
требующимся при использовании традиционных техно
логий многосвязного упреждающего управления
(multivariable predictive – МРС). Одна из задач настоя
щей статьи показать, что для внедрения надежной систе
мы МРС не требуется последовательное тестирование.
Есть альтернативный подход, правильность которого под
тверждена в сотнях случаях применения, который абсо
лютно не требует выполнения последовательного тести
рования, но обеспечивает все функциональные возмож
ности традиционных подходов. Этот альтернативный
подход фактически более устойчив к ошибкам модели
рования по сравнению с традиционными подходами, по
тому что динамика исходного технологического процес
са не выражена прямо в алгоритме. Применение этого
подхода позволяет получить систему управления, реаги
рующую на изменения в динамике технологических про
цессов, которыми она управляет, и продолжающую обес
печивать надежное и устойчивое управление. Эта воз
можность реализована в системах МРС управления тех
нологическими процессами, которые успешно работают
многие годы без обслуживания.
Краткий обзор технологии. Исходное сырье с газо
вых месторождений в Северном море поступает на за
вод и подается в две технологические «линии» (рису
нок). Эти линии предназначены для разделения газо
вой и жидкой фаз, и для дальнейшего разделения жид
кой фазы на пропан, бутан и газовый бензин, получае
мых из промысловых газов.
Линия 1 включает следующее оборудование.
• E1 – расширитель (турбодетандер).
• Т1А – низкотемпературный сепаратор (LTS).
• Т2А – стабилизатор.
88
Подача
Топливный аз
Пропан
Горячее
масло
Б тан
Горячее
масло
Бензин
Топливный аз
Пропан
Б тан
Горячее
масло
Бензин
Подача исходно о азово о сырья с месторождений в Северном море на станов и распределение е о по дв м техноло ичес им линиям
• Т3А – пропаноотгонная колонна.
• Т4А – бутаноотгонная колонна.
Линия 2 включает следующее оборудование:
• V1 – дроссельный JT вентиль, эффект Джоуля
Томпсона.
• T1B – низкотемпературный сепаратор.
• T2B – стабилизатор.
• T3B – пропаноотгонная колонна.
• T4B – бутаноотгонная колонна.
Обезвоженный исходный газ в теплообменнике
исходного газового сырья охлаждается холодным ос
таточным газом из низкотемпературного сепаратора
(low temperature separator – LTS). Смесь холодного газа
и жидкости из теплообменников исходного газа раз
деляется в сепараторе с расширителем на входе. По
нижение давления обычно обеспечивается с помощью
турбодетандера на входе в линию 1. В линии 2 для этих
целей используется дросселирующий вентиль JT.
Полученная смесь поступает далее в LTS, где разде
ляется на газовую и жидкую фазы. Газовая фаза, осво
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
божденный от жидких примесей остаточный газ, по
ступает в верхнюю часть сепаратора.
Далее уменьшается давление жидкой фазы, отде
лившейся в LTS с обеих линий, уровень которой регу
лируется в сепараторах. Жидкость подается в стаби
лизационную колонну, где отпариваются легкие угле
водороды благодаря теплообмену, зависящему от по
дачи горячего масла из связанного с колонной кипя
тильника. Жидкость из нижней части стабилизацион
ной колонны поступает в блок фракционирования с
контролем уровня налива.
После разделения очищенный газ из верхней части
стабилизационной колонны смешивается с остаточным
газом и эта смесь состоит главным образом из метана и
этана. Газы из линий 1 и 2 объединяются в один основ
ной поток и становятся топливным газом, продаваемым
потребителям. Далее уменьшается давление стабилизи
рованных жидкостей перед подачей их в пропаноотгон
ную колонну. Жидкости подогреваются горячим мас
лом, поступающим из связанного с колонной кипятиль
ника. Пропан, отгоняемый с помощью тепла, затрачи
ваемого на испарение жидкостей, движется вверх ко
лонны противотоком по отношению к входящим в нее
потокам стабилизированных жидкостей и возвращаю
щегося пропана, используемого для орошения колонны.
Выходящий из верхней части колонны пропан поступа
ет в конденсатор с воздушным охлаждением, и после
конденсации собирается в приемном барабане в верх
ней части колонны. Затем пропан из барабана подается
насосом либо обратно в колонну в качестве орошающей
фракции, либо поступает в продуктопровод жидкого
пропана для подачи потребителям.
Давление жидкостей, отбираемых из нижних час
тей пропаноотгонной колонны, опять снижается перед
подачей их в бутаноотгонную колонну. Эти жидкости
подогреваются горячим маслом, поступающим из свя
занного с колонной кипятильника, и из них отгоняет
ся бутан, который движется вверх колонны противо
током по отношению к входящему в нее потоку жид
костей и возвращающегося бутана, используемого для
орошения колонны.
Выходящие из верхней части колонны пары бутана
поступают в конденсатор с воздушным охлаждением.
После конденсации бутан собирается в приемном ба
рабане в верхней части колонны. Затем бутан из бара
бана либо подается насосом обратно в колонну в каче
стве орошающей фракции, либо поступает в продук
топровод жидкого бутана для подачи потребителям.
Полученный в бутаноотгонной колонне газовый
бензин после выхода из ее нижней части охлаждается
в воздушном охладителе и поступает в уравнительный
бак, из которого подается насосами в систему достав
ки его потребителям.
Цели применения многосвязного упреждающего
управления. Общая цель применения системы МРС это
максимальное увеличение производства жидких про
дуктов при различных технологических ограничениях
и различных рабочих условиях и в то же время обеспе
чение требуемых технических характеристик продук
тов. Рабочие условия и ограничения значительно изме
няются в зависимости от времени года. Это требует, что
бы системы МРС были способны выбирать различные
целевые функции с учетом погодных условий.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
При переходе к этапу пусконаладочных работ цели
проекта меняются и в результате выполнения этих ра
бот должно быть обеспечено следующее.
• Максимальное производство жидких продуктов.
• Поддержание требуемых технических характери
стик продуктов.
• Максимальное использование турбодетандера.
• Уравновешивание нагрузок в регенерирующих
секциях колонн в двух технологических линиях.
• Поддержание температуры доставки топливного
газа в пределах спецификаций.
• Минимизация влияния изменения скорости пода
чи и состава.
• «Стандартизация» работа установки при всех из
менениях рабочих условий и ограничений.
Помимо этого компания ВР установила, что в первую
очередь современные системы управления технологи
ческими процессами необходимы для «соревнования»
с самыми лучшими и опытными операторами. Руковод
ство такой установки должно иметь большую уверен
ность в том, что этот критерий «самого лучшего опера
тора», если он будет обеспечиваться в течение 24 ч, по
зволит получить самый лучший возможный результат с
точки зрения улучшения рентабельности установки.
Кроме того, будет видно, как существующие практичес
кие приемы и методы самого лучшего оператора влия
ют на реальные и количественные результаты внедре
ния проекта современных средств управления.
Одна из базовых целей проекта заключается в со
здании такой системы управления, которая будет дуб
лировать практические приемы и методы работы луч
шего оператора, чтобы обеспечить согласованный ме
тод контроля рабочих параметров технологической ус
тановки в течение 24 ч 365 дней в году. Исследование
изменений рабочих условий и ограничений показало,
что реакция на каждое изменение должна быть в ка
който степени различной при непрерывной работе ус
тановки день за днем. Эти различия связаны с измене
ниями технологического процесса, которые необходи
мы, чтобы использовать все возможности установки
при ее работе. Трудность заключается в том, что же
считать самыми лучшими практическими приемами и
методами. Для решения этой проблемы группа внедре
ния предложила использовать методы управления од
ной из технологических установок самых лучших опе
раторов, имеющих самый большой опыт практической
работы. Использование знаний операторов было глав
ным решением на окончательном этапе разработки и
важным для успешного внедрения системы управле
ния.
Критерии выбора технологии и полученные ре
зультаты. Выбранная технология МРС позволяет по
лучить несколько следующих преимуществ.
• В отличие от традиционных технологий при ис
пользовании этой абсолютно не требуется последова
тельное тестирование и процесс идентификации ассо
циативной модели.
• Эта технология позволяет адаптироваться к уме
ренным изменениям в динамике исходных технологи
ческих процессов, что позволяет практически исклю
чить проблему, связанную с технологиями моделиро
вания фиксированных последовательных реакций;
неточные модели ухудшают качество управления.
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
• Оборудование системы значительно проще уста
навливается и настраивается.
Вследствие этих особенностей ожидается, что теку
щее обслуживание системы фактически будет сведе
но к нулю. Это был главный критерий при выборе этой
системы.
Эксплуатационные проблемы. В ходе выполнения
проекта было идентифицировано несколько эксплуа
тационных проблем, требующих специального рас
смотрения. Поскольку в установку исходное сырье
поступает прямо из трубопровода, поэтому нет како
гото вспомогательного накопителя, сглаживающего
нарушения подачи и изменения нагрузки. В связи с
этим при использовании системы управления следует
принимать это во внимание для минимизации любых
возмущений, включая изменения состава исходного
сырья. Современные системы управления должны ре
агировать не только на возмущения, связанные с ис
ходным сырьем, но также обеспечивать управление
при изменении производственных задач.
В дополнение к этим типам сложных задач, связан
ных с обычным проектом, проектировщики столкну
лись с другими проблемами. На установке использова
лась устаревшая распределенная система управления
(distributed controlled system – DCS) и было очень мало
места для размещения дополнительного оборудования.
Поэтому возникли проблемы, связанные с минимиза
цией оборудования DCS и предъявляемых к ней тре
бований. Помимо этого проектировщики имели дело с
технологической установкой, операторы которой не
имели опыта работы с современными системами уп
равления любого типа, и в частности с системами МРС.
Внедрение проекта. После завершения проекта си
стемы управления приступили к следующему этапу
определения связей с моделью, требуемых для МРС.
При использовании традиционных систем МРС это
требовало проведения длительного последовательно
го тестирования всех функций установки. Однако ис
пользуемая технология МРС не требует проведения
последовательных тестов. Эта технология требует толь
ко определения коэффициентов усиления в установив
шемся режиме для каждой представляющей интерес
пары MV/CV. Большинство коэффициентов усиления
были получены с помощью имитационных моделей
установки; некоторые коэффициенты усиления были
получены из анализа статистических данных и только
в нескольких случаях проведены специальные тесты
для подтверждения коэффициентов усиления. Эти спе
циальные тесты отличались от традиционных тестов
тем, что требовалось только одно или два перемеще
ния. Их всегда проводили таким образом, чтобы свес
ти к минимуму любое влияние на работу установки.
Единственная информация, которая была интересна,
окончательная, полученная в этих тестах для устано
вившихся режимов. Данные для переходных режимов
были не нужны.
В этом конкретном проекте имелось обоснование
использования имитационной модели для установив
шегося режима в качестве основного источника полу
чения коэффициентов усиления для установившихся
режимов, необходимых для системы МРС. Статисти
ческие данные использовались для настройки модели
в установившемся режиме, поэтому тестирование
90
можно было провести с использованием имитацион
ной модели с целью получения информации о коэф
фициентах усиления для системы управления техно
логическим процессом. Большинство коэффициентов
усиления, требуемых для системы управления, были
получены с помощью этой имитационной модели. По
строение, настройка и анализ этой модели занимает
только несколько дней.
В некоторых случаях коэффициенты усиления, по
лученные с помощью имитационной модели, требова
ли проверки на основании знания технологического
процесса проектировщиками. В большинстве случаев
проверка проводилась после получения статистичес
ких данных из существующих систем PI (персональ
ная информационная) и использования простых рег
рессионных методов для оценки коэффициентов уси
ления. Затем они сравнивались с коэффициентами уси
ления, полученными с помощью имитационных моде
лей. Если обнаруживалось несоответствие, которое
проектировщики считали значительным, они затем
выбирали коэффициент усиления с использованием
статистических данных.
Было несколько случаев, когда значения коэффи
циентов усиления не удалось определить с помощью
статистических данных, а их значения, полученные с
помощью имитационной модели, не показались проек
тировщикам правильными. В этом случае был выпол
нен небольшой специальный тест. Окончательный про
ект системы управления должен был обеспечивать уп
равление двумя рабочими режимами. Один режим
предназначен для максимального производства жид
ких продуктов, а также для производства пропана из
жидкости. Другой режим предназначен для максималь
ного производства газа с контролем соответствия его
качества спецификациям с целью продажи потребите
лям. Для этих двух рабочих режимов имеются различ
ные группы ограничений и целевых функций в систе
ме управления. В окончательном проекте использова
на логика, основанная на том, что автоматически из
меняющиеся приоритеты для системы управления и
для ее настройки выбираются оператором с учетом
конкретного рабочего режима. Следовательно, опера
тор может очень просто переключаться на тот или дру
гой режим после выбора нужного ему режима. Проек
тное решение также является достаточно гибким, по
этому оператор может изменять рабочие режимы с ис
пользованием МРС и плавно переводить установку на
новый выбранный режим.
В разработанный проект также включено макси
мальное использование турбодетандера, контроль по
дачи в установку всего исходного сырья, обеспечение
баланса нагрузок между двумя линиями регенерации
после сепараторов LTS, контроль температуры подачи
газа для продажи потребителям, а также поддержание
характеристик продуктов в соответствии со специфи
кациями с учетом технологических ограничений. Одна
из сложных задач, которая была решена в проекте, зак
лючается в том, что приоритеты ограничений должны
были изменяться автоматически с учетом рабочих ус
ловий. Одним примером этого является то, что обычно
в установке нужно регулировать содержание углево
дородов С5 в верхней части бутаноотгонной колонны
для обеспечения Rvp, требуемого в спецификации для
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
газового бензина. Однако если содержание углеводо
родов С5 превышает определенное оператором значе
ние «Очень высокое», то регулятор должен переклю
читься на регулирование Rvp (упругость паров бензи
на по Рейду), чтобы предотвратить очень высокое со
держание углеводородов С5 в продукте бутан. Это при
водит к необходимости динамического изменения при
оритетов и настройки при работе регуляторов, что яв
ляется непростой задачей для большинства регулято
ров системы MPC, однако выбранная технология по
зволяет очень легко это сделать. В колоннах техноло
гической установки имеются газовые хроматографы,
однако при их использовании возникают проблемы из
за задержек между корректировками анализатора, вы
полняемыми приблизительно каждые 20 мин, связан
ных с временем простоя при обычном взятии проб и
их обработке. Для решения этой проблемы были раз
работаны простые методы логических вычислений с
использованием уравнений первого порядка для рас
чета различных составов, используемых системой
MPC. Они включают расчет углеводородов C2 и C4 в
верхней части пропаноотгонной колонны, углеводоро
дов C3 и C5 в верхней части бутаноотгонной колонны и
Rvp газового бензина из нижней части бутаноотгон
ной колонны. Дедуктивная логика включает автомати
ческое определение систематической ошибки логичес
ких вычислений, используемой работающими в систе
ме анализаторами. «BIAS Logic» (логика определения
систематической ошибки) также включает быстрый
контроль, подтверждение пределов и фиксации логи
ки контроля для гарантии использования правильных
сигналов анализатора.
После окончания разработки проекта, завершения
заводских приемочных испытаний (factory acceptance
test – FAT)и окончательного выбора состава оборудо
вания DCS системы перешли к этапу пусконаладоч
ных работ. На этом этапе лучший оператор одной из
смен был включен на несколько дней в пусконаладоч
ную группу. Это позволило членам пусконаладочной
группы полностью обучить этого оператора и в то же
время использовать его знания технологической уста
новки, которые помогли им в настройке регуляторов
системы управления. После этого выбранный опера
тор мог обучить операторов из других рабочих смен.
Операторы терминала CATS никогда не работали с
системами MPC, поэтому нужно было научить их не
только тому, как пользоваться регуляторами, но также,
чтобы они поняли принципы технических решений
MPC и современных средств управления. Регулятор
предназначен для управления технологическим про
цессом производства продукта в пределах установлен
ных рабочих обязанностей оператора, включающих
контроль и регулирование расходов на орошение и
подвода тепла в колонны. Составы продуктов были
ключевыми параметрами для регулятора. Значения
периодически получались с помощью газовых хрома
тографов. Для поддержания параметров технологичес
кого процесса ближе к заданным пределам был разра
ботан метод логического вычисления с использовани
ем обратной связи с хроматографами при определении
систематических ошибок вычислений. Выполнение
логических вычислений позволило регулятору реаги
ровать на изменяющиеся условия значительно быст
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
рее, чем в случае ожидания сигнала обратной связи из
хроматографов. Было отведено дополнительное время
на пусконаладочные работы этой части регулятора,
чтобы гарантировать, что операторы полностью пони
мают, как им взаимодействовать с регулятором, и об
щие принципы MPC. Чтобы помочь операторам про
ще понять эти принципы, в первую очередь были вы
полнены пусконаладочные работы технологической
линии 1, и они начались с бутаноотгонной колонны. Эта
колонна была выбрана потому, что в случае неправиль
ной наладки потенциальная опасность для всей уста
новки была наименьшей, и, следовательно, эта колон
на является идеальным местом для обучения операто
ров. Было отведено несколько дней на то, чтобы опе
раторы бутаноотгонной колонны имели достаточно
времени, чтобы познакомиться с регулятором. Это
было очень полезно, поскольку позволило операторам
комфортно себя чувствовать у пульта управления сис
темой, прежде чем начать ее использовать.
Затем, когда операторы стали понимать, как управ
лять технологическим процессом в бутаноотгонной
колонне, и научились это делать, приступили к пуско
наладочным работам на стабилизаторе и пропаноотгон
ной колонне. Стабилизатор был включен в этот этап
пусконаладочных работ, поскольку управление техно
логическим процессом в нем влияет на процесс в про
паноотгонной колонне. Учитывая существующие эко
номические показатели установки, было желательно с
помощью системы MPC максимально увеличить про
изводство пропана. Это означало, что в пропан мог по
пасть этан и бутан, и содержание их могло достигнуть
предельных значений, указанных в спецификации для
пропана. При поддержании нормальных режимов ра
боты установки операторами в получаемом пропане
почти нет этана и очень мало пропана. Это обеспечи
вает операторам некоторый «резерв» на случай, когда
происходят отклонения от нормальных режимов, что
приводило к потере этого ценного продукта вместе с
увеличением потребления энергии. Как и для бутано
отгонной колонны, был разработан и внедрен метод ло
гических вычислений, чтобы регулятор мог значитель
но быстрее реагировать на изменяющиеся условия, чем
в случае ожидания сигнала обратной связи из хрома
тографов.
На окончательном этапе пусконаладочных работ
приступили к наладке наиболее чувствительных частей
технологической установки: расширителя, низкотемпе
ратурных сепараторов и системы перекачки и достав
ки. К этому моменту операторы были знакомы с систе
мой MPC и удобно себя чувствовали при работе с ней,
поэтому пусконаладочные работы были проведены
быстро. После завершения окончательного этапа пус
коналадочных работ системы управления операторы
теперь могли определять все потребности технологичес
кой установки. Затем применение системы MPC позво
лило увеличить подачу исходного сырья в расширитель,
чтобы максимально использовать его возможности, и
одновременно уравновесить нагрузки в находящихся
далее низкотемпературных стабилизаторах. Для урав
новешивания нагрузок регулятор системы MPC мини
мизировал возможные ограничения, установленные для
регенерационной секции, и, кроме того, позволил уста
новке лучше обрабатывать «пробки». Возникновение
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
пробки в канале связано с внезапным изменением со
става потока подаваемого сырья, что оказывает большое
влияние на количество жидкой фазы, которое может
быть отделено из подаваемого сырья.
Система MPC также должна быть способна дубли
ровать самые лучшие применяемые на практике мето
ды и приемы работ, чтобы управлять технологическим
процессом так же хорошо, как самый лучший опера
тор (если не лучше). Проектировщики и группа пуско
наладочных работ обязаны хорошо разбираться в раз
личных сценариях работы регуляторов системы управ
ления и понимать, каких воздействий следует ожидать.
Это знание позволит определить и детализировать со
ответствующие сценарии, чтобы конкурировать с са
мыми лучшими практическими методами и приемами
их выполнения. Для достижения этого группа продол
жала консультироваться с лучшим оператором. В ре
зультате таких консультаций разработан сценарий
«выигрыш – выигрыш», в котором оператор как бы
проникает внутрь регулятора и понимает его работу
изнутри, а группа получает его одобрение.
В результате принятого подхода и используемой
технологии система управления была быстро внедре
на и уже в первую неделю этапа пусконаладочных
работ были получены значительные выгоды. Фактичес
ки система управления работала настолько успешно,
что руководство технологической установки приняло
решение о пересмотре критериев работы установки
для «идеальной недели». Новые критерии могли быть
удовлетворены только с поддержкой системы MPC.
Такой подход был сделан для того, чтобы дополнитель
но стимулировать операторов использовать эту систе
му управления.
Операторам пришлось очень много работать всю
неделю, чтобы соответствовать критерию «идеальной
недели», несмотря на очень небольшое вознагражде
ние, полученное ими в конце недели. В качестве воз
награждения они получили довольно большой сэндвич
для завтрака. Хотя такое вознаграждение нельзя счи
тать достаточным, тем не менее, это был способ еже
недельного поощрения компанией ВР операторов за
хорошо выполненную работу. Такой способ поощре
ния операторов помог компании использовать как мо
ральные, так и поощрительные меры.
Другие выгоды. Помимо улучшения фактора есте
ственного снижения выхода продуктов при работе в ре
жиме максимального производства жидких продуктов
система управления позволяет выполнить задачу макси
мального производства пропана с некоторым количе
ством углеводородов С2 и С4. Обычно оператор управля
ет процессом в колонне так, чтобы оставалось мало угле
водородов С2 и С4 или их не было совсем, поскольку это
самый надежный способ обеспечения качества получае
мого продукта. С использованием МРС оператор теперь
может допустить, чтобы оставалось некоторое количество
углеводородов С2 и С4, в результате чего увеличивается
измеренный выход пропана, а также уменьшается по
требление воды и тепла в колонне. Снижение потребле
ния энергии, оцениваемое по измеряемым критериям и
количественным показателям по отношению к 1 МВт,
составило значительную величину. Это позволило на ус
тановке выключить по одной горелке в каждом из двух
больших агрегатов для нагрева масла.
92
В процессе пусконаладочных работ технологичес
кой линии 2 операторы хорошо ознакомились с систе
мой управления и комфортно себя чувствуют у пульта
управления. Пусконаладочные работы линии 2 заня
ли значительно меньше времени.
Испытания FAT, приемочные испытания непосред
ственно на установке и пусконаладочные работы были
полностью выполнены меньше чем за два месяца. Даже
до окончательного устранения всех замечаний по про
екту система управления уже доказала свою выгод
ность и капиталовложения в нее уже начали окупать
ся за счет увеличения производства жидких продуктов
при одновременном уменьшении затрат на энергию.
Компания ВР приняла CATS в эксплуатацию и очень
довольна тем, что в ходе внедрения проекта не было
нарушений в работе терминала. Не только не потребо
валось последовательного тестирования, но и сам про
цесс пусконаладочных работ был проведен очень плав
но. Помимо этого от использования этой системы уп
равления были получены выгоды уже до завершения
пусконаладочных работ. Проект может полностью
окупиться менее чем за три месяца. Два самых важных
преимущества следующие.
• Значительное улучшение «фактора естественно
го снижения выхода», что означает, что меньше про
пана будет теряться с потоком топливного газа.
• Повышение эффективности использования энер
гии вместе с меньшими выбросами, которые делают
проект полезным для защиты окружающей среды.
Поскольку проект был таким успешным, компания
ВР теперь рассматривает возможность модернизации
существующих систем управления с использованием
информации из имитационных моделей трубопрово
дов для прогнозирования возмущений в системе управ
ления. Также рассматривается возможность некоторой
модернизации установки для улучшения производства
газа, предназначенного для продажи потребителям при
работе в системе управления в режиме максимально
го производства газа.
Перевел В. Клепинин
М. Симс работает в компании ВР с 2000 г. До этого мр Симс
3,5 года проработал в Абердине в качестве инженерахимика по
обслуживанию морских платформ. В CATS он работает с 2003 г.
Д. Лоуренс осуществляет техническую поддержку и обеспечива
ет инженерное обслуживание системы CATS на газоперерабаты
вающем заводе в Тиссайде. До этого мр Лоуренс в течение
2,5 лет обеспечивал техническую поддержку на газоперерабаты
вающем предприятии в Корайтоне. Он получил диплом инже
нера по обслуживанию перерабатывающих предприятий в
университете Тиссайда (Англия).
Р. Симс окончил технический университет Луизианы в 1980 г.
и получил диплом инженерахимика. Он специализировался в
области контроля процессов, а также разработки методики конт
роля на протяжении 25 лет. Он является автором более 100 разра
боток в области нефтехимии и переработки нефти и газа. Симс
работает в компании Plant Automation Services (PAS) Inc.
В. Райс на протяжении 25 лет работал в области моделирования и
контроля технологий. После получения диплома инженерахими
ка он восемь лет сотрудничал с копаниями Amoco Oil и Aramco.
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
АНАЛИТИЧЕСКИЙ
МЕТОД РАСЧЕТА
КОЭФФИЦИЕНТА
ГИДРАВЛИЧЕСКОГО ТРЕНИЯ
В. Нанда имар, Mangalore Refinery and Petrochemicals Ltd., Ман ал р , Индия
Решение равнения Ко лбр а с использованием W-ф н ции Ламберта и ал оритмы расчета
Для расчета течений любых жидкостей расчет
коэффициента гидравлического трения является
важным этапом определения потерь давления и,
следовательно, расчета производительности насо
са, размеров арматуры и насосов и т.д. В большин
стве опубликованных работ можно найти много
методов расчета перепада давления в потоке жид
кости. Используются различные способы от но
мограмм для конкретных жидкостей с универсаль
ными диаграммами, подобными диаграмме Муди,
до эмпирических зависимостей.
Инженерытехнологи часто сталкиваются с
трудностями при расчете систем с течением жид
кости. Определение размеров насосов это наибо
лее общий пример таких расчетов. Расчет паде
ния давления в потоке несжимаемой жидкости
это одно из самых активных применений мето
дов гидродинамики. В этой статье рассматрива
ются особенности расчета падения давления из
за трения.
РАСЧЕТ
ПАДЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ
Уравнение Дарси для падения давления изза
трения имеет следующий вид.
2
DP = fLv /2gD
(1)
где ΔP – падение давления, м вод. ст; v – средняя
скорость потока, м/с; L – длина участка трубы, м;
D – диаметр сечения трубы, м; f – гидравличес
кий коэффициент трения, (безразмерный); g –
9,81 м/c2.
Все параметры уравнения Дарси заданы или
имеются на этапе проектирования, за исключени
ем коэффициента гидравлического трения f. Для
ламинарного течения он рассчитывается просто.
f = 64/NRe,
(2)
где NRe – число Рейнольдса.
Для турбулентного течения коэффициент тре
ния f не выражается в явной форме. Формула Ко
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
улбрука для коэффициента трения f считается точ
ной для всех практических задач. Она имеет вид:
⎛ ε/d ⎞ ⎛⎜ 2,51
=-0,86ln⎜
⎟ +
f
⎝ 3,7 ⎠ ⎜⎝ N Re f
1
⎞
⎟ ,
⎟
⎠
(3)
где e/d – относительная шероховатость стенок
трубы.
Основной трудностью при использовании
уравнения Коулбрука, хотя оно и обеспечивает
высокую точность, является то, что расчет f пред
ставляет собой итеративный процесс. Современ
ные компьютеры легко обеспечивают требуемую
скорость вычислений и устойчивость к сбоям, од
нако интересно проверить, можно ли такие урав
нение решить аналитическими методами.
Wфункция Ламберта. Эта функция F(w) опре
деляется как обратная функция от wew:
F(w) = wеw,
(4)
т.е. функция W( ) определяется как
Х = W(х)еW(x).
(5)
Эта функция имеет много значений, но для
w> 1/e функция имеет единственное и веществен
ное значение, называемое главным значением.
Уравнения, включающие экспоненциальные
функции, могут быть решены с использованием
Wфункция. Общая стратегия при этом заключа
ется в перемещении всех неизвестных в одну сто
рону уравнения, чтобы оно было похоже на зави
симость вида хех, в точке которой Wфункция
обеспечивает решение. Уравнение Коулбрука
может быть представлено в форме уравнения (4)
с небольшими усилиями.
Коэффициент трения можно определить ана
литически следующим образом:
f = A2/[- W (-А/Cе-AB/C) -АВ/С]2 ,
(6)
где A = 1/0,86; B = (ε/D)/3,7; C = 2,51/NRe.
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Можно показать, что уравнение (6) дает толь
ко одно значение f для диапазона относительных
шероховатостей и чисел Рейнольдса, которые
предполагаются для случая турбулентного тече
ния. Точный расчет, особенно экспоненциально
го члена Wфункции Ламберта, может привес
ти к некоторым трудностям при больших числах
Рейнольдса (≥ 107) и относительной шероховато
сти (≥ 0,02). Фактически это ничего не сделает с
функциями, однако может привести к тому, что
компьютер будет округлять большие значения
или будет рассматривать их как бесконечность.
Эту проблему можно решить с использованием
специальных библиотек данных с многократно
проверенной точностью, подобных GMP. Вооб
ще говоря, программа, представленная в конце
этой статьи, дает точное решение для значений
NRe (ε/D) Ј 1000. Более высокие значения этой ве
личины обычно не встречаются при дозвуковых
течениях несжимаемой жидкости, для которых
модель Коулбрука является справедливой.
Вычисление Wфункции Ламберта можно вы
полнить с помощью инженерных прикладных
программ. Для случаев, когда отсутствует соот
ветствующая встроенная функция, Wфунк
цию можно вычислить с помощью рекуррентно
го соотношения. Небольшая программа на
языке python позволяет эффективно вычислить
функцию без потери точности. Значения аргу
мента функции были проверены при прогоне
подпрограммы python на компьютере с процес
сором Pentium IV (версия 2.3.5) для значений до
2 х 1084.
Исходная итеративная зависимость для W име
ет вид:
wj+1 = wj - wj e wj –x/[e wj (wj + 1) –
/(wj + 2) (wj e wj – x)/(2wj + 2)].
(7)
W (x) = wj в конце достаточного числа итера
ций (обычно 100).
Программа на языке python имеет следующий
вид:
# lambert.py
import math
class Error(exception):
pass
def W(x)
prec =1e-16
w=0
for i in range (100)
wTimesExpW + w*math.exp(w)
wPlusOneTimesExpW = (w+1)*
w*math.exp(w)
94
Отн. шероховатость
Число Рейнольдса
Графи изменения оэффициента идравличес о о трения,
расчетные данные
if prec >abs((x-wTimesExpW)/
wPlusOneTimes –ExpW):
break
else
w=w-(wTimesExpW-x/
(wPlusOneTimesExpW- (w+2)*(wTimesExpW-x)/
(2*w+2))
return float(w)
Это самый простой и понятный метод вычис
ления f c использованием заданных значений
чисел Рейнольдса и относительной шероховатос
ти.
Следующая программа (на языке python) позво
ляет сделать это для диапазона NRe ≥ 106 и значе
ний ε/D от 0 до 0,01. Выводимые данные записы
ваются в виде электронной таблицы для дальней
шего использования. На рисунке показан график
с результатами расчетов. Для переходной облас
ти NRe инженеры используют другую зависимость
для f в виде f(NRe). Эта отдельная зависимость не
рассматривалась в программе.
# Colebrook.py
# Colebrook equation
# This script calculates the value of friction factor
(этот с рипт рассчитывает значение оэффициента трения. – Прим. пер.)
import lambert
import math
from win32com.client import Dispatch
x|App.Visible = 1
x|App.Workbooks.Add()
#definition of coefficients
A = -1,162790698
ED = [0, 1e-4, 2e-4, 5e-4, 1e-3, 2e-3, 5e-3,
1e-2] # relative roughness (относительная шероховатость. – Прим. пер.)
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
NRe = [10, 50, 100, 500, 1e3, 2e3, 5e3, 1e4, 2e4,
3e4, 4e4, 5e4, 1e5, 2e5, 5e5, 6e5, 7e5, 8e5, 9e5,
1e6]
j=1
for E_by_D in ED:
i=1
x|App.ActiveSheet.Cells(i,j).
Value = E_by_D
for Re in NRe
i = i+1
if Re < 2100: # laminar region
(ламинарная область. – Прим. пер.)
f = 64.0/Re
x|App.ActiveWork.ActiveSheet.Cells
(i,j).Value = f
else: # turbulent region
(т рб лентная область. – Прим. пер.)
B =E_by_D/3.7
C =2.51/Re
x = math.exp(A*B/C+math.log(C))
z = -A/x
w = lambert.W(z)
f = A**2/(-w-A*B/C)**2
x|App.ActiveWorkbook.ActiveSheet.Cells
(i,j).Value = f
j = j+1
x|App.ActiveWorkbook.Close(SaveChanges=1)
x|App.Quit()
del x|App
Расчетные данные показывают (см. рис.) увели
чение f в переходной области NRe. Это интересное
явление свидетельствует, что изменение f связано
с началом отрыва пограничного слоя. Значения f для
переходной области, полученные с помощью дру
гих эмпирических зависимостей, меньше по срав
нению со значениями, полученными с помощью
уравнения (3) в диапазоне NRe = 2100 ÷ 4000. Для
чисел Рейнольдса выше 5000 несколько спорная
форма уравнения (6) лучше подходит для вычис
лений с помощью компьютера. Поскольку в боль
шинстве случаев в этой области имеет место тур
булентное течение, использование этого уравнения
может увеличить точность конструкторских расче
тов.
ЗАМЕЧАНИЯ
1. Python это объектноориентированный язык
с открытым исходным кодом, который очень под
ходит для научных и инженерных расчетов. Под
робно этот язык описывается на сайте www/
python.org.
2. GMP это совокупность GNU библиотек ма
тематических данных с многократно увеличен
ной точностью. Точность и размер чисел с плава
ющей запятой произвольной длины могут быть
рассчитаны без ухудшения точности. URL: http:
//www.swox.com/gmp.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№ 5 • май 2007
3. Из уравнения Коулбрука следует, что при бо
лее высоких значениях NRe значение коэффици
ента трения приближается к значению компонен
ты сопротивления, которая получается для ε/D >0:
lim f = [-0,86 ln (ε/D)/3,7)]2
NRe ®Ґ
Для ε/D = 0 уравнение (6) принимает более про
стую форму
f = -A2 /[-W(-A/C)]2 ,
которая сходится к нулю при приближении NRe к
бесконечности.
Перевел В. Клепинин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Constantinides, A. and N. Mostoufi, «Numerical Methods for
Chemical Engineer with Matlab Application», Prentice Hall
International, Series, 2000.
2. Corles, et al., «On the Lambert W function», Adv. Computational
Maths, 5, pp. 329–359, 1996 postscript.
3. Python code for Lambert function: http://en.wikipedia.org/wiki/
Lambert’s_W_function.
4. Sonnad, J.R. and C. T. Goudar, «Explicit factor correlation for pipe
flow analysis», Hydrocarbon Processing, June 2005, pp. 103–105.
В. Нандакимар, сотрудник Mangalore Refinery
and Petrocemicals Ltd, дочерней компании Oil
and Natural Gas Corp. Ltd. Он выполняет оценку
новых проектов, заводских объектова, а также
анализ технологических процессов переработ
ки. Мр Нандакимар имеет 12летний опыт
работы на различных перерабатывающих уста
новках. Он получил диплом инженерахимика в Университете
Калькутты.
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
ИННОВАЦИИ
ЛАЗЕРНЫЕ
АНАЛИЗАТОРЫ ВЛАГИ
В анализаторах SpectraSensors используется «на
страиваемый» диодный лазер, с помощью которого
производители природного газа и операторы газопро
водов могут с высокой точностью определять влаж
ность газа. Этот лазер может быть настроен на опре
деленную длину волны, например, близкую к длине
волны ИКсвета. Анализатор на базе этого лазера, в
отличие от обычных анализаторов влажности, выпол
няет измерения в измерительной ячейке. Поскольку
результаты измерений не зависят от присутствия аг
рессивных компонентов, анализатор способен рабо
тать с погрешностью не более 2 % в течение очень дли
тельного периода времени, что означает максимум
надежности и минимум затрат на содержание прибо
ра. При длительной работе прибора не отмечается
дрейфа результатов измерения, прибор быстро реа
гирует на изменение влажности, результаты при не
обходимости выдаются ежесекундно. Прибор можно
применять в замкнутых контурах управления.
УСОВЕРШЕНСТВОВАННАЯ
ЗАЩИТА ОТ УДАРА МОЛНИИ
РЕЗЕРВУАРОВ С ПЛАВАЮЩЕЙ КРЫШЕЙ
Недавно такие известные компании, как BP, Shell,
ExxonMobil, ChevronTexaco, ConocoPhillips, Bahamas
Oil Refining и Petroleos de Venezuela, приняли запа
тентованную технологию заземления, известную под
названием Retractable Grounding Assembly (передвиж
ной узел заземления). Этот способ заземления улуч
шает защиту от ударов молнии и разрядов статичес
кого электричества резервуаров с плавающей кры
шей и позволяет отказаться от использования для этой
цели традиционных шунтов, которые иногда могут
быть причиной пожара. Недавние испытания, прове
денные в Американском нефтяном институте по про
цедуре RP 545 «Молниезащита надземных резервуа
ров», показали, что «во время ударов молнии шунты
могут порождать потоки искр». Если между уплотне
нием крыши и стенкой резервуара имеется зазор, а в
резервуаре находится воспламеняющийся продукт,
то возможен пожар. Независимые испытания, кото
рые провела третья сторона в сотрудничестве с Аме
риканским нефтяным институтом и Энергетическим
институтом в Англии, показали, что между шунтом и
обечайкой при ударе молнии возникает дуга, незави
симо от того, где находится шунт – над крышей или
под ней. Наихудшая ситуация имеет место, когда
шунт находится над крышей, где возможно скопле
ние взрывоопасных паров топлива.
Для создания надежного контакта между плаваю
щей крышей и обечайкой, документ № 780 Нацио
нальной ассоциации по гидравлическим приводам
(National fluid power association – NFPA) США тре
бует, чтобы шунты размещались не реже чем через
каждые 3 м по окружности крыши. К сожалению,
шунты по многим причинам не обеспечивают надеж
ного, с малым сопротивлением, контакта с обечайкой.
96
Между шунтом и металлом стенки может появиться
изолирующий слой, если стенка окрашена изнутри
или покрыта отложениями смолы или парафина, вы
деляющимися из нефтепродукта.
Указанный недостаток устранен в новом устрой
стве заземления, которое использует широкий ка
бель с оплеткой из толстой проволоки, прижимае
мый пружинами и намотанный на массивную катуш
ку из нержавеющей стали. Сопротивление в месте
контакта нового устройства со стенкой не превыша
ет 1 Ом, тогда как у обычных шунтов оно может дос
тигать 500 Ом.
Другой недостаток обычных шунтов обусловлен
появлением ржавчины, которая нарушает контакт
шунта со стенкой. Новое заземляющее устройство
защищено от коррозии – оно изготовлено из луже
ной медной проволоки диаметром 0,25 мм; 864 прово
да сплетены вместе, образуя полосу шириной 41 мм и
толщиной 2,5 мм. Кабельная катушка прижата пру
жиной, и кабель при перемещении крыши наматы
вается на катушку или сматывается с нее. Широкая
заземляющая полоса обеспечивает надежный кон
такт.
Еще один недостаток обычных шунтов связан с
овальностью обечайки, изза чего зазор между кры
шей и стенкой может достигать нескольких сантимет
ров. Новое заземляющее устройство прижимается
пружинами и всегда плотно прилегает к стенке резер
вуара, благодаря чему сохраняется надежный кон
такт.
УЛУЧШЕНИЕ
КАЧЕСТВА НЕФТИ
С ПОМОЩЬЮ КРЕКИНГА
ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ
УЛЬТРАЗВУКА
SulphCo, Inc., опубликовала результаты экономи
ческого анализа, относящегося к повышению каче
ства нефти с использованием собственной запатен
тованной технологии Sonocracking. Речь идет об уль
тразвуковой обработке мексиканской нефти Maya,
приводящей к дроблению крупных молекул, следстви
ем чего является уменьшение плотности и вязкости
нефти. Кроме того, рвутся связи CS и CN, то есть
снижается содержание серы и азота.
Улучшение качества нефти в результате ультразву
кового крекинга выражается в повышении ее цены в
среднем на 3,4 долл/брл (21 долл/м3). Увеличивается
содержание в нефти бензиновых и керосиновых
фракций, улучшаются другие свойства нефти, что
делает ее переработку более экономичной. Фирма
планирует расширить исследование, распространив
его на другие нефти и модели схем переработки.
Перевел М. Фаль ович
№ 5 • май 2007
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Документ
Категория
Техника молодежи
Просмотров
53 729
Размер файла
4 278 Кб
Теги
нефтегазовых, 2007, технология, 718
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа