close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

1193.Нефтегазовые технологии №8 2009

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НЕФТЕ ГАЗОВЫЕ
®
World Oil
Научно-технический журнал
Издается с 1979 г.
Рег. ПИ № 77-14588 от 07.02.03
Учредитель:
Издательство «Топливо и энергетика»
В.Ю. Красик
А.В. Миронова
Л.В. Горшкова
Е.Ю. Смирнова
Генеральный директор
Директор
Зам. директора
Зам. директора по маркетингу и распространению
Редакция:
Л.В. Федотова Главный редактор издательства
А.В. Романихин Главный редактор журнала
Н.В. Кутасова Научный редактор
Л.С. Борисова Редактор
Е.М. Сапожников Верстка
В.И. Волгарева Верстка
Россия, 109 029, Москва, ул. Скотопрогонная, 29/1
Телефон (495) 670-7481
e-mail: [email protected]
e-mail: [email protected]
www.ogt.su
Gulf Publishing Company
Part of Euromoney Institutional Investor PLC.
Other energy group titles include:
World Oil®, Hydrocarbon Processing®
and Petroleum Economist
John T. Royall President
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 4557
© 2009 by Gulf Publishing Co. All rights reserved.
© 2009 Издательство «Топливо и энергетика».
Перепечатка, все виды копирования и воспроизведения
публикуемых материалов возможны
только с письменного разрешения редакции.
Редакция оставляет за собой право
сокращения присылаемых материалов.
Мнение редакции не всегда совпадает
с мнением авторов материалов.
На первой странице обложки
Буровые установки Rig 46 и Rig S 19
(оператор – компания Talisman) на месторождении Хилтон
Норд, Альберт, Канада.
Фото предоставлено
Foxxhole Evacuatiions Systems Ltd.,
Калгари, Альберта.
С О Д Е Р Ж А Н И Е
Новейшие технологии в России и СНГ
В. З. Ямпольский, А. А. Новиков,
А. А. Хамухин, А. В. Марчуков
ПЕРСПЕКТИВЫ ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ
УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
НА ПРИМЕРЕ КОМПАНИИ ТНК-ВР................................. 2
НЕФТЬ МИРА
WORLD OIL
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ
И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ................................. 6
ОТС 2009.....................................................................11
Механизированная добыча
J. F. Lea, H. W. Winkler
НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ
В ОБЛАСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ.
Часть 2.......................................................................24
Добыча
H. C. Juvkam-Wold, A. J. Dessler
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ УРАВНЕНИЯ ХЬЮБЕРТА
ДЛЯ ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ..............................................32
Технологии RMOTC
D. Tunison, B. Houghton
КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ СКВАЖИНЫ
ПРИ ПОМОЩИ НОВОГО ВОДЯНОГО ДАТЧИКА............36
Европейские технологии
ОБЗОР ЕВРОПЕЙСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ.........................38
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ.............................................57
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА.........................................59
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ...................................................62
Надежность
H. Bloch, R. Franklin
ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ВОДООТЛИВНЫЕ НАСОСЫ
В ЗАКРЫТОМ КОРПУСЕ...............................................68
S. R. Mofrad
СИСТЕМЫ С ИЗБЫТОЧНЫМ ДАВЛЕНИЕМ...................71
Оборудование
A. Bernard, W. de Villiers, D. R. Summers
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ОТДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТОВОГО ЭТИЛЕНА.....................74
Случай из практики
T. Sofronas
АНАЛИЗ ПОВРЕЖДЕНИЙ
ВХОДНОГО ВАЛА КОРОБКИ ПЕРЕДАЧ.........................82
Переработка газа
D. A. Wood, S. Mokhatab
ПЕРСПЕКТИВЫ СТРОИТЕЛЬСТВА УСТАНОВОК СПГ
ЗА СЕВЕРНЫМ ПОЛЯРНЫМ КРУГОМ...........................83
Z. Malaki, F. Farhadi
ТОЧНАЯ НАСТРОЙКА ПРОЦЕССА
ДЕМЕРКАПТАНИЗАЦИИ..............................................88
Современные средства связи
R. Kondor
УНИФИЦИРОВАННАЯ АРХИТЕКТУРА:
ПЕРСПЕКТИВЫ ДЛЯ КОНЕЧНОГО ПОЛЬЗОВАТЕЛЯ.....96
G. Marthin
ПОВЫШЕНИЕ
ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ НПЗ
БЛАГОДАРЯ БЕСПРОВОДНЫМ СИСТЕМАМ..............100
Подписано в печать 01.08.2009. Формат 60х90/8. Бумага мелованная. Печать офсетная. Печ. л. 13. Общий тираж 2000 экз. Зак.
Отпечатано в ФГУП «ПИК ВИНИТИ». 140010, Россия, Люберцы, 10, Октябрьский пр-кт, 403
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
ПЕРСПЕКТИВЫ
ОПТИМИЗАЦИИ
РАБОТЫ УСТАНОВОК
ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
НА ПРИМЕРЕ КОМПАНИИ ТНК-ВР
В. З. Ямпольский, А. А. Новиков, А. А. Хамухин, А. В. Марчуков,
Институт «Кибернетический центр» Томского политехнического университета
Дана оценка уноса в газовый поток легких компонентов жидкой нефти за счет неоптимальной
работы установок подготовки нефти. Показано, что этот ресурс вполне сопоставим по результатам
с таким проводимым компанией ТНК-ВР мероприятием, как оптимизация работы центробежных
электронасосов, которая по ее данным дает совокупный прирост около 20 млн брл/год (в нефтяном
эквиваленте). Был предложен экономичный путь для повышения оптимизации большого числа
установок с помощью, создания экспертной системы, реализующей математическую модель
процесса сепарации пластовой нефти на веб-сервере и содержащей рекомендации персоналу на
промыслах
Установки подготовки нефти (УПН) являются
конечным звеном преобразования скважинной
продукции в товарную нефть, соответствующую ГОСТ Р 51858-2002. Они выполняют ряд
полезных функций, из которых в настоящей
статье рассматривается одна – окончательное
отделение (сепарация) растворенных газов из
жидкой фазы с целью стабилизации товарной
нефти для ее дальнейшей транспортировки по
магистральным нефтепроводам или другим
транспортом.
Побочным эффектом работы УПН является
сепарация не только растворенного газа, но и
легких компонентов жидкой нефти, попадающих в газовый поток на выходе и далее на факел.
Если процесс сепарации проводить не оптимально (по давлению и температуре), то в газовое состояние будет переходить значительно большее
количество пентанов и гексанов, являющихся
ценнейшим сырьем для нефтехимической промышленности. Кроме этого в газовый поток будет уноситься и часть жидкой нефти, находящейся в мелкодисперсном состоянии.
Частично эти потери восстанавливаются
при создании на промыслах системы сбора и
утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ).
Но даже при наличии таких систем факельные
установки являются необходимым технологическим звеном работы УПН и потери легких
фракций в них неизбежны, если эту проблему
не решать.
2
Цель предлагаемой оптимизации – минимизировать унос легких компонентов нефти
в газовый поток за счет создания экспертной
системы, реализующей математическую модель процесса сепарации пластовой нефти и
выдающей рекомендации персоналу на промыслах.
Оптимизация работы подобных установок
возможна для всех нефтяных компаний. Компания ТНК-ВР была выбрана в качестве примера
по нескольким причинам.
• ТНК-ВР открыто публикует на своем сайте в
Интернет информацию, необходимую для проведения подобных расчетов.
• Компания в последнее время демонстрирует инновационный подход к внедрению новейших технологий на всех этапах производства,
в том числе – и информационных технологий.
ТНК-ВР проведено два конкурса грантов среди
профильных вузов в 2007 и 2008 гг. Настоящий
проект готовился на конкурс 2009 г., который не
был объявлен в силу глобального кризиса, охватившего все отрасли производства.
• Основной добывающий район ТНК-ВР –
месторождения нефти Западной Сибири, которые характеризуются высоким газовым фактором. В среднем он составляет около 100 м3/т,
что существенно больше, чем в других регионах.
Поэтому именно для этой компании оптимизация сепарации может дать ощутимый экономический эффект.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
Компонентный состав пластовой нефти и газа после сепарации
Наименование компонента
1
Двуокись углерода
Азот
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
Н-бутан
Изопентан
Н-пентан
С6 + высшие
В том числе:
С5 + высшие
Пропан + высшие
Газовый фактор, м3/т
Молярная масса, кг/моль·10–3
Пластовая
нефть
Пласт АВ4-5
Газ после сепарации
(Р=0,098 МПа, Т=30°С)
моль. %
моль. %
2
3
0,47
0,08
32,73
0,55
1,20
1,26
1,33
1,45
0,90
60,03
156
1,19
0,21
85,39
1,38
2,72
2,10
2,49
1,29
0,95
2,28
мас. %
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
моль. %
Пласт АВ1
Газ после сепарации
(Р=0,098 МПа, Т=30 °С)
(Р=0,098 МПа, Т=20 °С)
моль. %
мас. %
7
4
5
6
2,36
0,27
61,86
1,87
5,42
5,51
6,54
4,20
3,11
8,86
0,09
0,45
33,72
1,68
4,79
1,69
4,40
1,89
2,66
48,63
0,18
0,93
69,82
3,39
9,02
2,54
7,21
1,71
2,77
2,43
моль. %
мас. %
8
9
0,29
0,95
40,70
3,70
14,45
5,36
15,22
4,48
7,26
7,59
0,19
0,96
71,71
3,47
9,03
2,33
6,82
1,37
2,30
1,82
0,32
1,02
43,55
3,95
15,07
5,13
15,01
3,74
6,28
5,93
16,17
19,33
5,49
15,95
33,64
54,36
104
27,53
62
22,15
В настоящее время потери легких компонентов
жидкой нефти на промыслах не учитываются, потому что технологическим регламентом измерение
компонентного состава на выходах сепараторов
не предусмотрено. Поэтому важно объективно
оценить величину этих потерь, прежде чем переходить к дальнейшему рассмотрению вопроса.
Для оценки величины потерь было сопоставлено два опубликованных факта.
1. Компания ТНК-ВР в 2008 г. планировала направить на переработку 8,9 млрд м3 попутного
газа при общем объеме добычи 12,1 млрд м3 [1].
2. Белозерный и Нижневартовский ГПЗ компании СИБУР в 2005 г. переработали 7 млрд м3
ПНГ, получив при этом продукцию сухого отбензиненного газа (СОГ) – 6 млрд м3, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) – 1,76 млн т,
прямогонного бензина – 235 тыс. т [2].
Очевидно, что, если даже не учитывать ШФЛУ,
то последняя цифра (прямогонный бензин) относится к наиболее ценной пентан-гексановой фракции нефти, которая попала в газовый поток из-за
неоптимальной работы сепараторов.
Таким образом, при пересчете на общую
добычу ПНГ компанией ТНК-ВР (12,1 млрд м3)
оценка объема потерь жидких углеводородов
(без учета ШФЛУ) в пересчете на нефтяной
эквивалент составляет около 3 млн брл/год
(0,57 % от годового объема добычи нефти). С учетом
ШФЛУ потери составляют около 22 млн брл/год
нефтяного эквивалента (4,27 % от годового объема добычи нефти). С учетом приблизительности исходных данных полученные результаты
(0,57 и 4,27), следует рассматривать как интервальные данные: 0,5–0,6 и 4–5.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Пластовая
нефть
125
51,16
100
26,42
Этот ресурс вполне сопоставим с таким проводимым компанией мероприятием, как оптимизация работы центробежных электронасосов
(ЭЦН), которая по данным опубликованного отчета дает ТНК-ВР совокупный прирост около
20 млн брл/год. Конечно, для оптимизации ЭЦН и
оптимизации УПН применяются совершенно разные методы и технологии, но компания, может одновременно решать обе задачи, несмотря на то, что
вторая задача на практике еще не применялась.
В качестве примера, показывающего, какие
потери возникают из-за неоптимальной работы
сепаратора, приведем данные по разгазированию пластовой нефти из двух соседних пластов
Самотлорского месторождения.
Предположим, что сначала в сепаратор поступала пластовая нефть АВ4-5 (столбец 2), а затем
стала поступать пластовая нефть АВ1 (столбец 5) и
технологические параметры (давление и температура) остались прежними. Из таблицы видно, что
входящая скважинная продукция АВ1 имеет более
низкую молярную массу, в ее составе меньше жидких углеводородов и больше газов и, как следствие,
качество процесса сепарации существенно ухудшается, если оставить те же условия ее проведения. Газовый фактор при этом возрастает с 62 до
104 м3/т, увеличивается молярная масса газа, существенно больше доля ШФЛУ (пропан+высшие).
Главный негативный результат – унос легких
компонентов нефти (С5 + высшие) в газовый поток вырос с 16,17 до 19,33 %. Если изменить условия
сепарации, зная компонентный состав газового
потока на выходе (столбцы 8, 9), то унос легких компонентов можно вернуть к прежнему
значению.
3
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ В РОССИИ И СНГ
Для этого есть два пути: измерение компонентных составов с помощью специальной дополнительно устанавливаемой аппаратуры и расчет
этих составов при помощи достоверных математических моделей. Первый путь технически не
сложный, но очень затратный. Второй путь гораздо экономичнее, но требует дополнительных научных исследований на построение достоверных
математических моделей. Такие исследования
уже ведутся в инициативном порядке рядом научных коллективов и интеграция их результатов
по целевому заказу могла бы принести быстрый
экономический эффект.
Опубликованный скважинный фонд ТНК-ВР
составляет 22 тыс. Принимая, что в среднем одна
УПН обслуживает 10 добывающих скважин, можно предположить, что задача состоит в оптимизации
работы около 2 тыс. установок. Обычная поставка и
пуск-наладка около 2000 компьютерных программ
на месторасположениях УПН, расположенных в
отдаленных регионах, – тоже затратный подход.
Поскольку даже достоверная физико-химическая
компьютерная модель требует высококвалифицированных специалистов для ее настройки на конкретные компонентные составы пластовой нефти.
Поэтому нами предлагается экономичный путь
решения этой задачи с помощью веб-тренажера,
реализующего математическую модель процесса сепарации пластовой нефти на одном вебсервере, с открытым доступом через Интернет
и авторизованным защищенным входом через
корпоративную сеть Интернет. Отсутствие Интернет на некоторых УПН является на наш взгляд
явлением временным, поскольку в нефтегазовых
компаниях активно начинается процесс создания единого информационного пространства с
использованием спутниковой связи.
Веб-тренажер позволит персоналу УПН «проигрывать» при помощи компьютерной модели все
последствия планируемого изменения технологических параметров сепараторов. Это позволит
избежать негативных последствий при эксплуатации реальной установки. Например, увеличения потерь легких фракций, превышения давления
насыщенных паров товарной нефти, аварийных
ситуаций. Такой веб-тренажер будет полезен и для
студентов профильных вузов.
Веб-тренажер необходимо оснастить оболочкой для создания экспертной системы. В нее
4
должна входить база математических моделей сепараторов и технологий сепарации и база физикохимических свойств пластовой нефти. Постепенное заполнение этих баз позволит перейти
от простого повышения уровня знаний к рекомендациям по оптимизации работы конкретных
УПН в режиме реального времени. Экспертная
система также формирует отчеты по всем мероприятиям оптимизации для менеджеров среднего
и высшего звена компании.
Получая на вход данные о текущих дебитах скважин, обслуживаемых УПН и поддерживаемые на
ее сепараторах технологические параметры (температуру, давление, расход), экспертная система
выбирает из базы соответствующую математическую модель, рассчитывает компонентные составы газового и нефтяного потоков на выходе УПН и
выдает рекомендации персоналу на промысле по
их корректировке.
Список литературы
1. Информационный бюллетень ТНК-ВР-06/2008 [Электронный ресурс] –
Режим доступа: http://www.tnk-bp.ru/press/publications/ – 25.07.2009.
2. Энергосбытовая компания СОК [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.eksok.ru/?id=1548. – 25.07.2009.
Владимир Ямпольский, д. т. н., профессор, научный
руководитель института «Кибернетический центр»
Томского политехнического университета (ТПУ), Заслуженный деятель науки и техники РФ. Сфера профессиональных интересов – научное руководство
проектами оптимизации технологических и производственных процессов в нефтегазовой отрасли.
Александр Новиков, д. х. н., профессор, заведующий кафедрой химии
Югорского государственного университета. Сфера профессиональных
интересов – создание общей методологии комплексного компьютерного
анализа процессов нефте- и газопереработки.
Александр Хамухин, к. т. н., доцент кафедры информатики и проектирования систем ТПУ. Сфера профессиональных интересов – исследование и математическое
моделирование сложных физико-химических процессов нефтепереработки и нефтехимии.
Артур Марчуков, Заведующий лабораторией сетей
ЭВМ института «Кибернетический центр» ТПУ. Сфера
профессиональных интересов – проектирование локальных и глобальных компьютерных систем Интернетмониторинга.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
®
WORLD OIL,
Vol. 230, № 4, 5 – 2009
J. F. Lea, PL Tech LLC;
H. W. Winkler, Texas Tech University
What’s new in artificial lift, part 2
H. C. Juvkam-Wold, A. J. Dessler,
Texas A&M University, College Station, Texas
Using the Hubbert equation
to estimate oil reserves
D. Tunison, Rocky Mountain Oilfield Testing Center;
B. Houghton, PPS Control
New water sensor may allow
easy well monitoring
TECHNOLOGY FROM EUROPE
C. Berry
THE IMPORTANCE OF TUBULAR ALIGNMENT
M. Connelly
CLAD LINEPIPE OVERCOMES CORROSION LOSSES
K. Bourassa, T. Husby, R. Watts,
C. Nussbaum, P. Wood
EXPANDABLE LINER HANGER DEPLOYED AFTER CDD
K. Eriksson, A. Vaernes, G. Homstvedt
CONDITION MONITORING OF SUBSEA PUMPSCAN
PREVENT UNPLANNED INTERVENTION
J. Wright
MANAGING P&A AT BP’S MILLER FIELD
J. Mair
A NEW APPROACH TO PIPELINE INTERVENTION
P. Minola, S. Garavaglia
INNOVATIVE DAMPER REDUCES IMPACT
FROM FLOW-RELATED FORCES
Publisher Ron Higgins
EDITORIAL
Editor Perry A. Fischer
Managing Editor David Michael Cohen
Drilling Engineering Editor Victor A. Schmidt
Technical Editor Krista Kuhl
Contributing News Editor Henry D. Terrell
Contributing Editor Arthur Berman
Contributing Editor Leonard V. Parent
Contributing Editor Les Skinner
Contributing Editor, Washington Dr. Roger Bezdek
Contributing Editor, Middle East Dr. A. F. Alhajji
Contributing Editor, North Sea Dr. Øystein Noreng
Contributing Editor, FSU Jacques Sapir
Contributing Editor, Latin America Dayse Abrantes
Contributing Editor, Asia-Pacific Jeffrey M. Moore
Contributing Editor, LNG Saeid Mokhatab
MAGAZINE PRODUCTION +1 (713) 525-4633
Director–Production and Information Technology Sheryl Stone
Manager–Advertising Production Cheryl Willis
Assistant Manager–Editorial Production Angela Bathe
Artist/Illustrator David Weeks
ADVERTISING SALES
see Advertisers’ index
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director–Circulation Linda K. Johnson
E-mail: [email protected]
EDITORIAL ADVISORY BOARD
Senior Editorial Advisor
Paul L. Kelly, Consultant, Rowan Companies Inc.
Editorial Advisors
William Donald (Donnie) Harris III,
CEO, Forrest A. Garb & Associates, Inc.
Alexander G. Kemp, Schlumberger Professor,
Petroleum Economics, University of Aberdeen
Dr. D. Nathan Meehan, Vice President,
Reservoir Technology and Consulting, Baker Hughes
Robert R. Workman, Group President,
Distribution Services, National Oilwell Varco,
and Chairman Petroleum Equipment Suppliers Association
Douglas C. Nester, COO, Prime Offshore LLC
David A. Pursell, Research Principal, Tudor, Pickering, Holt & Co.
T. Jay Collins, President and CEO, Oceanearing International, Inc.,
and Chairman, National Ocean Industries Association
Robert E. (Bob) Warren, Vice President, Industry
and Governmental Affairs, Pride International
Tom Price, Jr., Senior Vice President,
Corporate Development, Chesapeake
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Нефть мира
ЧТО ПРОИСХОДИТ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
K. H. Kuhl, научный редактор WO
CNOOC РАЗРАБАТЫВАЕТ ПЛАН ИНВЕСТИЦИЙ
China National Offshore Oil Corp. (CNOOC) объявила об инвестировании в последующие пять лет более
44 млрд долл. в разработку проектов провинции Гуандунь, расположенной на юге Китая. Глава компании
CNOOC Ф. Ченгуи отметил, что все деньги будут направлены на реализацию проектов разведки в ЮжноКитайском море, строительство нефтехимических
мощностей в г. Хичжоу и газопровода. М-р Ченгуи
сообщил, что в 2009 г. CNOOC запланировал инвестиции в размере 16,5 млрд долл.
ДОГОВОР МЕЖДУ ЯПОНИЕЙ И ВЕНЕСУЭЛОЙ
Япония и Венесуэла подписали соглашение на совместную разработку нефтяных запасов в регионе
Дельта Ориноко. В рамках этого соглашения обе стороны будут совместно выполнять операции от разведки до переработки, а также модернизации нефтехимического предприятия. Инвестиции Венесуэлы
в реализацию проектов Дельты Ориноко составят
79 млрд долл., в разведку и оценку запасов –
316 млрд долл. По мнению Венесуэлы, международные
компании должны инвестировать реализацию трех
проектов Дельты Ориноко, чтобы повысить добычу
в этих регионах до 1,2 млн брл/сут. Министр энергетики Венесуэлы отметил, что к 2020 г. планируется
повысить добычу в этом регионе в три раза с 800 тыс.
до 3 млн брл/сут.
ОДОБРЕНИЕ ПРОЕКТА КОМПАНИИ TULLOW
В УГАНДЕ
Природоохранная администрация Уганды одобрила схему первичной добычи, предложенную компанией Tullow Oil, для разработки бассейна Албертин.
Компания нашла в Анголе значительные запасы нефти в 600 млн брл. Компании Tullow Oil и Heritage Oil
владеют активами в 50 % в проектах разработки участков 1 и 3А. В проекте разработки участка 2 компания
Tullow Oil владеет всеми активами.
CNOOC НАЧИНАЕТ РАЗРАБОТКУ
месторождения БОЗХОНГ
Компания CNOOC приступила к эксплуатации
месторождения нефти Бозхонг с первоначальной
добычей из четырех скважин 4000 брл/сут. Месторождение Бозхонг расположено к югу от Бэйхай. Это
самое крупное морское месторождение, разработка
которого началась в 2009 г. Добыча на месторождении
начнется в 2011 г. и составит 25 тыс. брл/сут.
ТЕРРИТОРИАЛЬНЫЕ СПОРЫ
МЕЖДУ МАЛАЙЗИЕЙ И БРУНЕЕМ
В середине марта 2009 г. Бруней и Малайзия подписали соглашение о пересмотре морских границ.
В результате возникших разногласий шесть лет назад были приостановлены разведочные операции на
о-ве Борнео. Обе стороны договорились о сотрудни6
честве при проведении разведочных операций и эксплуатации продуктивных участков, расположенных
как на морских, так и на наземных приграничных
территориях. «Это решение гарантировало соблюдение суверенных прав на континентальном шельфе
и создание особой экономической зоны (Exclusive
Economic Zone) обеих стран», – отметил министр
иностранных дел Малайзии Р. Ятим. В то же время
этот договор поможет решить территориальные споры между двумя странами. Разногласия относительно
глубоководной разведки в этом регионе начались в
2003 г., когда Малайзия и Бруней подписали контракт на долевое участие в проекте разведки четырех
глубоководных участков Южно-Китайского моря.
В 2002 г. в этом регионе были открыты запасы нефти в
400 млн брл.
ЛИЦЕНЗИОННЫЙ РАУНД
В МЕКСИКАНСКОМ ЗАЛИВЕ
Состоялся лицензионный раунд 208, на котором
предлагались участки, расположенные в центральной
части Мексиканского залива. Этот раунд привлек к
участию 70 компаний, которые приобрели 476 лицензий на 348 участков, расположенных на шельфе Луизианы, Миссисипи и Алабамы. Результатом продажи
лицензий на разработку участков стала сумма 933 млн
долл. За участок 721, лицензию на который приобрела
компания Shell Gulf of Mexico, была получена максимальная сумма в 65,6 млн долл. На этом раунде компания Shell Gulf of Mexico приобрела максимальное
число лицензий (39), заплатив за них 153,6 млн долл.
Компания ВР стало второй после Shell, приобретя
27 лицензий на сумму 77 млн долл. Компании Marathon Oil и Repsol E&P USA Inc. приобрели лицензии
на сумму 46,5 млн долл. Компания Marathon Oil приобрела 16 лицензий на сумму 62 млн долл., компания
Repsol E&P USA Inc. Приобрела 20 лицензий на сумму
48,5 млн долл.
ДОГОВОР МЕЖДУ
КОМПАНИЕЙ SAIPEM И АЛЖИРОМ
Энергетическая группа из Алжира Sonatrach и ее
партнер (канадская компания First Calgary Petroleum)
подписали контракт с итальянской компанией Saipem
на строительство энергетической инфраструктуры
стоимостью 1,85 млрд долл. Представитель Sonatrach
отметил, что в рамках контракта компания Saipem
будет строить заводы по переработке нефти и газа,
добытых на месторождении Леджмет (Алжир). Соглашение также включает строительство трубопровода для транспортировки природного газа, сжиженного нефтяного газа и конденсата из Леджми в
Гаси-Туил.
ТЕНДЕР НА СТРОИТЕЛЬСТВО МОЩНОСТЕЙ
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ХАЛФАЙЯ
Ирак объявил тендер для международных нефтяных компаний на возведение мощностей для добычи
50 тыс. брл/сут нефти на месторождении Халфайя.
№8 • август 2009
6
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Запасы этого месторождения оцениваются примерно в 5 млрд брл. Приглашение на участие в конкурсе
было размещено на сайте государственной нефтяной
компании Maysan Oil Company. Планируется также
возводить установки по обезвоживанию и опреснению. Это уже второй тендер (проводился 25 марта,
2009 г.), участие в котором принимали международные компании. Последний тендер проводился в конце
2008 г. министр нефтяной промышленности Ирака и
представитель британской компании Mesopotamia Petroleum Company подписали совместное соглашение в
феврале 2008 г. Бурение начнется на месторождениях
Базарган, Факка и Халфайя. По словам министра нефтяной промышленности, добыча на месторождении
Халфайя составит 250 тыс. брл/сут.
ЗАВЕРШЕНИЕ ПРОЕКТА МОДЕРНИЗАЦИИ
ТРУБОПРОВОДА В ТЕХАСЕ
Компании Enterprise Products Partners и Duncan
Energy Partners завершили строительство газопроводной системы Sherman Extension, протяженностью
174 мили (1 миля = 1,609 км), которая проходит через
регион Барнетт Шейл в Северном Техасе. До модернизации пропускная способность трубопровода составляла 360 млн фут3/сут, по завершении модернизации
увеличилась до 950 млн фут3/сут. Впоследствии этот
показатель увеличится до 1,1 млрд фут3/сут.
ПЛАНЫ ИРАКА ОТНОСИТЕЛЬНО ПРОВЕДЕНИЯ
РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Ирак пригласил компании Total и Chevron принять
участие в тендере на разработку месторождения Нар
Бин Умар, запасы которого оцениваются примерно
в 6 млрд брл. «Консорциум Total и Chevron имеют
преимущества, поскольку проводили совместные исследования группы месторождений нефти, включая и
месторождение Нар Бин Умар», – отметил официальный представитель министра нефтяной промышленности Ирака. В настоящее время эти компании исследуют два других месторождения – Маджнун и Вест
Курна. Оба этих месторождения были представлены
на лицензионном раунде, который министр нефтяной промышленности Х. Аль-Шахристани объявил в
2008 г. «Контракт на разработку месторождения Нар
Бин Умар еще не подписан, – отметил официальный
представитель министра, – поскольку еще не решено,
какие компании будут заниматься реализацией проекта». Месторождение Нар Бин Умар расположено
на юге нефтяной провинции Басра. Добыча на месторождении составит 50 тыс. брл/сут.
НАЛОГ REPSOL ЭКВАДОРУ
Компания Repsol произвела первую выплату налога в казну Эквадора в сумме 88,9 млн долл. из общей
суммы в 445 млн долл. Министр нефтяной промышленности страны отметил, что вторая выплата будет
произведена в сентябре 2009 г. и составит 53,4 млн
долл. Оставшуюся сумму компания будет выплачивать до сентября 2013 г. Правительство Эквадора и
руководство компании Repsol в марте 2009 г. подписали временный контракт сроком на 1 год. Компания
договорилась о снижении суммы налога с 99 до 70 %.
№8 • август 2009
Этот договор позволит компании Repsol проводить
операции в Эквадоре вплоть до 2018 г. Прежнее соглашение было подписано сроком до 2012 г. Repsol
управляет в Эквадоре операциями на участке 16, на
котором расположено месторождение Богу Капирон.
Кроме того, компания подписала контракт на оказание сервисных услуг на месторождении Тивакуно.
В рамках этого контракта компания будет получать
прибыль нефтью
ЗАВЕРШЕНИЕ ОПЕРАЦИЙ НА
МЕСТОРОЖДЕНИИ ХУРАИС
В середине марта 2008 г. компания Saudi Aramco
завершила бурение на месторождении Хураис в соответствии с планом увеличения к концу 2009 г. совокупной добычи в Саудовской Аравии до 12,5 млн
брл/сут. Добыча на месторождении Хураис добавит к
добыче в королевстве (11,3 млн брл/сут) дополнительно 1,2 млн брл/сут. Этот проект, затраты в который
составят 10 млрд долл., является самым крупным проектом, когда-либо реализующимся компанией Saudi
Aramco. «Бурение продлится 10 месяцев», – заявил
руководитель компании.
ЛИЦЕНЗИОННЫЙ РАУНД В АФГАНИСТАНЕ
Министр природных ресурсов Афганистана объявил о проведении первого лицензионного раунда, на
котором будут представлены участки для проведения
разведки и эксплуатации. На раунде будут представлены три наземных участка Джангаликалан, ДжумаБашикурд и Кашкари, расположенных на северозападе страны. Площадь участка Джума-Башикурд,
на котором расположено два месторождения газа с
извлекаемыми запасами в 1,17 трлн фут3, составляет
718 миль2. Площадь участка Джангаликалан составляет 772 миль2; на нем расположено одно месторождение газа с запасами в 671 млрд фут3. Участок Кашкари
занимает площадь 665 миль2, на этом участке расположены три месторождения нефти с извлекаемыми
запасами в 64,4 млн брл.
РАСШИРЕНИЕ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ
НЕФТЕНОСНЫХ ПЕСЧАНИКОВ
Компании EnCana и ConocoPhillips ожидают
разрешения на начало реализации 3 этапа проекта
расширения разработки месторождения Кристина
Лейк. В настоящее время объемы добычи составляют
120 тыс. брл/сут. После модернизации добыча увеличится до 218 брл/сут.
ПРЕТЕНЗИИ АРГЕНТИНЫ И ЧИЛИ
ОТНОСИТЕЛЬНО АНТАРКТИКИ
Чилийские и аргентинские законодатели планируют предъявить права на территорию Антарктики.
Эти страны прикладывают все усилия для укрепления
территориальных позиций в Антарктике, используя
с этой целью все доступные инструменты, включая
соглашение Antarctic Treaty System и Antarctic-Environmental Protocol. Чили и Аргентина предъявили свои
права вслед за Великобританией, также предъявившей права на территорию антарктического шельфа,
площадью 386102 мили2.
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
ДОГОВОР МЕЖДУ ЮЖНОЙ КОРЕЕЙ И ИРАКОМ
Южная Корея подписала договор с Ираком стоимостью 3,55 млрд долл. относительно обеспечения инфраструктуры месторождения нефти в южной Басре
в обмен на получение прав на разработку месторождения. «Южная Корея будет строить электростанцию, и
устанавливать генераторы», – отметил министр энергетики Ирака. Предварительное соглашение было до-
стигнуто на встрече в Сеуле, произошедшей между
главами правительств Южной Кореи и Ирака. «Мы
достигли новых соглашений в доказательство того, что
противоречия между нашими странами преодолены»,
– отметил министр энергетики Ирака. Государственная компания Кореи KNOC недавно инвестировала
2,1 млрд долл. в разработку месторождений нефти в
Курдистане.
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
A. Berman, редактор-консультант WO
АМЕРИКА
Пробурив скважину 1DEV14AMAS Devon Energy
открыла запасы природного газа на участке BM-BAR-3
на шельфе Бразилии в бассейне Баррейринхас. Скважина была пробурена на глубину 15831 фут в водах
глубиной 7664 фут. Скважина расположена на расстоянии 100 миль к северу от побережья Бразилии.
Devon располагает в проект 46 % активов, Petrobras
– 25 %, SK Energy – 30 %.
Starfish Oil & Gas пробурила скважину 1STAR10RN
на наземном участке POT-T-748 (бассейн Потигуа) на
северо-востоке Бразилии. Никакой дополнительной
информации опубликовано не было.
Компания Pemex объявила о четырех открытиях (скважины Tsimin-1, Xanab-DL-1, Yaxche-DL-1 и
Teocalli-1). Все скважины были пробурены и закончены в конце 2008 г. скважины были пробурены на
побережье Мексиканского залива (шт. Табаско).
Первоначальная добыча на этих скважинах составила 4400, 9200, 2000 и 4400 брл/сут соответственно.
Pemex является оператором и владеет активами на
100 %.
Geopark открыла месторождение газа на участке
Фелл, расположенном на юго-востоке Чили. На участке была пробурена скважина Yagan-1. После испытаний добыча составила 10 млн фут3/сут газа и 136
брл/сут конденсата. Добыча осуществляется из продуктивного пласта спрингхилл толщиной 43 фут, расположенного на глубине 9921 фут. На бльшей глубине (10 328 фут) были найдены запасы нефти. Geopark
владеет в этом проекте 100 % активов.
Компания PetroLatina Energy, пробурив скважину Colon-1, открыла запасы нефти. Скважина была
пробурена на участке Ла Палома, расположенном в
долине Мидл Мандалена (Колумбия). Испытательная
добыча из продуктивного пласта умир-ф-сенд составила 5899 брл/сут нефти 22 °API. Пласт расположен
на глубине 8755–8795 фут. В этом проекте компания
PetroLatina владеет 80 % активов.
АФРИКА
Tullow Oil открыла запасы конденсата, пробурив
скважину Tweneboa-1 на продуктивный пласт турониан мощностью 69 фут. Скважина была пробурена
на участке Тано на шельфе Ганы. Глубина скважины
составляет 11 789 фут. Tullow Oil владеет в проекте
49,95 % активов и имеет еще четырех партнеров.
8
Пробурив скважину Leda (участок 31 на шельфе
Анголы) компания ВР открыла запасы нефти. Испытательная добыча показала наличие 5040 брл/сут нефти.
Скважина была пробурена на глубину 19 380 фут в
водах глубиной 6791 фут. Местоположение скважины
в 260 милях к северо-западу от Луанды. Это уже пятое
открытие в этом регионе. ВР владеет 26,67 % активов.
Ее партнерами выступают компании Esso (25 %), Sonangol P&P (20 %), Statoil Angola (13,33 %), Marathon
(10 %) и Total (5 %).
Noble Energy открыла запасы нефти, пробурив
скважину Carmen на участке О (шельф Экваториальной Гвинеи). Скважина была пробурена на нефтеносный пласт мощностью 26 фут и газоносный пласт
мощностью 13 фут (нижний миоцен). Измеренная
глубина скважины, пробуренной в водах глубиной
150 фут, составляет 11 550 фут. Noble Energy владеет в
этом проекте 45 % активов. Ее партнерами выступают
компании GEPetrol, the Equatorial Guinea NOC (30 %)
и Glencore Exploration (25 %).
Vegas Oil & Gas подтвердила информацию
об открытии месторождения Амир скважиной
Amir Southeast-2Х на концессии Northwest Gemsa
на шельфе Египта. Скважина была пробурена в
190 милях к юго-востоку от Каира. Пробная добыча
составила 5785 брл/сут нефти и 7,8 млн фут3/сут
газа. Компания Vegas владеет в проекте 50 % активов. Ее партнерами выступают Circle Oil (40 %) и
Premier Oil (10 %).
Компания Dana Gas открыла запасы природного
газа, пробурив скважины Azhar-1 и West Manzala-2 в
Дельте Нила (Египет). По оценке компании извлекаемые запасы составляют 100–150 млрд фут3 (Azhar) и
20 млрд фут3 (Manzala) газа. Добыча из скважины
Azhar-1 (продуктивный пласт аппер сиди салим, мощностью 98 фут) составляет 15,1 млн фут3/сут и 444 брл/сут
конденсата.
Petrovietnam Exploration & Production (PVEP),
пробурив скважину BRS-6, открыла запасы нефти.
Скважина пробурена на участке 433 в регионе Миа
(Алжир). По оценкам компании извлекаемые запасы
составляют 180 млн брл (в нефтяном эквиваленте).
По прогнозам добыча составит 36 тыс. брл/сут. PVEP
владеет в проекте 40 % активов в партнерстве с PTTEP
(35 %) и Sonatrach (25 %).
ЕВРОПА
Nexen Petroleum, пробурив скважину Hobby-1
на участке 20/1N, PL928 в секторе Великобритании
№8 • август 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
(Северное море). Испытательная добыча составила
5500 брл/сут. Скважина расположена в 1,6 км от месторождения Голден Игл. Nexen владеет 34 % активов
в партнерстве с Maersk Oil (36 %), Petro-Canada UK
(25 %) и Edinbugh Oil & Gas (5 %).
Venture Production открыла запасы газа, пробурив
скважину Carna 42/21b-5z в Северном море. Результаты каротажа подтвердили наличие продуктивного
интервала мощностью 127 фут. Интервал состоит из
песчаника и залегает на глубине 10 029–11 440 фут.
Месторождение расположено в 6,6 милях от месторождения Килмар. Venture владеет в проекте 56 % активов в партнерстве с Ithaca (29,9 %), Dyas UK (10,1 %)
и EWE Aktiengesellschaft (4 %).
Dana Petroleum открыла запасы нефти на участке 210/24a в Северном море, пробурив скважину
210/24a-12. Скважина была пробурена на нефтеносный пласт брент сендстоун мощностью 400 фут. По
оценке компании извлекаемые запасы составляют
80 млн брл. Dana Petroleum владеет в проекте 64,84 %
активов в партнерстве с Cieco UK, владеющей 35,17 %
активов.
Aurelian Oil & Gas открыла запасы природного газа,
пробурив на участке EII-4 Бакау на шельфе Румынии
скважину Lilieci-1. Испытательная добыча составила
4,6 млн фут3/сут из продуктивного пласта мощностью
102 фут. Продуктивный пласт расположен на глубине
7913–8150 фут. Измеренная глубина скважины составила 9777 фут. Компания Aurelian владеет в проекте 41 %
активов в партнерстве с Romgaz (40 %) and Europa Oil
& Gas (19 %).
АЗИАТСКОТИХООКЕАНСКИЙ РЕГИОН
Компания InterOil, пробурив скважину Antelope-1,
открыла месторождение газа. Испытательная добыча составила 382 млн фут3/сут и 5000 брл/сут нефти.
Скважина пробурена на участке PPL238 на шельфе
Папуа Новой Гвинеи. По оценкам компании извлекаемые запасы составляют 10 трлн фут3 газа. Мощность
продуктивного пласта составляет свыше 2600 фут.
InterOil владеет в проекте 100 % активов.
Компания Xinhua открыла запасы нефти, составляющие по предварительным оценкам 255–292 млн
брл. Запасы были открыты компанией Китая на территории Монголии. Дополнительной информации об
этом открытии предоставлено не было.
Компания Woodside Petroleum открыла запасы газа, пробурив скважину Martell-1 на участке
WA-404-P в бассейне Карнарвон на шельфе Западной
Австралии. Разведочная скважина была пробурена на
газоносный пласт мощностью 361 фут. Измеренная
глубина скважины составляет 10 926 фут. Скважина
расположена в водах глубиной 4232 фут и находится
в 60 милях к северо-западу от месторождения Плуто.
Woodside владеет в проекте 50 % активов в партнерстве с Hess Exploration (50 %).
Arthur Berman (А. Берман) редактор-консультант WO.
М-р Берман специализируется в области геологии,
сейсмических исследований и разработке баз данных. М-р Берман сотрудничает с ведущими нефтяными компаниями свыше 20 лет. Связаться с редактором
WO м-ром Берманом можно по адресу: [email protected]
gmail.com exploration.
НОВОСТИ БУРЕНИЯ
L. Skinner, редактор-консультант WO
ИННОВАЦИОННАЯ СРЕЗАЮЩАЯ ПЛАШКА
В каждом номере обсуждаются инновационные
технологии бурения. Некоторые из них являются пустой болтовней. Другие представляют собой интересные решения и включают новые концепции. К таким
технологиям можно отнести срезающие плашки. Возможно, это самая лучшая инновационная технология
противовыбросового превентора, с какой я сталкивался на протяжении 40 лет работы в отрасли.
Специалисты начали работу над этой технологией несколько лет назад. Как это происходит в большинстве случаев, требуется время, чтобы ее точнее сформулировать.
Идея должна сформироваться, а для этого необходимо,
чтобы она «полежала на книжной полке». В настоящее
время технология уже сформулирована и запатентована,
а также представлена на суд специалистов на Международной конференции IADC International Well Control
Middle East Conference and Exhibition, состоявшейся в
начале декабря 2008 г. в г. Мускат (Оман). Я получил возможность просмотреть видеоматериалы презентации и
обсудить новую технологию со специалистами.
Особенностью технологии является возможность
срезания труб диаметром 5 1/2 и 6 5/8" в условиях вы№8 • август 2009
сокого давления (2500 psi) с 15 1/4-дюймовым рабочим
цилиндром. Такие возможности позволят не использовать вспомогательный компрессор для обеспечения
необходимого усилия для того, чтобы срезать прочные
трубы и изолировать открытую скважину.
Это первая попытка модифицировать уже разработанную систему за счет изменения угла наклона
лезвий и размера поверхности. В процессе создания
системы было рассмотрено свыше 40 разновидностей
конструкции и проведено свыше 500 испытаний, в
результате достигнуто 30-процентное сокращение
срезающего усилия. Специалистами были предложены 22 концепции конструкции. В результате проведения анализа был выбран наиболее оптимальный
вариант.
Основной принцип заключается в простоте и сокращении времени срезания. Метод достаточно прост.
Сначала производится легкий надрез трубы, затем
труба срезается полностью (рис. 1).
Традиционная система Т-72 одновременно и срезает и прогибает стенки трубы. Кроме того, поверхность
срезанной части расплющивается при таком методе,
что усложняет операции вылавливания, поскольку
для этого подойдут не все типы инструментов. Новая
система не сминает и не повреждает так сильно края
9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Усилие срезание, psi
Рис. 1. Конструкция новой срезающей плашки
Новая система
V-shear
T-72
Среднее усилие
Рис. 3. Параметры при использовании различных видов труб
срезанной трубы (по сравнению с традиционными
решениями). Все специалисты, кто испытывал инновационную технологию, отметили, что овершот
может захватить верх отрезанной трубы без какихлибо трудностей и предварительного использования
фрезы. Поскольку труба не сминается, это не будет
препятствовать потоку флюидов (рис. 2). Это замечательно!
Но что более важно, для срезания 5 1/2 или 6 5/8дюймовых труб не потребуется значительных усилий.
Для срезания трубы S-135 потребуется нагрузка в 1150 psi
по сравнению с 2620 psi при использовании традиционной системы. Аналогичные результаты были показаны при использовании других видов труб: E-75
Рис. 2. Срезанная труба
(860–2,210 psi) и G-105 (1,070–2,810 psi). С результатами можно ознакомиться на рис. 3.
Благодаря новой конструкции срезающих лезвий
система способна срезать бурильные трубы различных диаметров и прочности без возникновения какихлибо проблем при максимальном усилии 3000 psi и
менее. Рассмотрим преимущества. Основное преимущество заключается в том, что при срезе конец трубы
не сминается, благодаря чему облегчается ее вылавливание. Это заключается в особенности механизма
срезания.
Новая технология заинтересовала не только меня
– ветерана отрасли с 35-летним стажем. Я обсуждал
эту технологию со многими своими коллегами. Все
единогласно считают, что разработка этой инновации
была хорошей идеей. Это решение долго формулировалось и разрабатывалось, несмотря на очевидные
нужды отрасли. И в итоге мы все же получили эту замечательную систему.
Les Skinner (Л. Скиннер), редактор-консультант WO.
После окончания техасского университета г-н Скиннер получил диплом инженера-химика. В нефтяной
отрасли работает свыше 32 лет. Г-н Скиннер занимается вопросами модернизации технологии бурения и
управления скважиной. За время работы в отрасли
г-н Скиннер сотрудничал с рядом независимых компаний. Связаться с г-ном Скиннером можно по адресу: [email protected]
Перевел Д. Баранаев
В мае 2010 г. к выставке Нефтегаз-2010 готовится
к изданию очередной выпуск «Композит-каталога
нефтегазового оборудования и услуг на CD (цветная
PDF-версия).
НЕФТЕГАЗОВОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
И УСЛУГ
10
Правила подачи материалов:
Объем присылаемых материалов должен быть не более пяти журнальных страниц (7–8 стандартных страниц машинописного текста + иллюстрации). Текст в
формате Word. Рисунки, фотографии, логотип в формате PDF или JPEG или EPS.
Материалы принимаются по электронной почте или на CD по адресу редакции
до 25 декабря 2009 г.
Стоимость участия – 3600 рублей, вкл. НДС, за 5 журнальных страниц.
P.S. Композит-Каталог распространяется бесплатно, «в одном пакете» с журналом
«Нефтегазовые технологии», на специализированных выставках и размещается со
свободным доступом на сайте журнала «Нефтегазовые технологии» www.ogt.su.
№8 • август 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
МАТЕРИАЛЫ КОНФЕРЕНЦИИ ОТС 2009 ПО МОРСКИМ ТЕХНОЛОГИЯМ
НОРВЕГИЯ: 56 ИННОВАЦИОННЫХ РЕШЕНИЙ
Норвежские компании лидируют в области разработки подводных
технологий и экспертами морского
отраслевого сектора. Представителем Норвегии стала организация
Innovation Norway, которая поддерживает небольшие и средние компании. Эта организация рекламирует и продвигает на международные
рынки норвежскую продукцию.
Компания Reelwell AS – дипломант ОТС 2009 и награждена Spotlight on New Technology Award.
Награда получена за разработку
метода Reelwell Drilling – запатентованного метода бурения, который
обеспечивает безопасность и контроль скважинных условий.
Компания ProAnalysis – разработчик уникальной технологии для
мониторинга (Oil in Water - OiW).
Новая система мониторинга Argus
OiW обеспечивает получение точных и надежных измерений и использует мониторинг воды и процессов очистки воды.
Компания ClampOn – мировой
лидер по производству буровых
вышек и неагрессивных ультразвуковых подводных датчиков, а также оборудования для мониторинга
коррозии, эрозии, утечек, проведения спектрального анализа и много
другого.
Компания Cubility – разработчик системы MudCube, инновационной технологии очистки буровых
растворов. Год назад компания подготовила результаты исследований.
Окончание. Начало в №7, 2009 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Система получила признание на
конференции ОТС 2008.
Компания MacGREGOR – разработчик технологии производства
облегченных волоконных канатов,
которые обладают преимуществами по сравнению с традиционными
стальными тросами.
Компания M-Reel AS – разработчик двух моделей, запатентованных
M-Reel модульных конструкций
для хранения, транспортировки и
установки наматываемой на бобины продукции.
Компания SeaMetric International
– разработчик системы Twin Marine
Lifter (TML) Marine Heavy Lift, благодаря которой в значительной степени
экономятся средства и время при переброске морских платформ и инфраструктуры на новую точку бурения
Компания Master Marine ASA –
сервисная компания, специализирующаяся на транспортировке и
размещении крупных, многотонных морских конструкций для нефтегазовой отрасли. Компания разработала новую концепцию судна
для выполнения морских операций,
которая будет введена в эксплуатацию в ближайшие несколько лет.
Компания Rapp Bomek AS – разработчик систем для нефтегазовой
отрасли. Rapp Hydema US, Inc. представила ряд систем, включая лебедки, системы контроля и управления
глубоководными операциями.
Компания Innovation Park – новый
участник конференции ОТС 2009.
Компания является разработчиком
ряда инновационных технологий.
№8 • август 2009
Компания ActionPhoto International AS разработчик системы 360°
Panoramic Guide. Система обеспечит полную визуализацию процесса
заканчивания скважины и выдает
от 300 до 450 изображений. В 2008 г.
Система была награждена Offshore
Northern Seas (ONS) Innovation A.
Другие компании.
• BMS Davinci AS – разработчик
оборудования для морских платформ.
• Complex Flow Design AS – разработчик программного обеспечения для выполнения геологических
исследований.
• Octaga AS – разработчик 3Dоборудования.
• Pixavi AS – разработчик системы скважинной визуализации.
• Reelwell AS – разработчик бурового оборудования.
• Thermatech AS – разработчик
системы термоочистки от углеводородных примесей.
• TyphoniX AS – разработчик
циклона для улучшения сепарации.
• Teo Teknikk AS – разработчик
системы мониторинга.
• WellCem AS – разработчик системы очистки.
• Well Innovation – разработчик
системы скважинного оборудования.
Innovation Norway имеет ряд
офисов в 30 странах мира. Для получения более подробной информации посетите сайт: www.innovationnorway.no/houston.
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
КОНТРОЛЬ МЕХАНИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ
ГИБКИХ ТРУБ
R. Graves, NOV Hydra Rig
Чтобы соответствовать современным требованиям развития рынка гибких труб (coiled tubing – CT),
компания NOV Hydra Rig разработала систему Merlin Control System с гидроприводом и системой
компьютерного контроля, которая
обеспечивает безупречное выполнение операционных функций и
надежность СТ.
С тех пор как СТ стали широко
использоваться в отрасли, почти
все компоненты управления оснащены гидроприводом. Контроль
работы системы намотки, системы спуска, ВОР и блока питания
осуществляется оператором из
специальной кабины дистанционно. Все операционные функции
системы контролируются при помощи ручных гидравлических клапанов и контрольно-измерительных
приборов, установленных на центральной контрольной консоли в кабине. С тех пор как контроль осуществляется вручную, операторы
проходят серьезное обучение, которое необходимо для выполнения
таких квалифицированных работ,
чтобы предотвратить возможность
возникновения ошибки в процессе
контроля, что может стать причиной повреждения СТ или оборудования.
Новая система контроля является оптимальным решением для
осуществления CTU-контроля, поскольку работа оператора сопровождается также компьютерным
контролем. Это снижает возмож-
ность возникновения риска ошибки оператора. Это система нового
поколения, которая позволяет осуществлять всесторонний контроль.
Непрерывный, в реальном времени
компьютерный контроль помогает
предохранить СТ от механических
повреждений и предотвращает
возможность проскальзывания.
Новая система контроля обладает дополнительными преимуществами. Операторы могут концентрировать внимание на выполнении скважинных операций,
чтобы обеспечить нормальные
скважинные характеристики, местоположении и функций всех возможных «слабых» компонентов
системы. Для обучения операторов
создана специальная программа.
Ключевым компонентом системы контроля является централизованный компьютер Amphion
(Single Board Computer – SBC),
с помощью которого создаются
спецификации для контроля промысловых операций и мобильных
буровых установок. Интегрированная система Amphion Integrated System улучшает параметры контроля буровых операций,
оборудования и механизмов, поставляемых разными поставщиками.
Сердцем системы является инструмент Amphion Tool Controller программное обеспечение, которое
обеспечивает реализацию автоматических процессов и способствует экономии затрат. Вывод изображений
на экран монитора позволяет осу-
ществлять полный контроль и мониторинг операций всех узлов системы,
их функционирование и результаты
работы. Все данные сохраняются в
памяти и могут быть выведены на
экран в случае необходимости или
при сдаче смены другому оператору.
Эффективность проведения
операций обеспечивают Supervisory Control и система обработки
данных Data Acquisition (SCADA).
Эти системы обеспечивают более
эффективную производительность. Объем размещенной информации, число пультов управления и мониторов определяются
в зависимости от контролируемых
операций и оборудования буровой
установки.
Визуализация процессов дополняет всесторонний контроль.
Система также интегрирует операции нагнетания флюидов и контроля процессов. В зависимости от
функциональности буровой установки определяются особенности
контроля, комплектация оборудования для получения и обработки
данных, а также информационная
поддержка. Программное обеспечение Amphion отличается от традиционной системы SCADA.
К особенностям системы относится полная диагностика, графика,
анализ тенденций, системы сигнализации и каротажа. Графический
интерфейс укомплектован на основе браузера, что означает сокращение затрат.
ИННОВАЦИОННАЯ АВТОМАТИЧЕСКАЯ СВАРКА
J. Glessman, Swagelok
Автоматическая сварка Gas Tungsten Arc Welding (GTAW) используется в отрасли для предотвращения
утечек и повышения качества с точки зрения целостности спускаемых
труб. Преимущества заключаются
в небольшом, переносном преобразовательном источнике энергии,
12
обеспечивающем качественный
сварной шов и эффективность выполнения операций.
Разработка программного обеспечения. В настоящее время производители систем сварки разрабатывают высококачественные системы,
сочетающие эффективность и высо-
кую производительность. Для разработки таких систем необходимо
программное обеспечение, оснащенное интерфейсом со стандартным оборудованием и возможностью расширения технологии.
Контроль аспектов процессов
сварки осуществляется вручную.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
К этим аспектам относится скорость перемещения, дуговой разряд и газовый поток. Благодаря
контролю минимизируется риск
возникновения ошибки или дефекта сварки. Основное внимание
фокусируется на самом процессе
сварки и качестве сварного шва. В
результате повышается эффективность и процесс оптимизируется.
Для облегчения программирования система обеспечивает
пошаговое выполнение процедур создания программы сварки
для труб различного диаметра,
толщины и материала. Оператор
может выбрать оптимальную программу или подкорректировать в
соответствии с данными. Это в
значительной степени снижает
риск возникновения ошибки и
время реализации программы.
Некоторые системы оснащены
специальными интегральными
USB-портами, которые позволяют
подключить различные устройства – электронную память, компьютерную «мышь» и другие для
снятия и получения данных.
Информация о процессе сварки может быть важна для гарантии
качества и контроля. Традиционно
этот процесс – дорогостоящий и
длительный, требующий высокой
квалификации операторов и все-
стороннего исследования процесса сварки. В настоящее время эти
данные могут транспортироваться и храниться в базе данных для
проведения анализа и подготовки
отчетности. Управление данными
может помочь в выборе подхода,
производительности и вычислении затрат с целью повышения
эффективности и сокращения стоимости. Высокоскоростное термографическое печатное устройство,
встроенное в систему сварки позволяет копировать детали процесса.
Качество сварки. Благодаря
контролю процесса автоматической сварки достигается качество
и сокращается длительность процесса. С использованием ручной
сварки ошибка сварщика может
стать важным и отрицательным
фактором. Хотя оператор может
быть достаточно квалифицирован,
и иметь богатый опыт, результаты
сварки могут быть неудовлетворительными, поскольку выполняются вручную. В инновационной
системе электроды расположены
точно вокруг места сварки, начало
сварки происходит автоматически
и процесс продолжается вплоть до
завершения.
Преимущества контроля подачи
газа способствуют эффективности
процесса. Автоматическая система
использует GTAW-процесс, в соответствии с которым газ подается
так, чтобы предохранить электроды, сварочную ванну и обеспечить
застывание металла без атмосферных примесей.
Еще ни одна система сварки не
была оснащена контролем подачи
газа. Существующие системы оснащены контролируемыми вручную
расходомерами, которые использовались при различной сварке,
в результате риск возникновения
ошибки сварщика был достаточно
высок. Системы с автоматическим
контролем подачи газа предотвращает возникновение такого риска.
Анализ. При выборе системы
сварки операторам следует обращать внимание на качество выполнения сварных швов и диапазона
возможностей. Новая система сварки может выполнять качественные
сварные швы труб различных диаметров, различной толщины стенок
и материалов.
Портативность и доступность.
Незначительный вес системы сварки способствует простоте ее переноса на место выполнения работ. В
процессе выполняется дистанционный контроль эффективности
выполнения сварки.
РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ХУРАИС
J. Redden
Разработка гигантского морского месторождения нефти Саудовской Аравии Хураис интересовала всех участников конференции
ОТС 2009.
Специалист по механизированной добыче Saudi Aramco Абдуллах
А. Аль-Сомали сказал, что благодаря использованию погружных
электронасосов добыча на месторождении увеличится более чем на
80 тыс. брл/сут. «Первоначальная
добыча нефти на месторождении
Хураис составляла 300 тыс. брл/сут,
но благодаря применению метода
механизированной добычи увеличится до 1,2 млн брл/сут», – отметил г-н Аль-Сомали.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Хураис является самым
крупным месторождением, разрабатываемым Saudi
Aramco. На месторождении
добывается
легкая нефть
Абдуллах А. Аль-Сомали, 320 °API с неспециалист по механизи- значительным
рованной добыче Saudi
содержанием
Aramco
воды. Проект
Хураис объединяет три месторождения – Хураис, Абу Жираф и
Мазалиш. Бурение скважин завершилось еще в феврале 2008 г. – на
№8 • август 2009
10 месяцев раньше запланированного срока. «Реализацией проекта
занимается многонациональная
группа, в которую входят инженеры по морским и наземным операциям, которые занимаются оценкой и экономическими расчетами
по четырем скважинам», – отметил г-н Аль-Сомали. Кроме того,
исследуются еще две скважины, в
которых найден низкосернистый и
высокосернистый газ, соединенные
с шестью сепарационными установками Хураис (gas oil separation
plants – GOSP). На третьей скважине в настоящее время проводится экономическая оценка возможности использования погружного
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
электронасоса (electric submersible
pump – ESP). «Мы решили использовать ESP, связанный непосредственно с соединительным с
центральной станцией переработки (central processing facility – CPF)
транспортным трубопроводом. Благодаря использованию такой технологии (транспортировка газа непосредственно из скважины в CPF)
отпадет необходимость строительства транспортной инфраструктуры. Экономические вычисления показывают, что такое решение будет
способствовать снижению затрат
на 12 %. Г-н Аль-Сомали объяснил
критерии, в соответствии с которыми проводился экономический
анализ прогнозируемых и потенциальных капитальных затрат.
Сторонник г-на Аль-Сомали
Дж. Аль-Туваини, руководитель от-
дела исследований и моделирования
пластов Saudi Aramco рассказал о
создании системы моделирования
Simulation Optimization of Complex
Architecture Wells with Smart Completions. Кроме того, г-н Аль-Туваини
описал инновационную разработку,
которая основывается на принципе
горизонтальных скважин. «Мы начали эту работу еще в 2006 г. и уже
сейчас видим очевидные преимущества с точки зрения сокращения
затрат и повышения эффективности проектов, – отметил г-н АльТуваини. – Применение нового
подхода обеспечит эффективное
заканчивание скважин и оптимизацию добычи. Сочетание геологических исследований и моделирования конструкции скважин позволит
в значительной степени увеличить
добычу». Г-н Аль-Туваини отметил,
что специалисты Saudi Aramco приступили к работам в этом направлении еще в конце 1990-х гг., постепенно модернизируя технологию.
Перед бурением исследовательских
скважин оператор разработал шесть
моделей с целью выбора оптимальной конфигурации.
Во время проведения сессий
внимание специалистов фокусировалось на использовании MODU.
Д-ра С. П. Оубени из техасского
Технического университета интересовала проблема сложной геометрии и технического обслуживания
морских скважин. Во время презентации д-р С. П. Оубени представил
модель определения траектории
скважин. В процессе моделирования внимание фокусировалось
на таких факторах как нагрузка и
прочность.
УПРАВЛЕНИЕ РИСКАМИ
В ПРОЦЕССЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
J. Greenberg
Риски, возможные в процессе
проведения геологических исследований, являются результатом
долговременных или кратковременных геологических процессов.
Эти риски связаны с персоналом,
окружающей средой и морскими
мощностями. На конференции
эти проблемы обсуждались достаточно активно. Специалисты считают, что возникновение геологических рисков возможно на этапе
выбора, разработки конструкции
и строительства скважин. Эти риски связаны со сбором данных на
этапе планирования и разработки
и реализации технического проекта. Предотвращение геологических
рисков, включая буровые растворы,
неглубоко, газогидраты, залегающий газ, поломки, нестабильность
пластов и оползни необходимо при
реализации нефтяных и газовых
проектов. «Когда разговор ведется
о глубоководных регионах, где осуществляется разведка, значимость
нефтегазовой отрасли очевидна»,
– отметил М. Ангел, представитель
William Lettus & Associates. К таким
регионам можно отнести Мексиканский залив, Западную Африку,
14
Средиземное и
Черное моря.
К геологическим рискам
относится разрушение скважин во время
выбросов или
снижение стабильности,
Е. С. Кокил, предста- возникающее
витель компании Total, в п р о ц е с с е
специалист по технологиям управления рисками р а з р а б о т к и
неглубоко залегающего газа. Результатом становится аварийная остановка добычи и дорогостоящее повторное
бурение. Кроме того, подводная
инфраструктура может быть также
повреждена в результате обломков
породы в потоке флюидов или суспензионного течения. Нестабильность донного склона может стать
причиной серьезных рисков в результате незначительного или интенсивного перемещения донной
породы. Результатом может стать
суспензионное течение скважинных флюидов, повреждение соединений подводных трубопроводов и
линий связи. Эти риски могут так-
же быть результатом сейсмической
активности.
Управление геологическими рисками. Разработка проектов включает бурение оценочных скважин,
выбор концепции, технические
расчеты и детальное конструирование. Оценка геологических рисков
и подготовка технического проекта осуществляется одновременно с
оценкой геологической структуры.
«Ключевым преимуществом является оценка затрат в случае возникновения рисков, минимизация рисков, повышение эффективности и
возможность проведения аудита»,
– отметил г-н Ангел.
Планирование бурения оценочных скважин и выбор концепции, включает подробное изучение
(с целью проведения сравнения) и
получение данных (с целью идентификации) необходимо выполнять как
можно раньше, чтобы предотвратить
возможные риски повреждения подводных мощностей. Для этого можно
применить метод 3D-сейсмических
исследований, которые могут сопровождать процесс идентификации потенциальных геологических рисков
на этапе выбора концепции.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
«Еще одним важным решением
является проведение подводной разведки с использованием автономного подводного блока (autonomous
underwater vehicle – AUV). Благодаря этой системе можно получить
более точную информацию», – отметил г-н Ангел. В настоящее время
преимущества использования этой
системы в процессе проведения
геофизических и геотехнических
исследований очевидны. «Основное преимущество заключается в
точной корректировке местоположения на основе геофизических
данных», – отметил г-н Ангел.
Г-н Ангел также упоминал о необходимости установления взаимосвя-
зи между подземными и подводными
мощностями. В подтверждении слов
г-на Ангела Э. Пакер из D’Appolonia
S.p.A заявил, что применение этого
решения на первом этапе реализации проекта является одной из важнейших задач. Кроме того, г-н Пакер
подразделил геологические риски на
две группы.
ШИРОКОПОЛОСНАЯ СИСТЕМА ПОДВОДНОГО КОНТРОЛЯ
Широкополосная система подводного контроля C-LAN* Control
System, разработанная компанией Cameron, эксплуатируется с
июня 2008 г. (рис. 1). Внедрение
этой системы стало прорывом в
области использования полнофункциональной системы TCP/IP
Ethernet Local Area Network (LAN),
осуществляющей контроль подводных систем с поверхности. В инновационной системе используются
оптоволоконные средства связи
(кабели) Communications Distribution Unit (CDU) и высокоскоростные DSL-подводные контрольные
модули (Subsea Control Modules
– SCM). Система C-LAN является
частью плана поставок Cameron для
реализации морского подводного
проекта в Средиземном море. Это
месторождение природного газа
расположено в 72 км от побережья.
Системы обслуживания, производимые компанией Cameron, распределены в две группы, которые
включают восемь скважин, объединенных системами добычи SpoolTree* Production Systems. C-LAN
обеспечивает реализацию операций
на большом расстоянии от высокоскоростного передатчика, расположенного на анемометре или другом
инструменте. Проектом преду-
смотрено осуществление контроля и поставок подводного оборудования, включая системы бурения через устье, бурения скважин
большого диаметра, систем SpoolTree Production Systems, фонтанные
штуцеры, анемометры, манифольды и C-LAN-системы. При выборе
оборудования преимущество было
отдано системе C-LAN. Эта система отличается от традиционных
Рис. 1. Инновационная система контроля
C-LAN
аналогов по двум причинам. Вопервых, медные кабели заменены
оптоволоконными. Но одним из
главных отличий систем C-LAN от
традиционных аналогов является
замена CDU и SCM контрольными
узлами, специально разработанными для подводных условий. Этот
подход обеспечит не только более
эффективную и быструю связь благодаря системам контроля, таким
как IWIS и SIIS, но и объединяют
функции CDU и SCM. Любое подводное оборудование, имеющее непосредственную связь с системой
Интернет, может быть подсоединено к подводной CDU. Особенности
конструкции CDU включают модульную систему – соединение посредством четырех кабелей, открытую архитектуру, более двенадцати
ROV-соединений, стандартный подводный электронный модуль, несколько датчиков (SIS, уровней I,
II, III) оптоволоконный подводный
кабель и др. «Технология C-LAN
включает модернизированную систему Digital Oilfield of the Future,
которая обеспечивает надежность
связи и получение данных в реальном времени», – отметил М. Картер, вице-президент группы Drilling
& Production Systems, входящей в
состав Cameron.
РАЗРАБОТКА НОВЫХ МЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИХ КРИТЕРИЕВ
ДЛЯ МЕКСИКАНСКОГО ЗАЛИВА
J. Murray, FloaTEC, LLC
Последствия последних ураганов
в Мексиканском заливе заставили
Американский нефтяной институт
(America Petroleum Institute – API)
опубликовать результаты оценки ха-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
рактеристик глубоководных плавучих систем добычи (Floating Production Systems – FPS). Обзор Interim
Guidance on Hurricane Conditions in
the Gulf of Mexico был опубликован
№8 • август 2009
в бюллетене API Bulletin 2INT-MET
в мае 2007 г. В обзор включены новые метеорологические критерии и
процедуры по охране FPS-установок
в различных регионах Мексикан15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
ского залива. Первоначально были
определены основные тенденции
разработки метеорологических
условий и на основе этого разработаны метеорологические критерии
для развернутых в Мексиканском
заливе мощностей.
В Мексиканском заливе используются в основном три типа плавучих
систем добычи: полупогружные буровые установки, платформы на натяжных опорах (tension leg platform
– TLP)и буровые установки Sparтипа. В настоящее время пересматривались критерии относительно
следующих характеристик конструкций – перемещения, размеров, типа
райзера и системы заякоривания.
Компания FloaTEC, LLC (совместное предприятие J. Ray McDermott и
Keppel Offshore & Marine) является
основным производителем FPS. В настоящее время компания занимается
разработкой Semisubmersible with a
Deep Draft (DDS), Extended Tension
Leg Platform (ETLP) и the Truss Spar.
Оригинальная конструкция каркаса буровых установок выполнена с
учетом новых метеорологических
критериев, которые имеют очевидное преимущество по сравнению с
прежними стандартами – критерия-
До урагана
После урагана
Высота волн,
фут
Мах. высота
волн, фут
Мах. высота
гребня, фут
Периодичность
волн, с
Средняя
скорость волны,
фут/с
Скорость
волны,
фут/с
Рис. 2. Метеорологические критерии (рассчитанные на период 100 лет) до и после
урагана Катрина
ми, которые оказались недостаточно
эффективными, что было доказано
ураганами 2005 г. Катрина и Рита.
В этой статье сравниваются результаты исследований в период до
урагана Катрина и после урагана
Катрина.
Метеорологические критерии в
период после урагана Катрина. На
рис. 2. приведены диаграммы, отражающие критерии двух периодов.
Приведено сравнение данных высоты волн, скорости ветра и другие.
Моделирование метеорологических
условий для проведения плавучих
систем добычи основано в основном на численной компьютерной
модели и испытаниях. Моделирование силы ветра осуществляется на
основе туннельных испытаний. Полученные коэффициенты сравниваются с данными скорости ветра,
предоставленными API. Для этого
используется простой метод. Различные профили потока моделируются путем наложения скоростей
на секции вдоль структуры.
Полномасштабный прототип
волн может иметь нелинейные компоненты, поскольку используются
различные данные, такие как высота
волн, высота гребня волн и ассиметричный профиль. Моделирование
периодичности волн может быть
выполнено при сложении гармоник.
В случае ошибки профиль может исказиться. Поэтому необходимо проводить предварительный анализ.
ЦИФРОВОЙ ДАТЧИК WellWatcher
Цифровой датчик WellWatcher
Flux компании Schlumberger является инструментом для проведения
каротажа в процессе бурения (Logging While Producing) последнего
поколения. Система позволяет проводить мониторинг морского дна в
реальном времени и разработана
для стационарного размещения.
Система разработана для использования в различных регионах мира и
размещения в различных условиях
морского дна, в том числе в условиях,
связанных с определенными рисками. WellWatcher Flux обеспечивает мгновенную передачу данных и
эффективный мониторинг, оценку
профиля поверхности, определение
продуктивных горизонтов, изменение характеристик и др. Миниатюрные температурные датчики, легко и
быстро устанавливаются на морском
дне на определенном расстоянии
друг от друга. Эти датчики обеспе16
чивают данные о температуре, динамике потока и характеристиках
пласта. Система использует уникальный индукционный прибор, который
обеспечивает передачу данных на
поверхность. Для подтверждения
данных не требуется азимутальной
ориентации; система полностью
готова к эксплуатации. Инновационное решение позволяет заканчивать скважину без осуществления
специального соединения. Передача
данных начинается сразу же после
ее размещения на морском дне.
Видеосистема цифрового датчика также может легко и быстро
размещаться. Она расположена в
портативном блоке. Операторы ЮгоВосточной Азии приобрели датчик
WellWatcher Flux для его размещения на глубоководном месторождении в Бенгальском заливе на глубине
3937 фут. Операторы планируют использовать систему в процессе двух-
этапного заканчивания скважин для
получения данных об интенсивности
потока, вибрации и других.
Эта система станет первой из
шести, которые планируют использовать для оценки пласта и оптимизации добычи. Получение данных в
реальном времени позволит увеличить добычу. Интерпретация данных
осуществляется при помощи специального программного обеспечения;
обработанные данные передаются в
центральный офис. После активации системы информация начинает
передаваться немедленно. Эта информация позволяет более быстро
и эффективно осуществлять заканчивание скважины, сократить
капитальные затраты и оптимизировать процессы. С использованием
системы WellWatcher Flux оператор
получает возможность оптимизировать характеристики и планировать
бурение.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
ЭФФЕКТИВНАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ НАДЕЖНОСТИ КЛАПАНОВ
M. Embrey, J. Bolding, BJ Services
Если оператор теряет контроль
над надежностью подводных клапанов, затраты на восстановление
контроля при помощи традиционных
решений могут быть достаточно высоки. Подводные клапаны, контролируемые с поверхности (surfacecontrolled subsurface safety valves
– SCSSV), являются существенной
и обязательной частью системы надежности (рис. 3). Первоначально
SCSSV устанавливались в эксплуатационной колонне и разрабатывались
для приостановки потока в случае
повреждения. SCSSV открываются
при помощи положительного гидравлического давления, которое действует между эксплуатационной и
обсадной колонной. В случае аварийного сброса давления в контрольной
линии клапаны закрываются. После
восстановления давления клапаны
вновь открываются.
Если целостность контрольной
линии нарушается (например, в
результате коррозии) срабатывает
система SCSSV. До использования
SCSSV оператор мог выбрать один
из четырех вариантов восстановления контроля:
• завершить заканчивание и
переместить контрольную линию (это наиболее эффективный метод);
Рис. 3. Капиллярное подвесное устройство устанавливается ниже устья
в переходнике. Предохранительный
клапан помогает осуществлять контроль
с поверхности
• использовать контрольную вакуумную линию (иногда в этом
случае нарушается цементная
пробка);
• нагнетать уплотняющий раствор в контрольную линию (это
эффективно для предотвращения утечек, но результаты не
всегда удовлетворительны);
• установить предохранительный клапан (этот прибор не
обеспечивает контроль с поверхности и менее эффективен, чем SCSSV).
Традиционное решение для восстановления контроля может быть
достаточно дорогостоящим и неэффективным. Одним из решений
может стать система Reconnect,
также разработанная BJ Services и
операции с целью восстановления
контроля, включающие три основных компонента: модифицированная SCSSV, перемещаемая линия
контроля и устьевый переходник.
В идеальной конфигурации устья
все компоненты расположены
ниже фонтанной задвижки в соответствии с требованиями Службы
по природным ресурсам (Minerals
Management Service – MMS). В
пробуренных скважинах Мексиканского залива контроль утечек
осуществляется при помощи предохранительного клапана.
Список литературы
1. Bolding, J.L., Embrey, M.E., Sanders, D.l., and
Mondelli, M.E. (2009) Damaged Control Line Replacement Safety Valve System, Thru-Tubing. Paper SPE 121407 presented at the 2009 SPE/ICoTA
Coiled Tubing and Well Intervention Conference
and Exhibition, The Woodlands, Texas.
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ЗАКАНЧИВАНИЯ ПОДВОДНЫХ СКВАЖИН
K. H. Kuhl
Масштабы морских проектов
продолжают расширяться. В настоящее время скважины бурятся
в водах глубиной более двух миль
(1 миля = 1,609 км). Современные проекты охватывают площадь
разработки до 600 миль2. Компания FMC Technologies использует
цифровое видеоизображение высокой четкости при помощи 3Dпанорамной визуализации. Эта
технология используется для получения подробной информации
о морском дне и характеристиках,
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
что обеспечит дополнительные
преимущества при подводном бурении и добычи нефти и газа. Экономика глубоководных проектов
изменяется благодаря внедрению
инновационных технологий, таких как подводных систем добычи,
облегченные трубы и системы заканчивания подводные скважины.
Эти технологии позволяют операторам преодолеть возникающие
проблемы, связанные с глубиной
воды, высоким давлением и температурой, сложностью пластов и
№8 • август 2009
тяжелой нефтью. Интерактивное
3D-решение представляет собой
сочетание инновационных и традиционных подводных технологий. Глубоководное месторождение
Пердидо в Мексиканском заливе,
оператором которого выступает
компания Shell, стало первым месторождением, на котором была
применена подводная сепарация.
Посетители выставки могли ознакомиться с системой многократной
сепарации, включая кессонный сепаратор, использующийся на ме17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
сторождении Пердидо и в рамках
проекта ВС-10.
Была также рассмотрена такая
инновационная технология как
классический газоочиститель, разработанный для извлечения тяжелой нефти, использующийся в проекте добычи тяжелой нефти Pazfl
(компания Total). К инновационным
решениям также относится электрический погружной насос (Electric
Submersible Pumps – ESP), использующийся на месторождениях Каскад и Чинук (оператором которых
выступает компания Petrobras). Эти
насосы установлены в двух подводных горизонтальных ESP-системах,
размещенных на глубине в среднем
8500 фут (1 фут = 0,3048 м).
Посетители выставки могли ознакомиться с самыми современными
системами добычи, вертикальной
и горизонтальной конструкциями
фонтанной арматуры, разработанной для сокращения времени
размещения буровой установки.
Модернизированная вертикальная
глубоководная фонтанная арматура (Enhanced Vertical Deepwater
Trees – EVDT), которая обеспечи-
вает универсальность, надежность
установки и оперативную эффективность в условиях сверхглубоководных регионов, таких как месторождения Пердидо и ВС-10. При
помощи визуализационного моделирования посетители могли ознакомиться с моделью модернизированной горизонтальной подводной
фонтанной арматуры (Enhanced
Horizontal Subsea Trees – EHST).
На конференции были также представлены решения горизонтальной
фонтанной арматуры, подводной
сепарации и модернизированной
системы контроля, разработанные
для компании Total (проекта Pazfl и
месторождений Западной Африки).
Среди инновационных подводных
систем можно перечислить подводную коммуникационную систему и
систему контроля, разработанные
для улучшения добычи, диагностики и мониторинга в реальном времени. Эти системы разработаны для
повышения эффективности разработки месторождений и снижения
затрат.
Специалистами отрасли была
также создана первая подводная
устьевая система, рассчитанная на
условия высоких давлений и температуры (High Pressure, High Temperature – НРНТ). Эта система (НС-20)
может выдерживать высокие давления до 20000 psi (1 psi = 6,89 кПа).
Технология НС-20 планирует использоваться компанией Anadarko
при бурении в условиях высоких
давлений и температуры (до 350 °F).
Благодаря инновационной системе
НС-20 повысится эффективность
разработки НРНТ-скважин; технология позволит бурить более глубокие
морские скважины с использованием более тяжелых обсадных труб.
Система объединяет в себе механизм
независимого распределения нагрузки, что позволяет выдерживать вес
до 4 млн фунтов (1 фунт = 0,453 кг).
Распределение увеличивающихся
нагрузок на обсадную колонну обеспечивает сопротивление крутящему
моменту.
Установка инновационной системы обеспечит высокую эффективность проведения подводных
операций, повысит добычу подводных запасов и улучшит экономику
проектов.
ГАРАНТИИ БЛИЖНЕГО ВОСТОКА
V. Schmidt, научный редактор WO
На конференции обсуждались
различные проблемы, с которыми
сталкиваются отраслевые компании. Вице-президент Saudi Aramco
А. Х. Нассер, озвучил некоторые из
проблем нефтегазовой отрасли Саудовской Аравии и пути их решения,
в том числе, падение цен на сырую
нефть (в настоящее время стоимость нефти достигла показателей
2005 г.). Г-н Нассер отметил, что необходимо предотвратить ситуацию
1980-х годов (коллапса цен). По его
словам, следует избегать спада в отрасли, сохранять техническую базу
и доверие инвесторов, несмотря на
сложную экономическую ситуацию и колебание цен. По сообщению г-на Насера, Энергетическое
информационное агентство (Energy
Information Agency – EIA) составило прогноз к 2030 г. мирового спроса на нефть в пределах 99–125 млн
брл/сут. Чтобы избежать резкого
18
повышения цен до 200 долл/брл, необходимо увеличить поставки нефти на 15–40 млн брл/сут. Компания
Saudi Aramco пытается преодолеть
эти трудности, разрабатывая активную инвестиционную программу,
которой предусмотрено увеличение добычи нефти на 20 % или до
12,5 млн брл/сут. В 2004 г. этот показатель составлял 10 млн брл/сут.
Компания планирует увеличить добычу нефти до 1,5–2 млн брл/сут;
это обеспечит стабильность рынка.
Компания разработала ряд программ с целью осуществления контроля и поддержания стабильности
разработки природных ресурсов и
технологий. Компания открыла запасы в 742 млрд брл нефти, из которых добыла всего 116 млрд брл,
что составляет 15 %. Доказанные запасы оцениваются в 266 млрд брл
(35 %). Прогнозные, возможные
и другие запасы оцениваются в
366 млрд брл или 50 %; эти запасы
еще предстоит разрабатывать. Компания планирует повысить средний
коэффициент отдачи с 50 до 70 %.
Благодаря этому показатель запасов
увеличится с 742 до 950 млрд брл.
Компания Saudi Aramco разрабатывает также запасы природного
газа, увеличив запасы не попутного
газа до 127 трлн фут3 в 2008 г. Увеличив этот показатель на 45 трлн фут3
(по сравнению с 1994 г., когда этот
показатель составлял 263 трл фут3).
В настоящее время добыча природного газа составляет 6,2 млрд
фут3/сут; к 2016 г. этот показатель
планируется повысить до 9,6 млрд
фут3/сут. Чтобы решить в ближайшем будущем технологические
проблемы, компания предприняла
ряд инициатив, таких как инвестирование в системы моделирования
пласта. Для моделирования процесса разработки пласта и течения
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
флюидов используется до 1008 млн
активных элементов. Для наилучшей визуализации применяется
полномасштабный экран.
С целью контроля заводнения
месторождение Хураис было полностью оборудовано; в настоящее
время специалисты могут наблюдать процесс нагнетания воды с
восточной стороны структуры, что
обеспечивает лучшее понимание
охвата пласта вытесняющим агентом и повышение добычи. Сейсмическая интерпретация также
обеспечивает подробные данные о
карбонатных пластах.
Инвестиции в новые технологии
переработки с целью преодоления
возникающих проблем, снижает
производственное время с шести
месяцев до одной недели. Самые
современные исследования спе-
циалистов отрасли касаются использования нанотехнологий для
решения промысловых проблем. В
настоящее время специалисты экспериментируют с использованием
в датчиках нанотехнологий для измерения давления и температуры.
Эти системы обеспечивают данные
о давлении и температуре после нагнетания в пласт. Все приборы настраиваются, и данные собираются
сразу после их прохождения через
пласт. Усилия специалистов фокусируются на максимизации добычи.
В качестве примера можно обратить
внимание на месторождения Абкик
(пласт араб д) и Чавар. Коэффициент отдачи на этих месторождениях
составляет 58 %, содержание воды
в пластовой жидкости равно 35 %.
Специалисты надеются, что коэффициент отдачи достигнет 70 % до
достижения экономического предела эксплуатации. Добыча компании на гигантском месторождении
Чавар составляет 5 млн брл/сут;
использование технологии контроля воды снизит заводнение до 28 %.
Компания достаточно серьезно
подходит к вопросу введения повсеместного контроля. Кроме того,
как и многих отраслевых специалистов, наибольшее волнение вызывает проблема выбросов. Процесс
сжигания природного газа связан
с выбросами СО2 и компания разрабатывает различные стратегии
для преодоления этой проблемы,
включая улавливание углерода,
секвестрирование СО2, повышение
нефтеотдачи на старых месторождениях при помощи нагнетания
СО2 в пласт и промышленное использование СО2.
ПРОГНОЗ ДЛЯ КАНАДЫ
B. Ives
Чтобы решить проблемы разведки, разработки и добычи морских нефтегазовых регионов Канады провинции Ньюфаундленд и
Лабрадор планируют предпринять
ряд шагов. На конференции был
представлен детальный доклад о
возможностях региона. Презентацию проводила министр природных
ресурсов провинций Ньюфаундленд
и Лабрадор К. Дандердейл. Этот регион является наиболее крупным по
добыче светлой нефти, в настоящее
время рассматривается возможность реализации ряда новых проектов. Провинция недавно стала
инициатором внедрения первого
энергетического плана развития
отрасли, разработанного с целью
обеспечения четкости и понимания
проектов. С увеличением добычи в
регионе до 560 млн брл, совокупная
добыча достигнет 1 млрд брл. Наиболее перспективным является проект
Hebron – месторождение тяжелой
нефти, на котором реализуется ряд
инновационных технологий. «Мы
действительно располагаем значительными ресурсами и возможностями их разрабатывать», – отметила г-жа Дандердейл. Незадолго до
начала конференции представители
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
провинции и их официальные партнеры открыли новый офис Hebron
Project Office, в котором планируют
обсуждать совместные операции и
координировать детали четырех совместных морских проектов. Месторождение Хеброн расположено
в 217 милях (1 миля = 1,609 км) к
востоку от острова Ньюфаунленд.
Месторождение расположено на
территории бассейна Джинн Д’Арк,
на котором находятся три продуктивных региона Хиберниа, Терра
Нова и Уайт Роуз. Г-жа Дандердейл
отметила, что провинция вступает в
новую эру подписания соглашений
и разработки природных ресурсов
месторождения Хеброн. Первоначально было заключено партнерское соглашение (с владением 4,9 %
активов) с Nalcor Energy. Также
администрацией провинции разработаны нормы налогообложения
и промышленной торговли. С открытием офиса, из которого будет
осуществляться управление проектом, приступили к регулированию
ценообразования. Начало разработки месторождения Хеброн намечено на 2012 г. «На этапе сооружения мощностей в проекте будет
занято 3500 человек», – отметила
№8 • август 2009
г-жа Дандердейл. Министр отметила,
что наиболее важные структуры будут сооружаться в Булл Арм, где был
построен завод Hibernia GBS. Nalcor
Energy также планирует в провинции строительство нескольких мощностей , которые будут обслуживать
проект. В соответствии с прогнозом
разработка месторождения Хеброн
будет продолжаться 20–25 лет. Первая нефть будет добыта к концу
2017 г.; добыча в первые два года составит примерно 150 тыс. брл/сут.
Г-жа Дандердейл отметила, что это
наиболее важный и перспективный
для провинции проект. Его реализация связана с выгодными партнерскими соглашениями и новыми рабочими местами.
В начале 2009 г. компания StatoilHydro открыла запасы нефти
в бассейне Флемиш, расположенном в 310 милях к северо-востоку от
Сан-Джонс. Открытие было сделано после бурения скважины Mizzen
– первой скважины за пределами
бассейна Джинн Д’Арк. Опратором
скважины выступает компания
StatoilHydro (65 % активов); оставшаяся часть активов принадлежит
компании Husky Energy (35 %). Обе
компании являются ведущими мор19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
скими операторами региона. Компании StatoilHydro принадлежат
активы месторождений Хибериа,
Терра Нова и Хеброн. Компания
Husky Energy владеет активами
Уайт Роуз и отчасти Терра Нова.
«Обе эти компании имеют неограниченные возможности разработки ресурсов региона», – отметила г-жа Дандердейл. Запасы
региона оцениваются в 200 млн
брл извлекаемой нефти. Разработ-
ка месторождения Уайт Роуз внесет наиболее значительный вклад в
добычу. Этот проект был приведен
в качестве примера эффективного бурения и расширения инфраструктуры морских участков.
ПРЕИМУЩЕСТВА ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ
V. Schmidt, научный редактор WO
В 60-х годах с тех пор как компания Kerr Mc-Gee пробурила первую
скважину на шельфе Луизианы,
отрасль продолжает преодолевать
ограничения и расширять возможности бурения. Итак, каковы перспективные направления развития
отрасли, и что будет происходить в
следующие 60 лет?
Дальнейшая перспектива может характеризоваться следующими определениями: «глубже» и
«шире». Это будет достигаться за
счет использования более сложного
оборудования и разработки новых
технологий, которые в значительной
степени расширят возможности отрасли. Широко применяемое наземное бурение вертикальных скважин
постепенно замещается морским бурением группы наклонных скважин.
С продвижением операторов в более
глубокие регионы эта технология
постоянно модернизируется. В настоящее время технология бурения
группы скважин уже применяется в
наземном бурении, в частности при
бурении залежей тяжелой нефти в
Канаде. Этот метод имеет преимущества с точки зрения более низких
затрат и меньшего воздействия на
окружающую среду.
К счастью в администрации
Президента есть люди, которые
понимают важность сохранения
экологии и разработки инновационного оборудования. Среди
них можно отметить сенатора
Л. Мурковски (представителя республиканцев от шт. Аляска). Именно
г-жа Мурковски предложила разрабатывать нефтяные запасы
Арктического национального заповедника (Arctic National Wildlife
Refuge – ANWR) бурением горизонтальных скважин из соседних
штатов или со стороны шельфа.
Как сообщила сенатор, таким способом можно разработать свыше
20
10 % нефтяных и 80 % газовых запасов ANWR. Дополнительная
суточная добыча нефти составит
800 тыс. брл/сут. Сбор и транспортировку добытой нефти можно будет осуществлять с ненаселенных
островов, таких как Эндикотт. Кроме того, разработку запасов можно
осуществлять при помощи бурения
на шельфе горизонтальных скважин увеличенной протяженности
(extended rich drilling – ERD).
Бурение скважин на более глубоководных и удаленных от берега
месторождениях с применением
ERD-технологии уже является шагом в будущее. В последние несколько лет были разработаны новые материалы для труб, системы,
предотвращающие прихват труб,
эффективные присадки для буровых растворов, модернизированные компоновки низа бурильной
колонны (bottomhole assembly –
BHA), управляемые вращающиеся
системы (rotary steerable system –
RSS), буровые долота и многие другие технологии.
К этому списку можно добавить
новые технологии бурения и заканчивания скважин. С каждым годом
преодолеваются некоторые ограничения на бурение более глубоких
и удаленных регионов и усложняются программы бурения. Многие
из технологий, которые недавно
казались недоступными, сегодня
считаются традиционными. К ним
можно отнести бурение скважин
увеличенной протяженности.
Это было не так давно. Компания
ВР бурила скважины протяженностью 20 000 фут (1 фут = 0,3048 м)
на месторождении Витч Фарм.
Компания ExxonMobil бурила
на шельфе Сахалина скважины
протяженностью 30 000 фут. Эти
скважины бурились с берега, прежде всего из экологических сооб-
ражений (в связи с повышенной
чувствительностью мелководных
участков на Витч Фарм и мощного ледяного покрова на Сахалине).
Несмотря на такую большую протяженность скважин, проектная
глубина не превышала 5000 фут.
В настоящее время ERD-технологию
можно применять на месторождениях с депозитами, разбросанными
на большой площади.
ERD-технология обеспечивает
широкие возможности для создания новых схем, разработки более
эффективных бюджетов и добычи
больших запасов нефти на больших площадях. ERD-технологии
обеспечивают возможность разработки запасов месторожденийспутников с использованием уже
построенной инфраструктуры. Это
в значительной степени сокращает
затраты операторов на реализацию
проектов.
Ко всем этим преимуществам
можно добавить технологию бурения боковых стволов, что также
обеспечивает «широкую» разработку депозитов наряду с экономическими выгодами. Конечно, эти технологии используются на недавно
открытых месторождениях. Широкое использование эти технологий
получили на глубоководных месторождениях Бразилии, в Арктическом регионе и Норвегии.
Недавно были опубликованы
нормы для использования новых технологий. В соответствии с этим документом протяженность ERD-скважин определена 47 тыс. фут при
проектной глубине 14 тыс. фут.
В настоящее время в такой
сложной экономической ситуации
бурение «глубже» и «шире» становится наиболее актуальным. Эта
технология обеспечит дальнейшее
развитие отрасли и добычу дополнительных запасов.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
ГЛУБОКОВОДНЫЕ РАЗРАБОТКИ МЕКСИКИ
V. Schmidt, научный редактор WO
На конференции ОТС генеральный директор Pemex Exploración y Producción К. Моралес Гил
рпедставил стратегию разработки
углеводородных ресурсов в глубоководных регионах Мексиканского залива. За 100-летний период
развития отрасли Мексика добыла
50 млрд брл нефти. Но в настоящее время поддержание добычи
на большей части месторождений
требует инвестиций. Мексика располагает запасами в 44 млрд брл
нефти; часть этих запасов еще
предстоит открыть. В основном это
морские запасы, залегающие в глубоководных регионах Мексиканского залива, на участках которые
компания Pemex только начинает
исследовать. Пик добычи нефти в Мексике (3,383 млн брл/сут)
был зарегистрирован в 2004 г.
С тех пор добыча в стране снижается и в 2008 г. составляла
2,792 млн брл/сут. Инвестиции Pemex в развитие нефтяного сектора
с 2001 г. быстро возросли и достигли 62 млрд песо. С расширением
масштабов программ наземной и
морской глубоководной разведки
средние ежегодные инвестиции к
2008 г. возросли до 177 млрд песо.
Эти инвестиции будут направлены
на преодоление снижения добычи
на уже открытых месторождениях и проведение разведочных работ по открытию новых запасов в
глубоководных регионах. В 2009 г.
прогнозируются такие же инвестиции, которые будут направлены
на разработку пяти основных бассейнов: Сабинас, Бургос, ТампикоМисантиа, Веракрус и Юговосточный. Большая часть этих бассейнов
– наземные. Шестым бассейном,
не менее важным, чем перечисленные пять, является Глубоководный
бассейн Мексиканского залива.
Этот регион состоит из пяти участков: Подсоляной пояс, Складчатый
пояс Пердидо, Мексиканский хребет, Складчатый пояс Катемако
и Соляная провинция. Суммарная площадь региона составляет
500 тыс. км2 в водах глубиной 500 м
и более. Компания Pemex приступила к разведке и геохимическому
моделированию еще более глубоководных регионов. Эта работа
направлена на определение, разведку и классификацию различных типов углеводородов, а также
возможных рисков. Масштабная
разведка глубоководного региона
началась в 2000 г.; с тех пор было
пробурено восемь глубоководных скважин. Этими скважинами
были открыты как запасы тяжелой
нефти (2 скважины), так и запасы
природного газа (три скважины).
Первое открытие было сделано в
2004 г. Наиболее крупным открытием стало месторождение газа
Лакатч (2006 г.). Бурение этого месторождения завершится в 2009 г.
поскольку запасы этого месторождения значительные, затраты на
его разработку и добычу важны.
Запасы глубоководных регионов Мексиканского залива оцениваются в 29,5 млрд брл (в нефтяном
эквиваленте) или 57 % совокупных
запасов страны. Стратегия Pemex
разработки глубоководных регионов учитывает три вида рисков:
• риск диверсификации;
• риск минимизации;
• эффективность реализации
проекта.
Риск диверсификации связан с
наземной и мелководной разведкой, моделированием и разведочным бурением, осуществляемыми
до реализации основной задачи.
Компания планирует к 2012 г. на
100 % заменить открытые запасы и
пробурить 1700 разведочных скважин, большая часть которых будет
пробурена в мелководном регионе
и на суше.
Риск минимизации включает
активные 3D-сейсмические программы. За период 2009–2012 гг.
компания планирует провести
3D-сейсмические исследования на
площади свыше 47 тыс. км2. Программа исследований включает
электромагнитный метод. Компания разработала программу повышения квалификации персонала,
что обеспечит более эффективную оценку глубоководных открытий.
Программа проведения разведки включает подписание новых
контрактов на разведку и добычу.
Эта программа является частью
новой энергетической реформы
Mexican Energy Reform. Эта реформа включает участие как международных, так и национальных нефтегазовых компаний. Для оценки
глубоководных регионов, которая
будет проводиться до 2012 г., Pemex планирует привлечь четыре
буровые установки. Эти работы
позволят специалистам разрабатывать более глубоководные регионы
(до 7000 фут). К 2011 г. будут исследованы участки глубиной более
10 000 фут.
Для разработки глубоководных
регионов компаниям Мексики понадобится помощь международных
операторов. Мексиканская энергетическая реформа включает разработку нефтяных ресурсов страны;
прибыль от добычи будет распределяться между Pemex и участниками
проектов, которые будут выступать
в качестве партнеров.
ПРОБЛЕМЫ ГЛУБОКОВОДНЫХ РАЗРАБОТОК
R. Cook, M-I SWACO
Основная проблема заключается в том, что «легкие» скважины
уже пробурены и простые пласты
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
уже разработаны. К хорошим новостям можно отнести то, что нефть
в глубоководных регионах залегает
№8 • август 2009
и в больших количествах, хотя и на
глубине тысячи футов. Доказанные
глубоководные месторождения
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
содержат запасы свыше 50 млрд брл.
К сожалению, придется бурить скважины в водах глубиной 2000 фут,
поскольку бурить скважины в мелководных регионах или на суше
уже невыгодно. К серьезным значимым проблемам можно отнести
риск разработки неглубоких газовых запасов, гидраты газа, потерю
циркуляции, давление в скважине,
низкие температуры воды и удаление отбуренной породы. Давление
в неглубоких газоносных пластах
может нарушить целостность скважины и снизить эффективность
заканчивания. В глубоководных
условиях при сверхнизких температурах и давлениях (при образовании кристаллов льда в системе
циркуляции) гидраты газа бурно
распространяются. С увеличением
глубины работоспособность снижается, и риск потери циркуляции
становится слишком высоким. Низкие температуры морской воды на
больших глубинах негативно влияют на состав буровых растворов,
заставляя операторов выбирать
преимущество слишком высоких
температур в забое или слишком
низких температур на глубине
моря.
Еще одной проблемой является
удаление отбуренной породы, которое осложняется слишком большой глубиной. В 2008 г. более 50 %
проектов компании M-I-SWACO
реализовывались в глубоководных
и сверхглубоководных регионах.
Специалисты компании считают,
что решение бурить глубоководные
скважины должно опираться на три
подхода: планирование, технологии
и подготовку персонала.
В случае бурения глубоководных
скважин необходим повсеместный
контроль. Операции контроля также должны планироваться. С этой
целью было разработано программное обеспечение, которое облегчает
операторам планирование буровых
операций. Главным инструментом
является программное обеспечение VIRTUAL HYDRAULICS NAVIGATOR, который обеспечивает
3D-визуализацию. Используя динамическую графику, операторы могут контролировать с поверхности
процесс бурения вплоть до достижения проектной глубины. При помощи интегральных компонентов
программного обеспечения, таких
как PRESSPRO RT, и измеренных
данных можно рассчитывать забойное давление в процессе бурения
и спуска в реальном времени. При
помощи программного обеспечения
OPTISTRESS можно поддерживать
стабильность скважины. Кроме
того, при помощи этой программы
можно моделировать предотвращение потери бурового раствора
(Loss Prevention Material – LPM).
Программное обеспечение VIRTUAL CF поможет моделировать
процесс заканчивания в условиях
сверхнизких температур. Операторы могут идентифицировать и
планировать предотвращение потенциальных проблем, таких как
неглубокозалегающий газ или потеря циркуляции.
M-I-SWACO стала первой компанией, которая проводила исследования и разработала состав
буровых растворов для бурения
глубоководных скважин. Термонезависимый синтетический буровой раствор RHELIANT имеет
коэффициент проницаемости
свыше 33 % по сравнению с традиционными синтетическими
растворами, разработанными для
глубоководных скважин. Бурение с использованием RHELIANT
позволяет операторам бурить в
бассейне Кампос на шельфе Бразилии скважины глубиной свыше 9472 фут (1 фут = 0,3048 м).
Автоматическая пневматическая
система для удаления отбуренной
породы CLEANCUT, получившая в
2006 г. награду Safety in Seas Award
Национальной ассоциации National Ocean Industries Association
(NOIA) решила проблему удаления
отбуренной породы в условиях глубоководных скважин. Вибросито
MD-3 обеспечивает эффективный
контроль. Поскольку эффективность глубоководного бурения
скважин зависит от знания возможных проблем и способов их
решения компания M-I SWACO
разработала масштабный обучающий курс. С помощью этого
курса специалисты компании повышают свою квалификацию в
области глубоководного бурения.
После изучения программы специалисты получают специальный
сертификат. Обучающий курс содержит необходимую информацию
об особенностях глубоководного
бурения, включая планирование
скважин, возможные повреждения, выбор места расположения
скважины, бурение с- и без райзера и исследование свойств буровых
растворов, применяемых во время
бурения и заканчивания скважин.
Курс обучения включает системы,
инструменты и технологии для реализации решений. С разработкой
инновационных технологий операторы получили возможность предотвращать проблемы, которые ранее относились к неразрешимым.
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ ПРИБОР ПОСЛЕДНЕГО ПОКОЛЕНИЯ
K. H. Frantzen, Roxar AS
Последние несколько лет специалисты разработали измерительные многофазные приборы,
ставшие эффективной альтернативой традиционным скважинным
приборам. Можно привести много
причин их растущей популярности. При помощи этих приборов
22
можно проводить многофазные
измерения в процессе добычи.
Кроме того, эти приборы являются более экономичными по сравнению с традиционными системами.
Использование многофазных приборов не требует присутствия специалистов, приостановки добычи.
Затраты на их транспортировку
и размещение в скважине также
незначительны. Новые приборы
имеют ряд преимуществ благодаря их компактности и простоте
эксплуатации. Это революционная
концепция, предназначенная также и для использования на давно
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ОТС 2009
разрабатываемых месторождениях, спрос на которую постоянно
растет.
В настоящее время операторы
стремятся оптимизировать добычу,
затраты и отдачу на маргинальных
месторождениях. Для этой цели
им необходимы технологии, обеспечивающие высокую точность
и получение данных о добыче и
коэффициенте отдачи в реальном
времени. Норвежский производитель Roxar использует многофазные измерительные системы уже
на протяжении 25 лет. Во всем мире
используются тысячи многофазных
измерительных приборов, разработанных Roxar. По данным Rystad
Energy Global 12 % мировой добычи нефти и газа осуществляется с
использованием измерительных
приборов Roxar. Чтобы удовлетворить требованиям операторов
специалисты Roxar разработали
многофазные измерительные приборы третьего поколения – Roxar
Multiphase 2600 (MPFM 2600) и технологию Zector (рис. 4).
Рис. 4. Новый многофазный измерительный прибор Roxar Multiphase 2600 и
технология Zector
Какие именно требования предъявляют операторы к новым технологиям? Во-первых, простота и легкость (25,5″ и 220 фунт, 1 фунт =
0,453 кг). Эти данные составляют
20 % веса и размера традиционных
приборов. Кроме того, затраты на
размещение новых приборов значительно ниже, в связи с их весом,
размером и занимаемым пространством. Если интенсивность потока
ниже прогнозируемой, оператор
может извлечь новый прибор значительно проще, чем традиционный. Снижение веса прибора до 80 % является эффективным
ключевым решением. Одним из
основных элементов стало устройство сигнализации Voxel, использующее цифровую систему визуализации.
Несмотря на то, что в предыдущих устройствах использовалось
скоростное моделирование, упрощение и внедрение нового устройства сигнализации обеспечило
новому решению явные преимущества.
Перевел Д. Баранаев
ВЫСТАВКИ И СОБЫТИЯ
СЕНтябрь
Offshore Europe, Biennial Oil & Gas Exhibition & Conference, Exhibition and Conference Center, Aberdeen, Scotland, UK, Sept. 1–4.
Contact: The Off shore Europe Partnership, Phone: +44 (0) 20 8439-8890.
Fax: +44 (0) 20 8439-8897. Email: [email protected]
Turbomachinery Symposium, Texas A&M University System, George
R. Brown Convention Center, Houston, TX, Sept. 14–17. Contact: Turbomachinery Laboratory, Texas A&M University, Phone: +1 (979) 845-7417.
Fax: +1 (979) 845-1835. Email: [email protected]
Gulf Publishing Events, Drilling & Completion Challenges, Houston,
TX, Sept. 16–17. Contact: Gulf Events, Phone: +1 (713) 529-4301. Fax:
+1 (713) 520-4433. Email: [email protected]
Gulf Publishing Events, Hydrocarbon Processing Forecast, Houston, TX, Sept. 18. Contact: Gulf Events, Phone: +1 (713) 529-4301.
Fax: +1 (713) 520-4433. Email: [email protected]
IADC, HSE Europe Conference & Exhibition, Mövenpick Hotel Amsterdam City Centre, Amsterdam, The Netherlands, Sept. 23–24. (International Association of Drilling Contractors), Contact: IADC, Phone: +1
(713) 292-1945. Fax: +1 (713) 292-1946. Email: [email protected]
10th Annual FPSO Congress 2009, Singapore, Sept. 28–30. Contact:
IQPC International, Phone: +65 6722-9388. Email: [email protected]
Октябрь
SPE, Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans,
LA, Oct. 4–7. (Society of Petroleum Engineers), Contact: SPE, Phone:
+1 (972) 952-9393. Fax: +1 (972) 952-9435. Email: [email protected]
Internet: www.spe.org.
World Oil, Annual Awards Gala, Houston, TX, Oct. 15. Contact:
Gulf Events, Phone: +1 (713) 529-4301. Fax: +1 (713) 520-4433. Email:
[email protected]
GSA (Geological Society of America), Annual Meeting & Exposition, Portland, OR, Oct. 18–21. Contact: GSA, Phone: +1 (303) 447-2020.
Email: [email protected]
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
5th Emerging Europe Energy Summit, Prague Marriott Hotel,
Prague, Czech Republic, Oct. 22–23. Contact: IBP Conferences, Phone:
+40 21 317-0390. Email: [email protected]
SEG (Society of Exploration Geophysicists), International Exposition
and 79th Annual Meeting, George R. Brown Convention Center, Houston,
TX, Oct 25–30. Contact: SEG, Email: [email protected]
LAGCOE (Louisiana Gulf Coast Oil Exposition), Cajundome and
Convention Center, New Orleans, LA, Oct. 27–29. Contact: LAGCOE,
Phone: +1 (337) 235-4055. Email: [email protected]
Ноябрь
Gulf Publishing Events, Women’s Global Leadership Conference,
Houston, TX, Nov. 3–4. Contact: Gulf Events, Phone: +1 (713) 529-4301.
Fax: +1 (713) 520-4433. Email: [email protected]
IPAA (Independent Petroleum Association of America), Annual
Meeting, Ritz-Carlton Hotel, New Orleans, LA, Nov. 4–6. Contact: IPAA,
Phone: +1 (202) 857-4722. Email: [email protected]
IADC, Annual Meeting, Renaissance Eden Roc Resort, Miami, FL,
Nov. 9–10. (International Association of Drilling Contractors), Contact:
IADC, Phone: +1 (713) 292-1945. Fax: +1 (713) 292-1946. Email: [email protected]
iadc.org.
AAPG (American Association of Petroleum Geologists), International
Conference & Exhibition, Rio de Janeiro, Brazil, Nov. 15–18. Contact:
AAPG, Phone: +1(800) 364-2274 or +(918) 560-2679. Fax: +1(918) 560268. Email: [email protected],
IADC, Well Control Asia Pacific 2009 Conference & Exhibition,
Shangri-La Hotel, Bangkok, Thailand, Nov. 18–19. (International
Association of Drilling Contractors), Contact: IADC, Phone: +1 (713)
292-1945. Fax: +1 (713) 292-1946. Email: [email protected]
Декабрь
Gulf Publishing Events, Energy Hot Topics Forum: 2010 Outlook,
Houston, TX, Dec. 3. Contact: Gulf Events, Phone: +1 (713) 529-4301.
Fax: +1 (713) 520-4433. Email: [email protected]
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ
В ОБЛАСТИ
МЕХАНИЗИРОВАННОЙ
ДОБЫЧИ
J. F. Lea, PL Tech LLC, H. W. Winkler, Texas Tech University
Часть 2.
Новые разработки в области штанговых насосов, газлифта и насосов с тросовым приводом
Продолжая ежегодный обзор
новых технологий в области механизированной эксплуатации
скважин, рассмотрим достигнутый
прогресс в разработке конструкций штанговых насосов, включая
небольшие низкопрофильные
насосные установки и штанги
повышенной прочности. Кроме
того, рассмотрим вспомогательный блок для насосных штанг (с
повышенным сроком службы) и
бесштанговый насос с тросовым
приводом. Также рассмотрим новый винтовой PCP-насос (Progressive Cavity Pump) и новый ротор
из эластомера для PCР-насоса;
новые высокотемпературные модели PCР-насосов; RF-устройство,
которое как заявляет компанияизготовитель служит для удаления
накипи и отложений, даже сульфата бария; сепаратор для отделения
газа в забое и семь новых решений газлифта для добычи нефти и
газа.
ШТАНГОВЫЕ
НАСОСЫ
Ниже рассматриваются три новых системы штанговых насосов
и бесштанговый насос с тросовым
приводом, принцип работы которого очень похож на работу штангового насоса.
Линейный штанговый насос.
Компания Unico Inc. из Фрэнксвилла, шт. Висконсин (США)
разработала новые системы линейных штанговых насосов (linear rod
pump – LRP) с 44- и 56-дюймовой
длиной хода. Количество жидкости,
откачиваемое за один ход штанги,
составляет примерно 20 000 фунт
24
Рис. 1. Линейный штанговый насос
компании Unico
(1 фунт = 0,453 кг), что почти вдвое
больше, чем у исходной модели насоса с длиной хода 32″.
Система подъема с LRP-насосами представляет собой линейный насосный блок небольших
размеров и веса, который легко
устанавливается прямо в устье
скважины (рис. 1). К его преимуществам относится возможность
реверсирования электродвигателя
и сервопозиционирования вектора потока с помощью привода с
регулируемой частотой вращения,
что позволяет непосредственно
управлять перемещением штанги
с использованием простой реечной передачи. Штанга подвешивается к верхней части зубчатой
рейки с помощью стандартного
зажима для насосных штанг и
проходит через центр насосного
блока в устье скважины. Рейка
смазывается путем погружения
в ванну, полностью заполненную
маслом. Есть несколько вариантов
редукторов и электродвигателей,
которые могут использоваться для
обеспечения различных требований.
Конструкция LRP-насосов подходит для установки, как в обсадных колоннах, так и в колоннах
насосно-компрессорных труб;
насосный агрегат может транспортироваться в кузове грузового автомобиля. По утверждению
компании Unico благодаря компактности этой системы затраты
на подготовку места для ее установки, логистику, транспортировку и установку оборудования
значительно снижаются. Такие
эффективные и компактные насосы целесообразно использовать
в установках, чувствительных к
воздействию окружающей среды. Поскольку в LRP-насосе единственной открытой движущейся
частью является полированная
штанга, он значительно безопаснее традиционного насоса с балансиром.
В LRP-блок встроен привод
переменного тока для управления
перемещением штанги и автоматизации скважины. В полностью
автоматическом режиме привод
позволяет выполнять функции
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
динамометра (на поверхности и
в скважине), оценивать добычу,
мощность и давление на входе в
насос, управлять заполнением насоса, обеспечивать плавный спуск
в скважину для предотвращения
уплотнения жидкости, контролировать уровень жидкости и другие
параметры. Поскольку в режиме
оптимизации постоянно изменяется скорость откачки для согласования с притоками в скважину,
определяемыми по нагрузкам в
забое, компания Unico обеспечила интерфейс с программными
средствами с большим набором
функций, генератор отчетов по
эксплуатации скважины и датчики
давлений и температур с сигнальными устройствами. Система поддерживает различные последовательные протоколы связи и обмена
данными.
LRP-блок был успешно установлен более чем в десяти нефтяных и
газовых скважинах в США, Канаде
и Венесуэле, глубина откачки колеблется в пределах 1000–7000 фут
(1 фут = 0,3048 м).
Штанги для предельных нагрузок. Компания Upco Inc. из
Клэмора, шт. Оклахома (США),
разработала новую насосную
штангу Super D (рис. 2). В процессе подъема коромысла насоса при больших нагрузках (при
перемещении штанг в жидкости,
вызывающей коррозию, или перемещении в искривленных скважинах) могут возникнуть проблемы,
вызванные усталостными разрушениями в местах образования
коррозионных язв. Материалы
насосных штанг, устойчивые к
более высоким растягивающим
нагрузкам, менее пластичны (более хрупкие и твердые) по сравнению с материалами, устойчивыми к меньшим нагрузкам. В таких
случаях действует «железное»
правило – использовать штанги
из наиболее пластичных материалов (самых мягких), которые
могут выдерживать нагрузку при
откачке, когда штанги перемещаются в агрессивной среде.
Это правило базируется на концепции чувствительности к надрезу – уменьшению усталостной
прочности из-за возникновения
надреза (язвы). Материалы с бо-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Рис. 2. Новые стальные насосные штанги
Super D, устойчивые к высоким нагрузкам,
имеют меньшую чувствительность к
надрезу и подходят для использования в
агрессивной среде
лее высокой твердостью (такие, из
которых изготавливаются высокопрочные штанги) имеют более высокую чувствительность к надрезу,
в результате чего небольшая язвина может привести к разрушению
штанги из-за коррозионной усталости за сравнительно небольшой
период времени. С другой стороны
менее твердые материалы (подобные сталям марки KD для штанг)
более устойчивы к коррозионным
язвам больших размеров. Эти материалы имеют небольшую чувствительность к надрезу за счет
большей вязкости.
Для высокопрочных сталей и
сталей марки D, применяемых для
изготовления штанг, характерен
значительный разброс значений.
Во многих случаях лучшие результаты были получены при перегрузках штанг из стали марки D, чем
штанг из высокопрочной стали
меньшей вязкости. Новые стальные штанги имеют допускаемые
нагрузки, почти равные допускаемым нагрузкам для штанг из высокопрочной стали, но значительно
меньшую чувствительность к надрезу. Благодаря этому устраняется
значительный разброс значений
относительной вязкости для штанг
марок KD и HS (высокопрочных).
Использование этих систем (вместо штанг из стали RD или склонных к разрушениям штанг из стали
марки HS в агрессивной среде и
искривленных скважинах) способствует предотвращению риска
перегрузки.
Более года тринадцать таких
штанговых колонн использовались в пермском бассейне шестью различными компаниями.
При этом число рабочих циклов
№8 • август 2009
штанговых насосов колебалось
в пределах 2,8–4,7 млн циклов
при откачке из скважин глубиной 6450–11 150 фут при средних глубинах свыше 9000 фут.
Добыча колебалась в пределах
40–256 брл/сут. Полученный
опыт позволил сделать вывод, что
характеристики существующих
скважин не подходят для использования штанговых колонн из высокопрочной стали, стали марки D
или композита из стекловолокна и
стали. Каждая из компаний отметила заметное улучшение рабочих
характеристик новых штанговых
колонн.
Обслуживание протяженных
насосных штанг. Компания Weatherford International разработала две
инновационные технологии для
обслуживания длинных насосных
штанг.
Система обслуживания насосных штанг большой длины
Flushby, предложенная группой
Corod Team компании Weatherford,
по сути, является системой промывки. Этот компактный, размещенный на грузовике блок включает трехцилиндровый насос для
обслуживания скважин, большую
емкость для рабочей жидкости и
мачту с лебедками, грузоподъемностью 50 000–65 000 фунт.
Система обслуживания обладает
высокой мобильностью и предназначена для быстрой диагностики проблем в скважине, заканчивания работ по обслуживанию и
быстрого ввода скважины в эксплуатацию.
Смонтированная на грузовике система обслуживания полностью оснащена необходимым
оборудованием и инструментом,
включая трубные ключи и захваты и противовыбросовое оборудование (blowout preventer –
ВОР). Она полностью автономна
и предназначена для выполнения
технического обслуживания и
различных операций. К таким
операциям относится глушение,
обеспечение циркуляции или промывка заплывших песком скважин, обслуживание насосных
штанг (включая замену насосов
и вылавливание оторвавшихся
секций насосных штанг), замена поврежденных частей поли25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
рованных штанг, ремонт уплотнений с сальниковой набивкой,
замена приводных механизмов
РСР-насосов. Техническое обслуживание может осуществляться
с одновременным использованием системы Weatherford Mobile
Gripper (мобильного захватного
устройства). Приспособления и
инструменты Mobile Gripper специально разработаны для того,
чтобы выполнять одновременные
операции с использованием любого подъемного сервисного оборудования для подъема или спуска
насосных штанг (рис. 3). Этот эффективный метод быстро получил
признание и стал применяться для
подъема и спуска инструмента и
оборудования в скважины.
Новая система разработана
с учетом требований крупных
компаний-операторов. После сборки и испытаний на месторождениях опытного образца больших
изменений практически не потребовалось. Промышленная эксплуатация началась с развертывания
системы на месторождениях в Северной и Южной Америке и внедрения новых моделей с различной
грузоподъемностью при подъеме
инструмента и колонн из скважин.
В настоящее время дополнительно
разрабатываются новые модели.
Монтаж и демонтаж всей системы
может быть выполнен менее, чем за
30 мин. Спуск и подъем из скважины протяженной насосной штанги
может производиться со скоростями больше 100 фут/мин.
Компания Weatherford также
предлагает первую в отрасли инновационную разработку – промывочный инжектор (Flushby
Injector), которая аналогична системе Flushby, но плюс еще оснащена инжектором, постоянно
закрепленным на протяженной
насосной штанге, который может
использоваться, если это нужно,
или убираться, в случае необходимости.
Насос с тросовым приводом.
Компания Vann Pumping Systems
Inc. из Тайлера, шт. Техас (США),
предложила новый насосный агрегат с тросовым приводом, который
обеспечивает экономически эффективный метод откачки воды
из высокодебитных нефтяных и
26
Рис. 3. Мобильное захватное устройство
Mobile Gripper компании Weatherford
Ход вверх
Глухая
муфта
Тросовый
замок
Трос
Ход вниз
Глухая
муфта
Тросовый
замок
Плунжер
8 фут
Тросовый
замок
Цилиндр
насоса
20 фут и 1″
Тросовый
замок
Плунжер 8 фут
Удлинитель
6 фут
Колонна с насосным агрегатом, ход 18 фут,
плунжер, 21/2″, полированный шток, 1″
Рис. 4. Насосный агрегат с тросовым
приводом компании Vann с управляемой
компьютером гидравлической системой
подъема; для него не требуется
ремонтный блок
газовых скважин. Откачка насосом с тросовым приводом – альтернатива откачке стандартным
штанговым насосом и методу с использованием упрощенных качалок для глубинных насосов, работающих от группового привода. В
насосах с тросовым приводом трос
заменяет штанги, с помощью которых совершается ход скважинного
насоса вверх и вниз. Электронногидравлическая система заменяет
насосный агрегат. Основной целью
использования откачки с тросовым
приводом является снижение затрат на техническое обслуживание
при подъеме и ремонт.
Колонна с насосным агрегатом
это управляемая с помощью компьютера гидравлическая система подъема, которая может быть
установлена в любой скважине,
в которой используется скважинный насос плунжерного типа
(рис. 4). Размеры агрегата могут
изменяться в зависимости от глубины скважины. Может быть использован ход плунжера большей
(по сравнению с ходом плунжера
многих стандартных насосных
агрегатов) длины. Число ходов в
минуту может регулироваться для
согласования добычи с притоком
в скважину.
Использование насосов с тросовым приводом должно повлиять
на сокращение суммарных затрат
на подъем. Не требуется спускать
в скважину ремонтный агрегат
или извлекать из нее скважинный
насос. Для выполнения любого
необходимого ремонта весь насосный агрегат может извлекаться из
скважины с помощью троса и специального направляющего устройства. Находящееся на поверхности
оборудование не имеет открытых
движущихся частей, за счет чего
обеспечивается безопасность при
его работе. Насосный агрегат не
оказывает негативного воздействия на окружающую среду, поскольку наземное оборудование
занимает минимальную площадь
в зоне скважины и при его работе
обеспечивается чистота рабочей
площадки.
Насосный агрегат компании
Vann разрабатывался и испытывался в течение шести лет, включая
три года испытаний на месторождениях в шт. Техас, Нью-Мексико
и в Мексике.
ВИНТОВЫЕ
РСР-НАСОСЫ
Ниже описываются три новых
РСР-насоса и новый ротор из эластомера.
Откачка тяжелой нефти
PCР-насосами. Раньше традиционные РСР-насосы использовались
ограниченно, в основном для откачки очень вязких жидкостей и нефти с большим содержанием песка.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
Потери давления на входе и в самом насосе являются факторами,
ухудшающими процесс заполнения
первой полости насоса, за счет чего
снижается эффективность откачки
и сокращается срок службы насоса.
Компания Weatherford разработала несколько типов РСР-насосов
для тяжелой нефти. В этих моделях РСР-насосов заполняющаяся
полость имеет большую площадь
проходного сечения, используется ротор с большим углом наклона
винтовой линии и меньшей длиной
шага винта. В результате увеличивается объемный КПД за счет большего заполнения полости насоса
и облегчения перемещения в нем
тяжелой нефти, песка и крупных
частиц, подобных пириту или обломкам породы. Также уменьшается момент вязкостного трения.
На рис. 5 для сравнения показаны роторы стандартного PCP-насоса модели 7 (7 м3/сут/100 об/мин)
и PCP-насоса Fat-boy модели 8
(8 м3/сут/100 об/мин). Использование последних для добычи холодной тяжелой нефти (Cold Heavy
Oil Production – CHOPS) в Канаде
позволило уменьшить показатели загрузки на 35–85 % в течение
года.
Ротор РСР-насоса из эластомера. Для РСР-насосов компания
Weatherford разработала новый
ротор из эластомера Hi-Per, который позволил улучшить работу
насоса при откачке углеводородов
с более высокими уровнями ароматических соединений и газов.
РСР-насосы также ограниченно
используются при добыче более
легкой нефти с высоким содержанием газа из-за разбухания эластомера и взрывного характера
падения давления. Новый эластомер специально предназначен для
эффективной работы в подобных
скважинах.
Рис. 5. Ротор стандартного РСРнасоса, применяемый на большинстве
скважин для откачки нефти и воды
(слева). Ротор нового РСР-насоса
Fat-boy с винтом меньшего шага и
большего диаметра (справа)
Эластомер
Наружная труба
Внутренняя
перфорированная
труба
Механическая
фиксация
эластомера
Рис. 6. Схема высокотемпературного
РСР-насоса Moyro HTD
В лабораторных испытаниях с жидкостями, содержащими
значительные примеси ароматических углеводородов, новый
эластомер превосходил эластомеры из стандартных нитрилов.
Результаты исследования совместимости эластомера/жидкостей для стандартного
и нового эластомеров
Изменение свойств
Тип эластомера
Дизельное топливо
(30 сут при 30 °C)
Объем, %
Твердость (по Шору)
Объем, %
Твердость (по Шору)
Объем, %
Твердость (по Шору)
Стандартный
Нитриловый
Высокий
Нитриловый
Hi-Per
Нитриловый
15,5
–13
7,2
–5
2,9
0
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Нефть 39 °API
(7 сут при 40 °С)
9,8
–13
4,8
–8
2,2
0
Испытания с газом при взрывном
характере падения давления подтвердили отсутствие разбухания
и образования пузырей, что было
обычным для стандартных эластомеров (см. табл.). Испытания на
месторождениях приблизительно
в сорока скважинах в агрессивных условиях показали меньшие
вращающие моменты и больший
срок службы, по сравнению с
традиционными системами. Ротор из нового эластомера может
использоваться в большинстве
моделей РСР-насосов компании
Weatherford.
Линия высокотемпературных РСР-насосов. Moyro HTD –
серия высокотемпературных
РСР-насосов. HTD300 и HTD650
– модели, которые предназначены для работы в диапазоне температур (148,9–343,3 °С), соответственно. Эластомер помещен
в трубу, благодаря этому отпадает
необходимость использования в
конструкции связывающего материала (рис. 6). Рабочая температура для Moyro HTD300 не ограничена предельной температурой
связующего материала и в нем
используется новый улучшенный
состав эластомера с более высокой химической стойкостью, растяжением и механическими свойствами. Насос Moyro HTD300 не
нужно извлекать из скважины,
когда требуется нагнетание пара
для ее возбуждения и увеличения
добычи.
В насосах Moyro используются
металлические статоры, что позволяет работать при температурах
до 650 °F. В конструкции насоса
не используется эластомер, а зазоры между ротором и статором
тщательно регулируются. Насосы
Moyro HTD650 идеально подходят
для откачки при добыче с использованием метода нагнетания пара
для гравитационного дренирования пласта (Steam Assisted Gravity Drainage – SAGD) и с циклическим использованием пара для
нагрева.
ВЫСОКОЧАСТОТНОЕ
ИНГИБИРОВАНИЕ НАКИПИ
Компания Weatherford International внедрила высокочастотное
(Radio Frequency – RF) устройство
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
Выход газа, 3 ступень
Выход газа, 2 ступень
Выход газа, 1 ступень
Вход
Верхняя часть
Узел поперечного отклонения:
направляет газ наружу
Диффузор:
ускоряет
поток
Рис. 7. RF-устройство ингибирования
накипи и парафинов (в устье скважины
со штанговым насосом)
ClearWELL, которое устанавливается на поверхности в устье скважины (рис. 7). По заявлению компании это устройство обрабатывает
весь ствол скважины и межтрубное пространство (для подавления
осаждения накипи и парафинов). В
отличие от реагентов, использующихся для этих целей, это устройство не оказывает ингибирующего
воздействия на пласт, а вызывает
кристаллизацию, которая происходит в виде образования суспензии (а не в виде накипи на стенках
трубы). Любая образующаяся накипь уносится вместе с откачиваемыми скважинными жидкостями.
В настоящее время это устройство
успешно применяется при использовании механизированной эксплуатации скважин.
С его помощью обеспечивается
ингибирование образования большинства видов накипи, включая
самые обычные ее формы, такие
как карбонат кальция и сульфат
бария.
Это устройство особенно эффективно в случае использования
погружных электронасосов (electric submersible pump – ESP), потому что сигнал может передаваться
по силовому кабелю электродвигателя и насоса. Также было доказано, что с его помощью предотвращается заедание плунжеров и
шатунов и осаждение на них накипи или парафинов.
СКВАЖИННЫЙ
СЕПАРАТОР ГАЗА
Компания Wood Group-ESP
разработала новую линию высокопроизводительных, высоко28
Подшипник
из карбида
вольфрама
Возбудитель:
создает напор
и генерирует
вихревое
движение
Подшипник
из карбида
вольфрама
Насосно-компрессорная
труба с покрытием
из карбида вольфрама
Рис. 8. Новый MAGS-сепаратор газа, предназначенный для отделения свободного
выделившегося из жидкости газа перед входом ее в насос
эффективных сепараторов газа.
При высоких значения газового
фактора (gas-oil ratios – GOR)
и низких давлениях столба жидкости в скважине в скважинных
флюидах может содержаться значительный объем свободного выделившегося газа, который может
ухудшить характеристики насоса.
В этих случаях вместо входной
секции насоса устанавливается
сепаратор газа, специально предназначенный для его отделения
из скважинной жидкости, до ее
входа в насос.
В отрасли в скважинах с высокими значениями GOR обычно принято использовать последовательно установленные
сепараторы вращательного или
вихревого типа. В такой схеме в
месте соединения сепараторов
может возникнуть узкое место и
уменьшиться проходное сечение.
В новом многоступенчатом износоустойчивом сепараторе газа
Multi-stage Abrasion Resistant
Gas Separator (MAGS) благодаря
объединению нескольких камер
сепарации в одном корпусе такое
узкое место отсутствует. Оптимальное число и длина камер сепарации были выбраны по результатам тщательно проведенных
испытаний на установке компании. Новые сепараторы (рис. 8)
имеют расчетную производительность 8000 брл/сут (400 серия)
и 16 000 брл/сут (538 серия).
Доказано, что они обеспечивают
эффективную сепарацию газа
(до 95 %). Успешные испытания
этих систем проводятся на нескольких месторождениях с октября 2007 г.
«Интеллектуальный» плунжер. Знание условий в скважине
позволяет оператору принимать
оптимальные решения по добыче.
Получение точных скважинных
данных по давлениям и температурам важно для понимания того,
что происходит в стволе скважине и в коллекторе. Только с такими
знаниями можно быть уверенным
в правильности полученных изменений и регулировок.
Компания Production Control
Services (PCS) разработала PCS
Smart Plunger («интеллектуальный» плунжер). Новые плунжеры оснащены инструментами для
проведения скважинных исследований, которые регистрируют
параметры в скважине во время
ходов плунжера. Система перемещается в стволе скважины также
как стандартный плунжер, но она
оснащена датчиком давления с
блоком памяти. При нормальной
циклической работе насоса плунжер возвращается на поверхность.
Когда плунжер выходит из скважины, каротажный прибор/датчик отсоединяется от него и подключается к компьютеру. Данные
в виде изменений температуры и
давления во времени передаются
оператору скважины и воспроизводятся.
Новые плунжеры с каротажными приборами и датчиками (рис. 9)
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
записывают скорости перемещения плунжера вверх и вниз в
стволе скважины, несоответствия
и точки контакта с жидкостями
и изменения температур в газе и
жидкости. Эти данные могут использоваться для минимизации
простоев за счет увеличения объема информации об условиях в
стволе и забое скважины.
Аномалии, встречающиеся
в значениях давлений и температур, регистрируются заключенным в кожух каротажным
прибором, находящимся внутри
плунжера, с частотой одно измерение в секунду. Новые плунжеры позволяют выполнять каротаж
скважин при постоянном движении плунжера на протяжении
восьми дней. Эти плунжеры могут работать при температурах до
148,9 °С и давлениях до 10 000 psi
(1 psi = 6900 Па), при использовании конфигурации плунжера
с несколькими частотами замера параметров можно получить
15 различных частот измерений.
Например, в соответствии с методикой испытаний может возникнуть необходимость выполнять
измерения каждые 10 сек в течение часа, затем каждую минуту в
течение 30 дней.
Хотя доказано, что данные, получаемые с помощью нового плунжера, являются очень важными
для оценки и оптимизации скважин с откачкой из них плунжерными насосами, но польза их не
ограничивается только этой сферой. Разработан стационарный вариант, который может доставлять
скважинный зонд в забой. Затем
этот зонд может извлекаться на
поверхность с помощью специальных плунжеров с ловильными
захватами. Благодаря этой системе отпадает необходимость в
проведении исследований притока в забой скважины с помощью
спускаемых на тросе каротажных
приборов. Новые плунжеры могут
выполнять те же самые функции с
меньшими затратами и минимальным участием персонала и оборудования.
Новые плунжеры позволяют
дополнительно проводить важные диагностические испытания,
включая:
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Рис. 9. Новая линия плунжеров, оснащенных каротажными приборами с блоками
памяти
• замер давления в основном
стволе, обеспечивающий промысловых инженеров важными данными для анализа коллектора;
• обнаружение утечек в
насосно-компрессорной колонне и в стволе у основания
колонны с помощью специального прибора для температурного каротажа;
• характеристики откачки
плунжерным насосом (этот
метод успешно используется
в проблемных скважинах, в
которых ход плунжера спорадически изменяется или
обеспечивается правильная
работа насоса);
• четырехточечные изохронные испытания на поверхности, благодаря которым
можно получить IPR-графики
(путем изменения противодавления, прикладываемого
к фонтанирующей скважине);
• исследование снижения давления с помощью стационарного каротажного прибора, в
ходе которого определяются
различные точки горизонта
для подтверждения данных
о пластовом давлении и его
влиянии на добычу;
• анализ нарушения покрывающих слоев.
Другие возможные области
применения включают кислотную
обработку, повторный гидроразрыв и ремонт скважин.
№8 • август 2009
ГАЗЛИФТ
К новым технологиям газлифта
можно отнести три новые разработки.
Метод газлифта с увеличенной скоростью в межтрубном
пространстве (Enhanced Annular
Velocity – EAV). В этом методе
используется колонна насоснокомпрессорных труб и клапаны
газлифта выше пакера, а ниже
нагнетательная колонна со специально выбранными размерами, внутри которой находятся
клапаны газлифта. Нагнетаемый
газ через переводник узла поперечного отклонения потока в пакере поступает в кольцевое пространство в обсадной колонне и
в нагнетательную колонну ниже
пакера. Когда достигается самая
низкая точка нагнетания, газ выходит в нагнетательную колонну,
смешивается с добываемым газом и жидкостями и течет вверх
по межтрубному пространству.
Жидкость и газ текут через переводник узла поперечного отклонения потока и по колонне поднимаются на поверхность (рис. 10).
Успех этой системы зависит от
правильного выбора размеров
колонны насосно-компрессорных
труб и нагнетательной колонны,
гарантирующего, что адекватная
скорость течения может поддерживаться по всей скважине.
Беспакерная наглухо закрытая колонна. Такая система может
быть использована для предотвращения попадания большого
количества пластовой жидкости в
скважины с протяженными перфорированными интервалами
или горизонтальными боковыми
стволами с целью гарантии устойчивой добычи и наименьшего
динамического давления при
откачке. Вся установка включает эксплуатационную колонну
насосно-компрессорных труб и
клапаны газлифта выше щелевого переводника для поперечного
отклонения потока и наглухо закрытой колонны ниже. При правильно выбранных размерах этой
колонны добываемая жидкость и
газ будут течь в межтрубном пространстве с адекватной скоростью
и через щелевой переводник попадать в эксплуатационную колонну
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
Рис. 10. Нагнетаемый газ вытекает из межтрубного пространства
в НКТ и входит в межтрубное пространство обсадной колонны
насосно-компрессорных труб. Затем работает традиционная система газлифта, за счет которой вся
жидкость и газ поднимаются на
поверхность (рис. 11).
Узел с глубоко расположенной
трубой. В процессе эксплуатации
глубоких скважин используется переводник узла поперечного отклонения потока и уникальный ствол
скважины минимального диаметра
ниже пакера. Такая конструкция
облегчает нагнетание газа в самую
глубокую точку скважины без создания дополнительного противодавления, действующего на пласт.
Типичная установка может включать 2-дюймовую эксплуатационную колонну подъемных труб
выше пакера, переводник узла
поперечного отклонения потока с
2-дюймовой колонной подъемных
труб ниже пакера и 1-дюймовую
нагнетательную колонну внутри
хвостовой трубы (рис. 12).
Сжатый газ проходит через
межтрубное пространство между
обсадной и подъемной колонной,
через переводник узла поперечного отклонения потока и попадает в 1-дюймовую нагнетательную
колонну. Затем газ выходит из
клапана газлифта и смешивается
с добываемой жидкостью и газом
в 2-дюймовой колонне подъемных
труб с 1-дюймовым кольцевым
пространством. Жидкость и газ
поднимаются вверх, через переводник узла поперечного отклонения
потока попадают в 2-дюймовую
эксплуатационную колонну и вы30
Рис. 11. При правильно выбранных размерах наглухо закрытой
колонны добываемая жидкость и газ будут течь с адекватной
скоростью в межтрубном пространстве
ходят на поверхность. Узел с глубоко расположенной трубой можно
использовать в большинстве скважин и приспособить к их характеристикам. Этот узел позволяет
эффективно снизить давление при
откачке ниже тех значений, которые могут быть обеспечены стандартными методами газлифта.
Камера накопления, приводимая в действие давлением (PACT).
Компания Nojak Pumping Solutions из Александрии, шт. Индиана, (прежнее название – Airlift
Services), разработала новую систему откачки Nojak Pumping System.
Система использует давление газа
для подъема добываемой жидкости через ряд камер накопления
жидкости, размещенных прямо в
обсадной колонне, и предназначена для использования в неглубоких скважинах (менее 3000 фут),
из которых обычно добывается ме-
Рис. 12. Нагнетаемый газ проходит вниз
по межтрубному пространству между
подъемной и обсадной колонной и
через узел поперечного отклонения
потока попадает в колонну с небольшим
внутренним диаметром
нее 100 брл/сут флюидов. В настоящее время эта система установлена в 19 скважинах. Она состоит из
двух основных элементов – приводимых в действие давлением камер
накопления и находящейся на поверхности системы управления.
Система откачки, находящаяся
в стволе скважины, состоит из ряда
приводимых в действие давлением
камер накопления, соединенных с
помощью линейных трубных сборок. Камеры размещены в скважине с интервалами приблизительно
250 фут. Камеры для накопления
жидкости соединены вместе и поддерживаются с помощью множества линейных трубных сборок.
Дополнительная опора и трос из
нержавеющей стали присоединены к каждой камере накопления
жидкости Система управления
включает компрессор и управляемую микропроцессором группу
клапанов для направления потока
жидкости через камеры. Сжатый
газ на поверхности используется
для создания давления в камерах,
с помощью которого осуществляется подъем жидкости из одной
камеры в другую.
При работе насосной камеры
используются обратные шаровые
клапаны и поплавок в камере для
направления потока жидкости. После заполнения камеры жидкостью
в нее подается сжатый газ, сжимаемый компрессором на поверхности.
Давление газа на жидкость заставляет шаровой клапан садиться на
седло на дне камеры. После этого
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ДОБЫЧА
поток жидкости направляется через другой шаровой клапан и через
эксплуатационный трубопровод.
Когда жидкость заполняет камеру
доверху, она вытекает из нее и через
линейную трубную сборку входит в
следующую находящуюся выше камеру. Поплавок внутри камеры показывает уровень жидкости. Когда
жидкость доходит до дна камеры,
поплавок садится на седло и перекрывает течение. В результате газ
не может входить в поток добываемой жидкости. В течение цикла заполнения, когда камера заполняется
жидкостью до самого верха, поплавок садится на другое седло. Поплавок перекрывает течение жидкости
и не дает ей возможности попасть в
газовые линии (рис. 13).
Все камеры накопления жидкости работают по одинаковому принципу. После заполнения каждой
камеры жидкостью подаваемый с
поверхности сжатый газ заставляет жидкость подниматься в следующую находящуюся выше камеру.
Непрерывная работа системы откачки обеспечивается за счет подачи давления газа в чередующиеся
камеры. Как только давление газа
в четных камерах возрастает, жидкость начинает поступать в нечетные камеры. Далее, когда давление
газа возрастает в нечетных камерах, жидкость поступает в четные
камеры. В каждом полном цикле
подачи давления в камеры вся жидкость, заполняющая камеры, поднимается на поверхность.
Система управления откачкой
жидкости из скважины находится на поверхности. Она включает
компрессор и управляемую микропроцессором группу клапанов.
Функция клапанов заключается
в подключении чередующихся
камер накопления жидкости к источнику давления или к источнику
забора жидкости. Микропроцессор обладает способностью изменять длительность циклов подачи
давления и также функционирует
как таймер включения/ выключения системы. Система может быть
отрегулирована для работы с более
продолжительными циклами при
низкой добыче или для работы
только два часа в сутки.
PACT-система является более
совершенной по сравнению с тра-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Рис. 13. Добываемые жидкости при
подъеме проходят через несколько
камер накопления жидкости
диционными системами откачки,
потому что в ней не используются
стальные штанги или подъемные
трубы и не требуется оборудование для извлечения ее элементов
из скважины. Для работы системы
откачки не требуется использовать
энергию пласта-коллектора и узлы
насоса не повреждаются при сухой
откачке; система работает при низком давлении (150 psi) и не имеет
движущихся частей на поверхности.
Газлифт высокого давления.
Система газлифта высокого давления XLift компании Schlumberger
используется с 2005 г. Эта система является рекордсменом с точки
зрения надежности работы в процессе механизированной эксплуатации глубоководных скважин на
морских месторождениях. Системы XLift рассматриваются, потому что недавно прошли приемочные испытания при откачке очень
больших объемов жидкости.
Система включает специальный клапан газлифта, приводимый в действие давлением нагнетания, и клапан с регулируемым
проходным сечением с высокими
рабочими характеристиками. Оба
клапана сконструированы так,
чтобы можно было их размещать в
специально предназначенной для
№8 • август 2009
этого системе оправки газлифта с
боковыми карманами. Эта оправка
необычной конструкции позволяет
использовать различные варианты
специальных обходов для кабеля (в
дополнение к конструкции сложного узла заканчивания без влияния
на геометрию ствола скважины).
Клапаны и оправки также имеют
много конструктивных особенностей, проверенных в ходе эксплуатационных испытаний. Это обеспечивает расширенный рабочий
диапазон клапанов, приводимых в
действие давлением нагнетаемого газа, и позволяет использовать
оптимальную линию для подачи
стабильного расхода нагнетаемого
газа. Устойчивые к сбоям и надежно работающие клапаны с сопряженными металлическими поверхностями и жесткими уплотнениями
обеспечивают поддержание давления в межтрубном пространстве на
всех этапах работы.
Система имеет повышенную
надежность и эффективность по
сравнению с традиционными системами газлифта. Эти усовершенствования и текущее тестирование
этой системы газлифта высокого давления для определения ее
надежности гарантируют, что в
условиях морских глубоководных
месторождений она будет работать
безотказно.
Перевел В. Клепинин
James F. Lea (Дж. Ф. Ли) читает курс лекций специалистамнефтяникам по механизированной эксплуатации
скважин и добыче нефти. Он
получил степени бакалавра
и магистра по механике в
Университете Арканзаса и
степень доктора в Южном
Методистском университете.
М-р Ли c 1970 по 1975 гг. работал в компании
Sun Oil инженером-исследователем, с 1975 по
1978 гг. преподавал в Университете Арканзаса.
С 1979 по 1999 гг. работал в компании Amoco
EPTG руководителем группы оптимизации добычи и механизированной эксплуатации скважин и с 1999 по 2006 гг. был деканом факультета
технологии добычи нефти Техасского Технического университета.
Herald W. Winkler (Г. У. Уинклер) был деканом в Техасском техническом университете на факультете технология
добычи нефти, в г. Лубок,
шт. Техас. В настоящее время
он работает консультантом по
механизированной эксплуатации скважин и специализируется в области газлифта.
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ УРАВНЕНИЯ ХЬЮБЕРТА
ДЛЯ ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ
H. C. Juvkam-Wold, A. J. Dessler, Texas A&M University, Колледж Стейшн, Техас
В соответствии с этим методом можно относительно точно описать максимальные извлекаемые
запасы. Это не предположение и прогноз увеличения запасов
ВВЕДЕНИЕ
История добычи нефти в зависимости от времени
для определения региональных тенденций описывается куполообразной кривой. В качестве подходящего
Добыча, млн брл/сут
Северное море
Действительная
добыча
Кривая
Хьюберта
Рис. 1. Динамика добычи нефти в Северном море
32
примера можно привести добычу нефти в Северном
море (рис. 1). Эта диаграмма и другие отражают только добычу сырой нефти и конденсата. Очень важно
помнить, что добыча природного газа, тяжелой нефти,
битуминозной нефти и других нетрадиционных запасов углеводородов в эти данные не включены.
Прямая кривая на рис. 1 отражает логистическую динамику. Уравнение для этой кривой является
производным логистической кривой, используемой
M. К. Хьюбертом. Производная кривая описывается
следующим образом: P = dQ/dt, где
Р = 2Pm/1 + cos H [b*(t – tm)],
где Р – добыча сырой нефти (млрд брл/год); Pm – пик
добычи (млрд брл/год); t – время; tm – период пика добычи; b – фактор, описанный кривой (млрд брл/год);
Q – суммарная добыча в млрд брл за время t.
С помощью этой кривой можно определить данные по добыче достаточно точно. В первой половине
периода (до 2000 г.) мы видим, что добыча экспоненциально растет. Затем, достигла максимума, когда
примерно половина запасов уже была добыта. Из
этого графика видно, какой будет добыча в будущем,
особенно с учетом разброса данных. Данные по добыче, отраженные на графике рис. 1, могут также
совпадать с аналогичным (нормальным) распределением Гаусса.
Мы можем еще раз построить (различными способами) график динамики добычи в Северном море. На
рис. 2 приведены данные коэффициента ежегодной
добычи, разделенные на данные по совокупной доОтношение ежегодной к совокупной добыче, %
Когда мы убедимся в сокращении запасов нефти?
Как много нефти еще осталось в недрах? Когда наступит пик добычи нефти? Все эти вопросы неоднократно появлялись в прессе, особенно в тот период,
когда цены стали расти и достигли 100 долл/брл. Уже
приводились различные цифры, причем с достаточно
большой точностью, опираясь на современные цены
и инновационные технологии. Это определение может быть обманчивым прогнозом будущей добычи.
Например, в прессе всегда публиковалась информация
об оставшихся запасах США сырой нефти, составляющих примерно 40 млрд брл или менее. По данным
некоторых аналитиков этот показатель приравнивается к 20 млрд брл. Однако мы уже добыли свыше
200 млрд брл. Итак, насколько мы можем доверять оценке
в 20 млрд брл?
В этой статье мы представим метод оценки нефтяных
запасов, основанный на исторических данных по добыче. Данный метод разработан М. К. Хьюбертом [1, 2].
Мы не будем строить предположений относительно
цен, геологии, политики, технологий, максимальных
извлекаемых запасов и увеличения запасов. И еще
мы верим, что наша оценка будет правдива. Все эти
факторы учтены в уравнении Хьюберта, однако они
не очень важны. Результатом прогноза оставшихся запасов США является цифра в 40 млрд брл и 1400 млрд
брл в мире в целом.
Северное море
Действительная
добыча
Данные
по Хьюберту
Рис. 2. Динамика изменения коэффициента совокупной
добычи
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
США
Добыча, млн брл/сут
Оставшиеся запасы, млрд брл
Северное море
Данные
по Хьюберту
Зарегистрированные
Данные
по Хьюберту
Рис. 4. Добыча сырой нефти в США
Рис. 3. Запасы сырой нефти в Северном море
США
Данные
по Хьюберту
Рис. 6. Добыча сырой нефти в США
быче (ось Y) и данные по совокупной добыче (ось Х).
Совокупная добыча отражает уже добытую нефть
за определенный период времени. График отражает
ежегодную динамику изменения коэффициента увеличения совокупной добычи. Из рис. 2 видно, что в
определенное время кривая образует петлю (в данном
случае в 1994 г.) Когда кривая достигнет оси Х, добыча
сократится до нуля и показатель совокупной добычи
станет максимальным. Из графика рис. 2 видно, что
в Северном море уже добыто примерно 46 млрд брл
нефти и еще осталось примерно 10 млрд брл. Из графика, представленного на рис. 1 мы видим, что к 2020 г.
норма отбора станет меньше и составит почти одну
четвертую по сравнению с настоящим временем.
Поскольку мы также располагаем графиком, представленным на рис. 2, мы можем его использовать для
оценки двух параметров – нефтеотдачи и оставшихся
запасов.
Если нам повезет найти в Северном море больше
запасов нефти, форма кривой может измениться, тем
более, что найти большие запасы в этом регионе будет несложно. Отметим также, что в оценку включена
кривая логистического распределения, отраженная на
рис. 2. Логистичекое распределение показано прямой
линией, отражающей по существу действительную
добычу. С 1994 г. данные по действительной добыче
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Е
Данные
по Хьюберту
Зарегистрированные
данные
Рис. 5. Динамика изменения коэффициента совокупной добычи
Т
Добыча, млн брл/сут
Отношение ежегодной добычи к совокупной добыче, %
США
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
практически точно совпадают с этой линией. Построение кривой Хьюберта основано на уравнении, показанном выше. В настоящее время, поскольку с 2000 г.
нефтеотдача в Северном море снижается, совокупная
добыча повышается в среднем на 3 % в год.
На рис. 3 показана динамика изменения отношения
оставшихся запасов (Северного моря) ко времени. Результаты расчетов по уравнению Хьюберта приведены
на рисунке длинной кривой; данные по уже добытым
запасам [3] показаны точками. Как видно из этого рисунка, обе кривые совпадают примерно после 2004 г.
это говорит о том, что данные по Хьюберту о запасах
в зависимости от времени, являются достаточно точными, даже если они получены путем расчетов, основанных на предположениях. Отметим, что увеличение
запасов в соответствии с данными было зарегистрировано до 2000 г.
Но не по всем регионам можно построить такие
кривые, как показано выше, но техника, обсуждаемая
в статье, до сих пор широко применяется и достаточно
точна. В следующей главе мы рассмотрим несколько
примеров использования обсуждаемых расчетов.
ПРИМЕРЫ
На рис. 4–6 изображены аналогичные кривые
по запасам США. В противовес с разбросом данных,
приведенных на рис. 4, пик добычи наступил примерно в 1970 г., как и прогнозировал Хьюберт [1],
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
Данные
по Хьюберту
Рис. 7. Динамика изменения добычи сырой нефти в мире
Запасы, млрд брл
В мире в целом
Данные
по Хьюберту
Зарегистрированные
запасы
Рис. 9. Динамика изменения запасов нефти в мире в целом
и в настоящее время добыта примерно половина запасов. На рис. 5 мы можем опять отметить тенденцию
линейности, включая, что в США добыто уже свыше
200 млрд брл и примерно еще 40 млрд брл осталось
(т. е. совокупная добыча составляет примерно 210–
250 млрд брл). На рис. 5 прямой линией отражена
тенденция добыча на протяжении последних 50 лет.
Однако это противоречит разнице в ценах на нефть
примерно на 30 единиц, численности парка буровых
установок (примерно 500–4000 единиц), инновационных технологий разведки, новых открытий, таких
как Аляска и Мексиканский залив и техники горизонтального бурения. Ежегодно показатель совокупной
добычи США увеличивается примерно на 1 %. Также
это подтверждает, что в США уже извлечено примерно
80 % запасов сырой нефти.
Если мы еще раз обратимся к рис. 5, используя данные только после 1950 г. и построим линию, отражающую тенденцию изменения этих данных, мы получим
удивительную корреляцию R2 = 0,9850. Как показано
выше, более ранние данные по добыче не соответствовали тенденции линейности.
На рис. 6 показана динамика изменения запасов
сырой нефти США в зависимости от времени. И вновь
можно отметить значительное отличие между данными по запасам, рассчитанными по уравнению Хьюберта и зарегистрированными данными [3]. Отметим, что
зарегистрированные данные не изменялись на про34
В мире в целом
Отношение ежегодной добычи
к совокупной добыче, %
Добыча, млн брл/сут
В мире
в целом
Данные
по Хьюберту
Рис. 8. Изменение коэффициента совокупной добычи в мире
в целом
тяжении достаточно длительного периода времени.
Максимальное значение этого показателя пришлось
на отметку в 40 млрд брл, несмотря на тот факт, что
в США уже добыто свыше 200 млрд брл. И вновь две
кривые со временем приближаются, как это отмечалось на графике, изображенном на рис. 3, отражающем запасы сырой нефти в Северном море.
Проблема пика добычи нефти уже неоднократно
обсуждалась в прессе, и были сделаны достаточно
противоречивые выводы. Некоторые «эксперты»
прогнозировали, что пик добычи уже прошел. Другие считают, что пик добычи пройден уже десятилетия назад. В основном считается, что большая часть
оставшихся запасов находится в странах ОПЕК, где
на нефтеотдачу и оценку запасов зачастую влияют
политические факторы. В настоящее время во всем
мире запускается ряд проектов. В соответствии с данными, представленными на рис. 7, пик добычи нефти
в мире еще не пройден. Из этого можно сделать вывод, что нам не следует слишком доверять данным
графиков. Из рис. 8 видно, что если установившаяся
тенденция продолжится, линейная зависимость показателя максимальной добычи достигнет оси Y на
отметке в 2,5 трлн брл. Это означает, что, возможно,
мы сможем добыть еще 1,4 трлн брл сырой нефти.
Эта оценка предполагаемая, но достойна внимания,
поскольку начало тенденции линейности приходится
на 1985 г. Попробуем продолжить далее, как показано
на рис. 9, зависимости зарегистрированных [3] и рассчитанных данных о мировых запасах сырой нефти.
Мы можем отметить очевидное значительное увеличение зарегистрированных запасов нефти. Между
тем, мы можем отметить, насколько этот показатель
увеличивается.
Зарегистрированные запасы означают, что показатель рассчитан в соответствии с установленными
правилами и отражен в Oil & Gas Journal, World Oil и
BP Statistical Review, а также других источниках. Эти
запасы зачастую увеличивались или оставались сравнительно постоянными на протяжении многих лет
(в частности, в США), кроме того, эти данные не отражают, как много запасов еще осталось. Рассчитывая
запасы, мы получаем данные о совокупной добыче минус добытую нефть, используя показатель корреляции,
полученный из уравнения Хьюберта и графиков.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
ВЫВОДЫ
В этой статье отражены наши размышления, основанные на многолетнем опыте, а также материалы,
взятые из книг, журналов и технических статей, написанных по этой тематике. Кроме того, подведены
итоги опроса специалистов и детального анализа. Мы
представили достаточно правдивую теорию определения показателя запасов нефти, основанных на исторических данных, как было опубликовано в различных
журналах и на сайтах.
Технология была разработана М. К. Хьюбертом и
позже была объяснена и расширена К. С. Деффейсом,
профессором университета Emeritus at Princeton University. Его книга Beyond Oil: The View from Hubbert’s Peak
[4] объясняла подход, отраженный графиком на рис. 1 и
2. Это уравнение достаточно точно отражает тенденцию
динамики изменения запасов, особенно в крупных регионах с высокой активностью бурения и добычи и где
добыча уже достигла пикового значения. Этот процесс
не относится к каким-то единичным скважинам или небольшим регионам, где добыча только началась.
На различных сайтах [5 и 6]можно ознакомиться с
информацией о линейности Хьюберта (рис. 2); кроме
того, там же приводятся статьи авторов, полагающих,
что методика Хьюберта не жизнеспособна и приводятся аргументы, в соответствии с которыми было составлено это мнение.
В противоположность мнению критиков метода
Хьюберта, мы считаем, что расчеты основаны не на
предположении. Кроме того, мы читаем, что концепция оценки запасов достаточно правдива.
В соответствии с этой оценкой оставшиеся запасы
США сырой нефти составляют, как минимум, 40 млрд
брл. В мире в целом этот показатель составляет примерно 1,4 трлн брл.
Перевел Г. Кочетков
Список литературы
1. Hubbert, M. K., «Nuclear energy and the fossil fuels», presented before
the spring meeting of the Southern District Division of Production, American
Petroleum Institute, San Antonio, Texas, March 8, 1956. Pub. No. 95, Shell
Development Co., Exploration and Production Research Division, Houston,
1956, http://www.hubbertpeak.com/hubbert/1956/1956.pdf.
2. Hubbert, M. K., «Techniques of prediction as applied to the production
of oil and gas», presented at symposium of US Department of Commerce,
Washington D.C., June 18-20, 1980. In Saul I. Gass, ed., Oil and Gas Supply
Modeling, National Bureau of Standards special publication 631, National
Bureau of Standards, Washington D.C., 1982, pp. 16-141.
3. Oil & Gas Journal in mid-December of each year.
4. Deffeyes. K. S., “Beyond Oil: The View from Hubbert’s Peak,” Hill & Wang,
New York, 2005.
5. http://www.theoildrum.com
6. http://www.peakoil.com
H. C. Juvkam-Wold (Х. К. Ювкам-Уолд), профессор Harold Vance Department of Petroleum Engineering техасского университета в Колледж Стейшн (Техас). Более
двадцати лет г-н Ювкам-Уолд занимается исследованиями. Он имеет степени бакалавра, магистра и доктора
наук по механике.
A. J. Dessler (А. Дж. Десслер), профессор техасского университета. Более 26 лет он посвятил исследованиям в
области физики и астрономии. М-р Десслер занимается
исследованиями свыше 38 лет. Он имеет степени бакалавра и доктора технических наук.
НОВЫЕ НАЗНАЧЕНИЯ В ОТРАСЛИ
Г-жа Susan Smith Nash (С. Смит Неш)
назначена директором нового Образовательного Департамента, созданного
под патронажем Американской ассоциации геологов-нефтяников (American Association of Petroleum Geologists
– AAPG). Она имеет образование геолога и является членом AAPG. До начала
карьеры в Ассоциации г-жа Неш работала геологом и выполняла работы по
проведению анализа международных
операций для компаний Valley Exploration, Diamond Shamrock, Kerr-McGee и
Victoria Resources.
John W. Dalton, Sr., (Дж. У. Далтон)
вице-президент Mustang (отделение
John Wood Group PLC) был выбран
председателем комитета Construction
Industry Institute (CII). CII – консорциум в который входят владельцы, подрядчики, поставщики и ученые.
Компания Oilsands Quest Inc. объявила назначении Garth Wong (Дж. Вонга)
на должность финансового директора.
Г-н Вонг сменил на этом посту Karim
Hirji (К. Хирджи), который продолжит
работать в компании в качестве консультанта. До этого назначения г-н Вонг
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Компания ECCO Energy объявил
занимал должность вице-президента
о назначении Ray Ward (Р. Уорда) на
Sokol Developments Inc.
должность финансового директора.
Компания Flowserve Corp. объявила Г-н Уорд работает в отрасли более 30 лет.
о назначении Lars E. Rosene (Л. И. Роу- Он принимал участие в реализации
зена) руководителем отдела. Г-н Роузен многих проектов разработки местоболее 13 лет работает в области вну- рождений (более 500) и присутствовал
тренних и внешних взаимоотношений. при заканчивании более 5000 скваДо начала в 2005 г. сотрудничества с жин. До этого назначения г-н Урд боFlowserve г-н Роузен занимал должность лее 18 лет работал в компании Mobil
вице-президента и руководителя отдела Oil Corp.
связей с общественностью в Citigroup.
Rod Starr (Р. Старр) был назначен
Компания Sensornet объявила о на- главным менеджером компании по
значении John Dick (Дж. Дика) вице- Азиатско-Тихоокеанскому региону
президентом компании по европейскому, TGS-Nopec Geophysical Co. до этого наСНГ и африканскому регионам (Europe, значения г-н Старр занимал должность
Former Soviet Union, Africa – EFA). руководителя отдела Geologic Products
Г-н Дик работает в области оказания сер- & Services. Tanya Johnstone (Т. Джонвисных услуг более 13 лет и участвовал стон) была назначена на должность
в проектах на Ближнем Востоке, США и регионального менеджера по Индонезии и Австралии. До этого назначения
Азиатско-Тихоокеанском регионе.
г-жа Джонстон с 2002 г. работала по
Компания Swellable объявила о на- Азиатско-Тихоокеанскому региону.
значении Malcolm Pitman (М. Питмана) Iain Buchan (Я. Бичман) был назначен
на должность вице-президента по евро- на должность регионального менеджепейскому и российскому регионам. Ра- ра по Южной и Юго-Восточной Азии.
нее г-н Питман занимал ряд руководящих Г-н Бичман более 25 лет занимается
должностей в ведущих компаниях отрас- проектами Азиатско-Тихоокеанского
региона.
ли, таких как Shell и Baker Oil Tools.
№8 • август 2009
35
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ СКВАЖИНЫ
ПРИ ПОМОЩИ НОВОГО
ВОДЯНОГО ДАТЧИКА
D. Tunison, Rocky Mountain Oilfield Testing Center, B. Houghton, PPS Control
Новый датчик, благодаря которому определяется уровень скважинных флюидов, облегчает контроль
состояния скважины и увеличивает срок эксплуатации забойного насоса
Новый водяной датчик Accuwire
Transducer компании PPS Control,
предназначенный для использования на месторождениях, был недавно испытан в регионе Скалистых
Гор (Rocky Mountain Oilfield Testing
Center – RMOTC) на месторождении Типот Доум, известном также
под названием Навал Петролеум
Резерв (Naval Petroleum Reserve No.
3 – NPR-3), расположенном около
Каспера (шт. Вайоминг).
логия может также использоваться
и в других целях. Менеджер проекта RMOTC после консультации
с PPS Control для моделирования
притока воды выбрал скважину
Well 86-1-X-10 (рис. 1), пробуренную на угольные пласты (coalbed
methane – СВМ) скважину глубиной 1000 фут (1 фут = 0,3048 м).
Скважина была обсажена без
перфорирования и установки цеПорт для кабеля датчика
ментной пробки на дне на глубине
Порт для ESP
1101 фут. Эта скважина большого
Колонна НКТ, 23/8″
диаметра (133/8″) представляла соВода
бой замкнутую систему для проведения испытаний. С поверхности в
Вода из резервуара, 500 брл
скважину закачивалась вода. СкваКабель ESP
жина была закончена установкой
Устьевый колпак
ВНЕДРЕНИЕ
эксплуатационной колонной НКТ и
Принимая во внимание, что
спуском погружного электронасоса
3
Колонна НКТ, 2 /8″
нефтяные скважины в основном
(electrical submersible pump – ESP).
эксплуатируются методом механиСкважина была оснащена электризированной добычи, возникает неческим кабелем для ESP. В скважину
обходимость в упрощении контроля
также был спущен трос с закреплени анализа скважинных параметров.
ным на нем датчиком давления. ОбоКабель датчика
В апреле 2008 г. на испытательном
рудование устья состояло из подвестенде RMOTC проводились четыски НКТ, электрического кабеля для
Обсадная колонна, 133/8″
рехдневные исследования. Несмодатчика давления и сейсмического
тря на то, что первичные испытания
кабеля. Система закачки воды вклюКабель двигателя
уже были проведены, особенности
чала резервуар объемом 400 брл и
Насос
работы датчика в скважинных
водяной насос. После закачки воды
Двигатель, глубина 1050 фут
условиях еще не были изучены. По
уровень воды, давление и дебит конПробка, 1158 фут
этой причине с целью лучшего потролировались. На рис. 2 показана
нимания его характеристик новое
последовательность операций на
устройство было испытано еще раз.
поверхности.
Проектная глубина, 1158 фут
Результаты исследования подтверВ эксплуатационной колонне
Рис. 1. Схема скважины Well 86-1-X-10
дили преимущества новой системы,
скважины диаметром 23/8″ на глубикоторые еще предстоит оценить
не 900 фут был размещен Grundfos
операторам. Исследование
ESP. Датчик давления был
Измерительные приборы
скважинного датчика было
установлен на 3 фут выше
Резервуар,
Перекачивающий насос
очень важным решением с
ESP. Кабель Accuwire и дат400 брл
МС-II, 1″
Клапан
точки зрения определения
чик был размещен в забое,
его возможностей и харака электрооборудование –
теристик.
на поверхности. С целью
корректировки уровня
МС-II, 1″
ИСПЫТАНИЯ НА
воды в колонне, осущестОбсадная
МЕСТОРОЖДЕНИИ
влялся контроль глубины
Вода
колонна,
Штуцер
для
133/8″
Трехфазный насос с фланцем
корректировки
Цель проведения полеводы. Флюиды выкачина металлическом основании
нагнетания
вых испытаний заключалась
вались из скважины при
(мощность 15 л. с.,
3600 об/мин, 480 В)
в определении работоспопомощи ESP и собирались
собности и характеристик
в резервуар, расположенводяного скважинного
ный на поверхности. Додатчика, хотя новая техно- Рис. 2. Схема процесса
бываемые флюиды исполь36
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
зовались повторно для нагнетания
в скважину. Нагнетание и добыча
флюидов, а также противодавление
контролировались с целью поддержания условий испытания.
В колонне НКТ с целью контроля работоспособности нового
устройства был размещен скважинный датчик давления. Новое
устройство было разработано по
принципу датчика значений скважинного давления, но без электроники. С помощью нового датчика изменения уровня флюидов в
скважине быстро определялись;
точность измерения составляла
±2 %. Для оптимизации проведения
операций проводилась калибровка.
Система Accuwire состоит из специального кабеля, размещаемого в
скважине и небольшого электронного контроллера, который может
быть установлен на поверхности
вместе с оборудованием для контроля давления. Контроллер производит электрические импульсы,
которые направляются по кабелю в
скважину. Система определяет изменения по импедансу – измерению сопротивления синусоидальной переменной. Данные об уровне
флюидов конвертируются в соответствии со стандартным процессом контроля (мощность внешнего
устройства контроля составляет
4–20 мА). Данные об уровне флюидов могут также читаться напрямую
с контроллера с использованием
последовательного интерфейса.
Обработку скважинных данных,
проступающих с контроллера, можно осуществлять при помощи персонального компьютера (personal
computer – PC). Последовательный
интерфейс использует стандарты
Modbus protocol.
Испытания начались сразу после
установки системы. По мере изменения в скважине уровня флюидов
было проведено сравнение нового
датчика и датчика скважинного давления. Это сравнение использовалось при калибровке, определении
линейности и других скважинных
параметров. Система функционировала очень хорошо. Для оптимизации скважинных параметров и
линейности была проведена корректировка уровня флюидов (примерно на 2 %). Исследование доказало эффективность технологии,
которая обеспечивала повышение
добычи и экономию затрат.
ВЫВОДЫ
Благодаря проведенным испытаниям повысилась точность
и надежность новой технологии.
Система обеспечивала высокую
эффективность проведения операций. Поскольку все электронное
оснащение датчиков находится на
поверхности, а не в скважине, техническое обслуживание и устранение неполадок в значительной
степени облегчаются, кроме того,
это обеспечивает значительную
экономию средств. Затраты на сен-
сорный кабель также значительно
ниже, чем на кабель для датчика
скважинного давления. Использование датчика уровня скважинных
флюидов обеспечивает снижение
капитальных затрат и позволяет
оператору оценить продуктивность
развитых месторождений. В случае,
рассматриваемом в данной статье,
при помощи скважинного датчика
определяли объемы добычи метана
из угольных пластов, а также возможность снижения капитальных
затрат. Новый датчик обеспечил
рабочие, точные и надежные данные о забойном давлении, которое
является одним из самых важных
скважинных параметров, замеряемых в процессе анализа. Данные
отправляются в систему контроля
PPS Control для обработки и корректировки.
Перевел Г. Кочетков
Doug Tunison (Д. Тьюнижн) имеет более чем
17-летний опыт работы на различных месторождениях. В настоящее время м-р Тьюнижн
занимает должность менеджера RMOTC. До
сотрудничества с RMOTC (в 1996 г.) он работал в Civil Engineer Corps. М-р Тьюнижн имеет
степень бакалавра по технической физике от
университета в Канзасе и степень магистра по
нефтяным технологиям от техасского технического университета.
Brian Houghton (Б. Хоттон) работает в R&D-секторе
свыше 30 лет. В 1998 г. г-н Хоттон начал сотрудничать с B H Consulting и затем в 2001 г. с PPS
Control. Г-н Хоттон получил степень бакалавра
и магистра по электрике в Государственном университете Колорадо. Связаться с м-ром Хоттоном
можно по адресу: [email protected]
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Международная компания Amec объявила о приобретении активов сервисной компании Performance Improvements
Group (PI) Ltd. PI –инженерно-консультационная компания, фокусирующая внимание на операциях в Северном
море. Число сотрудников компании составляет 120 человек.
Компания Amec на протяжении нескольких лет сотрудничала с PI, реализуя проекты строительства газокомпрессорных
станций.
одно FPSO (Cidade de Santos MV20), которое будет работать
в Уругвае, находится в процессе строительства
FMC Technologies Inc. планирует реализацию проекта
Roncador Module III размещения четырех подводных манифольдов для компании Petrobras. Компания поставит
шесть манифольдов для 12 подводных газонагнетательных
скважин. Манифольды также оснащены 12 подводными
контрольными модулями, обеспечивающими электрогидравлические функции для управления манифольдами и
подводной фонтанной арматурой.
Компания PetroSkills приобрела PetrEX International, специализирующуюся на оказании консультационных услуг и
разработке программ повышения квалификации в области
бурения.
Компания Modec объявила о начале добычи нефти с
FPSO Cidade de Niteroi MV18, арендованном компанией
Petrobras, (оператор – Modec). Это четвертое судно компании Modec, осуществляющее операции в Бразилии. Еще
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Компания Endress+Hauser в феврале 2009 г. открыла отделение Endress+Hauser (Qatar) LLC в Доха (Катар). Специалисты
компании будут осуществлять услуги для отраслевых компаниях, фокусируя внимание на капитальном ремонте, сдаче в
эксплуатацию и техническом обслуживании проектов.
Компания Flowserve Corp. объявила о заключении соглашения с
S&A Abahsain Co. Ltd. Планируется строительство завода по производству контрольных, шаровых и других типов клапанов, электронных, пневматических узлов и другой аппаратуры для нефтегазовой
отрасли. Новое совместное предприятие Flowserve/Abahsain Flow
Control Company Ltd. будет размещено в Аль Кнобаре (Саудовская
Аравия). Также планируется построить аналогичное предприятие
в Дамане. Сдача в эксплуатацию намечена на 2010 г.
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ОБЗОР ЕВРОПЕЙСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ
СИТУАЦИЯ
В ОТРАСЛИ
ВЕЛИКОБРИТАНИИ
Mike O’Brien, глава министерства энергетики и изменения климата. Это министерство было недавно
создано премьер-министром Дж. Г. Брауном
Вопрос. С какой целью было создано новое министерство?
Ответ. Новое министерство было создано с целью
контроля энергоресурсов и изменения климата. Эти
две проблемы тесно взаимосвязаны. В настоящее время ни одно решение не может быть принято без учета
одной из этих проблем, являющихся самыми острыми
и требующими эффективных решений.
Вопрос. Добыча нефти в стране снизилась на 6 %. Какие шаги планирует предпринять правительство, чтобы
предотвратить сокращение добычи?
Ответ. Как и другие сектора нефтегазовая отрасль
принимает все усилия для развития. Нефтегазовая
отрасль является лидирующей в области разработки
инновационных технологий. По сравнению с другими
отраслями в этом секторе отмечается стабильность и
благоприятный инвестиционный климат. В последние годы разработка Северного моря привлекает все
большее число новых компаний. Совокупная добыча
Великобритании составляет 39 млрд брл (в нефтяном
эквиваленте). Извлекаемые запасы Северного моря
оцениваются в более чем 20 млрд брл. В соответствии
с прогнозом инвестиции в разработку Северного моря
в 2009 г. незначительно сократятся. Несмотря на этот
факт, интерес к разведке и инвестированию разработки
континентального шельфа Великобритании повысится
по сравнению с предыдущим годом. Правительство планирует адаптировать лицензионную политику с целью
поддержки отрасли. В сложившихся условиях, несмотря
на колебание цен, важно поддерживать стабильность
сети поставок. Следует отметить, что правительство и
отрасль прилагают все условия, чтобы повысить возможности разработки Северного моря.
Вопрос. Какова стратегия отрасли в области сокращения выбросов СО2?
Ответ. Великобритания разработала самую четкую
энергетическую политику в мире. Отраслевыми компаниями разрабатываются масштабные программы по
снижению к 2050 г. выбросов париковых газов до 80 %
38
от уровня 1990 г. Мы должны уделять особое внимание проблемам изменения климата и формированию
энергетической политики, тем более что располагаем
для этого всеми средствами.
Вопрос. Наблюдается ли прогресс в области разработки альтернативных энергоресурсов?
Ответ. Великобритания – достаточно ветреный
регион, окруженный морями, что подтверждает изобилие возобновляемых энергоресурсов. Расширение
разработок возобновляемых ресурсов, таких как ветер, является жизненно необходимой задачей, как с
точки зрения обеспечения энергоресурсами, так и с
точки зрения сохранения окружающей среды. Правительство Великобритании занимает лидирующее
положение в вопросе снижения к 2020 г. выбросов
парниковых газов на 20–30 %.
Наиболее значимым для Великобритании энергоресурсом является ветер. Использование этого энергоресурса в 2009 г. увеличилось на 26 % (по сравнению
с 2006 г.). Великобритания считается лидером в области использования энергии ветра, опередив Данию.
Вопрос. Какова перспектива поставок в Великобританию природного газа?
Ответ. Половина газа, поставляемого в Великобританию, добывается в Северном, Норвежском морях и
континентальном шельфе Европы. Часть газа транспортируется по подводному трубопроводу, часть – привозится судами СПГ из Алжира, Тринидада, Египта и
Катара. С 2006 г. объемы импорта газа в значительной
степени возросли.
Mike O’Brien (М. О’Брайен), глава министерства энергетики и изменения климата. М. О’Брайен является также
членом Парламента Великобритании.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
РАСШИРЕНИЕ МАСШТАБОВ РАЗРАБОТКИ
ГЛУБОКОВОДНЫХ РЕГИОНОВ
ØØ. Reinertsen, президент StatoilHydro USA & Mexico
Еще до слияния в 2007 г. Statoil и Norsk Hydro активность разработок в Мексиканском заливе обеих компаний была достаточно высока. В настоящее время StatoilHydro является одним из самых крупных операторов в
глубоководных регионах Мексиканского залива, применяя технологии, разработанные для использования в
условиях Северного моря. Компания также расширяет
наземные разработки газовых месторождений.
Вопрос. Какова стратегия разработки Мексиканского залива StatoilHydro?
Ответ. В 2004 г. мы исследовали различные участки
мира в поисках запасов углеводородов. Ресурсы, которые могли бы заинтересовать такие крупные компании
как StatoilHydro, могут залегать в глубоководных участках Мексиканского залива. Поэтому этот регион стал
первым в списке выбранных нами. Кроме того, мы поняли, что технологии, разработанные нами для использования в условиях Северного моря, могут применяться и
при глубоководных разработках Мексиканского залива.
Мы считаем, что с этой целью необходимо объединить
усилия нескольких компаний и исследовать глубоководные регионы, чтобы собрать портфолио. Компания
Statoil объединила свои усилия с Chevron, ExxonMobil,
EnCana, Anadarko, ConocoPhillips и Spinnaker. Это позволило нам создать портфолио, включающее 400 лицензионных договоров, что ставит нашу компанию на четвертое место среди операторов Мексиканского залива. В
настоящее время в Мексиканском заливе осуществляют
операции 200 компаний. В это портфолио входят эксплуатируемые месторождения, которые недавно открылись,
оцениваются, разрабатываются или эксплуатируются.
Наша компания владеет большим числом месторождений, которые в настоящее время исследуются, и бурение
которых начнется в ближайшее время. В 2009 г. мы планируем перебросить в Мексиканский залив две буровые
установки. Первая установка, строящаяся в Сингапуре
компанией Maersk, прибудет в Мексиканский залив уже
в середине лета. Вторая установка прибудет в сентябре.
Строительство этой буровой установки осуществляется
компанией Transocean. Мы разработали на 2010 г. масштабную программу разведки, включающую бурение
восемнадцати разведочных скважин.
Вопрос. Насколько отличались стратегии разработки Мексиканского залива Statoil и Hydro, и не возникает ли разногласий после слияния?
Ответ. Стратегия Statoil в то время была сфокусирована только на глубоководных разработках, в то время как
стратегия Hydro рассматривала операции в Мексиканском
заливе как часть планов. После слияния мы единодушно
решили повысить активность разработок на шельфе, сфокусировав внимание на глубоководных регионах.
Вопрос. Какие технологии, использующиеся в Северном море, компания будет применять в Мексиканском заливе?
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Ответ. Мы планируем использовать оборудование для
повышения отдачи и которое экономит затраты на реализацию проекта. На месторождениях, разрабатываемых в
суровых условиях Северного моря, отдача продукта составляет 50 %. В настоящее время благодаря инновационным технологиям отдача продукта увеличивается до 70 %.
В качестве сравнения отдача продукта на глубоководных
месторождениях Мексиканского залива составляет более
50 % и благодаря инновационным технологиям этот показатель можно повысить еще на 10–20 %. В Норвегии
мы разработали новую технологию, способствующую сокращению затрат на бурение, благодаря бурению одной
протяженной горизонтальной скважины. Специалистами
нашей компании разработано подводное оборудование,
такое как подводный сепаратор, благодаря которому сепарация оды и нефти осуществляется непосредственно
на морском дне, затем нефть транспортируется на платформу. Это способствует экономии большого количества
энергии, которая может быть направлена на повышение
нефтеотдачи. Кроме того, мы разработали подводное насосное оборудование, благодаря которому нефть может
транспортироваться на протяженные дистанции и транспортироваться на платформу.
Вопрос. Активность разработки StatoilHydro газоносных сланцев США повышается, несмотря на высокую активность разработки глубоководных регионов
Мексиканского залива. Как компания справляется с
реализацией таких различных проектов?
Ответ. Несколько лет назад компания рассматривала возможность проведения операций в США и, особенно, на шельфе. Главной причиной этого решения
стал поиск ресурсов, подходящих для долговременной
разработки. Следует отметить, что компания не располагает возможностью оценить запасы газоносных
сланцев, поскольку это направление в значительной
степени отличается от глубоководных разработок. В
связи с этим, если компания запланирует проведение
таких операций, это придется осуществлять в партнерстве со специалистами из других компаний. В настоящее время мы заключили партнерские соглашения на
разработку месторождения Маркеллус с компанией
Chesapeake. Эта компания является самой крупной
газодобывающей компанией США; она управляет
100 наземными буровыми установками. Мы стремимся
повысить квалификацию наших специалистов. Между
нашими компаниями подписаны соглашения на разработку других аналогичных месторождений.
Вопрос. Как отразилось снижение цен на нефть и
газ на планы StatoilHydro в США?
Ответ. В целом наша стратегия разработана. Но сроки
реализации проектов в США ограничены стандартными
операциями (Standard Operating Practice), поскольку мы
действуем в рамках соглашения с Minerals Management
Service (MMS) на разработку месторождений в конкрет-
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ные сроки. Компанией разработаны конкретные планы
и мы не заинтересованы тормозить активность проведения разведочных работ. Мы располагаем буровыми
установками и, конечно, будем их использовать.
Вопрос. Каковы Ваши прогнозы добычи нефти и
газа в ближайшие один – три года?
Ответ. Наша компания является оператором почти
80 % месторождений в Норвегии. Наша задача – увеличить к 2015 г. добычу нефти и газа и мы делаем это благодаря разведке новых месторождений и расширения существующей инфраструктуры. Мы можем использовать
эту инфраструктуру для добычи на небольших месторождениях. В то же время мы пытаемся увеличить объемы
добычи путем повышения отдачи продукта благодаря
разработке инновационных технологий. Наша компания
ведет успешную добычу в южной части Северного моря
на месторождении Гуллфакс; коэффициент отдачи на
этом месторождении составляет 75 %. В настоящее время
мы планируем начать разработки в северной части на
участке Халтенбанкен, где расположены такие месторождения как Кристин и Эсгард. Мы активно исследуем
прилегающие районы, с целью расширения инфраструктуры. StatoilHydro недавно открыла запасы нефти, расположенные недалеко от месторождения Норн. С целью
ускорения разработки мы можем связать эту скважину с
инфраструктурой Норн. Аналогичная технология может
применяться и в Мексиканском заливе. Чтобы оправдать
строительство новой инфраструктуры необходимо месторождение со значительными запасами. Однако если
инфраструктура уже существует, остается только подсоединиться к ней и начать разработку меньших запасов.
Вопрос. Какие важные проекты были закончены
в 2008 г.?
Ответ. Мы разработали масштабный план одновременной разработки гигантского газового месторождения Сноувит, расположенного в северной части Норвежского моря, и гигантского месторождения Ормен
Лэнж, расположенного в центральной части Норвежского моря. Добытый газ будет транспортироваться
на побережье на установку по очистке, и экспортироваться в Великобританию по трубопроводу. Рядом
с месторождением Сноувит не построено подводной
инфраструктуры из-за суровых условий окружающей
среды. В настоящее время добыча на месторождении
увеличена на 80 %.
Наша компания реализует совместный с Chevron
проект на Таити. Добыча начнется в 2009 г. Совместно с этой компанией мы также разрабатываем участок
Джек/Сен Мало, который стал первым в регионе Уолкер Ридж. На обоих месторождениях мы используем
норвежские технологии, такие как подводная наносное
оборудование и нагнетание воды.
Øivind Reinertsen (О. Рейнертсен) работает в отделении
StatoilHydro в Хьюстоне с 2005 г. После объединения компаний в 2007 г. занял пост президента StatoilHydro USA &
Mexico. Г-н Рейнертсен принимал участие в реализации
многих проектов в Норвегии, в том числе Слейпнер и Гуллфакс. Г-н Рейнертсен отвечает за реализацию операций
на участке Тампен – одном их основных добывающих
регионов норвежского континентального шельфа.
ПОДДЕРЖКА ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
M. Cercato, президент группы Eurogif, the European Oil and Gas Innovation Forum. Группа представляет
национальные ассоциации и компании из европейских стран, входящие в состав Engineering,
Manufacturing, Supply and Service (EMSS).
Вопрос. Какова роль Eurogif в развитии E&P-сектора?
Ответ. С одной стороны Eurogif поддерживает R&Dсотрудничество и инновационные решения, такие как
участие в программе European Technology Platforms –
совместной разработки проектов в различных регионах. С другой стороны Eurogif представляет EMSS-разработки, поддерживаемые Международным энергетическим агентством (International Energy Agency), Европейской комиссией (European Commission) и международной ассоциацией нефтегазодобывающих компаний
(International Association of Oil and Gas Producers).
Вопрос. Каким образом Eurogif поддерживает разработку новых технологий?
Ответ. Eurogif как ассоциация не принимает участия в разработках, но поддерживает и координирует
активность членов ассоциации.
Вопрос. Каковы проблемы повышения добычи?
Ответ. К основным проблемам можно отнести активность бурения, строительство перерабатывающих
40
заводов или размещение регазификационных установок, строительство трубопроводов и др. Это связано с
экологическими проблемами и другими причинами.
Повышение национальной добычи в значительной степени зависит от внедрения инновационных решений
и повышения E&P-активности.
Вопрос. Как относится правительство к E&P-разработкам?
Ответ. Многие страны не проводят разведочных
операций или активность разведки очень низкая. К таким странам относятся Великобритания, Нидерланды,
Германия, Италия и Румыния.
Marco Cercato (М. Геркато) в 1966 г. закончил университет
La Sapienza в Риме. Он начал свою карьеру в качестве
инженера-нефтяника в компании Christensen Diamond
Products. Позже он занимал в этой компании должности
менеджера и управляющего директора. Затем г-н Геркато присоединился к компании Eastman Teleco и Baker
Hughes Italy. В 1995 г. он занял пост вице-президента,
а затем и президента SAITre Drilling. В настоящее время
г-н Геркато занимает должность президента Eurogif.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ПЕРЕСМОТР НАЛОГОВОГО ПОЛОЖЕНИЯ В ГЕРМАНИИ
Д-р T. Tiessen, представитель компании Wintershall, ответственный за добычу в Германии, Ливии, России,
Аргентине и Нидерландах. Wintershall (отделение BASF) является одной из крупных добывающих компаний
в Германии.
Вопрос. Как отразилось кредитное сжатие и падение цен на нефть и газ на реализацию проектов Wintershall?
Ответ. В настоящее время мы переживаем экономический кризис, который отразился и на E&P-секторе.
Однако, несмотря на такую сложную ситуацию, компания Wintershall все еще занимает прочные позиции.
Сложные условия открывают отрасли новые возможности. Например, мы считаем, что высокие цены на буровые установки и сервисные услуги будут снижаться.
Мы знаем, как отразится снижение цен на активности
разведки и инвестиционных проектах, а также знаем,
каким проблемам уделять повышенное внимание.
Вопрос. Какие наиболее важные проекты предстоит
реализовать Wintershall в 2009 г.?
Ответ. Морское месторождение нефти Миттелплейт, на котором 50 % активов принадлежат компании Wintershall, останется одним из наиболее важных
проектов. Доказанные запасы этого месторождения
(самого крупного в Германии) составляют примерно
200 млн брл. Разработка этого месторождения в 2008 г.
продолжилась бурением двух успешных скважин.
Добыча газа в Германии сфокусирована на проектах
«сжатого газа». Партнером Wintershall в этих проектах
выступает компания Gas de France. Продолжается добыча газа на месторождении в Лир, расположенном на
севере Германии, которая началась в 2007 г. С бурением
в 2009 г. новых скважин, объемы добычи увеличатся.
Компания также фокусирует внимание на разработке газовых запасов в Аргентине. Партнером Wintershall в этом проекте выступает компания Total. При
разработке этого месторождения используется инновационная технология разрыва пласта.
В 2008 г. в Нидерландах компания принимала участие в операциях по демонтажу и капитальному ремонту морской газодобывающей платформы. После этих
операций платформа получит новое название и будет
переброшена на новую точку бурения.
Вопрос. Какова роль компании Wintershall в стране
и за рубежом?
Ответ. Компания фокусирует внимание на регионах
с целью проведения исследований технологий. Среди
выбранных регионов можно отметить Россию, Каспийское море, Северную Африку и Южную Америку. Мы
знаем, как экономически эффективно разрабатывать
и добывать нетрадиционные запасы нефти и газа. В
настоящее время совокупная добыча компании насчитывает 130 млн брл в нефтяном эквиваленте. Наша
цель заключается в увеличении совокупной добычи за
период 2000–2010 гг. еще на 120 млн брл. Однако этот
показатель может быть увеличен и до 140 млн брл. В последние годы мы инвестировали свыше 1465 млрд евро
в разведку и оценку участков, включая месторождение
Ревус. Также мы занимаемся вопросами технической
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
экспертизы. Например, в настоящее время мы контролируем 18–26 морских платформ в южном секторе
Северного моря. С этой целью мы используем новейшие системы радиоконтроля. Благодаря этим операциям число аварий и возгораний в последние годы значительно сократилось.
Вопрос. Как Вы оцениваете тенденции в Германии
добычи нефти и газа в ближайшие годы?
Ответ. Объемы добычи сырой нефти в Германии ниже
спроса. Добыча нефти в Германии составляет 3,1 млн т,
это удовлетворяет лишь 3 % спроса. Данные по добыче
газа в Германии более утешительные. Национальная добыча удовлетворяет 16 % спроса. Следует отметить, что
добыча углеводородов в Германии снизилась. В 2008 г.
добыча газа составляла 15,5 млрд м3, это на 9 % меньше,
чем в 2007 г. Добыча сырой нефти в 2008 г. снизилась
на 10 % до 3,1 млн т. Отчасти это объясняется технологическим фактором. Например, упала добыча на давно
разрабатываемых месторождениях. При разработке новых месторождений Германия все чаще сталкивается с
различными проблемами, как технологическими, так и
геологическими. Нефтегазовые компании Германии прилагают все усилия, чтобы приостановить снижение добычи углеводородов. Инвестиции в отраслевые проекты
увеличились на 17 % (на более чем 470 млн евро). Большая
часть инвестиций направляется на разработку технологий повышения отдачи на уже открытых месторождениях. Активность бурения в 2008 г. также повысилась (на
27 скважин). Операторы надеются на многообещающее
будущее нефтегазовой отрасли страны.
Вопрос. Как правительство Германии инвестирует
отраслевые проекты?
Ответ. В начале 2009 г. был принят Закон о возобновляемых энергоресурсах (Renewable Energies Act).
Кроме того, министерство по природным ресурсам
разработало программу поддержки глубоководного
бурения, цель которой минимизировать риски.
Вопрос. Планирует ли компания Wintershall разрабатывать геотермальные ресурсы Германии?
Ответ. Активность разработки Wintershall геотермальных ресурсов достаточно высока. Например, в Ландау мы
добываем геотермальные энергоресурсы из бывших нефтеносных пластов. Эта энергия поставляется в близлежащий муниципальный водный парк La Ola. При помощи
этих энергоресурсов нагревается 22 тыс. л/ч воды.
Dr. Ties Tiessen (д-р Т. Тиссен) вошел в директорат компании Wintershall AG в 2005 г. На этом посту он отвечает
за добычу в Германии, Ливии, Нидерландах, России и
Аргентине. Д-р Тиссен работал в отделении компании
в Триполи (Ливия), где занимал должность генерального менеджера. Г-н Тиссен изучал право и общественные науки в университете Кьеля (Германия). В 1989 г.
г-н Тиссен работал в компании BASF Group. В компании
Wintershall AG он работает с 1996 г.
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ЦЕНТРИРОВАНИЕ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН
C. Berry, Centek Ltd.
Из всех элементов колонны труб, спускаемых в которых достаточно точно совпадает с диаметром
скважину, меньшее внимание уделяют центраторам. расширенного участка ствола, часто повреждаются
Ничем не примечательные, незаметные и периоди- при прохождении через установленные выше обсадчески устанавливаемые, они обычно остаются неза- ные колонны меньшего диаметра. Пружины в резульметными до тех пор, пока не сломаются или не воз- тате сжатия необратимо деформируются настольникнут проблемы с центрированием. Их назначение ко, что теряют упругость и не способны расширять– центрировать обсадную колонну в стволе скважины, ся до требуемого диаметра расширенного участка
обеспечивая свободную циркуляцию цементного рас- ствола.
твора вокруг колонны, и способствовать образованию
Одним из решений данной проблемы стала разпрочного цементного кольца, обеспечивая зональную работка цельных (монолитных) центраторов. Однаизоляцию интервалов. Если центраторы не обладают ко такие центраторы имеют некоторые недостатки,
достаточной прочностью для центрирования колонны, поскольку их постоянный диаметр меньше диаметра
или ломаются, последствия могут быть весьма серьез- ствола расширенного участка. Положение усугубляными с точки зрения затрат.
ется в сильно отклоненных скважинах с расширенЕсли поломка центраторов происходит в наклонной ным участком ствола. Как и в необсаженном стволе,
скважине, говорить о центрировании колонны вообще диаметр центраторов слишком мал для эффективне приходится, а эффективное цементирование сква- ного центрирования, поэтому системы прилегают к
жины становится невозможным; к тому же это может нижней стенке ствола, что приводит к значительно
приводить к прихвату колонны. Прихваченные буриль- менее эффективному цементированию (по сравненые колонны являются одной из основных причин про- нию со случаем точно совпадающих по диаметру прустоев в бурении, и самой распространенной причиной жинных центраторов, предназначенных для такого
прихвата является поломка центраторов. Каждый год ствола).
примерно в 400 скважинах по всему миру происходят
Центраторы последнего поколения изготавливают
поломки центраторов, и при средней стоимости одной из штучной полосы термообработанной стали с закаскважины 1,5 млн долл. это выливается в общую сум- ленной и отпущенной поверхностью, которая значиму убытков 600 млн долл., которые чаще всего можно тельно снижает потери крутящего момента и трение.
предотвратить.
Абразивный износ в результате спуска и вращения
Чтобы добиться хорошего сцепления цемента с об- труб практически исключен. Такие центраторы обсадной колонной и породой, необходимо вытеснить ладают высокой усталостной прочностью при осевых
буровой раствор. Чем лучше центрирована колонна, усилиях и радиальных боковых нагрузках на пружины
тем эффективнее будет вытесняться буровой раствор. при вращении колонны. Снижение крутящего момента
В наклонных и горизонтальных скважинах в случае от- обеспечивает вращение обсадных труб без износа как
сутствия центрирования колонны она будет прилегать в обсаженных, так и необсаженных стволах на больк нижней стенке ствола, что весьма затрудняет получе- шей, чем прежде, глубине.
ние равномерного цементного кольца. К тому же, эксНесмотря на то, что такие центраторы полностью
центричное расположение колонны может ухудшать сжимаются при прохождении через обсадную косцепление цемента в результате облонну, они восстанавливают свою
разования каналов (рис. 1). Кроме
форму с очень высокой степенью
того, в случае сужения кольцевого
центрирования как только оказызазора на некоторых участках ствоваются в необсаженной части ствола может возникать противодавлела. Имея невысокий профиль, они
ние, что приводит к необходимости
занимают меньше места в кольценагнетать цементный раствор при
вом пространстве, поэтому в нецементировании с очень небольшим
значительной степени влияют на
расходом с целью предотвращения
эквивалентную плотность циркуляразрыва пласта.
ции, давая возможность оператору
С самыми серьезными пробленагнетать раствор более высокими
мами приходится сталкиваться при
темпами, одновременно улучшая
размещении центраторов в скваочистку скважины.
жинах с увеличенным диаметром Рис. 1. Поперечное сечение данной
При спуске обсадной колонны
ствола. Главной проблемой в них обсадной трубы является наглядной расходы могут возрасти в резульстановится получение эффектив- иллюстрацией того, как неудовлетвори- тате прихвата или ее спуска не до
центрирование приводит к
ного центрирования обсадной ко- тельное
глубины забоя (из-за трения, меобразованию каналов и некачественному
лонны на этом участке. Обычные сцеплению цемента
ханических препятствий или супружинные центраторы, диаметр
жения ствола), а дополнительные
42
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
спускоподъемные операции и забуривание новых
стволов влияют на увеличение затрат. Кроме того, некачественное цементирование (неравномерное размещение цементного раствора) из-за неэффективного
центрирования может привести к замедлению добычи
и преждевременному поступлению воды. Все эти проблемы можно решить, обеспечив грамотное центрирование колонны.
Типичным примером поломки центраторов является случай на наземной буровой в Германии в сентябре
2008 г. В горизонтальной скважине в результате большой осевой нагрузки произошла поломка центраторов.
В 5400-метровый горизонтальный участок ствола была
спущена 7-дюймовая колонна-хвостовик длиной 1900
м. Поломка центраторов стала причиной 30-суточного
простоя стоимостью 14 млн долл. Грамотное решение
состояло в том, чтобы использовать упругие центраторы с улучшенной степенью центрирования и высокой
допускаемой осевой нагрузкой, предотвращающих
соприкосновение муфтовых соединений колонны со
стенками ствола скважины.
Еще одним примером является случай в южной
части британского сектора Северного моря в октябре
2007 г. В скважину с углом наклона ствола 80° была
спущена 7-дюймовая колонна-хвостовик длиной 330 м.
Произошел прихват колонны-хвостовика, при этом стабилизаторы сжались и произошел слом ребер (шейки).
Ловильные работы по извлечению хвостовика продол-
жались семь суток, и простой обошелся в сумму 6 млн
долл. В данном случае грамотное решение заключалось
в увеличении площади обтекания, степени центрирования и упругости центраторов. Для подбора подходящих
центраторов были выполнены динамические расчеты
на модели.
Приведенные примеры иллюстрируют упущения
при выявлении и оценке опасных факторов и последующего снижения рисков путем спуска грамотно подобранных центраторов. Прежде чем выбирать центраторы, необходимо провести тщательный анализ (в
том числе с использованием моделирующих программ)
таких параметров, как площадь обтекания, необходимая степень центрирования, прочность и геометрия
ствола скважины, необходимость изоляции интервалов
и степень упругости центраторов, необходимых для
проходки известных пластов, а также провести оценку
начальных и рабочих нагрузок.
Cliff Berry (К. Бери) имеет 30-летний опыт промысловой работы в качестве специалиста по цементированию
скважин. До прихода в компанию Centek Ltd. работал
в Halliburton, Diamond B (UK) Ltd. и BJ Tubular Services.
В настоящее время занимает должность руководителя
отдела сбыта и маркетинга и отвечает за сбыт продукции по всему миру. С м-ром Бери можно обратиться по
адресу: [email protected]
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ КОРРОЗИИ
БЛАГОДАРЯ ПЛАКИРОВАННЫМ ТРУБАМ
М. Connelly, Corrus Tubes
Стандартные трубы, изготовленные из высокопрочных низколегированных углеродистых сталей,
характеризуются скоростью коррозии примерно 0,2
мм/год в среде углекислого газа при давлении 10 бар
(1 бар = 105 Па) и температуре 60 °С, тогда как трубы из коррозионностойких сплавов характеризуются
скоростью коррозии не более 0,005 мм/год при тех же
самых условиях. Это означает, что при 30-летнем сроке эксплуатации трубопровода толщина стенки трубы
уменьшится на 6 мм в первом случае, и не более чем на
0,15 мм во втором случае.
Повышение агрессивности сред привело к увеличению спроса на коррозионностойкие трубы. Спрос в
основном обусловлен тенденцией последних лет, когда
в продукции скважин разрабатываемых месторождений содержится больше хлоридных ионов, H2S и CO2.
Прежде использовались трубы из углеродистой стали, однако возникла необходимость в принятии мер по
снижению коррозии при изготовлении и эксплуатации
трубопроводов. Чтобы свести к минимуму или вообще
исключить коррозию, требуются значительные силы
и средства.
Коррозионная стойкость. К коррозионностойким
сплавам относятся аустенитные и мартенситные нержавеющие стали, сплавы на основе никеля и титана.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Выбор типа сплава зависит от условий применения.
Чтобы обеспечить коррозионную стойкость, содержание хрома должно быть не менее 11 %.
В морских условиях в большинстве случаев коррозионностойкие сплавы сами по себе не обладают
достаточной прочностью, чтобы противостоять гидростатическому смятию при рабочих глубинах, или
выдерживать напряжения, возникающие при укладке трубопровода. Поэтому их применяют в качестве
внутреннего стакана в более прочной наружной оболочке.
Инновационная технология плакирования. Плакированная труба представляет собой конструкцию,
в которой коррозионностойкий сплав сваривается
металлургическим способом с более прочным материалом из углеродистой стали в процессе прокатки
листа. Производительность и скорость изготовления
труб большого диаметра (более 406,4 мм) при этом небольшая.
Компания Corrus Tubes разработала способ изготовления таких труб с помощью метода, получившего
название UOE, в котором заготовке сначала придается
U-образная форма, затем О-образная форма и наконец производится расширение до необходимых размеров.
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Используя метод UOE, компаКонтроль методом проникаюния разработала технологический
щего красителя позволил выявить
маршрут для изготовления коррозилюбые нарушения сцепления на
онностойких труб, что позволило ей
поверхности разделки на концах
поставлять в больших количествах
трубы, между подложкой из углеротакие трубы с теми же допусками на
дистой стали и слоем коррозионноразмер, что и трубы из углеродистой
стойкого сплава и любые отслоения
стали.
этого слоя. После дуговой сварки
Оптимальный сварной шов.
под флюсом на внутренней и внешЧтобы подтвердить экономическую
ней поверхностях и наплавления
эффективность технологического Рис. 2. Дуговая сварка под флюсом слоя проводился контроль сварных
маршрута, была выполнена про- обеспечила получение валика высотой швов методом рентгенографии.
грамма исследований и испытаний. 0–0,5 мм
Механические свойства. Были
У двух разных поставщиков были
определены механические свойприобретены восемь листов углеродистой стали толщи- ства представительных образцов изготовленных труб.
ной 15 и 25,4 мм и коррозионностойкого сплава марки Методом ASTM A264 определена прочность на сдвиг
316L толщиной 3,0 и 2,5 мм.
370 МПа; регламентируемое минимальное значение
Оптимальные сварочные характеристики зависят равно 140 МПа. При определении всех механических
от геометрических параметров кромок листа. Компа- свойств, кроме прочности на сдвиг, перед проведением
ния вложила средства в разработку нового кромко- испытания слой коррозионностойкого сплава снимали
фрезерного станка и использовала его для Х-образной на станке.
разделки кромок слоя углеродистой стали. ОдновреИспытания на изгиб и перегиб (180°) проводили на
менно снимается слой коррозионностойкого сплава материале-основе трубы из углеродистой стали вокруг
до заданного размера. Точная обработка на станке обе- оправки диаметром 83 мм. Никаких признаков растреспечивает превосходное качество сварного шва.
скивания ни на одном испытанном образце обнаружеСпособы дуговой сварки под флюсом на внутренней но не было. Были измерены значения твердости шва,
и внешней поверхностях, используемые для слоя угле- полученного дуговой сваркой под флюсом, и наплавродистой стали на плакированных трубах, аналогичны ленного слоя; они отвечали соответствующим техничеспособам, применяемым для таких сталей, хотя особое ским требованиям (максимальные значения твердости
внимание уделялось параметрам режима сварки для вну- по Виккерсу Hv10 равнялись соответственно 227 и 208).
треннего шва. Это обеспечило получение валика высотой Проведены испытания на сенсибилизацию материа0–0,5 мм при сохранении предусмотренного профиля лов (ASTM 262, метод E) в форме листа и трубы; оба
толщины внутреннего наплавленного валика сварного материала успешно прошли испытание. Покрытие из
шва. Тем самым добились получения бездефектного шва сплава марки 316L подвергли испытанию на появление
с отличными механическими свойствами (рис. 2).
хлорного железа (ASTM G48, метод А); оно показало,
Для наплавления слоя коррозионностойкого сплава что критическая температура точечной коррозии для
на внутренний сварной шов совместно с компанией Air материала тела трубы составляет более 15 °С.
Liquide Welding рассматривались способы дуговой сварТаким образом, в результате опытно-конструкки металлическим электродом в среде инертного газа, торских работ компания разработала способ изготовледуговой сварки двумя электродами в защитной среде, ния плакированных труб наружным диаметром 406,4–
многопроходной дуговой сварки под флюсом, дуговой 1067 мм методом UOE на трубопрокатном стане.
сварки под флюсом с поперечными колебаниями электрода и электрошлаковой сварки. Был выбран последний
Connelly (М. Коннели) контролирует разработку новой продукции
способ сварки, поскольку он обеспечивал необходимые Martin
и проведение маркетинга в Corrus Tubes. В компании работает с 1993 г.
уровни качества, маневренности и производительности. после окончания Университета Стрэчклайд в Глазго (Великобритания),
Компания вложила средства в изготовление по особому где получил степень первого класса отличия по металлургии и материаловедению. Прежде чем занять должность металлурга по разработке новой
заказу универсального автономного сварочного ком- продукции, работал в техническом отделе, отделе качества, производплекса для электрошлакового наплавления.
ственном отделе.
РАЗМЕЩЕНИЕ РАСШИРЯЕМОЙ
ПОДВЕСКИ ХВОСТОВИКА ПОСЛЕ
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ
К. Bourassa, T. Husby, R. Watts, ConocoPhillips; К. Nussbaun, P. Wood, READ Well Services
Когда компания ConocoPhillips решила вести
наклонно-направленное бурение на обсадных трубах (casing directional drilling – CDD) с платформы в
44
норвежском секторе Северного моря, потребовалась
конструкция скважины, в которой низ 7 3/4-дюймовой
эксплуатационной обсадной колонны можно было пре№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
вратить в обсадную колонну-хвостовик до заканчивания скважины. Потребовалась такая система подвески
хвостовика, которая была бы пригодна для операций
CDD, не требовала бы применения инструмента для
спуска, сохраняла полный внутренний диаметр для
спуска и извлечения КНБК и служила бы барьером на
пути миграции газа в течение всего срока эксплуатации
скважины.
В качестве перспективного технического решения
была выбрана технология расширяемых труб. Выбрав
сервисную компанию, сформулировав основные требования к конструкции и проведя испытания, группа
специалистов успешно разместила 7 3/4-дюймовую
подвеску хвостовика (являющуюся частью обсадной
колонны); успешно запрессовала подвеску расширением в 10 3/4-дюймовой обсадной колонне; и получила соединение, способное выдерживать нагрузку более 200 т и газонепроницаемое при давлении
34,5 МПа, которое отвечало требованиям V0-стандарта
ISO 14310.
ВВЕДЕНИЕ
Компания ConocoPhillips хотела довести методом
CDD последнюю колонну 7-дюймовых обсадных труб
до кровли продуктивного пласта, зацементировать
башмак обсадной колонны, затем превратить последнюю колонну в колонну-хвостовик и извлечь верхнюю
секцию 7-дюймовой обсадной колонны. Переход на
колонну-хвостовик требовался для заканчивания и вызова притока; для дальнейших операций по забуриванию нового ствола; для решения проблемы эквивалентной плотности циркуляции при бурении 6-дюймового
интервала ствола в продуктивной толще; и для решения проблемы недостатка места в оборудовании устья
скважины.
КНБК предусматривалось спускать на канате через
подвеску хвостовика, которую предстояло включать в
состав компоновки на поверхности, а затем вести бурение и устанавливать на глубине примерно 1460 м.
Поэтому стандартный узел подвески хвостовика в данном случае не мог быть использован.
В этих условиях желательно было использовать
подвеску хвостовика с тем же самым (или близким)
наружным и внутренним диаметром, что и у обсадной колонны и без привлечения инструмента для
спуска; для этого как нельзя лучше подходила технология расширяемых труб. Подвеска хвостовика
должна была выдерживать двунаправленные осевые
нагрузки и обеспечивать газонепроницаемость после установки. Вместе с тем, прежде чем быть установленной внутри 10-дюймовой основной обсадной
колонны, подвеска хвостовика должна была надежно
сопрягаться с оборудованием для CDD (в первую очередь с КНБК) и выдерживать ожидаемые нагрузки
при бурении (т. е. давление промывочной жидкости,
крутящий момент и трение). Насколько мы можем
судить, подвеска хвостовика и система расширения труб гидравлическим давлением (hydraulically
expandable tubular system – HETS) компании READ
Well Services полностью отвечали этим требованиям.
В процессе проектирования скважины было решено
спустить две 7 3/4-дюймовые подвески хвостовика,
разделенные одной 7 3/4-дюймовой обсадной трубой.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Вторая подвеска выступала в качестве резервной и
использовалась бы в случае неудачной установки
первой подвески хвостовика. Инструмент для механического отсоединения был установлен только
выше верхней подвески хвостовика. Во время операции была задействована только нижняя подвеска
хвостовика.
Подвеска хвостовика до расширения и установки
должна представлять собой неотъемлемую часть колонны CDD. Она должна быть прочной и долговечной,
чтобы выдерживать неблагоприятные условия бурения и, следовательно, до расширения должна быть
рассчитана на номинальное разрывающее внутреннее
давление 29,0 МПа, максимально допустимую осевую
нагрузку 300 т и максимально допустимый крутящий
момент 61 кН⋅м.
Нагрузочную способность подвески хвостовика
необходимо было обеспечить путем создания прессовой посадки металл–металл между подвеской и
основной обсадной колонной. Способность создавать очень прочное механическое соединение между концентрично расположенными расширяемыми
трубами является главной отличительной характеристикой HETS. Принцип расширения был применен
в отношении подвески хвостовика, при котором она
пластически деформируется по всей длине (2,4 м) до
тех пор, пока ее наружный диаметр не достигает внутреннего диаметра основной 10-дюймовой обсадной
колонны.
В конструкции скважины требовалось, чтобы подвеска хвостовика могла выдерживать максимально
допустимую нагрузку 200 т как при сжатии, так и при
растяжении в течение всего срока эксплуатации скважины. Необходимо было также добиться газонепроницаемости как при внутреннем, так и внешнем давлении. При всех режимах нагрузки необходимо было
обеспечить герметичность при перепаде давления
34,5 МПа. Такая герметичность достигалась сочетанием
уплотнения металл-металл и эластомерных уплотнительных элементов на наружной поверхности подвески
хвостовика.
Подвеска хвостовика была рассчитана на температуру 15–115 °С с учетом ожидаемых температур в
скважине.
КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ
Подвеска хвостовика должна была обладать достаточной прочностью, чтобы выдерживать прилагаемые
механические нагрузки как до, так и после расширения, и при этом иметь достаточную пластичность,
обеспечивающую ее полное расширение и контакт с
основной обсадной колонной.
Для корпуса подвески хвостовика была выбрана
нержавеющая сталь марки 316L с минимальным пределом текучести 248 МПа, поскольку она достаточно
прочна, чтобы выдерживать нагрузки при размещении и эксплуатации, и имеет высокую пластичность.
Однако прочность этой стали была недостаточна, чтобы обеспечить требуемую техническими условиями
соединительную резьбу, поэтому к корпусу хвостовика
методом стыковой сварки приварили концы из более
прочной стали марки AISI 8630 с минимальным пределом текучести 552 МПа.
45
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Подвеска, по сути, представляет собой трубу почти
постоянного по всей длине наружного диаметра, при
этом вблизи концов толщина стенки больше, а в центральной части меньше, чтобы обеспечить нужное поведение при механическом расширении. Уплотнительные
элементы установлены на концах трубы с более толстой
стенкой; сначала расширяется центральная часть трубы
с более тонкой стенкой. Уплотнительные элементы подвески входят в соприкосновение с наружной обсадной
трубой ближе к концу процесса расширения. Расширение от центра к концам подвески предотвращает защемление рабочей жидкости между уплотнительными
элементами, исключая, тем самым, образование гидравлической пробки, которая может помешать расширению. Для описания процесса расширения применялось
моделирование методом конечных элементов. В процессе испытания подвески ее конструкция совершенствовалась – менялись в основном тип стали, размещение и
форма уплотнительных элементов – однако основные
принципы остались прежними.
Конструкция компоновки уплотнительных элементов
претерпела изменения на этапе испытаний. В первоначальной конструкции не предусматривалось сочетание
соединения металл-металл и эластомерных элементов,
однако окончательная (и удачная) компоновка уплотнительных элементов стала результатом всесторонних
испытаний. Многочисленные равномерно распределенные уплотнения дублируют друг друга и занимают
малую часть длины на внешней поверхности подвески
на обоих концах. Решающее значение для их характеристик имеет остаточное контактное давление между
подвеской хвостовика и основной обсадной колонной
после расширения. Моделирование методом конечных
элементов показало, что контактное давление на уплотнениях металл–металл может достигать 1034 МПа.
ИСПЫТАНИЕ И ОЦЕНКА
Конструкция подвески хвостовика для данного
случая была совершенно новой, и первое успешное ее
размещение в промысловых условиях имело большое
значение для заканчивания скважины. Была разработана программа всесторонних испытаний, которую выполнили, начиная с декабря 2006 г. Затем было проведено расширение, опрессовка и испытание нагрузкой
пяти полноразмерных хвостовиков, причем расширение проводили при ожидаемых в скважине нагрузке
и температуре. Один из пяти хвостовиков спустили и
установили в ходе натурного испытания в наземной
скважине. Шестую подвеску подвергли испытанию на
имитацию условий бурения.
После расширения хвостовика испытания проводили в соответствии с требованием V0 стандарта ISO
14310, в том числе:
• на циклическое растяжение в пределах ±200 т;
• циклическое воздействие температуры в пределах
15–115 °С;
• создание внешнего и внутреннего давления
37,9 МПа с использованием азота и подтверждение значения интенсивности утечки V0 (нулевая
утечка);
• создание внешнего и внутреннего давления
37,9 МПа с использованием воды и подтверждение значения интенсивности утечки V3;
46
• на циклический изгиб при давлении для имитации
условий бурения.
В ходе проведения испытаний были выявлены некоторые недостатки первоначальной конструкции хвостовика. Особо следует отметить создание компоновки уплотнений, способной обеспечить параметр V0 в соответствии
со стандартом ISO 14310. Результаты первого испытания
подвески с корпусом из углеродистой стали марки А333-6
оказались неудовлетворительными. Использование в последующей конструкции хвостовика сталей марки 316L
и AISI 8630 оказалось удачным решением.
Среди результатов проведенных испытаний можно
отметить следующие.
Третья подвеска, в которой использовалась сталь
марки А333-6, очень быстро разрушилась, и испытание
прекратили.
Пятую подвеску испытали на циклическую изгибающую нагрузку. Суммарное число циклов при изгибе
4,72°/30 м и внутреннем давлении 13,8 МПа составило
962 316. До и после циклического испытания создавали
внутреннее давление 37,9 МПа с целью проверки герметичности; утечек не обнаружили. Была проведена
проверка хвостовика методом проникающего красителя для выявления трещин, которые могли образоваться в результате циклического нагружения – не было
обнаружено ни одной трещины.
Шестую подвеску расширили и установили в наземной скважине. Получившееся соединение не было пригодно для гидравлического испытания, однако провели
испытание на предельно допустимую нагрузку. При
сжимающей нагрузке 370 т зафиксировано смещение
подвески на 3 мм.
КОМПОНОВКА HETS
После того, как подвеска хвостовика, являющаяся
частью обсадной колонны для бурения, достигла запроектированной глубины установки и была зацементирована, в скважину на бурильных трубах спустили
компоновку HETS и расположили в пределах подвески. Основными узлами HETS (снизу вверх) являются
глубинный фиксатор, расширительный инструмент,
скважинный гидравлический блок (downhole hydraulics
module – DHM) и резервуар для рабочей жидкости.
Глубинный фиксатор был специально разработан
для точного размещения инструмента HETS внутри подвески хвостовика, при этом он совершенно не мешает
спуску и подъему компоновки низа бурильной колонны.
Внутри 7-дюймовой обсадной трубы ниже подвески расположен специальный двойной (муфтовый) профиль.
В ниппельном замковом узле, установленным в нижней части расширительного инструмента, имеется пять
подпружиненных собачек, которые точно соответствуют профилю в фиксирующем переводнике. Фиксатор
конструктивно выполнен таким образом, что проходит
через переводник с усилием 1,36 т. Когда дают натяжку, фиксатор входит в зацепление с переводником; для
его освобождения необходимо приложить усилие 9,0 т.
Таким образом, натяжка с усилием 4,5 т подтверждает
зацепление и свидетельствует о том, что компоновка
точно размещена внутри подвески.
Расширительный инструмент представляет собой
гидроприводное двухманжетное устройство высокого
давления с эластомерным уплотнением, рассчитанным на
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Напряжение
Напряжение
Напряжение
Напряжение
давление до 200 МПа. После раздвижения манжет в пространство между
ними нагнетают жидкость; по мере
роста давления происходит сначала
Пластическая
Пластическая
упругое, а затем пластичное расширедеформация
деформация
ние подвески. Процесс раздвижения
Внутренняя
манжет регулируется с целью сохраВнутренняя
труба
труба
нения герметичности до полного контакта подвески с основной обсадной
Деформация
Деформация
колонной (рис. 3). Поскольку давление продолжает расти, наружная обсадная труба упруго деформируется
Наружная
Наружная
до тех пор, пока не набрано заданное
труба
труба
конечное давление расширения. ЗаПластическая
Пластическая
деформация
деформация
тем созданное давление сбрасывают
периодическим его снижением на
Внутренняя
Внутренняя
10,3 МПа, и манжеты возвращаются в
труба
труба
исходное положение. Конструктивно
Деформация
Деформация
гидравлическая манжета представляКонтактное
ет собой выполненный из полимера
давление
уплотнительный элемент, усиленный
Рис. 3. Процесс расширения инструмента HETS внутри концентрично расположенных
стальными прутками с целью предоттруб и зависимости «напряжение–деформация»
вращения выдавливания элемента.
Скважинный гидравлический блок, который мож- ной колонны для бурения включили две подвески. Затем
но спускать на гибких или бурильных трубах, состоит возобновили бурение, которое продолжалось 21 сут до
из фильтров, гидравлических регулирующих клапанов, измеренной глубины 3688 м. Компоновку для бурения
мультипликатора давления (гидроусилителя), механи- подняли на поверхность, а обсадную колонну зацеменческого расцепляющего устройства со срезной шпиль- тировали. Затем приступили к проведению операций по
кой и модуля регистрации давления. Мультипликатор расширению и установке подвески хвостовика.
давления – поршневого типа со степенью сжатия 7:1 –
Первый рейс. Компоновку HETS спустили в сквапредназначен для создания конечного давления расши- жину на бурильных трубах и затем установили в фикрения (около 158 МПа). При любом давлении на входе сирующем переводнике на измеренной глубине 1436 м.
мультипликатор обеспечивает на выходе в небольшом Включили наземные насосы, и давление начало постеобъеме давление до 207 МПа. На входе мультиплика- пенно расти. Однако оно возрастало не так, как ожитора установлены два блока фильтров.
далось; был зафиксирован непрекращающийся рост
Система регулирующих клапанов обеспечивает устьевого давления до 42,7 МПа. Ожидаемое переключеавтоматическое управление процессом раздвижения ние инструмента из транспортного положения в режим
манжет и повышения давления. Модуль регистрации установки не произошло. Наиболее вероятной причиной
давления представляет собой обычный манометр с этого, как полагают, стало образование пробки либо в
запоминающим устройством, приспособленный для DHM, либо в резервуаре. Как только запас жидкости в
данного вида работ.
резервуаре был израсходован, компоновку подняли на
Резервуар для рабочей жидкости разработан для поверхность и выполнили функциональную проверку
хранения запаса чистой жидкости (обычно вода HW443 DHM, которая показала, что данный блок не работал.
или HW540), используемой в DHM. Как правило, это
Расследование показало, что перепад давления
несколько насосно-компрессорных труб, расположен- 10,3 МПа между скважиной и колонной бурильных труб
ных между бурильными трубами наверху и DHM вни- (буровой раствор плотностью 1,71 г/см3 в скважине и
зу. После крепления труб их заполняют чистой жидко- вода в колонне) стал причиной поступления бурового
стью. Сверху устанавливают подвижный шток и весь раствора в DHM и резервуар. Буровой раствор закуузел спускают в скважину на бурильных трубах. По- порил гидравлическую систему, а давление повредило
сле того, как инструмент HETS закреплен в глубинном верхнюю пробку, которую с силой прижало к верхнему
фиксаторе, можно приступать к нагнетанию жидкости переходнику. Произошло это в результате выхода из
с поверхности, при этом подвижный шток вытесняет строя обратного клапана в выпускном канале.
чистую жидкость в DHM.
В следующем рейсе было решено заменить воду
выше резервуара буровым раствором плотностью
УСТАНОВКА ПОДВЕСКИ СКВАЖИНЫ
1,77 г/см3, чтобы компенсировать перепад гидростатиВ январе 2007 г., по завершении квалификационных ческого давления между рабочей жидкостью в резериспытаний, в скважине В-16А месторождения Элдфиск вуаре и буровым раствором в скважине. Поскольку запровели операции по установке подвески хвостовика с купоренный инструмент HETS нельзя было разобрать и
помощью HETS. Всего было выполнено три рейса, при прочистить в промысловых условиях, во втором рейсе
этом вносились изменения в рабочий процесс и кон- спустили резервную компоновку HETS.
струкцию расширительного инструмента, необходимые
Второй рейс. Компоновку HETS разместили в фикдля успешной установки подвески. Когда долото нахо- сирующем переводнике и включили наземные насосы
дилось на измеренной глубине 2321 м, в состав обсад- высокого давления с подачей около 4 л/мин. Давление
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ
Параллельно с рассмотренной работой ведется разработка спускаемого на электрокабеле инструмента HETS
Сброшенное
В манжетах
В подвеске
На устье
Давление на устье, фунт/дюйм2
стабильно возрастало до 15,2 МПа, при котором зафиксировали переключение инструмента в режим установки.
После этого давление увеличивалось в нормальном режиме, однако достигнутые реальные значения были немного
ниже ожидаемых. Изменение наклона линии давления,
которое обычно наблюдается при контакте подвески с
обсадной колонной, не зафиксировали. После нагнетания
1000 л жидкости (при емкости резервуара 1200 л) операцию прекратили и извлекли компоновку.
Проведенная на поверхности функциональная проверка показала, что компоновка полностью исправна.
Анализ данных устьевого и скважинного давления позволил установить, что возможной причиной неудачи
стал гидростатический дисбаланс в инструменте HETS,
из-за которого давление в скважине помешало привести
в действие гидравлические манжеты инструмента. Чтобы обеспечить равенство давления, в конструкцию инструмента внесли изменения и усовершенствования.
Третий рейс. Усовершенствованную компоновку
HETS разместили на необходимой глубине и включили наземные насосы. Через некоторое время устьевое давление возросло до 15,2 МПа, что указывало на
переключение инструмента, а затем оно возрастало
обычным порядком. Затем устьевое давление достигло
максимального значения 33,8 МПа и примерно через
105 мин нагнетания начало резко снижаться, указывая
на то, что сработал предохранительный клапан. Давление в системе сбросили, а инструменты извлекли из
скважины. Затем провели опрессовку подвески хвостовика буровым раствором при давлении 25,5 МПа
(эквивалентно 34,5 МПа при опрессовке водой).
Намеченное максимальное давление расширения
равнялось 158 МПа выше гидростатического. Просмотр
скважинных данных (рис. 4) показал, что после трех циклов повышения давления расширительный инструмент
функционировал как положено, создавая в манжетах
давление 145 МПа (зарегистрированное значение минус гидростатическое давление 21,4 МПа). Расчет методом конечных элементов подтвердил, что подвеска при
указанном давлении полностью расширилась и уплотнительные элементы полностью вошли в контакт, обеспечив газонепроницаемость по классу V0. Расчетное
значение нагрузочной способности подвески, полученное на конечно-элементной модели, равнялось 260 т.
Давление в скважине, фунт/дюйм2
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Макс. давление;
откр. предохран.
клапана
Контакт с основной
обсадной колонной
Пластич. деформ.
корп. подвески
хвостовика
Рост давления
Время
Рис. 4. Динамика изменения давления на устье и в скважине
в процессе расширения подвески (третий рейс)
и планируется его применение. Это позволит повысить
эффективность работ, поскольку избавит от необходимости спускать инструмент на колонне бурильных труб.
Кроме того, в рамках технологии расширяемых труб
проводится оценка различных подвесок хвостовиков и
пакеров обсадных колонн других типоразмеров.
Kevin Bourassa (К. Бурасса) получил степень по технологии добычи нефти
в 1992 г. Начал работать в Conoco Inc. в Лафейетт (шт. Луизиана). В 1997 г.
перевелся в Абердин, где работал инженером-буровиком в Conoco UK Ltd. и
инженером-буровиком на буровой в Norske Conoco AS. В 2001–2005 гг. работал на НТНР-скважинах в Норвегии и Дании, после чего стал руководителем
буровых работ на платформе Bravo месторождения Элдфиск. В начале 2008 г.
стал директором по скважинным операциям в ConocoPhillips в Норвегии.
Tove Husby (Т. Хасби) работает инженером-буровиком в ConocoPhillips
Norway в течение 10 лет. Она получила степень магистра по технологии
добычи нефти в Норвежском университете технологии и науки в г. Тронхейм, Норвегия.
Rick Watts (Р. Уаттс) инженер-буровик в ConocoPhillips в Хьюстоне. Отвечает
за внедрение технологии бурения на обсадных трубах. Имеет 31-летний опыт
в бурении и заканчивании скважин; выпускник факультета горного дела
Колорадского университета по специальности технология добычи нефти.
Chris Nussbaum (К. Нуссбаум) получил степень с отличием по физике в
Йорском университете (Великобритания). С 1980 г. работал на должностях,
связанных с проведением операций в скважинах, а в настоящее время
занимает должность главного исполнительного директора дочернего отделения TecWel в Великобритании. В течение 10 лет состоит членом SPE
и является избранным председателем секции SPE в Абердине.
Peter Wood (П. Вуд) менеджер проектно-конструкторского отдела в READ
Well Services. Имеет 10-летний опыт проектирования/конструирования и
управления проектами, связанными с применением спускаемых на канате
каротажных приборов и гидравлически расширяемых трубных конструкций. Получил степень бакалавра с отличием по лазерной физике и оптоэлектронике и степень кандидата наук по океанографии в Университете
Стрэчклайд (Глазго, Шотландия). С ним можно связаться по адресу: Peter.
[email protected]
Мониторинг состояния подводных насосов
позволяет обойтись без внеплановых операций
K. Eriksson, A. Vaernes, G. Homstedt, Aker Solutions Norway
Сокращение простоев благодаря контролю основных показателей технического состояния
Подводные насосы нуждаются в регулярном техническом обслуживании и ремонте в связи с общим
износом. Периодичность обслуживания и ремонта
48
зависит от условий работы насоса. Ремонт насоса,
как правило, связан с его заменой. Чтобы свести к
минимуму время простоя, такую операцию лучше
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
проводить в плановом порядке. При внеплановой
операции время простоя может увеличиться до одного месяца и более; на плановую операцию также уходит около месяца, однако время простоя составляет
лишь 24 часа.
Операцию замены можно проводить, основываясь
на некоторых факторах:
• эксплуатация насоса до выхода из строя (время
простоя один месяц из расчета, что в наличии имеется запасной насос);
• замена насоса через каждые четыре года (время
простоя 24 ч исходя из расчета по наихудшему варианту);
• замена насоса именно тогда, когда это необходимо
(опираясь на определенные данные о его состоянии, время простоя 24 ч).
Последний способ, известный как техническое обслуживание и ремонт исходя из текущего состояния,
широко используется для палубного оборудования. Что
касается подводных систем эксплуатации, то широкое
применение мощных насосов на морском дне связано
с необходимостью их ремонта и технического обслуживания. Чтобы такой способ принес сколько-нибудь
реальную выгоду с учетом того, что проведение подводной операции занимает один месяц, необходимо
заранее прогнозировать состояние насоса примерно
на месяц.
Стоимость продукции, потерянной в связи с прекращением добычи из-за остановки насоса, зависит от многих факторов, но может достигать 1 млн
долл/сут. Таким образом, проведение плановой операции (вместо внеплановой) может сберечь около
30 млн долл.
Отслеживая и прогнозируя некоторые основные
показатели технического состояния насосной установки, и наблюдая за постепенным снижением напора насоса, можно оценить оставшийся срок его эксплуатации.
ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
Рассмотрим лишь некоторые наиболее значительных основных показателей технического состояния и
то, каким образом они могут служить информацией для
оценки продолжительности эксплуатации.
Расход смазочного масла. В типичной подводной
насосной установке в системе смазочного масла, предназначенного для охлаждения высоковольтного электродвигателя и смазки подшипников, поддерживается
избыточное давление, чтобы масло из системы постоянно поступало в установку.
При температурах, характерных для морского
дна, масло имеет высокую вязкость, поэтому для того
чтобы поддерживать избыточное давление в течение
длительного времени, например, после остановки
насоса, поблизости от установки, расположенной
на большом расстоянии от платформы, необходимо
иметь достаточно большой блок подводных аккумуляторов.
Расход масла объясняется двумя причинами. Первая связана с увеличением и уменьшением объема
масла в результате изменения температуры внутри
насоса и/или электродвигателя. При снижении уров-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
ня мощности (или остановке насоса) масло остывает
и уменьшается в объеме, и для восстановления объема с платформы подается дополнительное количество
масла. После увеличения мощности или включения
насоса излишний объем масла поступает в установку.
Другой причиной расхода масла (с точки зрения
контроля) является его постепенная утечка через
уплотнения. По мере того, как каналы утечки масла
расширяются, расход масла, вначале очень небольшой, постепенно возрастает. В определенный момент
времени расход масла достигает такого значения, при
котором его уже нельзя достаточно быстро восполнить
подачей по шлангокабелю. Поскольку применяемое
масло имеет высокую вязкость, допустимая скорость
утечки (при длине шлангокабеля 20 миль) составляет
около 10 л/час. Если скорость утечки превышает указанное значение, поддерживать избыточное давление
масла в электродвигателе уже не удается. Предполагается, что при прочих равных условиях расход масла во
времени возрастает линейно.
В более распространенной системе подача масла в
каждый подводный насос осуществляется из индивидуального бака в гидравлической силовой установке
на палубе платформы. Расход масла можно определить, отслеживая постепенное снижение уровня
масла в этих баках. В примере, показанном на рис. 5,
подразумевается постепенное снижение уровня масла в баке в результате утечки через уплотнения насоса. Резкое возрастание уровня масла соответствует
периодам времени, когда его доливают в бак. В периоды времени, когда частота вращения вала насоса
в значительной степени меняется, отмечается более
быстрое снижение уровня масла. Этого и следовало
ожидать, поскольку при изменении частоты вращения
(и, следовательно, мощности) изменяется температура и давление масла, что приводит к увеличению его
расхода.
Таким образом, расход смазочного масла необходимо измерять тогда, когда частота вращения вала насоса
постоянна, чтобы отличать небольшие утечки масла
через уплотнения от значительных расходов масла,
обусловленных уменьшением его объема в результате изменения температуры при перемене частоты
вращения.
Давление смазочного масла в блоке аккумуляторов. Блок подводных аккумуляторов масла обычно
состоит из восьми аккумуляторов вместимостью 20 л
каждый. Они включаются в работу после остановки
электродвигателя, когда он остывает и необходимо
восполнить уменьшившийся объем масла с целью поддержания избыточного давления. Блок аккумуляторов
имеет большой запас надежности, однако если, например, половина аккумуляторов прекращают работать,
гарантировать избыточное давление во время остановки насоса уже невозможно.
При остывании объем масла уменьшается настолько, что для поддержания избыточного давления необходимо дополнительно подать около 30 л
масла. Этот объем сначала поступает из того или
иного аккумулятора, и затем с течением времени
он пополняется за счет подачи масла по длинному
шлангокабелю. Таким образом, при остывании дав-
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Измеренные значения
8 аккумулятор
1–7 аккумуляторов
Давление, бар
Частота вращения, мин-1
Относительный уровень масла, %
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Продолжительность работы насоса, сут
Рис. 5. Построив график снижения уровня масла в баке
и изменения частоты вращения вала насоса, можно сделать
вывод об уровне утечки масла через уплотнения
ление масла в аккумуляторах снижается, и степень
снижения давления зависит от числа действующих
аккумуляторов.
Наблюдая за характером изменения давления в блоке аккумуляторов, можно приближенно определить
число все еще действующих аккумуляторов, и когда
оно достигнет недопустимого значения, можно приступать к планированию операции.
Еще одним фактором, влияющим на снижение давления, является начальная средняя температура масла
на момент остановки электродвигателя по сравнению с
температурой морской воды. Чем сильнее изначально
нагревается масло, тем больше уменьшается его объем,
и значительнее снижается давление.
Таким образом, расход масла из блока аккумуляторов определяется временной зависимостью объема
масла от средней температуры (на которую, в свою
очередь, влияют измеряемая начальная средняя температура масла, сравнительно постоянная температура
морской воды и сравнительно постоянные теплоизолирующие свойства корпуса насоса). Постоянные параметры можно определить заблаговременно в ходе
комплексных исследований.
Поступление масла в блок аккумуляторов определяется следующими факторами:
• разностью давлений в начале и конце шлангокабеля;
• расстоянием от платформы до морского дна;
• плотностью масла;
• вязкостью масла,
• диаметром и длиной шлангокабеля.
Динамика изменения давления в блоке аккумуляторов определяется числом действующих аккумуляторов
(суммарным объемом масла), относительным объемом
и поступлением и расходом масла.
Самым распространенным видом отказа аккумулятора является его разрядка. Зная вышеприведенные
параметры, можно рассчитать кривую падения давления во времени после остановки насоса для различных
вариантов (работают все аккумуляторы; работают все,
кроме одного; работают все, кроме двух и т.д.). Просчитав все возможные варианты, можно определить
случай, который наиболее точно соответствует измеренным значениям.
50
Время, ч
Рис. 6. Измеренные и расчетные значения давления в блоке
подводных аккумуляторов в случае работы от одного до восьми
аккумуляторов
На рис. 6 приведены данные о давлении масла в блоке подводных аккумуляторов в процессе остывания
и расчетные кривые изменения давления во времени
в случае работы от одного до восьми аккумуляторов.
Измеренная кривая совпадает с кривой для восьми работающих аккумуляторов, что и следовало ожидать,
поскольку измерения проводились вскоре после установки насоса.
Подача насоса. Подачу насоса можно рассчитать,
зная напор, частоту вращения и мощность на валу.
По мере изнашивания насоса создаваемый напор
снижается (при допущении, что все остальные параметры насоса остаются неизменными). В упрощенном виде зависимость между подачей (Q), напором (Н)
и мощностью на валу (N) насоса можно записать
как:
N = k × Q × H.
Для объемного (поршневого) насоса подача напрямую связана с частотой вращения приводного вала (n)
следующим выражением:
Q = k2 × n.
Используя оба выражения, получаем:
или
N = k3 × n × H,
H = N/(k3 × n).
Напор измеряют с помощью датчиков давления, а
мощность – на платформе (на выходе блока управления частотой вращения насоса). Введя поправки на
потери мощности в шлангокабеле и электродвигателе,
получаем мощность на валу. Частота вращения вала
напрямую связана с частотой питающего напряжения
на выходе блока управления, поэтому этот параметр
также известен.
По мере изнашивания насоса создаваемый напор
при определенной мощности и частоте вращения так№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продольная вибрация
Повреждение вращ. элемента
Повреждение внутр. кольца
Поперечная вибрация
Повреждение нар. кольца
Рис. 7. Построив график интенсивности вибрации на
различных частотах для подводного насоса, работающего
с незначительными повреждениями, можно заранее
приблизительно рассчитать частоты, на которых возникнут
характерные проявления
же снижается. К причинам этого снижения относится
возрастание утечек внутри насоса и трение.
Таким образом, простой способ контроля подачи насоса состоит в том, чтобы подобрать постоянную k3 так,
чтобы она точно совпадала с имеющимися данными
на начальный момент времени, когда насос работает
в штатном рабочем режиме. Поскольку со временем
создаваемый напор снижается, можно, например, выбрать время замены насоса при снижении напора ниже
80 % от его начального значения.
Вибрация. При анализе колебательных спектров
наличие определенных частот свидетельствует о возникновении в насосной установке повреждений определенного типа. Можно заранее рассчитать, на каких
примерно частотах возникнут эти проявления. Пример
работы насоса с незначительными повреждениями показан на рис. 7. В данном примере видно, что датчик
поперечной вибрации, установленный на неведомом
конце, регистрирует вибрацию примерно на рассчитанных частотах. Отслеживая динамику вибраций во
времени, можно, например, заметить появление повреждения внутреннего кольца.
На рис. 8 результаты измерения действующих значений вибрации, полученные в ранее выполненном
анализе частота-амплитуда-время (frequency-amplitude-temperature – FAT), объединены с последними
данными о вибрации, полученными при эксплуатации
насоса в море. В данном примере можно видеть, что интенсивность вибрации после шести месяцев эксплуатации насоса практически совпадает со значениями,
полученными в анализе FAT, и это указывает на то, что
никакого ухудшения технического состояния в связи
с вибрацией не произошло.
Профили давления в приводе клапана. Как только подводный гидропривод включается в работу, подводный модуль управления регистрирует изменение
давления во время хода привода. Эти данные поступают на платформу и доступны для анализа. Сравнивая профили давления для нового установленного
привода с последними записями, можно обнаружить
ухудшение технического состояния клапана/привода (рис. 9).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Интенсивность вибрации, мм/с
Частота вибрации, Гц
Продольная вибрация
Поперечная вибрация
Февр.6
Июнь 1
Июнь 4
Июнь 7
Рис. 8. Сравнение результатов измерения вибрации, полученных
ранее при анализе FAT (слева), с последними данными о
вибрации, полученными после шести месяцев эксплуатации
насоса (справа), показывает, что интенсивность вибрации
практически совпадает с первоначальными значениями
Клапан начинает перемещаться
Абсолютное давление,
фунт/дюйм2
Интенсивность вибрации,
мм/с (0 – max)
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Клапан упирается в ограничитель хода
Продолжительность хода = 1,7 с
Сила сжатия пружины ~ 3000 фунт/дюйм2
Отсчет, 100/с
Рис. 9. Увеличение гидравлического давления говорит о том,
что привод сжимает пружину. Клапан начинает перемещаться
при давлении 5300 фунт/дюйм2, движется поступательно
без отклонений, и когда привод упирается в ограничитель
(пружина полностью сжимается), давление резко возрастает
до 7600 фунт/дюйм2 в связи с повышением давления в
системе
Все элементы профиля давления отражают главные
характеристики клапана. Давление, необходимое для
открытия клапана, характеризует силу сжатия пружины, а падение давления после открытия свидетельствует о коррозии. Продолжительность хода клапана
характеризует растяжение пружины, а крутизна увеличения давления после закрытия клапана говорит о
каких-либо утечках.
Профили давления в гидроаккумуляторах. В подводном модуле управления обычно установлены два
гидроаккумулятора. Как только включается в работу
подводный гидропривод, из этих аккумуляторов отбирается рабочая жидкость. При большой длине шлангокабеля для подзарядки аккумуляторов требуется несколько минут. Регистрируя давление в аккумуляторе,
и, отмечая изменения в поведении кривой давления,
можно определить число работающих аккумуляторов,
а также больше или меньше жидкости по сравнению
с обычным значением всасывает один из клапанов во
время хода (рис. 10).
Если оба аккумулятора разряжены, надежная работа клапанов становится невозможной. Подводные
электромагнитные клапаны обычно имеют гидравли-
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Абсолютное давление, фунт/дюйм2
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
водный модуль управления до того, как разрядится и
второй аккумулятор.
Klas Eriksson (К. Эрикссон) получил степень магистра по физике в Королевском технологическом институте в Стокгольме (Швеция) и занимает в компании Aker Solutions Norway должность главного инженера
в группе подводной подготовки и поддержки добычи скважин. В круг
его обязанностей входит консультация по вопросам мониторинга состояния и проектирования систем управления (контроля). Имеет опыт
установки нескольких морских систем в Норвегии и США, в том числе
на месторождениях Осеберг, Драуген и Марлин. В настоящее время
работает в пилотном проекте по сжатию газа на дне моря на месторождении Ормен Ленг.
Рис. 10. Динамика изменения давления в блоке подводных
гидроаккумуляторов при срабатывании 4-дюймового клапана.
Во время хода клапана расходуется примерно 1 л рабочей
жидкости. Давление в аккумуляторе упало примерно на 1400
фунт/дюйм2 и восстановилось примерно через 15 мин
Arve Vaernes (А. Вернес), менеджер департамента по контролю и мониторингу в группе подводной подготовки и создания подпора продукции
скважин. В 1996 г. получил степень магистра по технической кибернетике в Норвежском технологическом институте. Затем в течение 11 лет
занимался разработкой программного обеспечения для моделирования
и работал в оборонном проекте, в сентябре 2007 г. пришел в компанию
Aker Solutions Norway.
ческий затвор, и если подача рабочей жидкости резко
снижается, затвор освобождается, и перемещение клапана может стать непредсказуемым. Если разрядился
один аккумулятор, следует запланировать на ближайшее время проведение операции чтобы заменить под-
Gunder Homstedt (Г. Хомствет), менеджер по технологии в группе подводной подготовки и поддержки продукции скважин в Aker Solutions
Norway. В 1971 г. получил степень магистра по методам управления, в
1989 г. степень кандидата наук по технологии бурения на нефть. Руководит программами опытно-конструкторских работ по разработке
новых средств для подводной сепарации и создания подпора продукции
скважин.
ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ
ПО ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ МИЛЛЕР
J. Wright, Qserv
Процесс вывода из эксплуатации скважин на месторождениях Северного моря набирает силу. Один
из крупнейших проектов осуществляется в настоящее
время на месторождении Миллер (оператор-компания
ВР), где масштабы работ по ликвидации скважин расширяются.
Нефтедобывающая промышленность Великобритании продолжает работать с полной нагрузкой,
и высокий коэффициент использования персонала
и оборудования является обычным делом. Эффективная организация работ по обслуживанию скважин является важнейшим условием их рентабельной
эксплуатации. При выводе из эксплуатации сква-жин,
из которых добыча нефти прекращена, когда возмещение эксплуатационных затрат равно нулю, эффективность работ имеет очень большое значение.
ОБСЛЕДОВАНИЕ
СКВАЖИН
Месторождение Миллер расположено в 270 км к
северо-востоку от Абердина в центральной части Северного моря. Нефть впервые обнаружили в 1982 г.,
а добыча началась в 1992 г. Максимальная добыча
нефти равнялась 150 000 брл/сут, газа – 225 млн
фут3/сут. В середине 2007 г. месторождение достигло предела экономически целесообразной добычи,
и было закрыто.
52
Для проведения работ при помощи троса, гибких труб
и нагнетания жидкостей, которые необходимы при ликвидации скважин на платформе месторождения, была
привлечена компания Qserv, занимающаяся обслуживанием скважин, технологических установок и трубопроводов. В каждой скважине провели предварительное
обследование с целью определения герметичности колонн НКТ. Необходимо было уточнить, какие скважины
можно ликвидировать путем обычного цементирования
через устьевую головку, а в каких скважинах колонна
НКТ сообщалась с межтрубным пространством, что
требовало спуска гибких труб для установки цементной
пробки на требуемой намеченной глубине.
Во все скважины при помощи троса спускали шаблон,
чтобы убедиться в свободном проходе, а затем устанавливали мостовые пробки. Колонну НКТ опрессовывали затем чтобы убедиться в ее герметичности, затем перфорировали выше мостовой пробки, и промывали межтрубное
пространство морской водой. Затем проводили еще одну
опрессовку колонны НКТ и межтрубного пространства,
чтобы убедиться в герметичности эксплуатационного
пакера. Обследование показало, что в семи скважинах
требовалось проведение операций на гибких трубах.
УТИЛИЗАЦИЯ ЖИДКОСТЕЙ
В условиях отсутствия на платформе полного
комплекта оборудования для работы с жидкостями,
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
которое уже вывели из эксплуатаподъемных операций на полу буроции, потребовалась альтернативная
вой установки, а точное гидравличесистема для перемещения всех выское управление мачтовой вышки
ходящих из скважины жидкостей
сводило к минимуму вмешательство
и их надежной утилизации. Для
оператора при отсоединении инжекторной головки от стояка. К тому же
надежного управления всеми поэто давало возможность задействотоками жидкости в течение всего
проекта использовалась закрытая
вать талевый блок для удержания в
система сброса. Однако в связи с
подвешенном состоянии противовыбросового блока (при его перемещенедостаточной вместимостью обслуживающего судна требовалось
нии между скважинами) без демонправильная организация работ с
тажа используемого оборудования, а
целью предотвращения снижения
также параллельно монтировать на
эффективности.
инжекторной головке блок контроля
Компания предоставила систему
давления для проведения операций
для работы с жидкостями и провена гладкой проволоке.
дения их мониторинга, включая наПо словам Колина Смита, руковососы, емкости и трубопроводы для
дителя группы по ликвидации скванадежной перекачки содержимого
жин на месторождении Миллер. Перзакрытой системы сброса и утилизавые два этапа работ были выполнены
Рис. 11. Мачтовая вышка на полу буровой
ции всех жидкостей в специальной
весьма эффективно, и все основные
установки
скважине. Систему постоянно устазадачи проекта успешно решены.
новили на платформе на все время
проведения работ, что позволило выполнять операции ПЕРСОНАЛ
в скважинах без неоправданных потерь рабочего вреКомпания понимала важность привлечения для промени. Это также позволило автономно проводить де- ведения работ квалифицированного персонала, владемонтаж конструкций платформы с целью сокращения ющего несколькими специальностями. Операции при
сроков выполнения проекта.
помощи троса, на гибких трубах и закачка жидкостей
проводились каждый день. Использование отдельных
бригад специалистов для каждого вида работ было бы
МАЧТОВАЯ ВЫШКА
Все операции на гибких трубах проводили через экономически неэффективным решением, поэтому компол буровой установки, но в связи с большим объе- пания ВР была заинтересована в привлечении собственмом необходимых работ было решено использовать ной группы специалистов, каждый из которых прошел
мачтовую вышку сервисной компании для работы с комплексную подготовку с учетом технических особенинжекторной головкой вместо подвешивания ее на та- ностей каждого вида работ. Многопрофильное обучение
левом блоке (рис. 11). Хотя возникла необходимость в позволило значительно сократить затраты на оплату трудополнительном предварительном планировании с це- да и содержание персонала и одновременно предусмолью обеспечения необходимого взаимодействия, при- треть резерв незанятых специалистов, которых могут
менение мачтовой вышки позволило предотвратить привлекать другие сервисные компании, что в конечном
возникновение многочисленных рисков, с которыми счете оптимизирует график выполнения работ.
приходится сталкиваться при проведении операций
на гибких трубах, и значительно повысить производительность работ.
JimWright (Дж. Райт) получил степень бакалавра с отличием и степень
Улучшенные функциональные возможности мач- магистра по механике и морскому проектированию в Университете Ротовой вышки позволили отсоединить инжекторную берт Гордон. М-р Райт начал работать в компании Qserv инженером по
эксплуатации, оказывая техническое содействие заказчикам компании
головку от талевого блока и не демонтировать ее при в операциях на гибких трубах и нагнетании жидкостей. В конце 2007 г.
проведении работ. В результате сократилось число перешел в отдел развития бизнеса.
НОВЫЙ ПОДХОД
К ПРОВЕДЕНИЮ ОПЕРАЦИЙ
НА ПОДВОДНОМ ТРУБОПРОВОДЕ
J. Mair, Subsea 7
Типовые операции на подводном трубопроводе
обычно выполняют с помощью водолазов. Компания
Subsea 7 работает над созданием новой технологии
подключения к подводному трубопроводу без прекращения его эксплуатации. Инновационная технология
Subsea Grouted Tee (заливки подводного тройника
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
эпоксидной смолой) позволит снизить риски, капитальные затраты и продолжительность работ. В устройстве
используется механический способ подсоединения
отходящего фитинга к находящемуся под давлением
действующему трубопроводу, который является альтернативой масштабным сварочным операциям.
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
В 2006 г. компания осознала поПосле того, как фитинг обхватенциальные выгоды этой технолотил магистральный трубопровод,
гии и приступила к реализации сос помощью обычных гидропривместного технического проекта с
водных ключей затягивают болты
на горизонтальных фланцах. Поинжиниринговой консалтинговой
сле этого устанавливают временкомпанией Advantica (Великобритания) по адаптации данной техноные торцевые уплотнения. Затем
логии к подводным условиям припроводят опрессовку кольцевого
менения. Спонсоры совместного
зазора при давлении 0,14 МПа.
проекта (BP, Total и ConocoPhillips)
Морскую воду и отложения соли
поддержали это начинание, установытесняют пресной водой, а кольвив в качестве начальной задачи разцевой зазор просушивают подамещение устройства на небольшой
чей сухого азота до относительной
глубине с далеко идущими планами
влажности менее 20 %.
его использования на сверхбольших
Затем можно приступать к разглубинах без участия водолазов.
мещению подводного нагнетаТройник можно использовать на
тельного блока. Для гарантии, что
Рис. 12. Захват подводного тройника
трубопроводе с намного большей раскрывает свои гидроприводные установочные параметры соответствуют условиям окружающей
овальностью, чем это допускают
плашки
скрепляемые болтами механические
подводной среды, в блоке можно
фитинги. Поскольку сварка не применяется, устрой- провести (перед нагнетанием) ряд проверок. В блоке
ство обладает механической надежностью и может вос- имеются два эластичных баллона, в одном из которых
принимать нагрузки, как минимум, не ниже установ- содержится эпоксидная смола, а в другом отвердитель.
ленных для магистрального трубопровода. В верхней Оба компонента нагнетают независимо друг от дручасти корпуса тройника имеется отвод, который либо га и смешивают во встроенном смесителе. Процесс
приваривается к корпусу, либо формируется выдавли- нагнетания занимает примерно 15 мин. После этого
ванием в процессе изготовления. В отводе установлена выжидают некоторое время, пока происходит отвервыдерживающая высокое давление двойная манжета ждение, и одновременно начинают подготовку к свер(block-and-bleed) из гидрогенизированного бутадиен- лению трубопровода для подключения ответвления.
нитрильного каучука, которая приводится в действие После отверждения смолы, прежде чем приступить
с помощью раздвижных пластин. Нижняя половина к сверлению, проводят опрессовку ответвления при
корпуса тройника разделена на две части, приводимые номинальном давлении.
в действие гидравликой (рис. 12).
Внутренний диаметр тройника подобран таким об- ПЕРСПЕКТИВЫ
разом, что между ним и трубопроводом образуется
После завершения совместного проекта и доработкольцевой зазор. В этот зазор нагнетается эпоксидная ки новая технология готова к применению. Ее основсмола, которая после отверждения создает механиче- ные достоинства включают следующее:
ское сцепление тройника с трубопроводом, обеспечи• отсутствие сварки в гипербарической камере;
вая полное перераспределение нагрузки.
• отсутствие необходимости привлечения квалифицированных водолазов;
ПРИМЕНЕНИЕ
• сокращение сроков выполнения работ;
Переделка наземного устройства в вариант для под• отсутствие необходимости снижать давление в
водного применения была выполнена на 24-дюймовом
трубопроводе;
ответвлении с заглушкой от 24-дюймового трубопро• выигрыш в стоимости по сравнению с другими
вода с использованием фланцевого соединения ANSI
способами;
Class 900 для операций на небольшой глубине, доступ• использование в аварийной ситуации;
ной водолазу. Был разработан опытный образец за• в перспективе применение системы без привлеглушки 24 × 24″ и установлен на небольшой глубине в
чения водолазов.
опытном бассейне с привлечением водолазов и водоСравнение сварного тройника и нового устройства
лазного оборудования. Работы проводились в три этапа: показывает, что экономию затрат можно получить
проектирование и оценка тройника, проектирование и как на этапе предварительного тестирования на соотизготовление системы нагнетания эпоксидной смолы ветствие техническим требованиям, так и в морских
и испытание в гипербарической камере.
операциях. При этом не требуется предварительное
Гидравлические поршни сжимают основное пер- тестирование, отпадает необходимость в предварительвичное седлообразное уплотнение на магистральном ном нагреве, приобретении оборудования для неразрутрубопроводе. Кольцевые уплотнительные прокладки, шающего контроля, модификации подводной камеры,
размещенные в горизонтальных фланцах и полуотводе проектировании сварочного и охлаждающего оборуфитинга, обеспечивают газогерметичность в кольцевом дования, обучении и подготовки водолазов. В морских
зазоре между магистральным трубопроводом и фитин- операциях экономия затрат достигается благодаря отгом. Это позволяет вытеснять морскую воду азотом по- сутствию необходимости монтировать и демонтиросле установки торцевых уплотнений. Кольцевые уплот- вать подводную камеру и сварочное оборудование, а
нения являются временными и облегчают проведение также проводить сварочные работы и неразрушающий
операций сушки зазора и нагнетания смолы.
контроль.
54
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
Устройство можно использовать во многих случаях,
в том числе для подключения ответвления под острым
углом и К-образных ответвлений. Возможная область
применения: замена клапана (задвижки), подключение
отвода трубопровода, байпас для ремонта трубопровода
и ликвидации затора/ввода инструмента.
Сегодня подсоединение ответвления с помощью
водолазов является обычной операцией, которая
осложняется при ее проведении на трубопроводе,
находящимся под давлением. Максимальная глубина
проведения работ с участием водолазов на сегодняшний день составляет около 250 м. В планах компании
создание в будущем технических решений для прокладки трубопроводов в глубоких и сверхглубоких
водах путем размещения рассмотренного устрой-
ства с помощью методов дистанционного управления. Компания Subsea 7 имеет действующее по всему
миру лицензионное соглашение с Advantica, подтверждающее что она является единственной подрядной компанией, представляющей рассмотренную
технологию.
John Mair (Дж. Мэр), получил степень по механике и имеет 30-летний
опыт проведения подводных операций. В 1978 г. начал работать в Subsea
Offshore инженером. В 1998 г. перешел на должность технического директора по Великобритании в компании DSND, которая в 2002 г. стала
частью Hulliburton Subsea, где его назначили главным менеджером. Г-н
Мэр является членом координационной группы в недавно разработанной Национальной программе подводных исследований (National Subsea
Research Initiative).
ОСЛАБЛЕНИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ СИЛ
БЛАГОДАРЯ ДЕМПФИРУЮЩЕЙ СИСТЕМЕ
P. Minola, S. Garavaglia, Saipem SpA, Италия
Трубопроводы на объектах нефтегазодобычи, морских сооружениях,
нефтеперерабатывающих заводах и
Эластомерные вставки
других промышленных установках
подвергаются ударным динамическим воздействиям, например, гидравлическим ударам, колебаниям и
другим ударным силам, вызываемым
непредсказуемым перемещением
жидкости или нештатными технологическими режимами.
Пружинный узел
Традиционным способом уравновешивания продольных динамических сил является применение
аксиально-жесткого демпфера, на- Рис. 13. Демпфирующая система с пружинным узлом и эластомерными вставками,
значение которого ограничивать которые составляют демпфирующий модуль
продольные перемещения. Однако
при таком способе неуравновешенные динамические тонн так, чтобы после освобождения стопорных штифсилы могут разгружаться непосредственно на опор- тов равнодействующая сила на конструкцию равнялась
ные конструкции, а незначительное время передачи нулю, а весь демпфирующий модуль был сжат.
Соединенные стяжками зажимы, установленные
воздействия и очень большая жесткость опорной конна трубопроводе, обеспечивают контакт по периметру
струкции могут увеличивать эти силы.
Новая демпфирующая система, состоящая из окружности трубы за счет сил сцепления и трения. Диупругих и эластомерных компонентов, уменьшает намическая нагрузка, поглощенная зажимом на одной
интенсивность ударных сил и ослабляет передачу ди- стороне (в зависимости от направления распространамического воздействия, что позволяет применять нения волны давления), передается демпфирующему
модулю, который в свою очередь передает уменьшеноблегченные опорные конструкции.
ное и ослабленное ударное воздействие опорной конструкции.
КОМПОНЕНТЫ СИСТЕМЫ И ЕЕ
Значительным преимуществом новой демпфируюФУНКЦИОНИРОВАНИЕ
Основным элементом демпфирующей системы, по- щей системы в производственно-экономическом плане
лучившей название SlugStop, является модуль, состоя- является высокая степень унификации, что придает ей
щий из патентованного сжимаемого пружинного узла, модульный характер и адаптируемость. Каждое устройустанавливаемого последовательно с двумя эластомер- ство спроектировано в расчете на уравновешивание макными вставками (рис. 13). Перед монтажом пружинный симальной нагрузки 30 т. Размещенные последовательузел предварительно нагружается усилием в несколько но, многочисленные устройства системы могут охватить
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЕВРОПЕЙСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
широкий спектр динамических задач в пределах широкого диапазона нагрузок. Тем самым нагрузки перераспределяются на две и более опорные конструкции, что
дает возможность руководителям участков обойтись без
дорогостоящей модификации и усиления балок и фундаментов. Кроме того, транспортировка и перемещение по
участку облегчается благодаря модульной конструкции
и простоте монтажа отдельных устройств.
Монтаж системы без применения сварки позволяет адаптировать ее к уже установленной опорной
конструкции даже в тех случаях, когда параметры этой
конструкции отличаются от расчетных. Например, в
случае, когда расстояние между анкерными балками,
полученное при расчете, отличается от фактического
расстояния на участке, и когда расчетная толщина (ширина) анкерного фундамента отличается от толщины
уже заложенного фундамента.
ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ СИСТЕМЫ
Новую демпфирующую систему впервые смонтировали на СПГ-заводе (оператором которого выступает
компания Dolphin Energy) в Рас-Лаффан (Катар) в июне
2007 г. Ее установили на 32-дюймовом трубопроводе,
который подвергался воздействию сильных гидравлических ударов. Расчеты, выполненные на исходной
схеме с традиционными жесткими опорами, показали
наличие чрезмерных осевых (продольных) сил.
На всем протяжении трубопровода установили в общей сложности 98 устройств, которые охватили четыре
участка завода: резервуарный парк, защитный волнолом и причал. Устройства разместили как на линейном
участке трубопровода, так и на петлевых участках в
целях уменьшения и ослабления динамических сил и
предотвращения смещения трубопровода с первоначального места.
МОНИТОРИНГ ПОВЕДЕНИЯ ТРУБОПРОВОДА
В апреле 2008 г. на заводе в Катаре были проведены
наблюдения с целью мониторинга поведения трубопровода в реальных условиях гидравлического удара. Это
явление возникало регулярно из-за периодического
маневрирования танкеров во время налива.
Также были выполнены исследования двух видов: динамические наблюдения за трубопроводом и
опорной конструкцией (эстакадой) во время вступления волны давления с помощью датчиков вибраций,
установленных в определенных точках; наблюдения
за максимальным перемещением трубопровода относительно опорных конструкций с помощью датчиков
перемещений.
Датчики вибраций регистрировали поведение трубопровода в продольном направлении на участке, где была
установлена новая демпфирующая система (рис. 14).
Специальные датчики перемещений, измеряющие
максимальные смещения конструкций, установили в
местах расположения демпфирующей системы, боковых направляющих и подвески.
Данные, полученные с помощью датчиков вибраций, подтвердили, что ударные силы сказываются на
результатах измерения вибрации, поскольку они приводят к возникновению высокочастотных колебаний
(шума). Диапазон частот колебаний для конструкции
составляет 4–6 Гц, в то время как частота шума, обу-
56
Демпфирующая система
Места
установки датчиков
Рис. 14. Местоположение датчиков вибраций и демпфирующей
системы
словленная ударом, может достигать 200 Гц; из этого
следует, что высокочастотные колебания не влияют на
перемещение конструкции.
Во время наблюдений было зафиксировано равномерное перемещение трубопровода в продольном
направлении с максимальным значением 12 мм. Наблюдения показали, что распространение возмущения гасится как в прямом, так и обратном направлении.
Демпфирующая система подвергалась динамическому
воздействию, которое передавалось на анкерную конструкцию; перемещение трубопровода, было компенсировано. Степень демпфирования также полностью
соответствовала прогнозу. Наблюдения за состоянием
трубопровода и опорных конструкций подтвердили,
что они остаются неповрежденными и сохраняют работоспособность.
После года эксплуатации демпфирующей системы
компания Dolphin Energy сообщила, что она работает
нормально.
ПОСЛЕДУЮЩИЕ ПРИМЕНЕНИЯ
Вторую демпфирующую систему успешно смонтировали на трубопроводной сети, установленной на
фундаменте факельной установки высокого давления
на третьей технологической линии СПГ-завода Ruwais
в Абу-Даби (ОАЭ).
Планируется установка демпфирующей системы
на трубопроводной сети из стеклопластиковых труб
на аммиачно-карбамидной установке с целью защиты
трубопровода и опорных конструкций от чрезмерных
динамических нагрузок, возникающих при гидравлических ударах в результате включения/выключения
насосов или отключения электроэнергии.
Рассматривается вопрос об установке еще одной
демпфирующей системы на 36-дюймовом трубопроводе
на насосной станции для нагнетания воды, на котором
применение аксиально-жестких демпферов привело к
появлению гидравлических ударов, которые представляли серьезную опасность для опорных конструкций.
Перевели Д. Баранаев, С. Сорокин
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ДОЛГОВЕЧНОЕ
ПОЛИКРИСТАЛЛИЧЕСКОЕ
АЛМАЗНОЕ ДОЛОТО
Компания Atlas Copco Secoroc
выпустила новое буровое долото,
изготовленное по современной технологии с использованием поликристаллических алмазов (polycrystalline
diamond – PDC), которое обладает
значительно большей долговечностью по сравнению со стандартны- Рис. 1
ми буровыми долотами с алмазными
вставками. Новое CaliberXD-долото имеет большую
долговечность за счет применения PDC-вставок, в
конусообразной нижней части которого есть клапан, используемый при бурении глубоких скважин.
Конструкции буровых долот включают системы с
резьбой для ловильного инструмента, с головкой для
извлечения и QL-шейкой (рис. 1).
www.atlascopco.com
ИЗМЕРЕНИЯ
ДЛЯ СОХРАННОСТИ
ИНФОРМАЦИИ
Компания Emerson Process Management внедрила
DanPac-систему управления сбором информации о
процессе для Daniel-систем измерений расходов газа
и нефти с целью подготовки финансовой отчетности.
Программное обеспечение адаптировано к приборам, и генерирует прогнозную и диагностическую
информацию для более точного управления. DanPacсистема открытого стандарта имеет встроенные средства резервирования и поставляется с предварительно конфигурированными аппаратными средствами
управления и стандартизированными элементами.
Архитектура системы связывает вместе приложения
для измерения и управления с использованием открытых, взаимодействующих, расширяемых технических
средств, включая логическое устройство управления
и Daniel-компьютер S600 систем измерения расходов.
Логическое устройство управления осуществляет
диагностику в реальном времени и генерирует предупредительные сигналы, подаваемые установленными на
салазках PlantWEB-блоками,
для целевого обслуживания
оборудования и предотвращения его неожиданных выключений и неустойчивости
измерений.
www.Emerson.com
СЕПАРАТОР
ДЛЯ ОТДЕЛЕНИЯ ВОДЫ
ОТ НЕФТИ
Компания Aqueous Recovery Resources, Inc. (ARR), специализирующаяся на разра-
Рис. 2
№8 • август 2009
ботке технологий для отделения нефти
от воды, внедрила систему Suparator,
новую технологию, в которой используется трехступенчатый механизм
сепарации, основанной на фундаментальных физических свойствах, без
движущихся частей или перемещающихся сред. Вода и нефть поступают
в первый отсек, в котором через отверстие в днище выходит только отстоявшаяся вода. Конструкция сепаратора гарантирует отделение и сбор
любого количества нефти, даже ее следов. Нефть, еще
содержащая небольшое количество воды и реагентов,
образует плавающий слой значительной толщины, в
то время как вода и реагенты мигрируют в сторону
границы раздела и опять входят в поток воды. Затем
концентрация нефти повышается и в результате происходит дальнейшее отделение воды и реагентов и
образуется слой только нефти. В верхней части накапливающегося плавающего слоя собирается чистая
нефть. Затем эта «сухая» нефть (обычно содержащая
меньше 1 % воды) отделяется и может транспортироваться дальше для переработки или хранения.
В системе используется эффект Бернулли. При
увеличении скорости течения в жидкости происходит
уменьшение внутреннего давления, для динамического разделения жидкостей различной плотности. Поперек канала для жидкости есть несколько клапанов,
в результате основная часть потока проходит внизу,
а меньшая часть проходит выше. В конструкции использовано несколько «отклоняющих лопаток» для
постепенного отделения и сбора большего количества
нефти и уменьшения содержания воды. Поскольку
плотность слоя на границе раздела не равна плотности
нефти, грязи и других нежелательных включений, они
отделяются, прежде, чем произойдет их оседание в
баке для воды. Для удаления этих примесей потребуются моющие средства или специальное обслуживание. Поскольку в отделившейся воде остается только
500 млн–1 остаточных углеводородов, эта вода может
сразу же использоваться повторно при эксплуатации нефтяного месторождения. При этом отделившаяся
нефть содержит менее 0,3 %
воды и готова к транспортировке покупателям (рис. 2).
www.separator.com
СИСТЕМА
ПОЛУЧЕНИЯ
ИЗОБРАЖЕНИЙ
ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА
Компания Schlumberger
выпустила новую более совершенную электромагнитную систему DeepLook-EM
получения изображений пла57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
ста- коллектора между скважинами и мониторинга и
технические средства для сбора сейсмических данных для получения изображений пласта-коллектора.
Сервис включает планирование предварительных
работ, моделирование, сбор данных, обработку и инвертирование для получения изображений пластаколлектора внутри скважины. Система позволяет
получать детальные профили сопротивлений между
скважинами с расстояниями до 1 км, с использованием метода индукционного каротажа. Сбор данных выполняется с использованием динамического зонда с передатчиком-генератором импульсов в
одной скважине и группой приемников в соседней.
Приемники могут размещаться в обсаженной или в
необсаженной скважинах. Изображения коллектора обеспечивают информацию об эффективности
программ заводнения и нагнетания пара, позволяя
оценивать насыщенность внутри скважин и идентифицировать пропускаемые продуктивные зоны.
Изменения сопротивлений внутри скважин могут
быть вызваны изменениями насыщенности порового пространства в процессе заводнения, температуры в процессе нагнетания пара или уменьшения
пористости, если происходит оседание. С помощью
мониторинга в реальном времени можно получить
точные изображения и отслеживать продвижение
фронта заводнения. Все промысловые данные Petrelмоделирования объединяются и используются для
расшифровки каротажной информации с целью
оценки объема углеводородов в пласте-коллекторе.
www.slb.com/deeplook
ВСТРОЕННОЕ
НАДЕЖНОЕ
ЗАПИРАЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО
Новое надежное запирающее устройство компании R&M Energy Systems представляет собой систему
с жесткой фиксацией за счет давления жидкости в
трубопроводе или резервуаре, которое используется
для плотного запирания люка в стыковочной втулке.
Уплотняющая сила, прикладываемая к запирающему
устройству, увеличивается с повышением давления
жидкости и используется только такое значение силы,
которое необходимо для надежного запирания люка,
или в случае полного отсутствия давления внутри.
Устройство может работать при давлениях до 15 000 psi
(1 psi = 6,9 кПа).
www.rmenergy.com
ПРОГРАММНЫЕ
СРЕДСТВА
ДЛЯ РАЗВЕДКИ И ДОБЫЧИ
Компания Paradigm объявила
о выпуске современной прикладной программы для проектирования скважин и планов бурения,
названной Paradigm Sysdrill 2009.
Версия 2009 г. обеспечивает жесткую интеграцию, она значительно
проще в использовании и располагает большими функциональными
возможностями. С помощью толь58
Рис. 3
ко этой прикладной программы можно проектировать современные скважины и оценивать и выбирать нужную технологию бурения, что позволяет
инженерам-бурильщикам быстро разрабатывать
планы строительства скважин, с четкими сроками
и мерами безопасности, за счет чего уменьшаются
риски и неопределенности при выполнении буровых
работ. Усовершенствования этой версии включают
значительное сокращение времени ввода данных для
выполнения технического анализа, более современный интерфейс ввода/вывода для загрузки информации третьих сторон, корректировка с помощью
полученных результатов анализа для быстрой идентификации проблем, возникающих в процессе бурения, и возможность использования геологической
информации для лучшего планирования бурения
и визуализации. Прикладная программа Paradigm
Sysdrill 2009 также жестко интегрируется с приложением Paradigm Geolog (используемым для расшифровки петрофизических каротажных данных)
для получения коммерческого приложения с целью
управления проходкой скважин в реальном времени.
Geolog это заказанное независимое приложение для
управления проходкой скважин с учетом петрофизических данных. Оно включает последовательность
операций, обеспечивающих быстрое создание моделей управления проходкой скважин в масштабе каротажа скорости проходки перед их бурением, облегчает интерактивное обновление моделей управления
проходкой в процессе бурения скважин и позволяет
разрабатывать новые планы строительства скважин
с использованием обновленных моделей.
www.pdgm.com
БЕСПРОВОДНЫЕ
SSI-ДЕКОДЕРЫ
Компания BEI Industrial Encoders внедрила SwiftCom беспроводной интерфейс для SSI (с низкой степенью интеграции) – протокол обмена данными в
передатчике и приемнике, пользователи могут присоединять беспроводной приемник прямо к SSI-порту
контроллера, точно также как в стандартной проводной системе. Интерфейс работает с SSI-устройствами
позиционирования: с декодерами одного положения или нескольких, с линейной шкалой, магнитострикционными приборами или любыми другими
SSI-датчиками положения. С помощью устойчивого
к сбоям и защищенного беспроводного интерфейса
система может взаимодействовать с любыми SSIабсолютными или инкрементными
датчиками положения и в «бесшовной» среде с помощью обратной
связи позволяет посылать важные
данные о положении и скорости в
системы управления без использования кабелей. Система включает
приемник-передатчик, с передачей
последовательно точка за точкой
протокола со скачущей частотой
(рис. 3).
www.beiied.com
Перевел В. Клепинин
№8 • август 2009
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
ОТРАСЛЕВАЯ СТАТИСТИКА
В феврале 2009 г. численность парка буровых установок
для капитального ремонта скважин и установок вращательного бурения продолжала снижаться. Число буровых
установок для капитального ремонта сократилось с 2455 до
1947 единиц (или на 20,7 %). Этот показатель снизился на
9,5 % по сравнению с предыдущим месяцем, когда этот показатель составлял 2152 установки. Число установок вращательного бурения сократилось с 1765 до 1320 единиц или
на 25 % и на 15 % по сравнению с предыдущим месяцем, когда этот показатель составлял 1553 установки. Несмотря на
сокращение численности парка буровых установок в США,
Добыча нефти в США****, тыс. брл/сут
Штат, регион
Средняя дневная добыча за месяц
Февраль 2008 г.**
Разница, %
Февраль 2009 г.*
Алабама
Аляска
Арканзас
Калифорния
Колорадо
Флорида
Иллинойс
Канзас
Кентукки
Луизиана
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Нью-Мексико
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Техас
Юта
Вайоминг
Другие***
Всего
48 нижних штатов
21,0
750,0
19,0
652,0
64,0
6,0
26,0
111,0
8,0
1418,0
16,0
65,0
80,0
6,0
170,0
205,0
16,0
184,0
1263,0
65,0
148,0
27,0
5320,0
4570,0
22,0
706,0
17,0
664,0
67,0
6,0
24,0
105,0
9,0
1275,0
16,0
58,0
86,0
6,0
161,0
137,0
15,0
170,0
1333,0
60,0
153,0
26,0
5116,0
4410,0
Страна, регион
Январь 2008 г.*
–4,5
6,2
11,8
–1,8
–4,5
0,0
8,3
5,7
–11,1
11,2
0,0
12,1
–78,0
0,0
5,6
49,6
6,7
8,2
–5,3
8,3
–3,3
3,8
4,0
3,6
21,0
703,0
17,0
645,0
62,0
6,0
26,0
106,0
8,0
1358,0
16,0
62,0
81,0
6,0
164,0
201,0
16,0
175,0
1232,0
61,0
144,0
27,0
5137,0
4434,0
* Оценка API.
** Данные DOE за 10 месяцев.
*** Включая Аризону, Индиану Миссури, Неваду, Нью Йорк, Пенсильванию, Южную Дакоту, Теннеси, Виргинию и Западную Виргинию.
**** Включая добычу конденсата.
Число буровых установок для капитального ремонта в США*
Регион
Техас, Мексиканский залив
Арклатекс
Восточный регион США
Южная Луизиана
Центральная часть США
Западный Техас/Пермский басс.
Скалистые горы
Западное побережье Аляски
Всего в США
Канада
Февраль
2009 г.
Январь
2009 г.
Декабрь Февраль
2008 г.
2008 г.
157
130
64
48
365
552
260
371
1947
623
181
162
70
43
403
625
292
376
2152
635
187
175
70
51
434
681
341
403
2342
595
194
192
81
56
455
769
338
370
2455
718
Изменение, %
По месяцам
–13,3
–19,8
–8,6
11,6
–9,4
–11,7
–11,0
–1,3
–9,5
–1,9
По годам
–19,1
–32,3
–21,0
–14,3
–19,8
–28,2
–23,1
0,3
–20,7
–13,2
Источник: Baker Hughes Inc.
* Включая работы по извлечению труб из скважин, за исключением скважин глубиной менее 1500 фут.
Цены на природный газ, долл/тыс. фут3
12 месяцев
Действительные данные
Источник: The Gas Price Report
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
численность международного парка буровых установок
остается сравнительно стабильной.
В феврале мировые поставки нефти снизились на
0,98 млн брл/сут до 83,39 млн брл/сут. Максимальное снижение этого показателя было зарегистрировано в Кувейте
и Саудовской Аравии (на 150 тыс. и 140 тыс. брл/сут соответственно). В целом сокращение поставок стран ОПЕК составило 1 млн брл/сут.
IEA по-прежнему прогнозирует снижение в 2009 г. мировых поставок нефти до 84,4 млн брл/сут. Это на 1,5 % или
на 1,2 млн брл/сут меньше чем в 2008 г.
Добыча нефти и конденсата в мире, млн брл/сут
Февраль 2009 г. Январь 2009 г. Август 2008 г.
Страны ОПЕК*
Саудовская Аравия
7,68
7,82
8,90
Иран
3,65
3,79
3,90
Ирак
2,26
2,37
2,38
ОАЭ
2,25
2,36
2,59
Кувейт
2,03
2,18
2,31
Нейтральная зона
0,54
0,56
0,57
Катар
0,75
0,78
0,85
Ангола
1,65
1,76
1,85
Нигерия
1,78
1,84
1,95
Ливия
1,58
1,65
1,72
Алжир
1,25
1,27
1,37
Эквадор
0,48
0,50
0,50
Венесуэла
2,10
2,18
2,35
Природный газоконденсат и конденсат
4,68
4,68
4,66
Всего в ОПЕК
32,68
33,74
35,90
Страны, входящие в организацию экономического содружества**
США
7,93
7,68
7,54
Мексика
3,06
3,06
3,17
Канада
3,38
3,34
3,24
Великобритания
1,50
1,50
1,56
Норвегия
2,31
2,45
2,47
Европа – другие
0,68
0,68
0,71
Австралия
0,60
0,63
0,55
Страны тихоокеанского бассейна
0,08
0,08
0,10
Всего
19,54
19,42
19,34
Страны, не входящие в ОПЕК*
Страны бывшего СССР
12,70
12,75
12,75
Китай
3,89
3,91
3,79
Малайзия
0,76
0,74
0,76
Индия
0,80
0,80
0,81
Индонезия
1,02
1,01
1,03
Азия – другие
1,10
1,09
1,07
Европа
0,12
0,12
0,12
Бразилия
2,50
2,51
2,27
Аргентина
0,74
0,75
0,74
Колумбия
0,60
0,60
0,58
Латинская Америка – другие
0,46
0,46
0,43
Оман
0,73
0,73
0,73
Сирия
0,39
0,39
0,40
Йемен
0,28
0,29
0,31
Египет
0,68
0,68
0,67
Габон
0,24
0,24
0,23
Африка/Ближний Восток – другие
1,87
1,85
1,85
Всего
28,88
28,92
28,54
Прирост***
2,29
2,29
2,24
Итого
83,39
84,37
86,02
Август 2007 г.
8,48
3,98
2,09
2,52
2,16
0,56
0,80
1,66
2,13
1,71
1,36
0,50
2,39
4,52
34,86
7,48
3,48
3,32
1,68
2,56
0,73
0,55
0,08
19,86
12,77
3,73
0,74
0,81
1,01
1,11
0,13
2,14
0,75
0,54
0,43
0,70
0,42
0,34
0,65
0,23
1,85
28,35
2,17
85,24
Источник: International Energy Agency.
* Данные по Анголе должны быть в страны ОПЕК.
** Включая сырую нефть, конденсат, природный конденсат и нетрадиционные ресурсы.
*** За исключением стран бывшего СССР, Китая и европейских стран, не входящих в организацию экономического содружества.
Цены на сырую нефть, долл/брл
Западно-техасская
Смесь Брент
Арабская легкая
Источник:DOE
№8 • август 2009
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil
Число буровых установок для капитального Число буровых установок вращательного
ремонта
бурения в мире в целом
Источник: Baker Hughes Inc. и M-I-SWACO.
Источник: Weatherford.
Число буровых установок вращательного бурения в мире в целом
Страна, регион
Канада
Европа
Германия
Италия
Нидерланды
Норвегия
Польша
Великобритания
Другие
Ближний Восток*
Абу-Даби
Иран
Оман
Саудовская Аравия
Сирия
Турция
Другие
Африка
Алжир
Египет
Ливия
Нигерия
Судан
Другие
Латинская Америка
Аргентина
Бразилия
Колумбия
Мексика
Венесуэла
Другие
Дальний Восток
Австралия
Китай, шельф
Индия
Индонезия
Малайзия
Мьянма
Пакистан
Таиланд
Вьетнам
Другие
Всего
Февраль 2009 г.
Наземные Морские
412
25
10
3
0
0
0
0
12
232
7
59
53
60
21
5
27
116
23
44
15
2
28
4
294
63
30
29
98
56
18
154
12
0
52
55
0
1
21
3
0
10
1233
1
51
0
0
2
25
0
20
4
33
3
10
0
12
0
0
8
23
0
8
1
5
0
9
80
1
30
0
34
13
2
109
9
24
24
13
18
1
0
9
7
4
297
Январь 2009 г.
Наземные Морские
375
34
8
4
0
0
1
1
20
239
8
59
52
63
22
5
30
116
24
42
15
2
28
5
305
66
30
34
94
63
18
158
14
0
54
51
0
2
22
3
0
12
1227
2
54
0
0
2
25
0
22
5
33
4
10
0
11
0
0
8
24
0
12
1
3
0
8
76
1
29
0
31
11
4
102
8
23
26
14
12
1
0
7
7
4
291
Февраль 2008 г.
Наземные Морские
619
41
6
5
0
0
2
1
27
244
9
58
53
69
21
5
29
114
22
43
13
2
29
5
299
85
21
42
65
67
19
146
11
0
54
43
0
7
19
2
0
10
1463
1
35
1
0
3
11
0
15
5
28
2
7
0
10
0
0
9
24
0
8
1
4
0
11
74
0
25
0
29
16
4
121
13
22
31
24
10
1
0
7
6
7
283
Источник: Baker Hughes Inc.
* Нет данных по Ираку.
Морские буровые установки в мире в целом
Февраль 2009 г.
Всего буровых установок
2008 г.
Аренда по контракту
2008 г.
Коэффициент использования
буровых установок, %
2008 г.
Мексиканский залив Европа/Средиземное
В мире в целом
море
Мобильные Платформы Мобильные Платформы* Мобильные Платформы*
Источник: IHS Energy.
60
Штат, регион
Февраль
2009 г.
Январь
2009 г.
Февраль
2008 г.
Алабама, всего
Наземные
Внутренние
Морские
Аляска, всего
Наземные
Морские
Арканзас
Калифорния, всего
Наземные
Морские
Колорадо
Флорида
Канзас
Кентукки
Луизиана, всего
Наземные – север
Внутренние воды – юг
Наземные – юг
Морские
Мичиган
Миссисипи
Монтана
Небраска
Невада
Нью-Мексико
Нью-Йорк
Северная Дакота
Огайо
Оклахома
Пенсильвания
Южная Дакота
Теннеси
Техас, всего
Морские
Наземные
Район 1
Район 2
Район 3
Район 4
Район 5
Район 6
Район 7В
Район 7С
Район 8
Район 8А
Район 9
Район 10
Юта
Западная Виргиния
Вайоминг
Другие
Всего в США
Всего в мире
2
1
0
1
9
9
0
50
24
23
1
68
0
16
11
157
80
6
22
49
0
12
4
0
6
47
3
63
8
130
24
0
4
574
6
0
9
28
45
48
126
96
15
40
69
19
27
48
24
26
52
9
57
1320
3
1
0
2
12
9
3
49
32
31
1
87
1
20
8
177
90
9
23
54
0
14
6
0
5
58
3
68
10
152
23
0
3
701
6
0
11
31
52
64
142
114
20
51
88
25
42
54
29
26
61
7
66
1553
3
3
0
0
9
9
0
41
33
32
1
115
0
10
9
143
47
19
28
49
1
11
11
0
4
68
6
54
12
196
19
1
6
866
7
3
22
33
64
91
180
124
31
46
128
18
44
76
42
29
73
4
87
1765
54
54
34
29
63,0
104
101
103
101
99,0
107
107
104
107
97,2
714
681
610
604
85,5
296
295
253
242
85,5
Источник: Baker Hughes Inc.
73,9
53,7
100,0
100,0
88,7
82,0
Геофизическая активность в мире в целом
Регионы
Геофизическая активность в США
Регионы
Число буровых установок вращательного бурения в США
118
126
81
93
68,1
Источник: ODC-Petrodata Weekly Mobile Offshore Rig Count.
* Корректированные данные.
Скалистые горы
Центральный район
Юго-запад
Мексиканский залив
Морские участки
Другие
Всего
Число буровых установок вращательного
бурения в США
Март 2009 г.
5
23
11
11
10
10
70
Февраль 2009 г.
5
24
15
8
10
13
75
Март 2008 г.
7
25
12
7
15
8
74
Африка
Канада
Страны бывшего СССР
Европа
Дальний Восток*
Ближний Восток
Латинская Америка
США
Всего
Март 2009 г.
73
12
47
35
72
34
36
70
379
Разница, %,
Февраль 2009 г. Февраль 2008 г.
–33,3
–66,7
–
`
0,0
0,0
–
22,0
–27,3
–28,1
0,0
–40,9
–
60,0
22,2
9,8
70,2
–68,4
–21,4
0,0
–100,0
9,1
–63,6
–
50,0
–30,9
–50,0
16,7
–33,3
–33,7
26,3
–
–33,3
–33,7
–14,3
–
–59,1
–15,2
–29,7
–47,3
–30,0
–22,6
–51,6
–13,0
–46,1
5,6
–38,6
–36,8
–42,9
–10,3
–28,8
125,0
–34,5
–25,2
Февраль 2009 г.
Март 2008 г.
74
18
47
36
73
35
36
75
394
60
28
49
21
58
23
32
74
345
Источник: IHS Energy.
* Включая Китай.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING,
Vol. 88, №№ 3-5 – 2009
H. Bloch, HP staff;
R. Franklin, Emile Egger & Cie, Cressier, (Neuchatel),
Switzerland
What’s new in vertical enclosed
shaft-driven sump pumps
S. Rahimi Mofrad,
Petrofac Engineering & Construction, Sharjah, UAE
Rethink your overpressure systems
A. Bernard, Nova Chemicals (Canada) Ltd.,
Sarnia, Ontario, Canada;
W. de Villiers, Shell Global Solutions, Houston, Texas and
D. R. Summers, Sulzer Chemtech USA, Inc., Tulsa, Oklahoma
Improve product ethylene separation
T. Sofronas,
Consulting Engineer, Houston, Texas
Gearbox input shaft failure analysis
D. A. Wood, S. Mokhatab,
David Wood & Associates, Lincoln, UK
What are the opportunities to construct liquefaction
facilities at the Arctic Circle?
Z. Malaki, Sharif University of Technology and Petro Pars Ltd.,
Tehran, Iran;
F. Farhadi, Sharif University of Technology, Tehran, Iran
Fine-tuning demercaptanization process:
A case study
R. Kondor,
OPC Training Institute, Edmonton, Alberta, Canada
OPC UA: an end user’s perspective
G. Marthin,
Emerson Process Management, Austin, Texas
Wireless networks improve refinery operation
Publisher Mark Peters [email protected]
EDITORIAL
Editor Les A. Kane
Senior Process Editor Stephany Romanow
Managing Editor Wendy Weirauch
Process Editor Tricia Crossey
Reliability/Equipment Editor Heinz P. Bloch
News Editor Billy Thinnes
European Editor Tim Lloyd Wright
Contributing Editor Loraine A. Huchler
Contributing Editor William M. Goble
Contributing Editor Y. Zak Friedman
Contributing Editor ARC Advisory Group (various)
MAGAZINE PRODUCTION
Director—Editorial Production Sheryl Stone
Manager— Editorial Production Chris Valdez
Artist/Illustrator David Weeks
Manager—Advertising Production Cheryl Willis
ADVERTISING SALES
See Sales Offices page 132.
CIRCULATION +1 (713) 520-4440
Director—Circulation Linda K. Johnson
E-mail: [email protected]
SUBSCRIPTIONS
Subscription price
(includes both print and digital versions):
United States and Canada, one year $140,
two years $230, three years $315.
Outside USA and Canada, one year $195,
two years $340, three
years $460, digital format one year $140.
Airmail rate outside North
America $175 additional a year.
Single copies $25, prepaid.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДОВ
HYDROCARBON PROCESSING
КОРОТКО О РАЗНОМ
W. Weirauch, главный редактор HP
ИНТЕГРИРОВАННЫЙ ВЗГЛЯД НА КАЧЕСТВО
НЕФТЕПРОДУКТОВ
Предметом нового исследования CONCAWE являются изменения потребления нефтепродуктов, потребностей в инвестициях, потребления энергии и объемов
выбросов СО2. Достижение целей ЕС в снижении абсолютного уровня выбросов СО2 с НПЗ является сложной проблемой, потому, что у нефтепереработчиков
ограничены возможности, позволяющие решить ее.
Повышение эффективности использования энергии
все еще таит в себе благоприятную возможность. В
этом анализе, ставится под сомнение возможность
решения проблемы снижения глобальных выбросов
за счет замены сырья. «Усиленное внимание к более
легким нефтям, возможно и снизит выброс с НПЗ
ЕС, но это приведет к противоположному эффекту в
других регионах мира», – заключают авторы исследования (www.concawe.org).
ИНФОРМАЦИЯ ПО ПРОЕКТНО-КОНСТРУКТОРСКИМ
ПРОЕКТАМ
Менеджер Chevron Texaco по проектированию,
закупке оборудования и строительству (engineering,
procurement and construction – EPC) Стивен
Фоулкес полагает, что информация по крупным
капитальным проектам должна принадлежать владельцу корпорации. При решении вопроса об использовании информации контракт должен предусматривать порядок ее передачи. Система, применяемая ЕРС для управления информацией по проекту,
зависит от того, получили ли ЕРС-контракт. Однако
г-н Фоулкес сомневается в том изменится ли такая
политика в ближайшие 10 лет. Г-н Фоулкес считает,
что использование проектных данных владельцами
только в операционных и ремонтных целях является
пустой тратой проектно-конструкторской информации высокого уровня, если эти ценные сведения
не передаются владельцу.
КРИТИКА РОЛИ ИНЖЕНЕРОВ-ЭКОНОМИСТОВ
Дж. Ф. Уилборн, отставной генеральный менеджер
Texaco и приват-доцент Tennessee Tech University обсуждал роль инженера-экономиста на международной
конференции по передовому управлению проектами,
недавно состоявшейся в Хьюстоне (www.bmc-online.
com). Планируемые затраты предполагают наличие инженера-экономиста. «Проблемы большинства проектов
заключаются в замене инженера-экономиста специалистом другой квалификации», – говорит г-н Уилборн.
В 70-х годах эту роль, как правило, выполнял специалист
по борьбе с коррозией, в 80-х годах это был инженер
по технике безопасности, а в 90-х годах – инженер по
охране окружающей среды. В настоящее время знания
и опыт инженера-экономиста включены в инструкцию
по любой инженерной должности. Меры, предусматривающие выделение должности инженера-экономиста
в отдельную функцию, пока не разработаны.
ЗАКУПКА СВЕРХЧИСТОГО СТРАТЕГИЧЕСКОГО
РЕАКТИВНОГО ТОПЛИВА
Компания Rentech производит сверхчистое стратегическое реактивное топливо на полностью интегрированном заводе по получению синтетических
топлив и химических продуктов в Коммерс Сити, шт.
Колорадо. По данным компании, ВВС будут использовать закупленное синтетическое топливо для испытания
технических характеристик и выбросов в турбинном
двигателе. Ранее ВВС проводили лабораторные испытания синтетического реактивного топлива компании,
которые подтвердили качество и эксплуатационные
характеристики топлива, отвечающего требованиям
спецификаций ВВС на синтетические топлива. В соответствии с патентованной технологией компания
производит топливо из синтез-газа, биомассы и ископаемых ресурсов, которые могут быть обработаны и
облагорожены в сверхчистые синтетические топлива,
специальные парафины и химические продукты. Низкая
плотность топлива обеспечивает экономию и снижает
эксплуатационные затраты.
Факторы влияния
ЭКОНОМИКА И НАРАЩИВАНИЕ МОЩНОСТЕЙ
НА РЫНКЕ ПОЛИОЛЕФИНОВ
В первой половине 2008 г. цены на полиолефины достигли рекордно высокого уровня, поэтому
баланс спроса и предложения позволил производителям преодолеть экстраординарные цены на
сырье. В противоположность этому, вторая половина 2008 г. свидетельствовала об экономической
активности.
«Падение спроса усугубилось снижением цен
на сырье, когда цена на нефть снизилась на 74 % по
62
сравнению с ценами 2008 г.», – утверждают авторы
нового аналитического обзора Nexant ChemSrofems
(www.chemsysfems.com) По мере падения цен на полимеры товарные запасы по всей цепочке снабжения значительно снизились.
Степень снижения товарных запасов отразилась
на падении спроса, что намного превзошло все прогнозы аналитиков, ожидаемые в результате экономического спада. Потребление полимеров в 2008 г.
снизились на 1,6 % по сравнению с ожидаемым ростом глобальной экономики на 3 %.
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
Сценарий
Млн т/год
Фактически
Источник: Nexant ChemSystems
Рис. 1. Прогнозы роста потребления полиолефинов по
всей цепочке снабжения.
В 2009 г. прогнозируется некоторое превышение
показателей 2008 г., но они не вернутся к уровню
2007 г. Незначительный рост потребления будет
сдерживаться наращиванием производственных
мощностей на Ближнем Востоке и в Азии.
В ближайшие несколько лет прогнозируется изменение глобальной торговли в лучшую сторону, по мере
того как США и Западная Европа станут крупными
нетто-импортерами линейного полиэтилена низкой
плотности (LLDPE), полиэтилена высокой плотности
(HDPE) и полипропилена. Ближний Восток становится
мировым поставщиком этих материалов.
Спрос. Глобальное потребление олефинов в 2008 г.
оценивается в 113 млн т, (снижение на 1,6 % по сравнению с уровнем 2007 г.).
Рост потребления LDPE постепенно снижается из-за
увеличения использования LLDPE. Степень внедрения
LLDPE на комбинированном рынке LLDPE/LDPE продолжает увеличиваться с каждым годом. К 2008 г. его
доля достигла 51 %.
Потребление LLDPE снизилось на 1,6 % в 2008 г. после
5,6%-ного увеличения в 2007 г. «Несмотря на это прогнозируется увеличение потребления LLDPE (почти 6 %) в
ближайшие 7 лет», – считают авторы анализа. Наиболее
примечательным в 2008 г. стало увеличение потребления
LLDPE на металлоценовых катализаторах.
Глобальное сокращение использования HDPE в
2008 г. составило 2,1 % по сравнению с уровнем 2007 г.
«В ближайшие 5 лет потребление HDPE оживится по
мере насыщения товарных запасов и улучшения экономической ситуации», говорят авторы обзора (рис. 1).
Приблизительно половина прогнозируемого роста потребления будет приходиться на Азию. Бимодальный HDPE
останется в фокусе расширения ассортимента продуктов.
Со стороны предложения будут также предлагаться продукты, получаемые в газофазном реакторе при условии
низких капитальных и эксплуатационных затрат.
После 6%-ного роста в 2007 г. глобальное потребление
полипропилена снизится на 1 % в 2008 г. из-за неблагоприятного экономического климата и значительного истощения товарных запасов. Северная Америка и
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Западная Европа понесли крупные потери, тогда как
азиатский рынок укрепил свои позиции в последние
годы, несмотря на сравнительно невысокий темп прироста. По прогнозу ChemSystems темпы роста будут
сравнительно высоки благодаря внедрению в области
конечного применения.
Предложение. Мощности по производству полиолефинов расширились на 51 млн т с 1998 по 2008 гг.
Однако в 2008 г. в промышленности отмечалось замедление прироста мощностей из-за дефицита квалифицированных кадров для ввода в эксплуатацию строящихся
установок.
В 2008 г. наращивание мощностей по производству
LDPE было сравнительно низким. В противоположность
зарегистрированному росту LDPE-мощностей, мощности
по производству LLDPE и HDPE расширились в среднем
более чем на 2 млн т/год. Мощности по производству
полипропилена будут расширяться беспрецедентно
высокими темпами (более 5 млн т/год будут введены в
строй действующих в 2009–2011 гг.).
Инвестиции в ближайшем будущем будут направляться в регионы с благоприятными ценами
на сырье – на Ближний Восток и Азию. «В более отдаленной перспективе (2014 и 2015 гг.) прогнозируется
период незначительных инвестиций в производство
полиолефинов, затем последует новая волна наращивания мощностей во второй половине десятилетия», –
заключают аналитики из Nexant ChemSystems.
Глобальная торговля. Развитые рынки Западной
Европы и Северной Америки будут испытывать ограниченное расширение полиолефиновых мощностей,
возможно даже закрытие менее эффективных устаревших установок.
Поскольку основное потребление полиолефинов
будет отмечено в Китае, Западной Европе и Северной
Америке, эти регионы могут рассчитывать на рост производства. Поэтому в предстоящем десятилетии прогнозируется значительная зависимость этих регионов
от импорта.
ПОТРЕБЛЕНИЕ НЕФТИ В АЗИИ НА ФОНЕ МИРОВОГО
ФИНАНСОВОГО И ЭКОНОМИЧЕСКОГО КРИЗИСА
В последнем десятилетии рост потребления нефти
в Азии стал критической движущей силой мирового нефтяного рынка (на долю Азии приходилось от
40 до 50 % глобального роста потребления нефти). В
2003–2004 гг. бурный рост потребления нефти вызвал
напряженность в глобальном снабжении и послужил
толчком для повышения цен на нефть на протяжении
последующих четырех лет.
В 2006–2008 гг. рынок фокусировался на ограничениях в поставках нефти, но внимание быстро переключилось на спрос, когда потребление нефти в странах
OECD резко упало из-за разразившегося финансового
кризиса. «В период, когда многие полагали, что развивающиеся азиатские страны (и потребление в них нефти)
останутся стабильными, стало очевидно их пошатнувшееся положение на фоне разразившегося кризиса», –
констатирует FACTS Global Energy в недавно опубликованном новом анализе (www.egenergy.com).
Финансовый кризис. Сначала казалось, что выйдет из финансового кризиса без существенных потерь.
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
64
Отсутствие спроса
Тыс. брл/сут
Большинство финансовых учреждений накопили
крупные иностранные валютные резервы и положение региональных банков было сравнительно стабильным. В Азии было также улучшено государственное регулирование (после экономического кризиса
1997–1998 гг.).
В последние месяцы стало ясно, что разговоры об
«особом пути» развития экономики в отрыве от мировой
экономики были лишены основания. После в среднем
14%-ного ежегодного прироста с 2002 г. потребление
энергии в Китае из года в год снижалось на 3 %, а в октябре и ноябре 2009 г. на 8 %. Резко сократились продажи
автомобилей как в Китае, так и в Индии. Очевидным
стало влияние глобальной/региональной торговли, на
такие зависящие от экспорта страны, как Сингапур,
Тайвань и Гонконг. Это привело к снижению потребления автомобильных и индустриальных топлив.
Потребление нефти. Потребление нефти в первом квартале 2009 г. по сравнению с этим же периодом 2008 г. в Азии снизилось на 575 тыс. брл/сут. В
четвертом квартале 2008 г. потребление снизилось
на 520 тыс. брл/сут. В 2009 г. прогнозируется увеличение на 82 тыс. брл/сут., тогда как в «нормальные»
времена прогнозировалось потребление в пределах
600–800 тыс. брл/сут. Контраст очевиден (рис. 2).
Наблюдается резкое снижение потребления всего
ассортимента нефтепродуктов, но спад в потреблении
нафты в Японии, Южной Корее и Тайване особенно
значителен из-за экономического кризиса, поразившего
весь нефтехимический сектор – основной потребитель
нафты.
Кроме того, пятый месяц подряд падает производство
энергетической отрасли Китая, составляющей 40 % ВВП
страны. Впервые за 14 лет снизилось промышленное
производство в Индии.
FACTS ожидает, что некоторое оживление экономики наступит в III–IV кварталах 2009 г., а стабилизация
ожидается в 2010 г.
Влияние на нефтеперерабатывающую и нефтехимическую промышленность. Низкое потребление
нефтепродуктов совпало с худшими временами для
региональной и глобальной нефтеперерабатывающей
промышленности. Приблизительно 1,5 млн брл/сут новых мощностей первичной переработки нефти будут
введены в эксплуатацию в первой половине 2009 г. Кроме
того, в эксплуатацию будут сданы 950 тыс. брл/сут
мощностей вторичной переработки.
Мощности первичной перегонки нефти (1,7 млн
брл/сут) будут введены в первой половине 2009 г., а
вторичной переработки – на 1,1 тыс. брл/сут. За тот
же период региональное потребление снизится приблизительно на 270 тыс. брл/сут.
Перспективы. Если наступит оживление экономики
Азии, начнется увеличение потребления нефтепродуктов на фоне бурного роста потребительского спроса и инвестиций. Повторится феномен 1999 г. после
азиатского экономического кризиса и эпидемии SARS
2003–2004 гг. и технологического прорыва.
В действительности, поразительный рост потребления на 2 млн брл/сут во второй половине 2003 и
2004 гг. привел к неуклонному росту цен на нефть в
2004–2008 гг. «Нас не удивит (причем мы прогнози-
Источник: FАСТS Global Energy
Рис. 2. Резкие скачки потребления нефтепродуктов в Азии
в среднегодовом исчислении.
руем) повторение этого цикла, начиная с конца 2010
или 2011 гг.» – оптимистически заключает FACTS.
Резюмируя все сказанное, колоссальная численность населения и продолжающийся экономический
прогресс будут гарантией роста потребления нефти,
хотя и с перебоями.
ПЕРЕСМОТР ОЦЕНКИ И КОНТРОЛЯ
ТОКСИЧНЫХ ВЕЩЕСТВ
Главное бюджетно-контрольное управление США
(Government Accountability Office – GAO) каждые два
года пересматривает перечень федеральных программ,
политику и операции, касающийся отходов, обмана и ошибочного управления, которые нуждаются в пересмотре.
Способность Природоохранного общества
(Environmental Protection Agency – EPA) охранять общественное здоровье и окружающую среду зависит от
заслуживающих доверия и своевременной оценки рисков,
обусловленных токсичными химическими продуктами.
Интегрированная система информации о рисках,
охватывающая более 500 токсичных химикатов, может
стать безнадежно устаревшей, из-за того, что ЕРА оказалось неспособным оценивать существующие риски
или важнейшие химические продукты, вызывающие
озабоченность», — говорится в докладе GAO.
К другим программам, добавленным в перечень
этого года, относятся перспективные документы,
регламентирующие финансовые институты и рынки США и надзора за качеством пищевых продуктов
и медикаментов.
За последние три года завершено только девять
оценок. К концу 2007 г. было зарегистрировано более
70 оценок. В заключение авторы доклада GAO настойчиво рекомендуют ЕРА рационализировать систему оценок,
повысить прозрачность процесса, переложив большую
часть бремени на химические компании. Полный текст
доклада GAO помещен на сайте: www.gao.com.
Связаться с главным редактором НР Wendy Weirauch (В. Вейрах)
можно по адресу: [email protected]
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
НОВОСТИ ИЗ ЕВРОПЫ
T. L. Wright, редактор европейского отдела HP
ОГРАНИЧЕНИЯ CO2 – САМАЯ ЛУЧШАЯ НОВОСТЬ
ДЛЯ SHELL
Корреспонденция по изменению глобального
климата продолжает поступать. Очень хорошо, что
инициированная статьей дискуссия продолжается
в «мировой паутине». HP публикует специальные
статьи Леса Кейна, опубликованной в июне 2008 г. в
НР, дискуссия продолжается он-лайн на страницах
своего сайта, а один из читателей Джефри Темпл, инженер-нефтепереработчик и страстный поклонник
журнала Hydrocarbon Processing создал сайт www.
CCD4E.org с целью проведения дискуссий по изменению климата.
Тема, обсуждаемая сегодня. Г-н Темпл говорит,
что необходимо создать сайт, на котором все стороны,
включая «климатических скептиков» могли бы дискутировать науке об изменении климата. Он связался
с теми, кто писал в журналы и стремился вовлечь в
диалог на Интернет-сайте специалистов.
Лес Кейн развязал дискуссию, но очень нелегко поддерживать обсуждения на протяжении целого года. – В
настоящее время материалы форума можно скачивать
из Интернета в реальном масштабе времени» – отмечает г-н Темпл.
Г-н Темпл уточняет, что он заинтересован в обсуждении. «Необходимы реальные меры по предотвращению изменений климата, причем неотложные, а не
национальный парад по поводу победы сторонников
этих мер в ходе дискуссии», – говорил он.
Г-н Темпл напоминает о бюллетене, только что
полученном от консалтинговой компании McKinsey,
посвященном этой теме. «Нигде и никем – от Бьерна
Ломборга до Джефри Сакса – не было выражено
сомнений в том, что антропогенные выбросы действительно вызывают серьезные климатические изменения», – отмечает он.
Тематика конференции. А какова была атмосфера пленарного заседания и некоторых семинаров
на Международной нефтяной неделе (International
Petroleum Week) в Лондоне в феврале. Тема изменения климата проходила красной нитью почти в каждом
пленарном докладе и стала главной темой доклада
Новуо Панака из Международного энергетического агентства (International Energy Agency – IEA) и
Джерома Ван дер Вира – генерального директора
Shell. Главное место в этих выступлениях занимало
не описание самой проблемы, а дискуссия о том, как
ее разрешить.
К лучшему, а иногда и к худшему, предполагаемые
ответы на вызовы обретают форму и даже влияют
на Ваши операции таким образом, что Вы этого еще
не ощутили. Это частично объясняется тем, что для
богатых стран «пик потребления нефти» уже миновал
в 2005 г. Это частично является политикой, проводимой в настоящее время, которая приведет к 84%-ному
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
росту поставок нефти из стран, не входящих в ОПЕК
в 2009 г., или на 335 тыс. брл/сут. (что приведет к росту
объема переработки нефти и, соответственно, к увеличению производства и повышению выбросов СО2,
но не за счет сжигания ископаемых топлив).
По оценкам IEA в настоящее время на стадии
разработки находятся не менее двух тысяч важных
законодательных и нормативных документов в разных странах мира. Самым примечательным является
новое трансатлантическое соглашение о политике в
области климата. Это означает, что впервые между
Европой и США достигнуто соглашение о необходимости сокращения к 2050 г. выбросов парниковых
газов не менее, чем на 80 %. В действительности
бюджет президента Обама предлагает сократить
выбросы на 83 %, причем полагают, что в период с
2012 до 2019 гг. на систему ограничения и продажи
СО2 будут выделены миллиарды долларов.
Одна из этих систем уже существует здесь, в
Европе, она уже внедрена на НПЗ и электростанциях
благодаря локальному процессу получения разрешений на строительство и эксплуатацию новых объектов. Это дает пищу для критиков системы, потому
что цены на разрешения на выбросы СО2 упали до
менее 10 долл/мт. Финансовый кризис и глобальная
рецессия привели к сокращению потребления нефти
и выбросов СО2.
Само собой разумеется, что низкие цены на СО2
потребуют немедленного принятия решения об инвестировании в угольные проекты с улавливанием
СО2 прямо сейчас, и, конечно, трудно инвестировать
в другие проекты, сулящие бесспорные долгосрочные
выгоды. Shell недавно отказалась от морского ветряного парка. Генеральный директор Shell говорит:
«Мы могли бы открыть НПЗ с нулевыми выбросами,
но это означало бы выход из бизнеса буквально через
неделю».
Сектор проектов по электрическому энергохозяйству оценивает капиталовложения и развитие инфраструктуры для размещения существующей технологии
борьбы с изменениями климата до 2030 г. в 11,6 трлн
долл. В эту сумму включено улавливание и хранение
СО2, электрификация и усовершенствование сетей
энергоснабжения. Европе потребуется 60 тысяч ветряных турбин стоимостью 450 млрд евро для строительства инфраструктуры уже в настоящее время.
«Мы еще не достигли совершенства, но чем скорее
промышленность повернется лицом к этой проблеме,
тем лучше будут решения по ее преодолению. Нам,
возможно, удастся отмести заблуждения о биотопливах и топливных элементах», – считают специалисты Shell.
По данным IEA, наработано много технологий
по смягчению нагрузки ископаемых топлив на окружающую среду. Миру потребуются ископаемые
топлива еще долго, несмотря на стремления бороться
с последствиями его применения. «Не пугайтесь раз65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
вития», – говорил г-н Танака. «Миру понадобится огромное
количество нефтепродуктов – на 12 млн брл/сут больше,
чем поставят страны ОПЕК к 2030 г. Нам нужно будет
эффективно использовать этот объем дополнительных нефтепродуктов, ограничивая выбросы СО2 и
продавая СО2, который к тому времени будет стоить
не менее 180 долл.».
Tim Lloyd Wright (Т. Л. Райт), редактор европейского отдела HP. Репортер и организатор европейских
форумов нефтепереработчиков и нефтехимиков с
1997 г. Ранее работал в британских средствах массовой информации и репортером ВВС. Проживает в
Швеции. Основатель движения за сокращение выбросов парниковых газов в атмосферу. Выступает с
инициативами, направленными на предотвращение
изменения климата и устойчивое развитие экономики. Связаться с
г-ном Райтом можно по адресу: [email protected]
СТРАТЕГИИ ИНТЕГРАЦИИ
L. O’Brien, внештатный редактор НР
СНИЖЕНИЕ ЗАТРАТ БЛАГОДАРЯ
ИНТЕГРИРОВАННОМУ ПОДХОДУ
Промышленность является главным потребителем
энергии, но, как таковая, имеет неясное представление о том, сколько энергии расходуется в разное время на производственный процесс. В промышленности, перерабатывающей углеводородное сырье (HPI)
многие потенциальные возможности, связанные со
снижением энергозатрат и расходом электроэнергии, игнорируют просто из-за того, что персонал НПЗ
и нефтехимических предприятий не обладает соответствующими знаниями и средствами контроля.
Применение автоматизации для снижения энергозатрат. Затраты на энергию – одна из основных статей расходов современных производителей. Однако
преимущества разумной стратегии управления энергетикой выходят далеко за пределы простого снижения
затрат.
Эффективное управление энергией это, в сущности
«триединая задача» бизнес-стратегии, охватывающей социальные, экономические и экологические проблемы.
По данным Министерства энергетики США на долю
промышленности приходится почти одна треть всего
энергопотребления в стране. Самой энергоемкой является перерабатывающая отрасль промышленности, включая нефтепереработку и нефтехимию. Большая часть
этой энергии расходуется в печах с огневым нагревом,
парогенераторах и на привод машин и оборудования.
Однако автоматизация и электрификация остаются
отдельными секторами. Операторы на технологических
установках и даже персонал бригад по техническому
обслуживанию и ремонту имеют ограниченное представление о том, что в действительности происходит в
их электрических системах и центрах управления. ARC
полагают, что более активная позиция в интегрировании автоматизации и управлении расходом энергии
производственного процесса может дать значительную
экономию энергозатрат.
Владельцы-эксплуатационники HPI могут получить
ряд преимуществ за счет интеграции своих энергетических мощностей и средств автоматизации. Практически,
это заключалось бы в интеграции электрораспределительных систем с системами автоматизации и системами
управления основными фондами предприятия (plant
asset management – РАМ), интеграции с интеллектуальными центрами управления моторами и приводными
механизмами; размещение «интеллектуальных» поле66
вых устройств для эффективного мониторинга и контроля потребления энергии; применение технологии
оптимизации, имитации и моделирования процессов;
адаптации общих компьютерных платформ, способных
выполнять задачи управления процессами в сочетании
с контролем расхода энергии.
IEC 61850 – глобальный коммуникационный стандарт для автоматизации подстанций, служащий для
установления связи между «интеллектуальными» электрическими устройствами и соответствующими системами. IEC 61850-стандарт обеспечивает интегрирование
средств автоматизации и электрических систем. Он
обеспечивает более высокий уровень взаимодействия
между электрическими устройствами от различных
поставщиков. IEC 61850 обеспечивает такой же уровень диагностики и РАМ-функций, какой заложен в
fieldbus-устройствах.
«Интеллектуальное» управление. Двигатели являются крупными источниками потребления энергии.
HPI-предприятия могут значительно сократить энергозатраты просто путем устранения неэффективности
в их нагрузках. Золотое правило заключается в том, что
за один год двигатель может потребить столько энергии,
стоимость которой в десять раз превышает первоначальную стоимость самого двигателя.
Внедрение приводов с переменной скоростью и
интеллектуальных центров управления двигателями,
интегрированными с системой автоматизации, может значительно снизить энергозатраты. Например,
обычной практикой является регулирование выхода
нагрузок с переменным крутящим моментом (насосов,
вентиляторов и воздуходувок) из-за неэффективного
дросселирования их входа и выхода.
В противоположность этому, применение приводов
переменного тока (АС) для крупных вентиляторов и
насосов для контроля расхода путем модулирования их
скорости может привести к значительному снижению
энергозатрат.
Применение «интеллектуальных» полевых контрольно-измерительных приборов. HPI-предприятия
могут также испытывать «интеллектуальные» приборы
для снижения энергозатрат. «Интеллектуальные» расходомеры Кориолиса, например, могут применяться для
измерения расхода топливного газа. Центры управления энергосбережения могут быть интегрированы
в системы РАМ, в частности для индукции износа переключателей, температуры трансформаторов и прогнозируемых сроков службы, теплоемкости моторов
и статистических данных, а также последовательных
№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING
во времени отчетов о событиях. Все это обеспечивает
раннюю диагностику назревающих неполадок технологических установок. Некоторые поставщики также
интегрируют управление обслуживанием машинного
оборудования в системы РАМ.
Подходы к оптимизации, имитации и моделированию. Программное обеспечение для оптимизации и
имитации также может быть использовано для значительного снижения энергозатрат. В большинстве
энергоемких операций, например, на НПЗ или нефтехимическом предприятии, энергопотребление может существенно измениться вследствие изменения
условий эксплуатации, износа оборудования и неэффективных стратегий управления. В результате, как
правило, расходуется больше энергии, чем требуется.
Отсутствие средств сбора и анализа информации в
реальном масштабе времени усложняет повышение
эффективности.
Конечные потребители нуждаются в решениях, принимаемых в реальном времени, для того, чтобы знать, в
каком месте предприятия перерасходуется энергия и
выдать указания обслуживающему персоналу по возвращению к оптимальному режиму энергопотребления.
ARC полагает, что экономия энергии порядка 10 % может
быть достигнута на многих технологических установках за
счет интеграции энергии и автоматизации. Однако успешное внедрение может потребовать некоторых изменений
в технологию процессов и зависит от последовательной
стратегии в управлении энергопотреблением.
Larry O’Brien (Л. О’Брайен) – консультант ARC по
перерабатывающим отраслям промышленности
и внештатный редактор HP. Ответственен за исследование рынка систем автоматизации технологических процессов, применяемых в HPI. Автор
многих публикаций по указанной тематике. На
ARC работает с января 1993 г. Связаться с г-ном
Брайеном можно по адресу: [email protected]
НОВОСТИ АССОЦИАЦИЙ
B. Thinnes, редактор раздела «Новости ассоциаций» НР
КРАТКИЕ НОВОСТИ
Менеджеру Aker Solutions присуждена награда в
Индии. Chemtech Foundation (организация, объединяющая технологические отрасли промышленности)
назвала Р. Паула, менеджера проектно-конструкторской компании Aker Solubius, человеком года, лидером
проектно-конструкторских работ за его вклад в проектно-конструкторский сектор (EAC) в Индии.
Г-н Паул более 40 лет проработал в этой области и
занимал ответственные должности в Aker Powergas Pvt.
Ltd. Он является инициатором разработки и реализации проектов. В настоящее время г-н Паул является
членом совета директоров Ассоциации Технических
предприятий и оборудования Индии и Членом
Национального Совета Конфедерации индийской
промышленности (CII).
Награды Chemtech CEW и другие награды были
вручены в феврале во время Chemtech World Expo
2009 г. в г. Мамбей, Индия.
Форум профессионалов в Талсе, Оклахома,
апрель 2009 г. Ассоциация специалистов по синтез-газу провела конференцию в Талсе, Оклахома.
Специалисты ассоциации, позиционирующие себя
как организация «производящая аммиак, водород,
нитрат аммония/азотистую кислоту, мочевину и метанол – наряду с материалами и услугами, оказываемыми этим отраслям промышленности», на протяжении двух дней обсуждали доклад главного экономиста
Джефа Тредгольда под названием «Америка: Почему
Американская экономика жива и здорова... и, что это
означает для Вашего кошелька». Автор доклада является консультантом Zions Bancorporation. Название
доклада отражает миссию SunGar Association, которая
стремится к открытому обмену идеями и информацией для поддержания безопасности, а также технического, экологического совершенствования процессов
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
и оборудования во благо организации и участников
форума. SynGar регулярно проводит конференции
для производителей аммиака, водорода, метанола и
производителей синтез-газа путем газификации угля/
кокса. Конференции были проведены в виде пленарных заседаний и отдельных семинаров. Поставщики
различных продуктов и услуг, предоставляемых производителям синтез-газа были широко представлены
на выставке, приуроченной к конференции.
Большой интерес у аудитории вызвал доклад
Чарльза Фарнима и Риджера Шарпа из FM Global,
посвященный противопожарной защите компрессов
синтез-газа с приводами от паровых турбин.
Институт технологии нефти имени Раджива
Ганди избирает почетного профессора. Джим Биндра,
президент Chevron Global Manufacturing, был недавно назван заслуженным почетным профессором
Института технологии нефти имени Раджива Ганди
(RGIPT) в г. Джейс, Индия. RGIPT был основан индийским Министерством нефти и природного газа для
подготовки высококвалифицированных профессионалов и разработки практических решений по многим проблемам, связанным с энергетикой.
Gas Processors Association награждает ExxonMobil.
Компания Exxon Mobil была удостоена Награды Gas
Processors Association (GPA) 2009 г. – за достижения в
области безопасности производства.
«Компания Exxon Mobil всегда придерживалась самых высоких стандартов по безопасности производства», – сказал Рэмди Кливленд, менеджер ExxonMobil
US по производству. «Достижения наших рабочих и
служащих на газоперерабатывающих предприятиях
демонстрируют их приверженность к строгому соблюдению правил безопасности, исключающих травматизм на производстве».
Связаться с редактором раздела НР «Новости ассоциаций» B. Thinnes
(Б. Тиннес) можно по адресу: [email protected]
Перевел Г. Липкин
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ВОДООТЛИВНЫЕ
НАСОСЫ В ЗАКРЫТОМ КОРПУСЕ
H. Bloch, редактор НР; R. Franklin, Emile Egger & Cie, Cressier, Нейчател, Швеция
Современные конструкции включают аксиально-спиральные внутрикорпусные устройства
и полностью утопленные рабочие колеса
в системе насоса на выходе (см. рис. 1) и, когда его
устанавливают, искрогаситель ограничивает размеры твердых частиц. С выбором соответствующего
сетчатого фильтра на всасывании насоса размеры
твердых частиц будут лимитированы до допустимых
размеров.
Большинство насосов с утопленными рабочими
колесами вращают жидкость и твердые частицы
внутри корпуса до тех пор, пока твердые частицы не
достигнут скорости, при которой они выйдут из корпуса. Рециркуляция твердых частиц осуществляется
ниже выхода из насоса. Такая ситуация способствует
износу корпуса и повреждению мягких материалов. Эту проблему можно преодолеть разработкой
и отливкой корпуса насоса с «аксиальной спиралью». Визуально основную конструкцию корпуса
утопленного рабочего колеса можно представить
как автомобильную шину, разрезанную сверху и
КОНСТРУКЦИЯ ВЕРТИКАЛЬНОГО НАСОСА
закрученную. Таким образом, контур спирали поПринципиальная схема поперечного сечения
утопленного рабочего колеса показана на рис. 2. может направить твердые частицы из корпуса; этим
обеспечивается внутренняя рециркуляция твердых
Понятно, что утопленное рабочее колесо активирует
частиц.
вихревой поток. Рабочее колесо – полуоткрытого
Продемонстрированная на многих объектах, эта
типа, его лопасти составляют одно целое с диском.
конструкция существенно повышает суммарную
Конструкция утопленного рабочего колеса особенно
пригодна для суспензий и водно-грязевых отстоев. эффективность насоса. Кроме того, аксиально-спиральное закручивание значительно снижает износ
Такая конструкция колес допускает применение
и повреждение деталей насоса при взаимодействии
твердых частиц с размерами, равными диаметру
проходного отверстия. Однако меры по взрывобезо- с твердыми частицами. Представляет интерес то,
что минимальная способность потока утопленного
пасности иногда требуют применения искрогасителя
рабочего колеса насоса намного
ниже, чем у обычных радиальноДатчик
максимального
Искрогаситель
спиральных конструкций. Твердые
уровня жидкости
Опора для трубы
Опора для трубы
частицы, такие как куски породы, в
редких случаях разбиваются в проходном отверстии корпуса. Иногда
при применении сырья с частицами
Зона 0
породы тангенциальная подача моЗона 0
жет
рассматриваться как некоторое
Шаровой клапан
Зона 1
преимущество системы.
Зона 1
Специалисты по надежности наМинимальный
Датчик минимального уровня жидкости
Байпас
уровень жидкости
сосных
систем пытаются создать
Минимальный
уровень
уникальные конструкции корпужидкости
са рабочих колес в современных
Сетчатый фильтр
Вихревой насос
вертикальных насосах. Только
наиболее современные корпуса
вертикальных насосов имеют внутренние аксиальные спирали; такой
контур способствует улучшению
Рис. 1. Современный вертикальный насос в закрытом корпусе с утопленным рабочим гидравлической эффективности
колесом
насоса.
Вертикальные водоотливные насосы с приводом
вала в защитном корпусе широко применяют в химической, нефтехимической, газовой промышленности,
а также в хранилищах топлива и на других объектах.
Одна из таких конструкций, показанная на рис. 1, представляет собой одноступенчатый насос с торцевым
всасыванием. Конец гидравлической системы расположен ниже уровня жидкости и соединен с двигателем
посредством расширенного вала. Этот вал держится
за счет жесткой пустотелой трубы. Конструкция, приведенная в статье, сертифицирована для взрывобезопасных площадей и относится к классификации
«Зона О». Электродвигатель к насосу соответствует
по своей характеристике Своду правил Европейских
электротехнических стандартов (European Electrical
Standards) и описан в разделе EN 50014.
68
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
Рис. 2. Принципиальная схема утопленного рабочего колеса
УСТАНОВКА РАБОЧИХ КОЛЕС
Для облегчения технического обслуживания все обработанные на станке поверхности деталей должны
иметь приборы, регистрирующие процесс монтажа,
или хорошую подгонку деталей, заключающуюся в
плотном их прилегании. Коническая соединительная
муфта образует переход от насоса к электродвигателю; такой переход гарантирует точное и полностью
отцентрированное соединение электродвигателя и
насоса. Доступный проход к соединению обеспечивается с противоположной стороны муфты. Эти проходы
имеют надежные перфорированные металлические
покрытия. Оператор может закреплять вращающиеся
детали.
Отработанная точная подгонка деталей упрощает
техническое обслуживание и сокращает время его
проведения. Таким образом, когда вертикальный насос повторно собирают, его детали самосовмещаются.
Рабочее колесо обычно прикрепляют к валу болтом
и уплотняют прокладочным кольцом (рис. 3); таким
образом, полностью герметизируют вал от попадания
перекачиваемой жидкости.
Следует отметить большую опорную плиту (см.
рис. 1); она также служит в качестве покрытия, которое облегчает монтирование системы на резервуаре.
Сливную трубу закрепляют на опорном основании при
помощи сварных фланцев (рис. 4); труба проходит через опорную плиту и заканчивается свободным фланцем. Такой подход гарантирует соответствие сливной
трубы насоса трубопроводной системе потребителя
и упрощает этот процесс.
В соответствии с техническими требованиями рекомендуется присоединение к системе насоса небольшого байпасного потока. Поток по байпасной трубе
отводится от сливной трубы и возвращается обратно в резервуар через опорную плиту. Конструкция
такой системы, показанной на рис. 1, включает два
взрывобезопасных датчика уровня жидкости, которые
установлены на опорной плите. Один датчик предназначен для контроля уровня жидкости в резервуаре,
другой датчик уровня жидкости установлен на трубе
колонны.
Вернемся к искрогасительным устройствам, о
которых упоминалось ранее. Следует отметить, что
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Рис. 3. Сборка рабочего колеса, включающая уплотнения,
снижающие риск попадания жидкости в отверстие рабочего
колеса
шаровые клапаны устанавливают с каждой стороны
искрогасителя (см. рис. 1). Современные конструкции вертикальных насосов обычно снабжены механическими уплотнениями вала за рабочим колесом;
уплотнения обычно устанавливают на заменяемых
втулках вала. Нижние опорные подшипники применяют также на отдельных заменяемых втулках вала.
Когда необходимо применять насосы большей длины, используют промежуточные подшипники, которые размещают между соединительными фланцами
промежуточных труб. Аналогично установке нижних
опорных подшипников, промежуточные подшипники
также закрепляют на отдельных заменяемых втулках
вала.
Промежуточная труба колонны заполняется смазочным маслом; оно обеспечивает смазкой опорные
подшипники и приводной вал. Два шариковых под-
Рис. 4. Приваренные к сливной трубе фланцы
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
шипника с угловым контактом закрепляют на конце приводного вала. Чтобы обеспечить продвижение жидкости, к валу прикрепляют разбрызгиватель
жидкости (маслобойный диск).
ПОЧЕМУ ИСПОЛЬЗУЮТ
УТОПЛЕННЫЕ РАБОЧИЕ КОЛЕСА?
Во многих процессах потоки жидкости содержат
суспензию, вводно-грязевые отстои, волокнистые материалы. Применяемые в этих системах стандартные
центробежные насосы могут засориться и вследствие
этого значительно износиться. В противоположность
этому полностью утопленные рабочие колеса проявляют «действие мягкой подачи». Только 15 % указанных загрязнений, пропускаемых через систему,
контактирует с рабочим колесом. Эти насосы способны пропустить 100 1/с (1580 г/м) загрязненного
продукта при напоре примерно 130 м.
К сожалению, для пользователей, некоторые производители предлагают конфигурацию утопленных
рабочих колес для насосов, которая не соответствует
гидравлическим характеристикам насосов пользователей – одни детали выполняются независимо от
других. Хорошие промышленные модели появились
в середине пятидесятых годов прошлого века. С тех
пор продолжаются доработки даже очень хороших
первоначальных конструкций, в том числе уделяется
внимание вопросам повышения их качества и процессам завихрения, а также эффективности насосов и
способности «справляться» с механическими примесями в перекачиваемых продуктах с минимальными
повреждениями.
Понимание важности разработки и применения
насосов с утопленными рабочими колесами позволит
быстро вернуть дополнительные затраты за счет
снижения стоимости эксплуатации технического
обслуживания и увеличения жизненного цикла насоса.
Во многих случаях пользователи и подрядчики выбирают насос по его эффективности. Когда
просят определить эффективность, они неизбежно
указывают на мощность насоса. Это, к сожалению,
неправильная позиция. Некоторые насосы достигают высокой гидравлической эффективности путем
простого пуска рабочего колеса. Рабочее колесо ограничивает беспрепятственный выход механических
примесей через насос. Профессионалы убеждают
переосмыслить то, что является важным в данном
направлении – эффективность, при которое перекачиваются жидкость и механические примеси.
Многие конструкции рабочих колес «старого стиля»
не развиваются далее. Их лучшая рабочая точка (best
operating point – BOP) обычно находится в пределах
30–40 %. С другой стороны, современные конструкции, объединяющие аксиально-спиральный корпус и
полностью утопленные рабочие колеса будут иметь
ВОР около 50–60 %. При этом расходуется меньше
мощности на прохождение механических примесей
в жидкости. Кроме того, наблюдается значительно
меньший износ поверхности.
Перевел А. Степанов
H. P. Bloch (Х. П. Блох), научный редактор по надежности оборудования в журнале Hydrocarbon Processing.
Инженер-практик, имеющий около 50 лет трудовой
деятельности. М-р Блох является консультантом на нефтеперерабатывающих заводах по вопросам снижения
стоимости технического обслуживания и повышения
надежности оборудования. М-р Блох является автором
нескольких учебников, два из которых по надежности
оборудования вышли в свет в 2006 г.
R. Franklin (Р. Франклин), менеджер по экспертным продажам компании Emile Egger & Ci
(Швеция), где он работает последние 22 года. В
течение 37 лет м-р Франклин занимается насосами, участвуя в продажах, маркетинге, а также
используя собственные исследования по коммерческой продаже. М-р Франклин 11 лет работал в
Великобритании, затем 22 года занимался продажами
насосов в Северной Америке и на Дальнем Востоке.
региональные новости о компаниях
АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКИЙ РЕГИОН
Компания KBR подписала контракт Krishak Bharati
Cooperative Ltd. (KRIBHCO) на обеспечение технического обслуживания двух установок по получению аммония. Установки расположены в Хазир и Сурате (Индия).
Компания KBR осуществляет также модернизацию с целью
повышения производительной мощности. Работы по проекту уже начались.
Foster Wheeler Italiana S.p.A. подписала контракт с Doosan Heavy Industries & Construction Co., Ltd.
(DOOSAN) на выполнение проектно-конструкторских
работ (front-end engineering design – FEED) и технического обслуживания новой мощности в Южной Корее.
Завод строится рядом с одной их ТЭЦ, использующей в
70
качестве топлива уголь. Компания будет также осуществлять поставки оборудования и техническую подготовку
специалистов. Сдача мощности в эксплуатацию в 2014 г.
ЕВРОПА
Jacobs Engineering Group Inc. подписала три контракта
с Eni S.p.A. на обеспечение многофункциональных сервисных услуг на Eni, включая оборудование, НПЗ и отделы
компании.
Foster Wheeler Energy Ltd. подписала контракт с BP
Chemicals Ltd. на разработку и поставку установки реформинга на химический комплекс в Салтенде, (Хулл,
Великобритания). Новая установка будет размещена на
предприятии вместо устаревшей.
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
СИСТЕМЫ С ИЗБЫТОЧНЫМ
ДАВЛЕНИЕМ
S. R. Mofrad, Petrofac Engineering $ Construction, Шарьях, UAE
Рассмотрены различные конструкции предохранительных клапанов
Установка предохранительного клапана для управления
снижением подачи продуктов на оборудовании (в случае
аварийной ситуации) является общепринятой практикой
при переработке углеводородов. Предохранительные
клапаны в основном классифицируют по размерам в соответствии с API-520, разделы 3.6–3.10 для паров, газов,
жидкостей или двухфазных жидкостей [1]. Применяют
также API-526 с выбором стандартных размеров отверстий,
размеров входных и выходных фланцев, материалов, ограничения температуры и давления, и других спецификаций
[2]. Предварительно размеры предохранительных клапанов
и их выбор проверяется изготовителем с использованием
коэффициента эффективности клапана на подачу, поправочного коэффициента на противодавление и других
параметров.
Установка многоходовых предохранительных клапанов
для значительного сброса скорости потока также хорошо
известна всем технологам и проектировщикам. В некоторых случаях, когда при рассмотрении многоходовых
защитных приспособлений выясняется необходимость
их использования, включают гофрированные мембраны.
Однако применение многоходовых предохранителей не
соответствует требованиям технической документации и
обычно их внедряют с одобрения собственника проекта.
Установка многоходовых предохранителей может рассматриваться в следующих случаях.
1. Рассчитанная площадь проходного отверстия больше,
чем максимально возможное стандартное проходное отверстие. Величина таких выходов может быть значительно
больше, чем пропускная способность одного предохранительного клапана, что практически требует применения двух
или более клапанов. Стандартные проходные отверстия
приведены в табл. 1.
2. Нельзя применять любую марку проходного сечения
вследствие ограничений на номинальное значение входного
фланца. В табл. 2 проиллюстрированы извлечения из
API-526 и показаны ограничения каждой марки проходного отверстия на номинальный входной фланец.
Например, если рассчитанная площадь предохранительного клапана с нагруженной пружиной составляет
10,1 дюйм2, то выбранное проходное отверстие должно
быть марки Q с эффективной площадью 11,05 дюйм2
(см. табл. 1). Если требуемое номинальное значение
входного фланца с учетом давления и температуры на
входе составляет 900#, то при этом необходимо выбрать
клапан со значительно меньшим проходным отверстием.
В этом случае целесообразно выбрать два проходных отверстия марки Р (суммарной площадью 12,76 дюйм2).
Диапазон изменения давления и температуры
(см. табл. 2) зависит от марки отверстия, выпускного
отверстия, материалов корпуса клапана, крышки клапана.
Например, для нагруженных пружин предохранительных клапанов марок R и I максимальное номинальное
значение входного патрубка составляет 600 и 300# соответственно. Если выбранные материалы для корпуса
клапана и его крышки представляют собой углеродистую сталь, максимальное давление предохранительного
клапана при диапазоне температур от –20 до 450 °F
(от –28,89 до 232,22 °С) будет ограничено до 300 фунт/дюйм2
(1 фунт/дюйм2 6,89 кПа). Это давление значительно
меньше, чем давление, указанное в таблице для номинального значения 600 300#. Для вспомогательных
клапанов с теми же марками отверстий, материалами
и пределами температур давление ограничивается
до 900 psi.
Таблица 2. Ограничения номинального значения входного фланца
Таблица 1. Стандартная эффективная площадь проходного
отверстия
Марка отверстия
Стандартный проход по API
см2
D
E
F
G
H
J
K
L
M
N
P
Q
R
T
0,710
1,265
1,981
3,245
5,065
8,303
11,854
18,406
23,226
28,000
41,161
71,290
103,226
167,742
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
дюйм2
0,110
0,196
0,307
0,503
0,785
1,287
1,838
2,853
3,60
4,34
6,38
11,05
16,0
26,0
Марка
отверстия
D
E
F
G
H
J
K
L
Номинальное значение входного фланца
Нагруженная пружина
Управляемый
вспомогательный клапан
150,300,600,900,1500,2500 150,300,600,900,1500,2500
150,300,600,900,1500,2500 150,300,600,900,1500,2500
150,300,600,900,1500,2500 150,300,600,900,1500,2500
150,300,600,900,1500,2500 150,300,600,900,1500,2500
150,300,600,900,1500 150,300,600,900,1500,2500
150,300,600,900,1500 150,300,600,900,1500,2500
150,300,600,900,1500
150,300,600,900,1500
150,300,600,900,1500
150,300,600,900,1500
M
150,300,600,900
150,300,600,900,1500
N
150,300,600,900
150,300,600,900,1500
P
Q
R
T
150,300,600,900
150,300,600,900,1500
150,300,600
150,300,600
150,300,600
150,300,600
150,300
150,300,600
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
3. Между снижающимися скоростями при аварийных
ситуациях имеется значительное отличие, чтобы избежать
вибрирования ограничителя давления при наиболее низких скоростях. Вероятность вибрирования выше, когда
проходит количество жидкости, составляющее менее
чем 25 % максимальной пропускной способности предохранительного клапана. Если разгрузочная нагрузка в двух
аварийных ситуациях составляет от 1000 до 10 000 фунт/ч,
то рекомендуется применять два предохранительных
клапана; один с пропускной способностью 1000 фунт/ч
и другой – минимум 9000 фунт/ч. Клапан с более низкой пропускной способностью устанавливают при низком
давлении. Альтернативой этому является применение вспомогательного клапана с плавной характеристикой.
4. В API-520, раздел 3.5.3.4 оговорены дополнительные
приспособления для обеспечения снижения пропускной
способности клапанов в случае возникновения опасностей,
связанных с обнаружением пламени или другими неожиданными наружными источниками тепла.
Когда аварийная ситуация, связанная с огнем, представляет наибольшую опасность и в каждой такой ситуации
снижение скорости пламени составляет менее 1 %, следует
применять сложные предохранительные клапаны. Однако
когда аварийная ситуация протекает с меньшей нагрузкой
и при значительно большем расстоянии, устанавливать дополнительные приспособления нет необходимости, поскольку источник пламени находится на расстоянии и имеет
незначительное влияние на вибрацию [3].
5. Сложные установки имеют небольшую площадь защитного устройства по сравнению с простыми установками.
Размеры отверстий предохранительных клапанов выбирают среди стандартных размеров; при выборе размеров
клапанов площадь иногда на 70 % больше, чем требуемая.
Соответственно, фактическая пропускная способность предохранительного клапана на 70 % выше требуемой. Этот
неизбежный расход с большим запасом неприемлем, особенно в следующих случаях.
• Этот расход является потоком факельной системы.
• Потеря ценных токсичных или нетоксичных веществ
недопустима.
• С точки зрения охраны окружающей среды эту систему
применять не рекомендуется.
• Наблюдается нарушение режима процесса или разрушение оборудования (например, установка защитного
устройства очень больших размеров на колонне может
привести к нарушению режима верха колонны, подъему
насадки и ее дроблению, захлебыванию или интенсивному
уносу продукции).
Если требуемое пропускное отверстие меньше наименьшего стандартного размера отверстия, альтернативой
должно быть нестандартное отверстие. Другим решением
является применение разрывного предохранительного
диска. Например, на пилотных установках часто требуемое снижение скорости незначительно, но если рассчитанная площадь составляет 0,02 дюйм2, то выбирая марку
отверстия D (см. табл. 1), обеспечивают огромный запас по
площади предохранительного клапана. При рассмотрении
этого варианта, где производство продукции на пилотной
установке – не основная цель, применение разрывного предохранительного диска является обязательным решением.
Разрывные предохранительные диски обычно пригодны
при номинальных размерах 1/2"; некоторые производители
считают номинальными размерами до 1/4".
72
Основными принципами других методов является снижение требуемых площадей отверстий клапана с подгонкой
их к стандартным размерам, таким образом, надежность
оборудования не рассматривается. Ниже приводится перечень этих методов, которые в основном применимы для
ректификационных колонн.
• Увеличение механического расчетного давления, которое способствует уменьшению требуемой площади предохранительного клапана (относится к справочным данным
по размерам предохранительных клапанов) и в некоторых
случаях снижает расход потока, когда происходит понижение температуры [4].
• Установка ограничивающего отверстия на линии
теплового потока в ребойлер колонны, что способствует
ограничению расхода горячего пара в случае, если регулирующий клапан полностью открыт.
• Применение огнестойких материалов для изоляции.
Обеспечение соответствующего дренажа и использование
противопожарных приспособлений является также эффективной мерой для снижения разгрузочной нагрузки и
размеров отверстия предохранительного клапана в случае
наружного источника пламени.
• Обеспечение резервной турбины для охлажденной
воды, насоса для орошения или сырья, которые устанавливают в автоматическом режиме в случае повреждения
электродвигателя.
• Применение трех или более (резервных) отсекателей
давления для отключения источника избыточного давления,
например, подвода тепла в колонну.
6. Относительная стоимость установки многоходовых
клапанов ниже, чем одноходовых. Обратимся к стандартам,
разделам 4.3 и 4.4, чтобы исследовать различные типы сил и
напряжений, передаваемых на предохранительные клапаны
и связанные с ними трубопроводные системы [5].
Что касается труб с большой пропускной способностью,
они подвержены усталостному разрушению от акустически
вызываемых вибраций. Это наблюдается в трубопроводных системах, когда клапан установлен на восходящем
потоке и/или ограничены проходные отверстия с высоким расходом газа или с большим снижением давления.
Предохранительные клапаны в трубах диаметром 10» и более с нисходящим потоком потенциально чувствительны к
механическим повреждениям вследствие этого феномена.
Если уровень силы звука, рассчитанный по нижеприведенному уравнению, превышает 155 дБ, то детальный осмотр
труб выполняют надежными приспособлениями на светлых
участках сварных соединений, где вероятен риск усталостного разрушения. На основании результатов этого анализа
рекомендуют некоторые действия, связанные с усилением
труб и их поддерживающих устройств, модификаций их
компоновки, так же как и применение других клапанов с
меньшей пропускной способностью.
7. Установка нового предохранительного клапана с соседним существующим клапаном может быть наиболее экономически эффективным путем. В этом варианте исключаются:
анализ существующего расположения системы; проблемы,
связанные с демонтажом существующего оборудования и
установка нового предохранительного клапана. Кроме того,
имеется возможность соединить новый предохранительный
клапан с атмосферой (там, где это приемлемо) или с новой
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: НАДЕЖНОСТЬ
закрытой системой вместо существующей. Если соединить
новый предохранительный клапан с существующей системой, то способность существующей системы управлять
дополнительным потоком будет полностью реализована.
8. Когда поверхность неизолированных водяных труб,
нагревающих бойлер, составляет 500 фут2 (47 м2) или когда
входная мощность электрического бойлера равна более чем
1100 кВт, бойлер должен быть оборудован двумя или более
предохранительными клапанами. Для бойлера с комбинированными неизолированными трубами и нагреваемой
поверхностью, превышающей 500 фут2, два или более предохранительных клапана требуются только в случае, когда
конструкция бойлера предусматривает производство потока,
превышающее 4000 фунт/ч (1800 кг/ч). Минимально требуемая пропускная способность каждого предохранительного
клапана для всех типов бойлеров должна быть не менее
чем максимально расчетная производительность парообразования, определяемая производителем [6].
ПРАВИЛА УСТАНОВКИ КЛАПАНОВ
Эти правила следует соблюдать, когда рассчитывают
сложные надежные приспособления в соответствии с ASME
VIII, раздел 1. Предохранительные клапаны, установленные
на аппаратах высокого давления, не имеющих огневого нагрева, должны быть расположены в шахматном порядке
таким образом, чтобы рабочее давление первого приспособления равнялось максимально допустимому рабочему
давлению (maximum allowable working pressure – MAWP)
аппарата и установленное давление дополнительного аппарата (аппаратов) составляло 105 % MAWP. Если установка
дополнительного приспособления оправдана, то установленное давление не должно превышать 110 % MAWP. Табл. 3 и 4
суммируют правила классификации по размерам сложных
приспособлений для аппаратов, сконструированных в соответствии с ASME (для аппаратов высокого давления, не
имеющих огневого нагрева и с огневым нагревом).
Предпочтительно устанавливать все защитные устройства
прямо на источнике избыточного давления или недалеко от
него. Подобно простому монтажу, суммарные потери невосстанавливаемого давления между защитным оборудованием и предохранительным клапаном не превышают 3 %
установленного давления.
ПРИМЕРЫ
Пример, приведенный в API-520 раздел 3.6.2.2 с высокой пропускной способностью клапанов, применяют
в следующей спецификации.
• Требуемый поток углеводородных паров, вызванный эксплуатационными нарушениями, составляет
391 800 фунт/ч.
• Молекулярная масса углеводородной смеси, коэффициент сжимаемости и Cp/Cv равны 65,0; 0,84 и
1,09 соответственно.
• Понижение температуры – 627 R.
• Установка предохранительного клапана осуществляется при давлении 75 psi, которое является расчетным
давлением оборудования.
• Общее противодавление – 14,7 psi. Заменяя данные
в уравнении API – 520, раздел 3.2, получим требуемую
площадь проходного отверстия, равную 36,10 дюйм2, которая больше, чем максимально возможные стандартные
размеры из табл. 1. В соответствии с этим следует установить несколько предохранительных клапанов. Поскольку
патрубок с фланцем на входе в предохранительный клапан
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Таблица 3. Данные предохранительных клапанов для
аппаратов высокого давления
Тип установки
Максимально допустимое давление (MAWP %)*
установленное
накопленное
Первый клапан
Дополнительный
клапан (клапаны)
Дополнительный
клапан
100
105
116**
121***
110
*Максимально накопленное давление составляет не более 4 psi (28 кПа), в то время как MAWP
находится в пределах от 15 до 30 psi (103 207 кПа).
**Данные для сосуда без огневого нагрева.
***С огневым нагревом.
Таблица 4. Данные предохранительных клапанов для
аппаратов высокого давления с огневым нагревом
Тип установки
Максимально допустимое давление (MAWP %)*
установленное
Первый клапан
Дополнительный
клапан (клапаны)
накопленное
100
103
106
*Максимально накопленное давление составляет не более 4 psi, в то время как MAWP находится в пределах 15–30 psi.
находится в пределах 150#, в этом случае целесообразно
предусмотреть три следующие варианта.
1. Два отверстия типа I с общей площадью 52 (26 + 26).
2. Одно отверстие типа R и одно – типа I с общей площадью 42 (16 + 26).
3. Одно отверстие типа R и два типа Q с общей площадью
38,10 (16 + 11,05 + 11,05).
Автор предлагает второй вариант по причине относительно небольшого расчета запаса прочности, так же как
и минимального числа защитных устройств. Учитывая, что
лучшие приспособления могут быть выполнены с многочисленными небольшими отверстиями, они непрактичны.
Целесообразнее устанавливать небольшие клапаны при
MAWP и один большой при 105 % MAWP.
Условные обозначения в уравнении
Lw
MW
W
P1
P
T
– уровень силы звука.
– молекулярная масса газа.
– скорость снижения, кг/ч.
– давление восходящего потока, бар.
– перепад давления, бар.
– температура газа, К.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Перевел А. Степанов
1. «Sizing, Selection and Installation of Pressure Relieving Devices in Refineries,
Part I—Sizing and Selection», American Petroleum Institute, API RP 520,
Seventh Edition, January 2000.
2. «Flanged Steel Pressure Relief Valves», American Petroleum Institute,
API RP 526, Fifth Edition, June 2002.
3. Cheremisinoff, N. P., «Pressure Safety Design Practices for Refinery
and Chemical Operations», 1998.
4. S. Rahimi Mofrad, «Tower pressure relief calculation», Hydrocarbon
Processing, pp. 149–159, September 2008.
5. «Sizing, Selection and Installation of Pressure Relieving Devices in Refineries,
Part II—Installation», American Petroleum Institute, API RP 520, Fifth
Edition, August 2002.
6. ASME I, «Boiler and Pressure Vessel Code—Rules for Construction
of Power Boilers», 2004.
Saeid Rahimi Mofrad (С. Р. Мофрад), инженер-технолог
компании Petrofac Engineering & Construction. Его исследования включают проблемы определения оптимальных размеров технологического оборудования, расчеты
снижения производительности и сброса давления в
экстремальных ситуациях, а также систем горения.
М-р Мофрад уделяет особое внимание базисным методам программирования и разработал «дружественное
программное» обеспечение «Chemwork Collection». М-р Mofrad имеет
степень магистра в химической технологии от Sharif University of Technjlogy и
степень бакалавра по той же специальности от Shiras University (Иран).
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ОТДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТОВОГО ЭТИЛЕНА
A. Bernard, Nova Chemicals (Canada) Ltd, Сарниа, Онтарио, Канада
W. de Villiers, Shell Global Solution, Хьюстон, Техас
D. R. Summers, Sulzer Chemtech USA, Inc., Талса, Оклахома
Разработка новых высокопроизводительных тарелок позволила переоборудовать существующую колонну
суперфракционирования с целью повышения мощности установки и энергосбережения
ПРЕДПОСЫЛКИ
В 2001 г. компания Nova Chemicals решила увеличить
мощность своей установки крекинга этилена в Корунна,
Онтарио. Первоначально система была рассчитана на
25-процентное увеличение производства [1]. В процессе
эксплуатации было установлено, что колонна отгона С2
является слабым звеном системы, поэтому необходимо
увеличение ее мощности. Существующие тарелки работали вполне успешно более 10 лет. В результате реконструкции 1989 г. число тарелок в С2-отгонной колонне было
увеличено со 125 до 153 (для снижения коэффициента
орошения), что способствовало повышению мощности
и чистоты. Увеличение числа тарелок было достигнуто
за счет их размещения на очень близком расстоянии
(15"). Для повышения мощности системы потребовалось
решение, которое обеспечивало бы более высокую производительность и, самое главное, более высокую эффективность тарелок.
Было исследовано много разных рабочих условий
и сценариев реконструкции. В конечном счете, было
решено, что увеличение расстояния между тарелками
приведет к максимальной потенциальной производительности. Однако в итоге специалисты решили установить
новые высокопроизводительные тарелки на прежнее
расстояние (20" – по высоте), как было до 1989 г. В самой
нижней секции было сохранено 12-дюймовое расстояние
между тарелками. В секции пастеризации (тарелки выше
отбора этилена полимерного сорта) также сохранили
24-дюймовое расстояние между тарелками.
74
Основной конденсатор
Выпуск
в атмосферу
Верхний продукт
Тарелка 1
Тарелка 9
Тарелка 10
Тарелка 80
Подача паров
Орошение
Этилен
Разбавленный этилен
Тарелка 85
Сборник
орошающей
фракции
Тарелка 93
Тарелка 106
Ребойлер
Тарелка 123
Боковой ребойлер
Этан
Рис. 1. Технологическая схема С2-отгонной колонны (Nova)
с шестью разными секциями
Производительность ребойлера
кубового продукта, млн БТЕ/ч
Для улучшения эксплуатационных показателей ранее
усовершенствованной колонны отделения С2 комплекс
Nova Chemicals (Canada) Ltd, расположенный в Сарниа,
Канада, в 2005 г. был реконструирован. После тщательной
проверки существующей конструкции, заданного режима
работы и будущей мощности были выбраны новые высокопроизводительные системы, которыми заменили более
старые тарелки ректификационной колонны. Этот подход
предусматривал замену внутренних устройств с условием
увеличения расстояния между тарелками и их меньшим
числом. Целью реконструкции было повышение эффективности тарелок и улучшение эксплуатационных показателей.
После успешного монтажа установка снова была введена
в строй и достигнуты заданные эксплуатационные показатели. В этой статье представлена информация о работе
колонны, позволяющая оценить рабочие характеристики,
производительность и эффективность высокопроизводительных тарелок в работе С2-отгонной колонны.
Питательная
форсунка
Фактическая
питательная
тарелка
Питательная тарелка (от верха колонны)
Qr – 39 млн БТЕ/ч
Рис. 2. Результаты имитационного моделирования для
определения оптимальной точки питания и экономики
энергопотребления основным ребойлером
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА PFD-КОЛОННЫ
На этой перегонной колонне получают три основных продукта: этилен полимерного сорта, разбавленный
этилен и рециркулирующий этан. Незначительное количество продукта выбрасывается в атмосферу (конденсатор продукта отводится с верха колонны с шестью
тарелками). Этилен полимерного качества отбирают на
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
расстоянии девяти таре- Таблица 1. Тарельчатые секции
лок от верха С2-отгонной
Секции
Номера тарелок
Расстояние между
колонны и используют на
тарелками, дюйм
месте для производства
1–9
24
полиэтилена и стирола. Пастеризация
Выше
отбора
разбавленного
этилена
10–80
20
Разбавленный этилен отбирают с восьмидесятой
Выше подачи сырья
81–84
20
тарелки; он был введен
Ниже подачи сырья (с каналом)
85–91
20
в С2-отгонную колонну в
92–93
18
1995 г. как средство обес- Ниже подачи сырья (без канала)
печения дополнительной
Между отводом и возвратом из бокового ребойлера
94–95
15
мощности. Некоторое коли- Ниже бокового ребойлера
95–123
12
чество низкосортного этилена может использоваться
при местном производстве стирола. Поток этана является
к модели равновесия по уравнению состояния SRK.
кубовым продуктом и возвращается в печи на дополни- Данные, использованные для определения запатентотельный крекинг. На рис. 1 показана базовая технологи- ванных параметров, были заимствованы из литературного
ческая схема С2-отгонной колонны с вспомогательным
источника [3]. Эта модель была создана в конце 1990-х
оборудованием.
годов и калибрована по фактическим рабочим данным,
Боковой ребойлер использует избыточное тепло сы- полученным на нескольких С2-отгонных колоннах. Исходя
рьевого газа установки. Парообразное сырье поступает в
из прошлого опыта, на основе этой модели при помощи
колонну значительно ниже фактической тарелки, которая
новых высокопроизводительных тарелок могла быть доимеет распределитель сырья. Сырье подается в колонну
стигнута их общая эффективность, равная 80 %.
между тарелками 91 и 92 и проходит через семь тарелок
до распределения над тарелкой 85. Это местоположение
КОНСТРУКЦИЯ ТАРЕЛОК
сырья является оптимальной точкой питания, что было
Технологическая схема (process flow diagram – PFD),
определено имитационным моделированием колонны с
представленная на рис. 1, показывает наличие в колонне
переменными точками питания и идентификацией усло- шести разных секций. Фактически в колонне существий, которые приводят к самому низкому потреблению
вует семь секций, что объясняет особую конструкцию
энергии (рис. 2). Согласно рисунку разница в нагрузке
тарелок с проходящим через них сырьевым потоком.
на основной ребойлер составила 5,4 %, что означает об- Каждая из секций, идентифицированных в табл. 1, отщее сокращение нагрузки на ребойлеры, равное 2,9 %.
личается конструкцией тарелок. Не говоря уже о том,
Альтернативно это энергосбережение может быть пред- что это комплексная тарельчатая конструкция, каждая
ставлено как дополнительная мощность при той же про- секция которой оптимизирована по мощности и макизводительности ребойлеров.
симальной эффективности тарелок. Для увеличения
мощности и эффективности были использованы неМОДЕЛИРОВАНИЕ
которые уникальные устройства, включая применение
Специалисты создали промышленную модель
очень маленьких неподвижных клапанов на днищах
равновесия между паром и жидкостью (vapor liquid
тарелок наряду с толкающими клапанами, устройств,
equilibrium – VLE), основанную на запатентованных
усиливающих перегонные трубки, и конструкции
параметрах бинарного взаимодействия, примененных
«выступ-паз». На рис. 3 показано использование всех
четырех устройств на одной тарелке.
Рис. 3. Толкающий клапан и маленькие неподвижные клапаны
использованы на одной тарелке для максимального увеличения
эффективности и ликвидации застойных зон жидкости на тарелке
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Рис. 4. Сварка новых опорных колец, ось старых колец
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Рис. 5. Клиновый зажим переточной трубки и применение
новой высокопроизводительной тарелки для С2-отгонной колонны
Рис. 7. Разбрызгиватель парообразного сырья и линия впрыска
метанола на тарелке 85 в С2-отгонной колонне
Рис. 6. Полная компоновка тарелки во время пробной сборки
в цеху — тарелка 93
Рис. 8. Каналы для прохода парообразного сырья через
тарелки
Высокопроизводительные тарелки состоят из многочисленных наклонных и усеченных перегонных
трубок с активными поверхностями между ними.
Примечательной особенностью тарелок является большая длина перегородки сливного отверстия, что позволяет жидкостным системам, нагревающимся до высокой
температуры (такой же, как в С2-отгонной колонне),
работать при пониженной нагрузке на перегородку
сливного отверстия и достигать значительно более высокой производительности (по сравнению с обычными
многопроходными тарелками). Другой интересной особенностью является определенная длина траектории
потока. Это позволит тарелке достигнуть увеличения
траектории потока и повысить эффективность. На
рис. 6 показана полная компоновка тарелок (тарелка 93)
для С2-отгонной колонны на установке Nova.
значительно более «спокойную» пену на днищах тарелок,
обеспечивая, таким образом, большую паропроизводительность (по сравнению с гораздо более крупными
устройствами). Эта более «спокойная» пена с меньшей
средней высотой способствует повышению паропроизводительности тарелок.
ТОЛКАЮЩИЕ КЛАПАНЫ
Эти устройства появились приблизительно вначале
1970-х годов. [5]. Они необходимы для проталкивания
жидкости на тарелках в направлениях, в которых жидкость обычно не протекает. Эти клапаны используются
для повышения интенсивности течения жидкости вблизи стенок сосуда с целью максимального увеличения
эффективности тарелок посредством ликвидации на
них потенциально застойных зон.
НЕПОДВИЖНЫЕ КЛАПАНЫ
Это новые устройства. Однако давно уже известно,
что сетчатые тарелки с мелкими отверстиями обеспечивают более высокую производительность, чем тарелки
с более крупными отверстиями. Поэтому для данного
применения имел смысл вывод с неподвижными открывающимися клапанами. Эти неподвижные открывающиеся устройства с меньшим просветом обеспечивают
УСТРОЙСТВА ИНТЕНСИФИКАЦИИ
ПЕРЕГОННЫХ ТРУБОК
Эти устройства присоединены к верхним краям перегонных трубок для повышения интенсивности перемещения жидкости. Лопасти, являющиеся неотъемлемой частью этих устройств, обеспечивают механизм, по
которому более тяжелая жидкость может быть слита с
тарелки значительно легче вблизи выпускной перего-
76
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
родки сливного отверстия. Это позволяет центральным
лопастям перемещать более легкие пену или распыленную жидкость и создавать «вытяжную трубу» для
освобождающихся паров в обход тяжелой жидкости. Это
дает возможность увеличить прохождение жидкости по
перегонным трубкам и повысить входные скорости для
систем, склонных к засорению перегонных трубок.
КОНСТРУКЦИЯ «ВЫСТУП-ПАЗ»
Эта конструкция позволяет не только легко устанавливать тарелки ректификационной колонны, но
и допускает близкое расстояние между горловинами
днищ тарелок. Достаточно широкая открытая зона способствует сохранению градиента давления на тарелках
и обратного слива в перегонных трубках (в пределах
расчетных параметров). Эта конструкция дает возможность днищам смежных тарелок плотно защелкиваться вместе, когда они положены горизонтально одна на
другую, исключая, необходимость оснащения резьбовыми крепежными деталями, на соединение которых
требуется много времени.
МОНТАЖ
Установка этих тарелок заняла достаточно много времени, главным образом из-за сложностей, связанных с
изменением расстояния между тарелками и их возвратом на прежнее место. Как видно на рис. 4, было нелегко
поместить новые опорные кольца туда, где были расположены оси и сегменты старых колец. Время монтажа
от входа в аппарат до закрытия люка составило 35 дней.
Для упрощения монтажа конструкцией тарелок были
предусмотрены две особенности: днище «выступ-паз»
и приспособление для клиновых зажимов перегонных
трубок. Описание конструкции «выступ-паз» было дано
ранее. Приспособление для клиновых зажимов перегонных трубок (рис. 5) позволило выполнить прикрепление
«днище/перегонная трубка» в два раза быстрее, чем с
использованием резьбовых крепежных деталей.
Каждая тарелка была установлена отдельно; колонна
оснащена подъемником. Оба фактора минимизировали
время простоя, благодаря чему реконструкция колонны
не нарушила графика работ в период остановки.
РАБОТА СЫРЬЕВОЙ ТРУБОПРОВОДНОЙ
СИСТЕМЫ И ВНУТРЕННИХ КЛАПАНОВ
Подача паров в эту колонну уникальна; пары проходят восходящим потоком через семь тарелок до распределения над тарелкой 85. Было бы просто определить,
как лучше заставить это сырье пройти через тарелки
без ущерба для производительности, рабочих характеристик и структуры затронутых тарелок. В конечном
итоге был выбран метод подачи паров через пластины
тарелок с каналами и последующим диспергированием паров трубным разбрызгивателем «Н» (рис. 7 и 8).
Площадь сечения каждого из двух каналов составляла
0,55 фут2 (1 фут = 0,3048 м); скорость в каждом из них
равна 34,3 фут/с. Наряду с сырьевой была размещена
ассоциированная 2-дюймовая линия впрыска метанола.
Эта линия входит в колонну на той же отметке, что сырье, и предназначена для распыления в колонне в точке
питания. Этот маленький трубопровод также проходит
через тарелки, и его можно видеть на рис. 7. Впрыск
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
метанола разрушает гидраты, которые могут образовываться в холодной колонне, если присутствует вода.
РАБОТА
В октябре 2006 г., год спустя после монтажа, появилась
благоприятная возможность и достаточно легкое сырье,
чтобы проверить производительность и эффективность
тарелок. Подача сырья на установку не достигала проектного максимума, поскольку реконструкция печей не
была еще закончена. Однако для подачи сырья в печи
имелся достаточно легкий материал, чтобы нагрузить
колонну внутри. Для специалистов Nova было важно
знать, насколько высокую производительность могут
выдержать новые тарелки, когда реконструированные
печи войдут в строй.
Проверка рабочих характеристик была запланирована на недельный срок, начиная с 15 октября 2006 г.
Боковой ребойлер был ограничен имеющейся загрузкой газом. Таким образом, единственным способом
увеличения внутренних нагрузок стало повышение
производительности основного (кубового) ребойлера.
Алгоритм прогрессивного регулирования процесса
(advanced process control – АРС) предусматривает управление тремя главными продуктами одновременно. С
использованием АРС и ручного управления колонной
в пределах ограничений АРС была проведена пробная
эксплуатация. Для «расширения» рабочих пределов
колонны была разработана специальная программа
испытаний. Программой АРС было предусмотрено достижение постепенного ужесточения спецификации по
чистоте этилена полимерного сорта при одновременном
сохранении чистоты кубового продукта. Специалисты
справились с этими изменениями чистоты этилена от
исходного содержания в нем этана 500 до 1000 млн–1.
Данные были собраны в течение нескольких дней. В
табл. 2 представлены четыре совокупности необработанных данных. При каждом изменении условий процесса
АРС требовалось примерно от двух до трех часов, чтобы
стабилизировать колонну (очень малый срок для колонны
такой величины). Мы выжидали дополнительно еще от трех
до четырех часов, прежде чем записывать информацию
и брать пробы. Каждый набор данных свидетельствует о
превосходной эффективности тарелок. Только в последний
день испытаний при спецификации на чистоту 100 млн–1
мы заставили АРС перевести основной ребойлер на осознанный максимум ограничения спускового резервуара и
сохранить при этом устойчивый контроль колонны. Мы
исследуем данные с 19 октября более тщательно.
Предварительная обработка данных. Первым
этапом была проверка общего материального баланса вокруг аппарата. Используя данные 19 октября (см. табл. 2), можно рассчитать материальный
баланс (в тыс. фунт/ч) с точностью до 0,3 %, как
показано ниже:
Сырье................................................................100,00
Кубовые продукты..............................................21,14
Вывод в атмосферу..............................................0,50
Разбавленный этилен...........................................6,28
Продуктовый этилен...........................................71,85
Разность...............................................................0,23
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Таблица 2. Необработанные рабочие данные С 2-отгонной колонны DА-2404
Показатель
Скорость подачи сырья*, тыс. фунт/ч
Температура сырья, °C
Давление сырья, фунт/дюйм2
Верхняя Дельта – Р, фунт/дюйм2
Нижняя Дельта – Р, фунт/дюйм2
Расход кубового продукта, тыс. фунт/ч
Температура кубового продукта, °C
Верхнее давление, фунт/дюйм2
Расход флегмы*, тыс. фунт/ч
Температура орошения, °C
Вывод в атмосферу*, тыс. фунт/ч
Температура вывода в атмосферу, °C
Поток бокового ребойлера*, тыс. фунт/ч
Температура выхода из бокового ребойлера, °C
Температура возврата в боковой ребойлер,°C
Отбор разбавленного этилена*, тыс. фунт/ч
Отбор этилена*, тыс. фунт/ч
Отбор этилена*, тыс. фунт/ч
Температура отбора этилена, °C
Продукт этилен-этан, млн–1
Продукт этилен-метан, млн–1
Продукт этилен-ацетилен, млн–1
Кубовый продукт-этилен, %
Разбавленный этилен-этилен, %
С3 в ЕА-2412 А/В*, тыс. фунт/ч
Температура С3 ЕА-2412 А/В, °С
Давление С3 ЕА-2412 А/В, фунт/дюйм2
Охлаждение этиленом в ЕА2409*, тыс. фунт/ч
Измерения
2FI-409
2T-458
PIC-402A
2PDI-408
2PDI-409
FIC-454A
2T-465
PIC-409
2FIC-417
2TI-468
FIC-420
2T-469
FIC-416
2T-459
2T-460
2FI-4107
2FI-418
2FI-426
2TI-470
AI404:1A
AI404:1B
AI404:1C
AI302:3A
AI437-1
2FIC-507
2T-556
2PIC-512
FIC-606
Время/Дата
9:00
10/17/2006
14:30
10/17/2006
15:00
10/18/2006
11:30
10/19/2006
100
–12,3
340
8
1,8
20,74
–5,01
274,1
337,52
–32,8
0,51
100
–12,3
340,4
8
1,7
20,81
–5,01
273,8
341,89
–32,8
0,51
100
–12,5
340
8,1
1,7
21,03
–5,72
269,9
340,48
–33,3
0,51
88,55
–21,1
–18,3
5,78
70,70
70,47
–29,4
251
121,4
0
0,56
21,6
126,79
13,09
79,87
89,40
–20,9
–18
5,85
71,81
71,46
–29,4
192,4
119,4
0
0,49
21,1
128,08
14,36
79,83
89,23
–22,1
–18,8
6,04
71,76
71,49
–29,9
164,1
114,4
0
0,66
20,8
127,28
16,48
79,91
5,47
100
–13
340
8,8
1,8
21,14
–6,28
270
348,57
–33,6
0,50
–43,4
91,66
–22,9
–20,5
6,28
71,85
71,39
–29,9
102,3
114,1
0
1,67
19,2
131,54
14,36
79,8
5,36
* Все истоки (откорректированные) исходя из подачи сырья 100 тыс. фунт.
Затем производилась оценка составов различных
потоков. В течение недели были отобраны два образца
сырьевого потока (табл. 3). На их основании, а также
скорости подачи сырья и скорости вывода в атмосферу,
мы ориентировочно определили состав потока, выводимого в атмосферу: 3,7 мол. % водорода, 0,014 мол. % СО
и СО2 – суммарно и 26,82 мол. % метана, остальное –
этилен. Поток кубовых продуктов был также отрегулирован на выработку высокомолекулярных соединений
в соответствии с составом сырья. Составы полученного
этилена полимерного качества и разбавленного этилена более известны и представлены в табл. 2. По сумме
этих четырех потоков был установлен состав сырья для
моделирования колонны.
В табл. 4. представлены сводные результаты моделирования, которое было выполнено посредством
изменения эффективности тарелок в моделирующей
программе (до достижения коэффициента орошения). Также мы смогли проверить тепловой баланс
вокруг этой колонны, а также конденсатор вывода в
атмосферу при объемной скорости потока этилена
третьей ступени (охлаждающая среда для этого теплообменника). Скорость потока жидкого этилена составила 14,060 тыс. фунт/ч при температуре –38,1 оС
и давлении 383 атм (1 атм = 105 Па). Эта жидкость
способствует мгновенному снижению давления до
78
130 атм, обеспечивая 2,1 млн БТЕ/ч на охлаждение.
Моделирование показывает, что конденсатор вывода в
атмосферу должен вырабатывать 1,92 млн БТЕ/ч с точностью до 9 %. У основных ребойлеров объемная скорость паров пропилена равна 345,300 тыс. фунт/ч при
температуре 14,36 °С и давлении 79,8 атм. Конденсация
этих паров обеспечивает производительность ребойлеров
в 57,7 млн БТЕ/ч. Производительность моделированных
основных ребойлеров составляет 60,666 млн БТЕ/ч, что
на 5 % выше наблюдаемой. Это – превосходный тепловой баланс.
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТАРЕЛОК
Итоговая эффективность тарелок составляет 78,8 %.
В процессе проектирования мы надеялись на более
высокую величину (80 %). Но и эта величина является удовлетворительной и значительно превышает
минимальную прогнозируемую величину, необходимую для гарантии соблюдения требований к качеству
продуктов. Нами проведено исследование чувствительности с целью проверки, не окажет ли небольшая
неточность в коэффициенте орошения или в тепловом
балансе вокруг этой колонны значительного влияния
на показатель эффективности тарелок.
Моделирование колонны было проведено несколько раз с использованием различных значений эффек№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Компонент
Водород, млн–1
Метан, млн–1
СО, млн–1
СО2, млн–1
Ацетилен, млн–1
Этан, %
Пропан, млн–1
Пропилен, млн–1
С4+, млн–1
16 октября
19 октября
190
1620
0,3
0,0
0,0
20,0
63
2325
916
224
1627,1
0,05
0,8
0,0
19,8
45,6
1965,6
912,3
тивности тарелок; затем итоговый коэффициент орошения был отражен графически (рис. 9). Внимательно
изучая этот график, легко заметить, что эффективность
тарелок не очень чувствительна к коэффициенту орошения. Например, ошибка в тепловом балансе потенциально равна 3 млн БТЕ/ч исходя из производительности
ребойлеров. Изменение производительности конденсаторов на 3 млн БТЕ/ч приводит к изменению коэффициента орошения всего лишь на 21,000 тыс. фунт (при
открытой теплоте 143 БТЕ/фунт). Эффективность тарелок, необходимая для соответствия этому коэффи-
Эффективность тарелок, %
Таблица 3. Результаты лабораторного анализа образцов
сырья С 2-отгонной колонны (остальной этилен)
Наблюдаемый коэффициент
орошения – 79 % эффективно
Коэффициент орошения*, тыс. фунт/ч
*Исходя из подачи сырья 1000 фунт/ч
Рис. 9. Чувствительность эффективности тарелок при изменении
интенсивности и коэффициентов орошения
циенту орошения, все же высока и составляет 75,1 %.
Поэтому средняя эффективность новых высокопроизводительных тарелок во всей С2-отгонной колонне
(за исключением секции пастеризации) должна быть
больше чем 75,1 %. Обычно эффективность тарелок в
ректификационной секции такой колонны выше, чем
в отпарной секции, примерно на 3–5 %. Поскольку
Таблица 4. Тепловой и материальный баланс С 2-отгонной колонны и колонны конденсатора вывода в атмосферу
(результаты работы на 19.10.2006)
Состав: мас. %
Водород
СО2
Метан
Этилен
Этан
Пропилен
Пропан
Изобутан и тяжелее
Суммарно
Фаза
Температура, °С
Давление, psi
Давление конденсатора DА-2410, psi
Верхнее давление DА-2410, psi
Давление конденсатора DА-2410, psi
Верхнее давление DА-2410, psi
Производительность конденсатора
(вывода в атмосферу)**, млн БТЕ/ч
Сырье,
%
Вывод
в атмосферу,
%
Продукт
этилена,
%
Разбавленный
продукт
этилена,
%
Кубовый
продукт этана,
%
0,0016
0,001
0,091
77,77
21,66
0,291
0,0071
0,187
100,0*
0,26
0,0006
14,45
85,28
0,0002
0
0
0
588
0,21 млн–1
0,0002
0,007
99,98
0,0109
0
0
0
71,853
0
–43,4
250
–29,8
270,0
250
251
269,9
269,9
0,73
0
0,61 млн–1
0,007
80,44
19,56
0,002
0
0
6,292
Жидкость
–26,1
276,2
Пары
–13,0
340
Производительность конденсатора**, млн БТЕ/ч
Производительность ребойлера**, млн БТЕ/ч
Производительность бокового ребойлера**, млн БТЕ/ч
Коэффициент орошения на DА-2410, фунт/ч
Температура орошения DА-2410, °C
Верхняя температура DА-2410, °C
Скорость подачи паров на DА-2410*, °C
Коэффициент орошения DА-2410*, фунт/ч
Температура орошения DА-2410, фунт/ч
Верхняя температура DА-2410, °C
0
0
1,55
96,17
1,37
0,033
0,88
21,265
–7,0
279,7
49,87
23,18
13,17
4,730
–43,4
–36,1
5,318
349,370
–33,7
–30,4
*Все истоки (откорректированные), исходя из подачи сырья 100 тыс. фунт.
**Все производительности (откорректированные), исходя из подачи сырья 100 тыс. фунт.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
Таблица 5. Наблюдаемый и расчетный перепад давления
в разных секциях С 2-отгонной колонны
Пары, фут3/с
Тарелки
Обратный слив ниже 80 %
Гидравлическое захлебывание 80 %
Сухой перепад 0,3” Н2О
80 % DС-Vel
0,8 галл/мин/дюйм
Перепад давления
на тарелку,
мм. рт. ст.
Перепад давления
в секции,
мм. рт. ст.
1–9
4,11
37,0
10–80
3,39
240,7
81–84
3,33
13,3
85–95
3,18
35,0
96–123
2,05
57,4
Суммарно
383,4
Расчетная
Рабочая
Пары, фут3/с
Рис. 10. Гидравлика тарелок 1–9, пастеризация
Обратный слив ниже 80 %
Гидравлическое захлебывание 80 %
Сухой перепад 0,3” Н2О
80 % DС-Vel
0,8 галл/мин/дюйм
Расчетная
Рабочая
Пары, фут3/с
Рис. 11. Гидравлика тарелок 10–84 выше точки питания
Обратный слив ниже 80 %
Гидравлическое захлебывание 80 %
Сухой перепад 0,3” Н2О
80 % DС-Vel
0,8 галл/мин/дюйм
Расчетная
Рабочая
Рис. 12. Гидравлика тарелок 85–93, ниже точки питания
80
Обратный слив ниже 80 %
Гидравлическое захлебывание 80 %
Сухой перепад 0,3” Н2О
80 % DС-Vel
0,8 галл/мин/дюйм
Расчетная
Рабочая
Пары, фут3/с
GPM
боковые пробы не могли быть отобраны, информации
для определения эффективности тарелок в разных
секциях этой колонны недостаточно, и мы располагаем только хорошей эффективностью тарелок.
Мы полагаем, что представленной здесь информации более чем достаточно, чтобы специалисты могли
использовать эти данные в собственных моделях для
определения эффективности тарелок. Это позволит
читателям провести калибровку своих моделей VZE
для таких тарелок в работе С2-отгонной колонны.
Производительность тарелок. Данные 19 октября
показали самые высокие значения производительности и объемную скорость орошения. Это создавало
самые высокие внутренние нагрузки для проверки
способности тарелок обеспечивать соответствующую
производительность (когда новые печи будут введены
в эксплуатацию). На основании данных теплового
и материального баланса (см. табл. 4) были определены внутренние нагрузки и физические свойства
для каждой тарелки. Эти нагрузки были применены
к конструкции тарелок, в результате чего получены
рабочие точки, как показано на рис. 10–13. Судя по
этим графикам, внутренние нагрузки очень близки к первоначальному проекту (и даже для нижних
секций). Высокопроизводительные тарелки продемонстрировали способность легко справиться с
Рис. 13. Гидравлика тарелок 96–123, тарелки нижней части
колонны
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ОБОРУДОВАНИЕ
первоначальными проектируемыми нагрузками без
захлебывания колонны.
ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ НА ТАРЕЛКАХ
Наблюдаемый перепад давления в колонне составил 10,6 атм. Этот показатель определялся двумя
измерениями давления и величинами, определяемыми в лаборатории. Значения вычисленного перепада
представлены в табл. 5.
Этот перепад давления, равный 383,4 мм. рт. ст.
(или 7,41 атм), не включает головную фракцию паров на каждой тарелке. Расстояние по высоте между
верхней и нижней точками отвода составляет приблизительно 185 фут. Газовый напор этого подъема
равен 83,6", допуская, что плотность паров составляет
2,35 фунт/фут3 (это равнозначно 3,02 атм). При сложении с 7,41 атм общий перепад давления составит
10,4 атм, что соответствует наблюдаемому значению
с точностью до 2 %.
Перевела Н. Иванова
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Bernard, A. and R. Hayden, «Planning and Designing the
Modernization of the Recovery Area of a Flexible Cracker», AIChE
Spring Meeting, New Orleans, Ethylene Producers Conference, April
2004, unpublished.
2. Summers, D. R., S. T. Coleman and R. M. Venner, «Ethylene
fractionator revamp results in 25% capacity increase», Oil & Gas Journal,
Aug. 10, 1982 pp. 52–56.
3. Barclay, Flebbe and Manley – «Relative Volatilities of the
Ethane-Ethylene System from Total Pressure Measurements», Journal
of Chemical Engineering Data, Vol. 27, pp. 135–142, 1982.
4. DeVilliers, E., P. Wilkinson and D. Summers, «Developments
in Splitter Revamps», AIChE Spring Meeting, New Orleans, Ethylene
Producers Conference, April 2004, unpublished.
5. Summers, D. T., «Push Valve Experience on Distillation Trays»,
AIChE Spring Meeting, Atlanta, Distillation Symposium – Session 4,
April 12, 2005, unpublished.
6. Summers, D. T., «Performance Diagrams – All your tray
hydraulics in one place», AIChE Annual Meeting, Austin, Texas,
Distillation Symposium-Paper 228f, Nov. 9, 2004, unpublished.
Andre Bernard (А. Бернард), инженер-технолог в
NOVA Chemicals (Canada) Ltd. С более, чем c 20летним опытом работы в области эксплуатации
и проектирования технологических установок.
Имеет ученые степени бакалавра и магистра по
химическим технологиям.
Daniel R. Summers (Д. Р. Саммерс), менеджер
Sulzer Chemfech, США, на предприятии в Тулсе,
Оклахома. Процессами разделения занимается с
1977 г. после получения ученой степени бакалавра по химическим технологиям. Работал также в
Union Carbide, Praxaiz, UOR, Stone and Webster и
Nutter Engineereng. Принимал участие в проектировании, эксплуатации и разработке внутренних
устройств колонны для нефтяной, химической и других отраслей
промышленности.
Waldo de Villiers (В. Де Вилльерс), специалист по
ректификации в Shell Global Solutions (США), в
Хьюстоне, Техас. С 20-летним опытом работы в
области фракционирования и экстракции. Имеет
ученые степени бакалавра и магистра по химическим технологиям.
региональные новости о компаниях
СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
Lignol Energy Corp. осуществила техническое
обеспечение проекта строительства перерабатывающего завода для получения биотоплив в Барнаби
(Британская Колумбия, Канада). Строительство завода началось в июне 2008 г. и завершилось концу октября. К январю 2009 г. на заводе было размещено производственное оборудование для биопереработки лигнина. Компания обеспечивала получение таких важных данных как условия контроля процесса, характеристики продуктов, конфигурация оборудования,
оптимизация процесса и другие. Производственная
мощность завода составляет 100 тыс. т/год продукции.
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Burckhardt Compression получила заказ на производство и поставку двух компрессоров для заводов LDPE вКатаре и Венесуэле. В заказ входит поставка электродвигателей мощностью 25 тыс.кВт.
Завершение заказа и поставка готовой продукции намечена на седину 2010 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
ЕВРОПА
Aker Solutions подписала контракт с EPC на разработку проекта и модификацию газоперерабатывающего
завода в Коллснес, Норвегия. На заводе осуществляется
переработка газа, добываемого на месторождениях
Квитебьорн и Висунд в Северном море. Техническое
обеспечение и поставка оборудования начались сразу после подписания контракта. Завершение проекта
намечено на 2011 г.
Technip подписала контракт с Lukoil Neftochim
Burgas стоимостью 10 млн евро. В рамках контракта
осуществление проектно-конструкторских работ для
перерабатывающего завод в Бургасе (Болгария). На
заводе будет размещена крекинг-установка (производственной мощностью 2,5 млн т/год), установка
гидрокрекинга, (производственной мощностью
1,8 млн т/год), установка по получению амина и две
установки по получению водорода (производственной мощностью 7500 кг/ч). Завершение проекта намечено на конец 2009 г.
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ
АНАЛИЗ ПОВРЕЖДЕНИЙ
ВХОДНОГО ВАЛА КОРОБКИ ПЕРЕДАЧ
T. Sofronas, инженер-консультант, Хьюстон, Техас
Несомненно, одни и те же повреждения на установках, связанных друг с другом, не повторяются
Анализ повреждений машины может быть полезен
при определении того, что является случайностью и,
что не является случайностью. Так, имея несколько переменных, полезно исключить некоторые из них, как
показано в предложенной статье.
Входной вал в коробке передач, приводящий в движение
экструдер мощностью 11 тыс. л. с., в нескольких местах имеет
трещины (рис. 1). Поскольку наблюдалось серьезное изнашивание вала при R, были проанализированы переменные:
момент вследствие смещения и трения зубьев (рис. 2).
Металлургическое исследование выявило повреждения, связанные с усталостью при изгибе. Зубчатый вал
диаметром d, равным 6 дюйм, сместился при сопротивлении
усталости (endurance)
., равным ±25 000 фунт/дюйм2
2
(1 фунт/дюйм = 6,89 кПа).
Циклический момент, требуемый для повреждения
вала при чистом изгибе, составляет:
/32, дюйм-фунт= ±530 000 дюйм-фунт
Суммируя моменты, получим момент вследствие
смещения контактной точки на зубе T(w/2/R) и момент,
возникший вследствие осевого трения между зубьями,
составляющие µT (Т – вращающий момент). Угловое
смещение вызывает эти силы «самоликвидироваться»
через поверхность зубьев при каждом обороте вала; таким
образом, создается циклических изгибающий момент.
В сочетании с вектором в добавление к результирующему изгибающему моменту MR, действующему на
вал, получим следующее выражение:
, дюйм-фунт
где T = 63 000 л. с/(об/мин), дюйм-фунт.
Учитывая, что мощность равна 11 000 л. с., частота
вращения вала – 1200 об/мин, R = 14", w = 2" и µ = 0,3,
получим следующее выражение:
MR = ± 0,308T = 177 900 дюйм-фунт.
Поскольку MR значительно меньше, чем Mfail, повреждения связаны с чем-либо другим, исключая недостаточно удовлетворительную соосность. Было отмечено, что шлицы при R «блокированы», что означало
изношенность в соединениях муфт. Это ограничивало
свободу шлицевого соединения, при этом развивались
очень большие моменты, что могло повредить вал.
«Блокировка» шлицевого соединения была второй причиной. Истинная причина – перемещение коробки передач вследствие термической деформации [1]. «Блокировки»
муфтового соединения не должно быть, если коробка передач находится без движения, так как при этом не будет
никакого отклонения от оси и в результате – износа.
82
Рис. 1. Поврежденный входной вал
Сила трения
муфты
Соединение
с электродвигателем
Диск
с пазами
Трещина
Коробка
передач
Рис. 2. Нагрузки на входной вал
Определение истинных причин повреждений весьма
существенно, когда компания имеет несколько участков
для установок и достаточно ответственное оборудование.
Участки, на которых размещаются установки, должны
сообщаться друг с другом так, чтобы повреждения, обнаруженные на одной установке, не повторились на
другой. Часто эти связи недостаточно надежны из-за
несогласованности в работе, культурных различий или
временных затруднений. Инженерно-технический персонал установок должен найти пути для преодоления
таких барьеров организацией ежегодных технических
совещаний или регулярным обменом информацией.
Перевел А. Степанов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Sofronas, A., Analytical Troubleshooting of Process Machinery
and Pressure Vessels: Including Real-World Case Studies, p. 305, John
Wiley & Sons, ISBN: 0-471-73211-7
Dr. Tony Sofronas (д-р Т. Софронас) был широко известен как ведущий инженер-механик компании
ExonMobil. В настоящее время д-р Софронас находится на пенсии. Имеющуюся в распоряжении д-ра
Софронаса информацию, его книги, материалы семинаров, консультации можно получить на сайте:
Website http://www.mechnicalengineeringhelp.com.
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
ПЕРСПЕКТИВЫ СТРОИТЕЛЬСТВА
УСТАНОВОК СПГ
ЗА СЕВЕРНЫМ ПОЛЯРНЫМ КРУГОМ
D. A. Wood, S. Mokhatab, David Wood & Associates, Линкольн, Соединенное Королевство Великобритании и Северной Ирландии
Строительство и эксплуатация заводов СПГ в высоких широтах представляют многочисленные проблемы
Размещение установок СПГ в Северном Ледовитом
океане связано с многочисленными проблемами, т.к.
этот регион является неблагоприятным и имеет множество ограничений в области окружающей среды.
Как показано на рис. 1, строительство и эксплуатация
установок СПГ (liquefied natural gas – LNG) вызывает
множество затруднений. Однако ресурсы нефти и
газа, расположенные в Арктике, обладают значительным потенциалом и интересны для компаний. Но с
завоеванием данного региона и разработкой новых
ресурсов связаны и некоторые препятствия.
СЕВЕРНЫЙ ЛЕДОВИТЫЙ ОКЕАН И ЕГО ГРАНИЦЫ
Северный Ледовитый океан является обширной
отдаленной областью с суровыми природными условиями. Значительная часть его континентального шельфа
находится на некотором расстоянии от северного побережья России, где расположено большинство ближайших к Северному Ледовитому океану населенных
пунктов (рис. 2). Северный полюс окружен Северным
Ледовитым океаном. Северный Ледовитый океан
омывает пять стран: Россию, США (Аляску), Канаду,
Норвегию и Данию (о-в Гренландия).
Проблемы Арктики в области промышленности СПГ,
которые нужно преодолеть
Безопасная работа
в чрезвычайных
условиях
Широкий диапазон
сезонных
температур
Инвестиционные
решения проекта
Правовые споры
Основа
регулирования
Привлекательные
Более
Коммерческая
квалифицированные
Неустойчивые
низкая
устойчивость
человеческие ресурсы производи- при низких
графики поставки
тельность
ценах на газ
Модульная
повсеместная
параллельная
технология
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Н
О
Гудзонов
залив
Северный
Ледовитый
океан
Л
Россия
Баффинов
залив
Норвежское
Море
Атлантический
океан
Изменяющиеся
условия
эксплуатации
завода
Рис. 1. Проблемы эксплуатации ресурсов природного газа в
Северном Ледовитом океане с каналами поставки СПГC
Х
Охотское
море
Комплексные
входные
взаимодействия
Финансовые
договоры
Е
Берингово
море
Быстро
изменяющаяся
погода
Внимание
к экологии
Т
Тихий океан
Канада
Развивающиеся
субгигантские Дорогостоящие Транспортировка
размеры областей технологии через непостоянный
морской лед
Достаточные объемы
еще неоткрытых
запасов газа
Политическое
позирование
В настоящее время требования этих наций, касающиеся арктического континентального шельфа ограничены
200 морскими милями (nautical mile – nm) – приблизительно 370 км – экономическими зонами, окаймляющими эти побережья. Согласно международному праву, ни
одна страна не может требовать суверенитета к областям,
окружающим Северный полюс. Конвенция ООН 1982 г.
по морскому праву (United Nations Convention on the Law
of the Sea – UNCLOS) предоставила стране 10-летний период для того, чтобы внести требования для расширения
этой 200-мильной зоны. Согласно этой договоренности
Норвегия (утверждено Конвенцией ООН по морскому праву в 1996 г.), Россия (утверждено Конвенцией
ООН по морскому праву в 1997 г.), Канада (утверждено
Конвенцией ООН по морскому праву в 2003 г.) и Дания
(утверждено Конвенцией ООН по морскому праву в
2004 г.) заявили, что определенные области Арктики
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Рис. 2. Северный Ледовитый океан и окружающие его
территории. Источник: UNEP/GRID-Arendal Maps and Graphics
Library (ЮНЕП (Программа ООН по окружающей среде)/
Глобальная информационная база данных), 2005 г. [9]
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Нефть 50 Гбрл
3
Газ 150 Гбрл
= 1000 трл фут3
1
Температурная аномалия, °C
2
Суммарное количество областей
Суммарное значение открытий ресурсов, Гбрл
Суммарное количество мировых открытий
Наблюдаемые температуры
10-летнее среднее
Рис. 4. Тенденции арктической температуры, 1880–2006 гг.
Источник: набор данных CRUTEM3v, Установка изучения климата,
Университет Восточной Англии [10]
Суммарное количество новых областей скважин
Рис. 3. Суммарное количество мировых открытий нефтяных и
газовых ресурсов в Арктике к концу 2006 г. [3]:
1 – нефть + газ, Гбрл нефтяного эквивалента; 2 – газ, трл фут3;
3 – жидкость.
должны принадлежать им [1]. США подписали, но еще
не утвердили это соглашение. Поскольку в более глубоких водах данной области, возможно, находятся полезные ископаемые, существует возможность управления
стратегическими морскими путями, для урегулирования
требований используется значимая конкуренция и политическое маневрирование этими странами. Поэтому
вероятность четкого определения границ, покрывающих
всю область Северного Ледовитого океана, и их международного утверждения в ближайшем будущем очень
мала. Разработка этого региона может быть отсрочено
из-за возможных международных споров о границах.
ЗАПАСЫ НЕФТИ В АРКТИКЕ
Невозможно с уверенностью подсчитать запасы нефти и газа, которые находятся в Арктике и могут быть
коммерчески использованы. Но можно предположить,
что примерно одна четверть или одна треть всех оставшихся запасов нефти и газа во всем мире может располагаться в Арктике. В исследовании Вуда Макензи
(Wood Mackenzie) отражена более консервативная точка
зрения: 233 млрд брл нефтяного эквивалента (barrels
of oil equivalent – boe) нефтяного и природного газа
совместно уже было обнаружено в бассейнах Арктики
[2]. Предположительно около 166 млрд брл нефтяного
эквивалента все еще остаются в недрах.
В Южном бассейне Кара-Ямал (Kara-Yamal) и восточной части Баренцева моря в России, наряду с бассейном Кронпринс Кристиан (Kronprins Сhristian) острова
Гренландия, имеются все еще неоткрытые запасы, составляющие более 10 млрд брл нефтяного эквивалента. Полагают, что только в южном бассейне Кара-Ямал
(Kara-Yamal) и восточной части Баренцева моря потенциально (еще не открыто) содержится более 1 млрд брл
нефтяного эквивалента.
Еще более сдержанная оценка приведена базой данных IHS (февраль 2007 г.) относительно существующих
областей Арктики и разведочных скважин на новом
месторождении (New Field Wildcat – NFW) России,
Европы, включая Норвегию Svalbard (о-ва Шпицберген),
84
Рис. 5. Влияние прогнозирования нагревания Арктики:
оценка влияния арктического климата. Источник: Кембридж,
Великобритания: «Кембридж юниверсити пресс» [11]
и Северной Америки (США и Канады) к северу от
66°33’39" [3]. На рис. 3 показаны экстраполированные
данные, определенные с использованием математических моделей оценки возобновляемых промышленных
нефтяных запасов в 50 млрд брл нефти и 1000 трлн фут3
(trillion cubic feet – Tcf) природного газа. Хотя в этом
исследовании исключен о-в Гренландия, придается действительно большое значение тому, что большая часть
земли Арктики уже хорошо исследована и с большой
вероятностью может использоваться для оценки еще
неоткрытых ресурсов.
После выполненных масштабных исследований становится ясно, что все эти оценки являются лишь приблизительными. Но мнение всех исследователей совпадает в
следующем: примерно три четверти запасов в осадочных
бассейнах Северного Ледовитого океана – природный
газ. Ведущие нефтяные и газовые компании привлекает
возможность обнаружения гигантских областей, подобных месторождению Штокман в Баренцевом море.
Для мировых потребителей газа и при долговременной устойчивости природного газа в качестве главного мирового источника энергии более существенной
проблемой являются передовые технологии, благодаря
которым можно разрабатывать многочисленные малые
газовые месторождения в Арктике. Кроме того, эти методы могут быть применены к некоторым гигантским
газовым месторождениям, которые еще остаются неоткрытыми, но могли бы быть разработаны с помощью
существующих технологий и подходов к ресурсам. В
этом случае следует фокусироваться на том, как добыть и
транспортировать большую часть этих газовых ресурсов
на мировой рынок.
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
ИЗМЕНЕНИЕ АРКТИЧЕСКОГО КЛИМАТА
ОТКРЫВАЕТ НОВЫЕ ГОРИЗОНТЫ
Некоторые обсуждения касаются более высоких
мировых температур, поскольку последствия изменения
климата в Северном Ледовитом океане и за его пределами более очевидны, чем где-либо. Тенденция повышения температуры в Арктике (рис. 4), согласно научным
моделям, вероятно, будет весьма быстро развиваться,
и ее последствия вызовут существенное сокращение
объема морского льда (рис. 5). Континентальные края
Северного Ледовитого океана, вероятно, также будут
претерпевать экологические изменения, что обусловлено
повышением ежегодных температур (рис. 6).
Современные условия вокруг континентального
шельфа Северного Ледовитого океана существенно
изменяются. Например, тогда как Баренцево море остается непокрытым льдом даже зимой (из-за влияния
Гольфстрима), Чукотское море зимой покрыто льдом.
Изменение состояния морских течений может значительно сказаться на местном состоянии льда, что наиболее трудно предсказать. Соответственно, невозможно
с уверенностью назвать те регионы, которые станут
судоходными зимой для транспортировки грузов и для
поставки СПГ. Северный Ледовитый океан, согласно
всем климатическим сценариям, останется проблемным регионом для транспортировки, что требует специальных конструкций судна. Для нефтяных и газовых
операций чрезвычайно холодная зима и ограниченная
длительность светового дня связаны с возникновением
эксплуатационных проблем и ограниченной человеческой выносливостью.
Глобальные долгосрочные последствия таких разительных перемен в Северном Ледовитом океане как,
например, возрастающий уровень морей, труднее
Наблюдаемая граница
морского льда
Сентябрь 2002 г.
<
<
<
Проектируемый
морской лед
2070–2090 гг.
С
ве овр
чн ем
ой ен
ме на
рз я г
ло ра
ты ни
ца
С
ра овр
ст ем
ит ен
ел на
ьн я
П ост гра
ра рог и ниц
а
ст но
ит зи
ел ру
ьн ем
ос ая
ти гр
ан
иц
а
Прогноз
вечной мируемая границ
а
ерзлоты
Рис. 6. Влияние потепления в Арктике. Источник: Arctic Climate
Impact Assessment (ACIA) 2004 г. и UNEP/GRID-Arendal Maps and
Graphics Library (ЮНЕП (Программа ООН по окружающей среде)/
Глобальная информационная база данных), 2005 г. [9, 12]
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
предсказать, и они могут быть гораздо устойчивее и
существеннее.
Однако среднесрочные последствия этих сценариев
таковы:
• большее число арктических морских портов не
будет покрыто льдом зимой;
• большая часть Северного Ледовитого океана будет
судоходна и доступна для транспортировки;
• будет открыт более легкий доступ к нефтяным и
газовым ресурсам ниже арктического континентального шельфа.
Поэтому существует вероятность того, что страны
и корпорации предпримут усилия, чтобы реализовать
эти возможности.
Возможность доступа к дополнительным нефтяным
ресурсам и открытие новой границы для исследования и
развития стимулирует многих исследователей нефтяной
промышленности. Энергетическую отрасль взволновали
эти возможности, несмотря на технологические проблемы, связанные с эксплуатацией ресурсов Арктики.
Одним из первых шагов к сотрудничеству стало соглашение между Американским бюро транспортировки
и Российским морским реестром транспортировки с
целью совместного развития правил классификации для
компаний, перевозящих СПГ в Арктике, достигнутое в
апреле 2008 г. [4]. Это соглашение ранее было достигнуто компанией Shtokman Development Co., подготавливающей планы относительно гигантского месторождения газа Штокман (более 100 трлн фут3 ресурсов) в
Баренцевом море. Россия, в рамках проекта Норвегии
по СПГ Сноувит (действует с сентября 2007 г.), как известно, планирует строительство крупных установок
СПГ вдоль своего северного побережья для развития
международного экспорта своих газовых ресурсов. В
обсуждаемых планах российской нефтедобывающей
промышленности находится завод СПГ в Териберка на
побережье Баренцева моря, наряду с заводом на полуострове Ямал. Российская государственная компания
«Газпром» и его филиал «Севморнефтегаз» предполагают,
что в связи с проектом Штокман потребуется 25 новых
танкеров СПГ, поэтому не удивляет, что судостроительная промышленность СПГ проявляет к этому интерес.
СЖИЖЕНИЕ В ВЫСОКИХ ШИРОТАХ
Как ни удивительно, но средние низкие ежегодные
температуры благоприятны для эффективной эксплуатации и потребления энергии криогенными установками
независимо от применяемой технологии. Например,
холодная температура окружающей среды увеличивает
выходные мощности газовой турбины. В Арктической
области средняя низкая ежегодная температура (близкая к 0 °C – точке, в которой замерзает пресная вода)
представляет проблему для сжижения газа. Наоборот,
сезонная температура и погодные изменения являются существенными проблемами для установок СПГ и
операционного оборудования. Технологии подготовки
оборудования к эксплуатации в зимних условиях призваны ограничивать обледенение газовпускных патрубков
и установок первичного охлаждения, но эти установки
могут требовать частой регулировки, поскольку погодные условия значительно изменяются, что приводит к
их неэффективной работе [5]. Цикл хладагента про85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
пана обеспечивает первичное охлаждение в обычно
лицензированных процессах сжижения до температур
от –35 до –40 °C. Цикл хладагента также используется для сжижения и сепарации значительных объемов
газожидкостной фазы из сырьевого газа. Повышение
эффективности цикла первичного охлаждения в арктических условиях может потребовать замены пропана
другим охладителем – газом с более низкой точкой
кипения (например, этаном или этиленом) или многокомпонентным смешанным охладителем.
Возможность заводов СПГ извлекать выгоду из теоретически более высокой производительности при низких
температурах зависит от показателей температур проекта
для заводов Арктики и операционных принципов проекта.
Если средняя ежегодная температура используется в качестве постоянной расчетной проекта, то потери вследствие температур, превышающих средние показатели (за
норму принимается 1,8 % на 1 °C), значительно превосходят прибыль, получаемую за счет более эффективной
работы конденсатора при температурах, ниже средних,
поскольку мощности завода различны с целью получения
ежегодных норм выработки [6]. Наоборот, установление
пропускной способности проекта и увеличение температур проекта (выше средних условий окружающей среды)
с целью достижения пропускной способности может
привести к более высокой общей эффективности (КПД),
но при более высоких капитальных затратах [5].
Если заводы СПГ будут работать при различных
производственных нагрузках, зависящих от изменения окружающих температур, то организация и технология перевозок сырьевого газа и СПГ должна быть
налажена таким образом, чтобы справиться с такими
изменениями. Но это не всегда возможно. Например,
более холодные погодные условия могут привести к
простою при транспортировке, тогда как завод способен производить максимальное количество продукции. Операторы СПГ-завода должны будут сопоставить экономическую выгоду испытательных установок,
имеющих более высокую пропускную способность и
оптимальную конфигурацию проекта, с операционной
перспективой, проблемами строительства и работы заводов в отдаленных регионах при неблагоприятных и
переменных погодных условиях.
Ограниченные дневные часы зимой, более высокие
затраты на оплату труда и сложное материально-техническое снабжение строительства также должны быть
признаны значительными с точки зрения снижения
капитальных и эксплуатационных расходов и должны
отражаться в плане выполнения проекта. Очень большие
перерасходы средств относительно первоначальной,
официально одобренной финансовой сметы, были зафиксированы на этапе строительства на управляемом
StatoilHydro заводе СПГ в Сноувит и управляемом Shell
заводе СПГ на Сахалине. Также было определено, что
эксплуатация заводов СПГ в высоких широтах связана
с финансовыми проблемами.
Модульная конструкция основных компонентов
предлагает частичное решение этих проблем. Для эффективного выполнения таких проектов необходимо
тщательное планирование, детальная предварительная
разработка, оценка и анализ проекта, а также параллельные методики разработки, закупки и строительства.
86
Многократно встречающиеся операции представляют
проблемы, обусловленные не только добычей ресурса,
но и комплексной сложностью планирования, контроля,
управления и финансирования.
ПРОБЛЕМЫ РАБОТЫ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
Подготовка газоперерабатывающих заводов и заводов СПГ к эксплуатации в зимних условиях необходима для предотвращения замораживания и просачивания жидкости, образования гидрата и воска.
Элементы газоперерабатывающих заводов, циклы
предварительного охлаждения вещества и системы воздушного охлаждения, наиболее вероятно
связаны с такими проблемами. Поэтому требуются
системы, которые адаптированы к краткосрочным
изменениям погодных условий. Вращающееся оборудование, такое как насосы, генераторы мощности и холодильные установки газовой турбины и
компрессора, требуют размещения в обогреваемых
и проветриваемых помещениях. Планировка завода
должна способствовать легкому доступу обслуживающего персонала к оборудованию, чтобы и профилактическое техническое обслуживание, и аварийное реагирование могли проводиться безопасно
и своевременно. Надо сказать, что доступ к оборудованию завода в условиях экстремальной погоды
должен быть осторожным. Компрессоры, насосы,
клапаны, воздухоохладители, оборудование устья
скважины и т. д. требуют защитной герметизации,
которая способствует более легкому доступу и позволяет персоналу и оборудованию выдерживать
экстремальные условия.
ТРАНСПОРТИРОВКА СПГ ИЗ АРКТИКИ
Суда СПГ первого ледяного класса поступят в эксплуатацию по проекту Сахалин-II в восточной России.
Пять новых судов СПГ будет обслуживать терминал
СПГ в пос. Пригородное в Анивском заливе. Три судна были построены в Японии с независимым торфяным резервуаром и корпусом, разработанным по
финско-шведскому стандарту ледяного класса 1B; два
судна были построены в Южной Корее и каждое имело различные мембранные конструкции резервуара.
У всех пяти судов имеется двигатель и трансмиссионная передача, которые сконструированы согласно
Российскому морскому реестру транспортировки по
стандарту ледяного класса LU2. Герметичные мембранные суда также имеют усиленные к воздействию
льда корпуса, которые сконструированы по тому же
стандарту [7]. Работа этих судов должна соответствовать требованиям стандартов, необходимых для более
крупного арктического флота транспортных средств
СПГ, для эксплуатации в течение 100 дней или более.
Поскольку каналы поставок СПГ расширяются, с
проблемами морского льда столкнутся не только на
установках СПГ. При планировании постройки регазификационной установки СПГ вдоль реки Святого
Лоренса (St. Lawrence River) в Канаде предположили, что судам, вероятно, придется плыть во льдах.
Установленная мощность и ледяной класс судов используются на более перспективных арктических
маршрутах, таких как Западная арктическая берего№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
решения для развития, строительства, установки и
работы более дорогостоящи, чем для маршрутов в более низких широтах. Сектор СПГ имеет достижения
по внедрению новшеств, подтверждающие то, что
могут быть найдены приемлемые технологические
решения. Однако остаются вопросы относительно количеств все еще неоткрытых запасов газа и долговременной устойчивости каналов поставок с высокими
издержками производства природного газа.
Рис. 7. Арктический шаттл СПГ Hoegh LNG. Фотография
использована с разрешения Hoegh LNG
вая линия России. С такими особенностями подготовки оборудования к эксплуатации в зимних условиях,
как безопасные, герметичные материалы низкотемпературного применения на оборудовании палубы судов и на погрузочно/разгрузочных устройствах, суда
смогут противостоять сложному волновому режиму
и постоянно холодным условиям окружающей среды.
Транспортные средства с герметичной мембранной
конструкцией будут нуждаться в усиленной поддержке резервуара во избежание расплескивания груза
при повреждении. Конечно, прежде чем операторы
станут работать с мембранными конструкциями в условиях Арктики, эти конструкции должны быть опробованы, чтобы доказать свою надежность. Все суда
СПГ, сконструированные для специализированного
обслуживания в Северной Норвегии (весь год свободные ото льда), имеют конструкцию торфяного типа.
Проблемы, связанные с судоходством «по первому
льду» и с многолетним судоходством во льдах, отличаются. Многолетний лед находится в Карском море и
подразумевает круглогодичное судоходство с помощью ледокола. Типичные параметры конструкции
корпуса над толщиной ледового щита меняются от 120
до 170 см в летнее и осеннее время и от 170 до 320 см
(с морозными холмами) в зимнее и весеннее время [7].
Передвижение в зимних условиях предполагает более
узкую ширину судна и наличие очень мощных двигателей (85–120 МВт) и мощного оборудования двигателя
для ломки льда корпусом медленно перемещающегося судна (2 nm/ч) [8]. Несмотря на то, что высококлассным ледовым судам СПГ на деле время от времени
требуется помощь ледокола, суда и их обслуживание
не только дороги, но и периодически низкая скорость передвижения вдоль самых сложных участков
их маршрутов требует большего числа танкеров для
транспортировки соответствующих контракту количеств СПГ. Особенности танкера снабжения могут
пригодиться в некоторых случаях: для перемещения
грузов по кромке льда или до перевалочных портов,
для передачи от судна к судну. Проблема состоит в том,
что каждый порт и каждый судоходный маршрут, вероятно, имеет свои собственные задачи и требует специальных проектных решений для каждого судна (рис. 7).
Эксплуатация запасов природного газа с использованием технологий СПГ в высоких широтах сегодня уже коммерчески жизнеспособна. Однако в более
экстремальных арктических условиях должны быть
разработаны новые технологии и состав оборудования завода для эксплуатации месторождения, сжижения и каналов поставок для транспортировки. Эти
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Перевела И. Аммосова
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. «United Nations Convention on the Law of the Sea», Dec. 10, 1982,
Annex 2; Article 4.
2. Latham, A., «Arctic has less oil than earlier estimated», Oil & Gas
Journal, Nov. 13, 2006.
3. Laherrere, J., «Arctic Oil and Gas Ultimates», The Oil Drum, March
11, 2008, http://europe.theoildrum.com/node/3666.
4. ABS, press release: «First Joint Rules for LNG Class Societies ABS
and RS Jointly Develop Rules for Arctic Gas Carriers», April 10, 2008
5. Martinez, B., S., Huang, C. McMullen and P. Shah, «Meeting
Challenges of Large LNG Projects in Arctic Regions», 86th Annual GPA
Convention, San Antonio, March 11–14, 2007.
6. Omori, H., H. Konishi, S. A. Ray, F. F. de la Vega and C. A.
Durr, «A new tool—efficient and accurate for LNG plant design and
debottlenecking», LNG, 13, Seoul, 2001.
7. Tustin, R., «From Russia with LNG», Ice Focus (Lloyd’s Register),
April 2006.
8. Scherz, D. B., «Arctic LNG: Keys to Development», 6th Annual LNG
Economics and Technology Conference, Houston, Jan. 30–31, 2006.
9. UNEP/GRID-Arendal Maps and Graphics Library, 2005,
http://maps.grida. no/go/graphic/major-and-minor-settlements-in-thecircumpolar-arctic.
10. CRUTEM3v dataset. Climate Research Unit, University of East
Anglia, June 2007, http://www.cru.uea.ac.uk/cru/data/temperature, In
UNEP/GRIDArendal Maps and Graphics Library, http://maps.grida.no/
go/graphic/trendsin- arctic-temperature-1880–2006.
11. Cambridge, UK: Cambridge University Press, «Projected changes
in Arctic pack ice (sea ice minimum extent)», In UNEP/GRID-Arendal
Maps and Graphics Library, http://maps.grida.no/go/graphic/projectedchanges-in-arctic- pack-ice-sea-ice-minimum-extent, 2007.
12. Arctic Climate Impact Assessment (ACIA), 2004, «Shift in climatic
zones, Arctic scenario», In UNEP/GRID-Arendal Maps and Graphics
Library, http:// maps.grida.no/go/graphic/shift-in-climatic-zones-arcticscenario, 2007.
David Wood (Д. Вуд) – международный консультант по энергетическим вопросам, специализирующийся на объединении технической, экономической и стратегической информации с целью
анализа перечня и управленческих решений. Он
имеет степень доктора от Имперского колледжа
Лондона. Исследование и обучение относительно
широкого диапазона тем, связанных с энергией,
включая договоры на проектирование, экономику, газ (СПГ) газожидкостную фазу. Составление перечня и анализ риска являются ключевыми деталями его работы.
Saeid Mokhatab (С. Мохатаб) – консультант
XGAS Ltd, Канада. Его основные интересы касаются технологии газа, транспортировки природного, сжиженного и сжатого природного газа
(compressed natural gas – CNG) и их переработки. Он участвовал в нескольких международных
проектах по технологии газа и опубликовал более
180 технических статей в газетах и журналах, а
также в справочнике Elsevier’ Handbook of Natural Gas Transmission
& Processing, который был хорошо принят промышленностью и
академией. С. Махатаб – главный редактор-консультант журнала
Elsevier’ Journal of Natural Gas Science & Engineering, а также член
редакционной коллегии большинства профессиональных технических журналов по нефти и газу. М-р Мохатаб входит в состав различных технических комитетов, таких как Общество инженеровнефтяников (Society of Petroleum Engineers – SPE) и Американское
общество инженеров-механиков (American Society of Mechanical
Engineers – ASME). На протяжении нескольких лет он работал в
Комиссии Лондонской секции Общества инженеров-нефтяников
(SPE) и был отмечен наградой Editorial Review Committee’ Technical
Editor Award 2006 г.
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
ТОЧНАЯ НАСТРОЙКА ПРОЦЕССА
ДЕМЕРКАПТАНИЗАЦИИ
Z. Mallaki, Sharif University of Technology and Petro Pars Ltd., Тегеран, Иран;
F. Farhadi, Sharif University of Technology, Тегеран, Иран
Оптимизация концентраций каустика и температур реактора улучшает процесс удаления кислотных соединений
без необходимости установки нового оборудования
Сжиженный природный газ (liquefied natural gas –
LPG) бывает часто загрязнен кислотными соединениями, такими как сероводород (H2S), углекислый газ (CO2),
карбонильный сульфид (COS), углеродный дисульфид
(CS2), и метил- и этилмеркаптаны (тиолы). Меркаптаны
в более легком сырье, таком как C3, C4, СПГ и нафта,
извлекаются в процессах с помощью каустических растворов – эти процессы также называются «подслащивающими» процессами.
Подслащивающие процессы широко применяются
для удаления кислотных соединений перед транспортировкой СПГ с целью продажи. Более строгие экологические правила требуют снижения содержания серы в СПГ
до 30 млн–1. При рассмотрении этой конкретной проблемы проводилось исследование с целью определения
наиболее экономически выгодного метода для обработки
1,2 мас. % (12 000 млн–1) серосодержащих потоков СПГ
до содержания менее 30 (млн–1).
ПРЕДПОСЫЛКИ
Подслащивание СПГ – широко применяемый процесс для удаления кислотных соединений из потоков
углеводорода с использованием каустика. Установки
очистки СПГ от серы на 4-й и 5-й операционной стадии
SPGC в Иране были разработаны и сконструированы
для производства подслащенного пропана и бутана с
содержанием серы (S) менее 80 млн–1 путем извлечения каустиком. Но из-за более строгих экологических
норм эти установки не могут обеспечить поддержание
нового уровня содержания серы до 30 млн–1 без какой-либо модификации. Несмотря на то, что демеркаптанизация СПГ каустическим раствором широко
применяется на нефтеперерабатывающих заводах,
исходные данные, необходимые для оптимизации
установок СПГ, отсутствуют. Поэтому данное исследование проводилось с целью определить важные показатели работы двух существующих установок очистки газа от серы. Таким образом, были рассмотрены
требования оптимизации и ее последующие выгоды.
МЕТОДЫ И МАТЕРИАЛЫ
Установки осушения и обработки пропана и бутана
4-й и 5-й операционных стадий SPGC разработаны для
обработки сернистого пропана и бутана на двух параллельных идентичных линиях оборудования; каждая такая
линия обрабатывает 50 % общего сырья. Расчетная производительность каждой линии оборудования составляет
26 350 кг/ч или 41 100 кг/ч сернистого бутана и сернис88
того пропана. Установка предназначена для обработки
40–100 % ее нормальной производительности [1–3].
СОДЕРЖАНИЕ СЕРЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
Сырье пропана содержит метилмеркаптан, COS с
небольшими количествами этилмеркаптана и лишь
следовые количества H2S (менее 1 млн–1).
Сырье бутана содержит этилмеркаптан с небольшими количествами метилмеркаптана и также лишь
следовые количества H2S и COS (менее 1 млн–1).
В табл. 1 суммированы расчетные значения содержания серы (S) в сырье. В табл. 2 указано текущее содержание меркаптанов, согласно измерениям, проведенным в
январе 2007 г. Заметно существенное уменьшение количества меркаптанов в сырье по сравнению с количеством,
указанным в технических условиях на проектирование.
Согласно табл. 2 и данным другого завода, собранным
между 2006 и 2007 гг., максимальное количество меркаптанов в сырье бутана и пропана составляет приблизительно 2300 и 300 млн–1 соответственно. Технические условия
установок для очистки газа от серы указаны в табл. 3.
ЭКСТРАКЦИЯ МЕРКАПТАНА
Когда углеводород и каустическая фаза тесно взаимодействуют, меркаптаны адсорбируются в каустический
раствор – гидроксид натрия (NaOH). Распределение
меркаптана между двумя фазами – водой и углеводородом – встречается в виде:
Нефтяная фаза
Водная фаза
Водная фаза
RSH
RSH
RS–
I
II
II
После экстракции меркаптанов с помощью каустического раствора меркаптиды натрия образуются в
соответствии с данным уравнением реакции:
RSH + NaOH
RSNa + H2O.
На рис. 1 изображена упрощенная блок-схема процесса в секции экстракции. Согласно экспериментальным данным, представленным для нормального
бутилмеркаптанa, и при условии, что изменение Kp
и KE у меркаптанов C1–C3 с молярностью каустика,
также как и температуры, подобные температурам
бутилмеркаптана. Эмпирические уравнения 1 и 2 представлены для KE и Kp меркаптанов C1–C4 для двух жидких фаз изооктана и каустического раствора [4]. Эти
уравнения показали совпадение с эксперименталь-
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Таблица 1. Примеси серы в сернистом пропане и бутане для проекта, 4-я и 5-я операционные стадии SPGC [3]
Вес, млн-1
Конструкция
H2S
Нормальная
COS
Сернистый пропан
Сернистый бутан
Следовые количества
Следовые количества
(<1 млн-1)
Следовые количества
Следовые количества
Нормальная
167
Следовые количества
(<1 млн-1)
Следовые количества
118
C3SH
Нормальная
C2H5SH
Нормальная
C3+
меркаптаны
Нормальная
645
957
59
31
Следовые количества
Следовые количества
1,258
840
11,300
8,000
Следовые количества
Следовые количества
Таблица 2. Текущее количество меркаптанов в сернистом пропане и бутане, 4-я и 5-я операционные стадии SPGC
Общее количество меркаптана
в сернистом пропане
Дата
Общее количество меркаптана
в сернистом бутане
Линия 1
Линия 2
Линия 1
223,5
183,5
1,397
295,8
201,5
1,820
220,6
163,5
01.01.2007
02.01.2007
03.01.2007
04.01.2007
05.01.2007
06.01.2007
07.01.2007
08.01.2007
10.01.2007
08.01.2007
10.01.2007
Линия 2
2,306
1,824
1,522
1,812
266,7
205,6
266,7
205,6
2,090
2,090
Таблица 3. Технические характеристики основного оборудования
Оборудование
Рабочая температура,°С
Экстракция
Экстрактор пропана
Колонна постобработки пропана
Экстрактор бутана
Регенерация
Окислитель
Сепаратор ДСН
Промывной барабан С4
Рабочее давление, бар
40
70
40
29,5–31,5
30
11,1–13,3
50
50
40
5,5–6,0
5,6
15,3
Параметры
№ равновесных фаз
15
7
15
Размеры (глубина х длина), м2
1,4 х 14,3
2 х 10
1,6 х 5
Таблица 4. Константы A и B
Структура
меркаптана
A
B
Метилмеркаптан, CH3SH
Этилмеркаптан, C2H5SH
Пропилмеркаптан, C3H7SH
Бутилмеркаптан, C4H9SH
0,20235
0,05715
0,02398
0,01617
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Молярность каустика: 4,25
Молярность каустика: 2,97
Молярность каустика: 1,85
33,7160
33,0043
32,1350
31,2970
33,6521
32,9154
32,1170
31,2800
33,5074
32,7771
32,0200
31,3630
№8 • август 2009
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
ными данными по извлечению меркаптанов C1–C3
с помощью каустика:
log Kр = –5,856 х 10-3 logT + А,
(1)
где Kp – коэффициент разделения, определяемый
по ур. 2, когда pH-фактор достаточно низок для предотвращения кислотной ионизации:
2RSNa + 0,5O2 + H2O
так как [RS–] = 0;
logKЕ = –12,305logT + B, (2)
где KE – коэффициент извлечения с учетом кислотной ионизации, который определяется как:
Константы A и B указаны в табл. 4. Константа B в табл. 4
зависит не только от структуры меркаптана, но и от молярности каустика. В экспериментальных данных константа
B определяется по ур. 3 и 4 для меркаптанов C1 и C2 [4]:
B = 0,3504Ln (M) + 33,267 для метилмеркаптана, (3)
B = 0,3112Ln (M) + 32,571 для этилмеркаптана. (4)
Так как в каустическом растворе образуются меркаптиды натрия, способность раствора извлекать меркаптаны снижается из-за высаливания. Влияние высаливания
показано в ур. 5 [4]:
где S0 – растворимость в воде; Sc – растворимость
в солевом растворе; C – концентрация соли в воде;
K – константа высаливания.
При этом K = 0,075 для этилмеркаптана; К = 0,181
для n-бутилмеркаптана.
РЕГЕНЕРАЦИЯ КАУСТИКА
Насыщенный каустический раствор из экстрактора направляется в окислитель, и в этот же поток
Экстрактор
Сырье СПГ
Охлаждающая вода
Каустик от
промывочной колонны
Сепаратор Песочный
каустика
фильтр
На промывочную колонну
с каустиком для С4
Осушители
мольных
решеток/
сит
Осушенный и
«подслащенный» СПГ
На окислитель
Обессоленная вода
Рис. 1. Упрощенная блок-схема процесса в секции экстракции [11]
90
инжектируется воздух. Потоки смеси направляются
вверх через окислитель (где щелочь восстанавливают конверсией меркаптидов натрия) к дисульфидам
с сульфированным фталоцианиновым кобальтом
(sulfonated cobalt phthalocyanine – CoSPc) в качестве
катализатора, а сепарированный щелочной раствор
рециркулирует в экстракторы. В этом процессе и
катализатор, и щелочной раствор восстанавливают
(ур. 7) и рециркулируют:
RSSR + 2NaOH.
На рис. 2 показана упрощенная блок-схема процесса для секции регенерации каустика. Используя
экспериментальные данные, представленные в литературе, кинетическое уравнение окисления меркаптидов молекулярным кислородом в щелочной среде
рассчитывается как функция температуры [5–7]:
Эксперимент (0,0385 х Т).
Константы в ур. 6 таковы:
К1Кр = 2,07 х10–2 м3/[Па-моль-сек];
Кр = 1,1 х 10–4 Па–1;
Кr = 950 м3/моль.
Концентрация иона меркаптида [RS–], катализатора [Kt] и дисульфидов [RSSR] выражена в моль/м3.
Концентрация кислорода [O2] выражена в паскалях
(Па). Элемент [RSSR] отражает влияние межстадийного переноса массы. Он определяется, исходя из
экспериментальных данных [RSH]неф против времени,
и затем вычисляется путем вычитания [RSH]неф в
определенное время из начальной концентрации
[6–8].
МОЛЕКУЛЯРНАЯ СТРУКТУРА
Согласно экспериментальным данным, увеличение
молекулярного веса меркаптанов незначительно влияет
на константу ионизации, но снижает растворимость
меркаптанов в воде и, таким образом, уменьшает KE.
Таблица 5. Минимальная необходимая концентрация каустика
для чистоты продукта при заданных условиях эксплуатации
Содержание этилмеркаптанов
в продукте бутана, млн-1
Минимальная необходимая
концентрация каустика, мас.%
4,5
5
5,5
10
20
30
80
Этилмеркаптан в сернистом бутане
Температура, °С
Относительный массовый расход
каустического раствора на бутан
Скорость потока каустика, кг/ч
16
15,5
14,93
13,6
12,4
11,8
10,2
2500
40
0,2061
№8 август • 2009
26 340,1
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Дисульфиды
на хранение
Обедненный
каустик на
экстрактор
Пар с низким
давлением
Из экстрактора
Окислитель
Воздух
Система
инжектирования
свежего
катализатора
Отработавший
каустик
в отстаивающий
барабан
От воздушного компрессора
процесса
Участок «подслащивания» СПГ
Меркаптан, оставшийся в пропане или бутане, млн–1
Продувка воздухом
Кислый/сернистый
СПГ на ГПЗ
Температура: 40 °C
Отношение каустик: пропан = 0,1158. Mассовая скорость потока: 4761 кг/ч
Отношение каустик: бутан = 0,2061. Mассовая скорость потока: 5358 кг/ч
Концентрация каустика, масса х 100
Рис. 2. Расширенная блок-схема процесса секции экстракции [11]
КОНЦЕНТРАЦИЯ КАУСТИКА
И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСТРАКЦИИ
Увеличение молярности каустика влечет за собой
увеличение коэффициента экстракции КЕ. Однако для
C3 + меркаптаны это влияние увеличивается до молярности каустика 3. После этого наблюдается явление
высаливания. Таким образом, коэффициент разделения
(Kp) уменьшается, а KE незначительно увеличивается
из-за молярности каустика. Эксперименты показали,
что вплоть до концентрации каустика 2,75 молярная
конверсия меркаптанов в меркаптиды быстро достигает
92 %; после этого увеличение концентрации каустика
уже не является столь важным [9].
Результаты моделирования чистоты пропана и бутана
против концентрации каустика для расчетных проектных и фактических эксплуатационных условий представлены на рис. 3. Для концентраций каустика более
13 мас. % содержание меркаптана в продуктах пропана
было снижено до менее 0,5 млн–1. В табл. 5 содержатся
минимальные необходимые концентрации для достижения определенной чистоты продукта при предполагаемом
содержании меркаптана. Оптимальной концентрацией
для обработки текущего содержания меркаптана для
Таблица 6. Максимальные практические температуры
в соответствии с чистотой продукта при заданных условиях
Содержание этилмеркаптана
в продукте бутана, млн–1
10
41,5
30
43
80
45
Концентрация каустика,
вес. %
Относительный массовый
расход каустического раствора
на бутан
Скорость потока каустика, кг/ч
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Х
Н
О
Л
О
сернистого пропана и бутана является 14,93 моль. Таким
образом, примеси меркаптана сократятся до 0,1 и 5 млн–1
в продуктах пропана и бутана соответственно.
Однако для нормального проекта (табл. 1 и рис. 3)
при применении в указанных условиях концентрации
каустика 14,93 мас. %, только 0,3 и 50 млн–1 метилмеркаптанов и этилмеркаптанов остается в обрабатываемых
продуктах пропана и бутана соответственно.
ТЕМПЕРАТУРА И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСТРАКЦИИ
Результаты экспериментов очистки бутилмеркаптана
с двумя жидкими фазами 0,5 моль каустика и изооктана
при различных температурах показывают, что коэффициент распределения (Kp) не зависит от температуры, и
константа ионизации меркаптана уменьшается при более
низких температурах. Однако коэффициент извлечения
увеличивается при снижении температур, так как константа гидролиза (Kb=Kw/KA) также уменьшается [4]:
,
40
Этилмеркаптан в сернистом
бутане
Е
Рис. 3. Результаты моделирования чистоты пропана и бутана
против концентрации каустика в процессе «подслащивания»
Максимальная температура
на практике, °С
5
Т
Метилмеркаптан в экстракторе пропана: 330 млн–1
Этилмеркаптан в экстракторе бутана: 3500 млн–1
Этилмеркаптан в экстракторе бутана: 2500 млн–1
Метилмеркаптан в экстракторе пропана: 690 млн–1
Метилмеркаптан в экстракторе пропана: 330 млн–1
Г
И
И
2500
14,93
0,2061
26 340,1
№8 • август 2009
Kb = Kw/KA ,
, константа ионизации воды; константа ионизации меркаптана;
константа гидролиза.
Согласно экспериментам, экстракция меркаптана
благоприятнее проходит при более низких температурах.
Для проектируемых и фактических условий эксплуатации на рис. 4 представлены результаты моделирования
чистоты пропана и бутана в зависимости от температуры. Ожидалось, что снижение температуры обработки
увеличит экстракцию меркаптана. Температуры ниже
44 °C при указанных на рис. 4 условиях дают выход
меркаптана с содержанием менее 1 млн–1 в продукте
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Содержание меркаптанов в продукте бутана или пропана, млн–1
Концентрация каустика: 14,93 мас. %
Отношение каустик: пропан = 0,1158. Массовая скорость потока каустика 4761 кг/ч
Отношение кустик: бутан = 0,2061. Массовая скорость потока каустика: 5358 кг/ч
Температура 40 °С
Температура, °C
Этилмеркаптан в экстракторе бутана: 12 800 млн–1
Этилмеркаптан в экстракторе бутана: 3500 млн–1
Этилмеркаптан в экстракторе бутана: 2400 млн–1
Метилмеркаптан в экстракторе пропана: 690 млн–1
Метилмеркаптан в экстракторе пропана: 330 млн–1
Рис. 4. Чистота продуктов пропана и бутана как функция
температуры на основании результатов моделирования
пропана. Максимальные практические температуры для
продуктов бутана при различных технических условиях
приведены в табл. 6.
Данные табл. 6 иллюстрируют значимость контроля температур в экстракторе бутана. Несмотря на то,
что снижение температуры увеличивает производительность экстракции, возможны и другие результаты
обработки:
• при температурах ниже 20 °C произойдут проблемы с захватом каустика;
• при более низких температурах сульфид натрия
и соли угольной кислоты ускорят выход каустического
раствора и, возможно, вызовут проблемы закупоривания отдельных участков.
Верхний температурный предел – 45 °C, потому
что именно в этой точке производительность экстракции начинает снижаться. Так как температуры
сернистого пропана и бутана в установке фракционирования природного газоконденсата (natural gas
liquid – NGL) – 60 и 40 °C соответственно, то рекомендуется при указанных условиях эксплуатации и
оптимальной для обоих экстракторов температуре
(40 °C) получать менее 10 млн–1 концентрации меркаптанов в продукте.
СКОРОСТЬ ПОТОКА КАУСТИКА
И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСТРАКЦИИ
Потребление каустика (1 кг 100%-го NaOH на 1 мт
сырья) для заданного уровня обработки непосредственно связано с первоначальной концентрацией
каустического раствора, первоначальной концентрацией меркаптана в чистоте продукта и сырья.
92
Эксперименты на установках демеркаптанизации
СПГ на НПЗ подтвердили, что, если содержание
меркаптана, входящего в равновесную фазу очень
высоко, то насыщенность раствора NaOH меркаптанами является ограничивающим показателем для
экстракции [10]. Исследования показали, что степень насыщения, выраженная в молях S–2 на моль
NaOH, не зависит от первоначального содержания
меркаптанов в обрабатываемом продукте. При этом
степень насыщения уменьшается при увеличении
первоначальной концентрации каустического раствора. Степень насыщения является неизменной
для заданного уровня обработки и концентрации
раствора NaOH.
Принимая во внимание способность к насыщаемости каустического раствора как функции
концентрации каустика, для описания экспериментальных данных [10] используются уравнения
регрессии (ур. 7 и 8):
Y2 = 0,350 – 0,00X1,
(7)
где Y2 – насыщаемость каустического раствора
для усреднения, моль S-2/моль NaOH; X1 – вес. %
NaOH в каустическом растворе х 100.
Y’2 = 0,624 – 0,016X1,
(8)
где Y’2 – насыщаемость каустического раствора
для открытия, моль S-2/моль NaOH; X1 – вес. % NaOH
в каустическом растворе х 100.
Результаты моделирования, показанные на рис. 5
и в табл. 7 и 8, представляют необходимое количество
каустика (NaOH) на основании уровней примесей
перед и после обработки при указанных условиях.
На основании этих результатов 0,102 кг каустического раствора 14,3 мас. % (0,015 кг чистого NaOH) на 1 кг
пропана и 0,210 кг каустического раствора 14,3 мас. %
(0,032 кг чистого NaOH) на 1 кг бутана гарантированно
дают продукт пропана и продукт бутана с 1 и 5 млн–1
примесями меркаптана соответственно. Результат:
рыночные продукты теперь имеют более высокую
чистоту.
СТРУКТУРА МЕРКАПТАНА И
ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕГЕНЕРАЦИИ
По результатам экспериментальной реакции
для некоторых меркаптидов натрия с различными
структурами при одинаковых условиях можно установить то, что чем сложнее структура меркаптида
натрия, тем медленнее скорость окисления [2]. Третбутилмеркаптид – один из самых сложных для окисления меркаптидов из-за его сильного стерического
и индуктивного влияний [8].
СТАБИЛЬНОСТЬ ПОДСЛАЩИВАНИЯ СПГ
При непрерывной работе установок катализатор
истощается, поэтому эффективность подслащивания
начинает снижаться, и требуется частая смена щелочного раствора. Это увеличивает эксплуатационные
расходы и стоимость утилизации отходов щелочного
раствора.
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Температура 40 °C, концентрация каустика 14,93 мас. %.
Массовая скорость потока бутана 26 340,1 кг/ч
Содержание меркаптанов в продукте бутана или пропана, млн–1
Содержание меркаптанов в продукте бутана или пропана, млн-1
Температура 40 °C, концентрация каустика 14,93 мас. %.
Массовая скорость потока пропана 41 113,22 кг/ч
Относительный массовый расход раствора каустика в пропане
Метилмеркаптан в экстракторе пропана: 690 млн-1
Метилмеркаптан в экстракторе пропана: 330 млн-1
Относительный массовый расход раствора каустика в бутане
Этилмеркаптан в экстракторе бутана: 12 800 млн–1
Этилмеркаптан в экстракторе бутана: 3500 млн–1
Этилмеркаптан в экстракторе бутана: 2400 млн–1
Рис. 5. Чистота продуктов пропана и бутана как функция потока каустика на основании результатов моделирования
Благодаря оперативной информации инженеры
могут управлять имитационными моделями, что
позволяет более точно представлять процесс «подслащивания» на этом ГПЗ.
Колориметрия с CoSPc – надежное средство измерения дезактивации – показывает, что активность
катализатора при комнатной температуре больше,
чем при более высоких температурах. Судя по литературным источникам, добавление катализатора
к предварительно приготовленному каустическому
раствору может обеспечить самую высокую конверсию [8].
ИНЖЕКЦИЯ ВОЗДУХА И ЭФФЕКТИВНОСТЬ
РЕГЕНЕРАЦИИ КАУСТИКА
Стехиометрическое количество кислорода для
окисления меркаптидов натрия равно 0,25 моль
кислорода на моль меркаптида натрия. Однако для
увеличения эффективности реакции в окислитель
необходимо ввести избыточный воздух. Количество
избыточного воздуха зависит от концентрации меркаптидов натрия во входном растворе каустика.
Для получения 5 млн–1 содержания этилмеркаптида
на выходе необходимо добавить приблизительно 200 %
избыточного воздуха при первоначальном содержании меркаптидов 35 770 млн–1 на входе. Принимая
во внимание фактические условия, 1,16 % избыточного воздуха даст выход той же самой концентрации
этилмеркаптида (5 млн–1) в каустическом растворе
при выходе из реактора, если 8680 млн–1 меркаптида
связаны с сырьем на входе в реактор.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
Следует отметить несколько важных моментов [3].
1. Несмотря на то, что низкая концентрация меркаптанов является желательной, не следует полностью
восстанавливать каустические растворы избыточным воздухом на высоких скоростях. При отсутствии
меркаптанов следовые количества кислорода могут
растворяться в циркулирующем каустике и служить
причиной подслащивания в экстракторе; после чего
дисульфиды возвращаются к операционной стадии
СПГ и увеличивают общее содержание серы в продукте.
2. Низкая концентрация меркаптидов в каустике
(30–50 млн–1) поддерживает катализатор диспергированным (рассеянным). Таким образом, катализатор
не скапливается на богатой дисульфидом поверхности
каустика в сепараторе дисульфидов.
Следовательно, восстановленный каустик должен
содержать 30–50 млн–1 меркаптида натрия. На рис. 6
показана установка, которая управляет 8,234 млн-1
концентрацией меркаптида натрия на входе окислителя, при этом 108–110 % избыточного воздуха
является оптимальным значением. Уровень кислорода в воздухе на выходе из сепаратора дисульфидной нефти (disulfide oil – DSO) должен колебаться
между 1,5 и 2 %.
КОНЦЕНТРАЦИЯ КАУСТИКА И
ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕГЕНЕРАЦИИ
Каустический раствор имеет оптимальную для реакции концентрацию 1,8–1,9 моль, что обеспечивает
75%-ную конверсию. Даже увеличение практической
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Содержание этилмеркаптидов
в восстановленном каустике, млн–1
Содержание этилмеркаптидов
в восстановленном каустике, млн–1 по всесу
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Массовая доля NaOH в каустическом растворе, вес. %
Избыточный воздух, моль инжектированного воздуха/
моль стехиометрического воздуха
Этилмеркаптид в окислителе; 8234 млн
Этилмеркаптид в окислителе; 35 770 млн–1
–1
Для каустического раствора, содержащего 8234 млн–1 этилмеркаптида
необходимая входная концентрация каустика12,5 мас. % (обращение
с предварительно непромытым пропаном); выходная концентрация
каучука 14,93 мас. %, температура окислителя от верха до дна 40–50 °С.
Массовая скорость потока каустического раствора 13 851,9 кг/ч.
Для каустического раствора, содержащего 35 700 млн–1 этилмеркаптида
необходимая входная концентрация каустика: 14,54 мас. % (обращение
с предварительно непромытым пропаном); выходная концентрация
каучука: 14,93 мас. %, температура окислителя от верха до дна 40–50 °С.
Массовая скорость потока каустического раствора: 14 300,3 кг/ч
Содержание этилмеркаптидов в каустике,
выходящем из реактора млн–1
Рис. 6. Меркаптид натрия в регенерированном/восстановленном
каустике как функция избытка воздуха на основании результатов
моделирования
Средняя температура (при каротаже), °C
Выходной каустик, содержащий 8234 млн–1 этилмеркаптида.
Необходимая входная концентрация каустика 12,5 мас. %
(если пропан предварительно не промыт)
Избыток воздуха 110 %
Массовая скорость потока каустического раствора 13 851,9 кг/ч
Выходной каустик, содержащий 35 770 млн–1 этилмеркаптида.
Входная концентрация каустика 14,54 мас. % (если пропан
предварительно не промыт)
Избыток воздуха 200 %
Массовая скорость потока каустического раствора 14 300,3 кг/ч
Рис. 8. Меркаптид натрия в регенерированном каустике как
функция температуры на основании результатов моделирования
94
Выходной каустик, содержащий 8234 млн–1 этилмеркаптида:
Температура окислителя от верха до дна: 40–50 °C
Избыток воздуха: 110 %
Массовая скорость потока каустического раствора: 13 851,9 кг/ч
Рис. 7. Меркаптид натрия в регенерированном каустике против
концентрации каустика на основании результатов моделирования
концентрации каустика до 3,8 моль дают только 70%-ную
конверсию. Следовательно, очень высокие концентрации каустика не выгодны для регенерации NaOH. Чтобы
объяснить кинетику реакции регенерации, нужно учесть
два пункта. Во-первых, при увеличении концентрации
каустического раствора растворимость катализатора с
CoSPc уменьшит дисперсию катализатора в растворе.
Во-вторых, растворы с большей концентрацией щелочи
имеют большую вязкость, что препятствует перемещению свободного радикала в радикальной реакции окисления меркаптидов [7, 8].
Экспериментальные результаты предлагают соответствующую концентрацию щелочи 2,75–4,25 моль/дм3
для подслащивания СПГ. На рис. 7 показаны результаты
моделирования под влиянием концентрации каустика на
скорость окисления меркаптидов. Богатый каустиком
раствор в окислителе смешивают с воздухом в качестве окислителя. Таким образом, изменения молярности
каустика массовой долей NaOH в растворе не есть то
же самое, что и молярность изменений чистого каустического раствора с учетом его состава, как указано
в табл. 9.
Так как восстановленный каустик рециркулирует из
окислителя в экстракторы, концентрация восстановленного каустика на выходе реактора должна быть такой
же, что и концентрация каустика на входе в экстрактор.
Концентрация каустика на входе в реактор определяется как функция концентрации меркаптидов натрия для
окисления NaOH и концентрации каустика на входе в
экстрактор.
Что касается условий существующего завода, 8200 млн–1 меркаптида натрия окисляется NaOH.
Оптимальная концентрация каустика в экстракторах
и, таким образом, рециркуляция из окислителя составляет 14,93 %. Следовательно, концентрация каустика из экстракторов в окислители должна быть
увеличена с 12,2 до 14,5 мас. % на входе в окислитель.
Соответственно, 884,41 кг/ч свежего каустика (рас№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
твор 40 мас. %) смешивают с растворами из экстракторов, богатыми каустиком. Согласно рис. 7, 30 млн–1
меркаптида натрия останется в каустическом растворе,
что является желательным уровнем. Примечание: на
4-й и 5-й операционных стадиях SPGC пропан предварительно не промывают; таким образом, требуется
большой объем свежего каустика.
ТЕМПЕРАТУРА И ЭФФЕКТИВНОСТЬ
РЕГЕНЕРАЦИИ КАУСТИКА
Температуры – один из самых важных факторов,
влияющих на реакции. Оптимальная температура для
окисления меркаптида пропана, на основании работы
окислителя, находится между 40 и 50 °C. Однако температура окислителя должна всегда находиться на как
можно более низком уровне, принимая во внимание тот
факт, что активность катализатора все еще поддерживается на желаемом уровне регенерации меркаптанов.
В любом случае 55 °C считается абсолютной максимальной температурой, вследствие металлургических
ограничений, и является возможностью расщепления
дисульфидных масел на сульфоновые кислоты.
На рис. 8 на основании результатов моделирования
показано влияние температуры окислителя на конверсию меркаптида натрия. Результаты представлены для
двух случаев проектов: расчетных и фактических условий эксплуатации. Экстракция 2500 млн–1 этилмеркаптана из бутана и 330 млн–1 метилмеркаптанов из
пропана каустиком дает выход 8234 млн–1 меркаптида
натрия в каустическом растворе на входе в окислитель
(см. рис. 8). Так как эта реакция является эндотермической, если содержание меркаптида натрия в каустике на
входе в реактор является 8234 млн–1, то оптимальные
верхние и нижние температуры реактора приблизительно должны быть равны 45 и 50 °C соответственно
в упомянутых на рис. 8 условиях. Помните: в восстановленном каустике должно оставаться, по меньшей
мере, 30 млн–1 RSN.
ПЕРСПЕКТИВЫ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ
Согласно результатам, концентрация каустика
14,93 мас. % и температура 40 °C являются оптимальными значениями для экстракторов. Необходимое количество каустика для экстракции меркаптанов может
быть выбрано согласно чистоте продукта, как показано
в табл. 7 и 8. При учете условий регенерации каустика
количество инжектированного в окислитель воздуха является важным фактором, влияющим на эффективность
процесса подслащивания. Циркулирующий каустик
должен содержать приблизительно 30–50 млн–1 меркаптида натрия. На рис. 6 показано необходимое количество воздуха при указанных условиях. Оптимальная
разность средних температур окислителя 40–45 °C
находится в зависимости от концентрации примесей.
Оптимальная концентрация каустика после смешивания
с воздухом (1,9 моль) является оптимальным значением
для окислителя, которое можно регулировать свежим
каустическим раствором. Однако необходимая концентрация рециркулирующего каустика в экстракторе,
также как и количество примесей меркаптида натрия в
богатом каустиком растворе, служат ограничивающими
факторами для установок и должны быть учтены при
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
определении необходимой концентрации каустика на
входе в окислитель.
После регулировки рабочих параметров на 4-й и 5-й
операционных стадиях SPGC были получены высокочистые продукты пропана и бутана. СПГ с содержанием
меркаптана менее 10 млн–1 продают за 3 и 4 долл/т –
выше цен установленных на СПГ. Следовательно, оптимизация этой установки привела к общему увеличению
чистого дохода на 2,9–3,9 млн долл/г. Эта задача была
достигнута без установки нового оборудования и без
каких-либо его модификаций. Такие результаты были
получены только благодаря точной настройке эксплуатационных параметров процесса и при небольшом
дополнительном снижении потребления каустика.
СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ
Kp – коэффициент разделения;
KE – коэффициент извлечения;
S0 – растворимость в воде;
Sc – растворимость в солевом растворе;
C – концентрация соли в воде;
K – константа высаливания;
r
RSNa – кинетическая реакция окисления меркаптида натрия;
KW – константа ионизации воды;
KA – константа ионизации меркаптана;
Kb – константа гидролиза;
Y2 – насыщаемость каустического раствора для
усреднения, моль S–2/моль NaOH;
Y’2 – насыщаемость каустического раствора для
открытия, моль S–2/моль NaOH;
X1 – мас. % NaOH в каустическом растворе х 100;
T – температура;
xw – мас. %.
Перевела И. Аммосова
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. C. P. D., Propane Treatment, Operating Manual, Chapter 2,
Process Section 2, Iran South Gas Field, Phases 4 and 5, Unit 114,
June 2003.
2. C. P. D., E. L., Butane Treatment, Operating Manual, Chapter
2, Process Section 2, Iran South Gas Field, Phases 4 and 5, Unit 115,
June 2003.
3. d’ESTEVE, C., «Sulfrex Process, Process Data Book, South Pars
Phases 4 and 5», On Shore Facilities, Assaluyeh, p. 7, pp. 20–21,
2001.
4. Aminian, H., «Chemical refining of condensate produced by
Iran’s Razi Complex», M Sc. Thesis, Sharif University of Technology,
pp. 25–34, 1996.
5. Mazgarov, A., «Desulfurization of Oil, Gas, Petroleum Products
and Wastewater», Volga Research Institute of Hydrocarbon Feed,
Kazan, Russia, 2005.
6. Mazgarov, A. M., «A selective treatment of various oils and
gas condensates to remove light mercaptans and hydrogen sulfide»,
World Petroleum Congress, 2006.
7. Ruiting, L., X. Daohong and X. Yuzhi, «Oxidation of sodium
mercaptide with sulfonated cobalt phthalocyanine as catalyst»,
American Chemical Society, Vol. 48, No. 2, pp. 74–76, March 2003.
8. Ruiting, L., X. Daohong and X. Yuzhi, «Study on the Stability
of CoSPc in LPG Sweetening», American Chemical Society, Vol. 48,
No. 4, pp. 338–340, August 2003.
9. Ruiting, L., X. Daohong, X. Yuzhi and T. Yongliang, «Effects
of caustic concentration on the LPG sweetening», Petroleum Science
and Technology, Vol. 23, No. 5–6, pp. 71–72, May/June 2005.
10. Tukov, G. V., N. N. Ivanova, A. N. Sadykov, A. M. Polotskii
and N. A. Glebova, «Establishing Standards for Consumption of
Caustic Soda in Treating Liquefied Petroleum Gases (LPG) to Remove
Mercaptans», Chemistry and Technology of Fuels and Oils, Vol. 11,
No. 11–12, pp 869–872, November/December 1975.
11. Savary, L., «Gas Processing with Axens’ Technology, From
Purification to Liquefaction», Axens, 1996.
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: современные средства связи
УНИФИЦИРОВАННАЯ АРХИТЕКТУРА:
ПЕРСПЕКТИВЫ ДЛЯ КОНЕЧНОГО
ПОЛЬЗОВАТЕЛЯ
R. Kondor, OPC Training Institute, Эдмонтон, Альберта, Канада
Обновленные спецификации для передачи данных в системе Интернет, обеспечивают значительные преимущества
Унифицированная архитектура OPC UA (unified
разумеется, что все новые средства связи, предлагаеarchitecture – UA), разработанная специалистами
мые OPC UA, могут создать ряд проблем с точки зрения
компании OPC, представляет собой новейший на- безопасности.
бор спецификаций ОРС Foundation по управлению
процессами. Настоящая статья объясняет OPC UA с
ЧТО ТАКОЕ ОРС
точки зрения обеспечения широких возможностей
ОРС – промышленный, коммуникационный стансовременных средств связи. В результате выигрывает
дарт, позволяющий производителям использовать данконечный пользователь.
ные для оптимизации производства, быстрого принятия
Первая форма ОРС опиралась на объектную модель
операционных решений и подготовки отчетов (рис. 1).
распределенных компонент (Distributed Component
ОРС позволяет автоматизировать передачу данных из
Object Model – DCOM) передачи данных. DCOM
системы управления (при помощи программируемого
очень мощная и гибкая система и очень сложная (в
логического контроллера (Programmable Logic Controller
том случае, когда непонятна ее конфигурация). В от- – PLC), распределенной системы связи (Distributed
личие от DCOM OPC UA может передавать данные
Communications System – DCS), анализатора и т. д.) в
при помощи Интернета. OPC UA также использует
промышленную систему программного обеспечения (инобъекты помощи с информационным описанием. Даже
терфейс управления концентратором (Hub Management
при условии дополнений и модификаций в OPC, OPC
Interface – HMI), архив, производственную систему,
UA будет совместима с прежними системами благо- систему управления и т. д.). ОРС обычно применяют в
даря использованию накопителей. Все это обеспечит
сетях уровня 3 и выше. Таким образом, ОРС передает
возможность наиболее эффективного использования
данные по управлению процессами между сетью упOPC UA в масштабах всего предприятия. Само собой
равления (уровень 2) и операционно-производственной
сетью (уровень 3). ОРС также обменивается данными
между операционно-производственной сетью и бизнессетью (уровень 4). По сути ОРС – разработка нового
столетия. Это замена коммуникационных стандартов
типа 4-20 mA, HART, Profibus или Foundation flieldbus.
Организации применяют ОРС для высокоуровневой
коммуникации.
Рис. 1. ОРС-связь позволяет объектам взаимодействовать и
упрощает архитектуру системый
96
ОРС-КОММУНИКАЦИЯ
Когда в 1996 г. был разработан ОРС со спецификацией доступа к данным 1,0 (ОРС DA 1.0), DCOM
использовалась компанией Microsoft в качестве механизма передачи данных (рис. 2). Данные передавались между ОРС-объектами на разные компьютеры
с помощью DCOM. В то время DCOM была самой
лучшей системой, поскольку обеспечивала комплексную рабочую коммуникационную инфраструктуру
со всеми необходимыми услугами безопасности (подтверждение права на доступ кодирования). Тысячи
поставщиков уже тогда использовали DCOM, потому что это был относительно гибкий в применении
программный интерфейс (API). DCOM, несомненно,
является эффективной системой, но несмотря на то,
что она обеспечивала надежную связь, ей присущи
некоторые недостатки.
Во-первых, для подробного изучения конфигурации
DCOM необходимо много времени. DCOM достаточ№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: современные средства связи
DCOM
но прогнозируема, и ее несложно конфигурировать. вания Интернет заключаются в связи между сетями и
Но несмотря на то, что разработана программа де- независимости от специальных операционных систем.
тального изучения конфигурации DCOM, большая
Проблема заключается во внедрении надежной сисчасть персонала не имеет времени для ее изучения, темы хранения данных.
и по этой причине не они не могут пользоваться ей в
Самым значительным преимуществом использоваполной мере. Следовательно, персонал, работающий
ния Интернета является обеспечение связи ОРС через
с автоматизированными системами управления за- единственный порт, используя протокол, который больчастую испытывают трудности при соединении двух
шинство систем защиты пропускают по умолчанию. Это
компьютеров и создании защитной системы. Между
поможет интегрирующим устройствам создать систему
тем, квалифицированные специалисты могут легко
связи между сетями. Многие системы защиты уже сконконфигурировать DCOM за несколько минут.
фигурированы для работы в системе Интернет через
Во-вторых, многие программисты полагают, что
порт 80. Это облегчает открытие портов, необходимых
сетевая связь может осуществляться без каких бы
для использования ОРС-коммуникации. Несмотря на
то ни было потерь. Из-за этого возникают проблемы
возможность конфигурации, большая часть персонала,
связанные с созданием продуктов, высокочувстви- работающего в отделах автоматизации, не научилась
тельных к потере данных, а также потеря времени в
работе с инновационными системами. Тем не менее,
процессе налаживания связи. В результате, возникают
открытие порта 80 обеспечивает связь во многих обзадержки передачи данных и поступают жалобы на
ластях применения (не только тех, которые требуютпоставщиков. Кроме того, если программисты недо- ся для операций), так что вопрос сохранности данных
статочно изучили DCOM, зачастую возникают сом- является очень важным.
нения в ее оперативности и эффективности. Однако
Кроме того, операции в Интернете не привязаны
квалифицированные специалисты могут без труда
к каким-либо специальным операционным системам.
восстановить потерянную информацию и повысить
Следовательно, поставщикам будет легче внедрить
качество работы DCOM .
ОРС-серверы на своих компьютерах, на которых
Третья проблема заключается в том, что DCOM не
не установлена операционная система Windows.
работает эффективно в сети адресной передачи данных
Поставщики уже работают над PLC, которые осна(network address translation – NAT).
щены своим ОРС-сервером, не нужСоответственно, когда DCOM не радающимся во внешнем компьютере.
ботает (что происходит не так часто),
Однако внедрение этой системы
связь должна осуществляться между
в действительности сложнее, чем
двумя частными сетями, разделенкажется, потому что средства автоными муниципальной сетью. Такое
матизации (HMI, архив, АРС и т.д.)
клиент
происходит, когда два предприятия
как правило, нуждаются в РС. Тем
пытаются установить связь через
не менее, можно заставить PLC раИнтернет. NAT иногда применяется
ботать с программным обеспечением,
на промышленных предприятиях,
используя ОРС без промежуточного
но в настоящее время в этом зачаскомпьютера, на котором установлена
тую нет необходимости благодаря
операционная система Windows.
системе защиты.
МОДЕЛЬ ДАННЫХ,
Четвертая проблема заключается
ОРИЕНТИРОВАННЫХ НА ОБЪЕКТ
в том, что DCOM является собственОРС имеет довольно простую модель
ностью Microsoft. Это затрудняет (а
данных. Каждая из ОРС-спецификаций
иногда делает невозможным) устаобрабатывает разный вид данных.
навливать DCOM в других операНапример, система доступа к данным
тивных системах кроме Windows.
ОРС DA (data access – DA) связывает
Некоторые пользователи научились
значения в реальном масштабе вреиспользовать Windows совместно с
Частный протокол
мени. Система доступа к архивным
собственными контроллерами (PLC,
данным ОРС HAD (historical data
DCS, анализаторами и т. д.), однаaccess – HDA) связывает архивные
ко другие этого сделать не могут.
значения, Система аварийных сигнаКроме того, компании, не использулов и событий ОРС A&E (alarm and
ющие Windows, (UNIX/Linux, VMS
events – A&E) связывает различные
и т. д.) испытывают затруднения
параметры и события (например,
при переносе ОРС-данных в свои
температуру, превышающую засистемы.
данные значения и т.д.). Кроме того,
ОРС UA И ИНТЕРНЕТ
ОРС поддерживает каждую специДля передачи данных ОРС UA
фикацию раздельно. Следовательно,
использует Интернет вместо DCOM.
требуется время для сопоставления
Разницу пользователи почувствуют
названий предметов с данными в
немедленно. Два наиболее значи- Рис. 2. ОРС первоначально опирался на реальном времени и архивной интельных преимущества использо- DCOM для передачи данных
формацией.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: современные средства связи
HMI
HMI
OPC DA-клиент
OPC UA-клиент
OPC DA-сервер
OPC UA-клиент
OPC DA-сервер
OPC UA-клиент
A
CU
OP
OP
CU
A
OPC DA-сервер
OPC DA-сервер
Частный протокол
Частный протокол
Рис. 3. ОРС UA упаковщики обеспечивают связь между ОРС
на базе DCOM и ОРС UA
ОРС UA создает унифицированную модель данных.
Поэтому, когда в конкретном случае применения ОРС
UA используют для передачи показаний температуры,
адресат может вернуть значения в реальном времени,
любые связанные архивные значения и даже аварийные сигналы и события. Все эти данные доступны при
обращении к позиции ОРС. ОРС-сервер в состоянии
связать все данные вместе, так что клиенту нет необходимости в повторении этой работы. Например, в ОРС,
опирающихся на DCOM, конечным пользователям, заинтересованным в показаниях давления, пришлось бы
обратиться к ОРС HDA-серверу для определения тенденции в давлении в определенный период (например,
в прошлую смену). Если бы они захотели посмотреть
события, связанные с этим, то им пришлось бы обратиться к ОРС A&E-серверу. Но с ОРС UA конечный
пользователь может просто снять показания давления,
рассмотреть его величину в реальном масштабе времени,
посмотреть на тенденцию, наблюдавшуюся в прошлую
смену (архивные данные) и связанные события путем
подключения к единственному ОРС UA-серверу.
ОРС UA также обеспечивает создание более сложных
объектов. Например, можно создать модель насоса, на
основании различных показаний температуры, уровня,
давления, расхода и вибрации. В нее была бы включена
динамика изменения всех данных и конструкция насоса.
Можно даже связать технологические схемы и приказы
с техническим обслуживанием. Это мощный механизм
по обмену данными без необходимости воссоздания
различных компьютерных программ.
УЛУЧШЕНИЕ СУЩЕСТВУЮЩИХ СПЕЦИФИКАЦИЙ
По мере развития ОРС на протяжении нескольких
лет ОРС Foundation неуклонно обновляла и совершенствовала спецификации. ОРС UA продолжает эту традицию. После консультаций с конечными пользователями
98
и поставщиками Foundation решила внести различные
дополнения в спецификации для решения общих задач. ОРС UA включает в себя механизмы быстрого
информирования пользователей о нарушении связи,
идентификации утраченных данных и обеспечении
избыточности данных.
ОРС UA использует систему отчета по результатам
опроса (механизм исключения). Таким образом, ОРСклиент запрашивает сервер об изменениях. Сервер
отвечает, если есть какие-то изменения в данных.
Отсутствие незамедлительного ответа подсказывает
клиенту, что связь неактивна. Кроме того, изменения
(обновления) могут произойти так же быстро, как и сам
опрос. ОРС UA позволяет ОРС-серверу отражать любые
изменения в данных. Следовательно, эффективный
опрос может обеспечить возврат большого количества
данных, содержащих все изменения. В противоположность этому, до появления ОРС UA DCOM посылала
все изменения ОРС-клиенту методом исключения.
Следовательно, ОРС-клиенту не было необходимости
периодически опрашивать ОРС-сервер. Несмотря на
эффективность, многие программисты пренебрегали
возможным отсутствием текущих изменений в случае
нарушения связи. В результате, клиент ОРС тщетно
ожидал бы обновленных данных.
ОРС UA также облегчает образование избыточности
данных. ОРС UA-серверы могут одновременно обслуживать ряд клиентов. В отличие от ОРС UA ОРС-серверы
на базе DCOM могли обслуживать только ОРС-клиентов,
имеющим непосредственное отношение к этим данным.
Кроме того, поскольку ОРС-клиент может легко сказать,
когда связь с ОРС-сервером не срабатывает (как показано выше). В этом случае ОРС-клиент может быстро
переключиться на резервный ОРС-сервер.
В вариантах внедрения на базе DCOM большинство поставщиков опираются на ОРС-избыточность
третьих сторон, что связано с дополнительными затратами.
ОБРАТНАЯ СОВМЕСТИМОСТЬ
И ТУННЕЛЬНЫЙ ЭФФЕКТ
ОРС Foundation обеспечил отрасль двумя простыми
средствами программного обеспечения, позволяющими быстро конвертировать их ОРС-продукты на
Сеть управления
Рабочая сеть
Бизнес-сеть
Бизнес-сеть
Рис. 4. ОРС UA обеспечивает передачу данных
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: современные средства связи
базе DCOM в ОРС UA. Эти средства программного
обеспечения (рис. 3) называют упаковщиком (программным средством создания системной оболочки
для стандартизации внешних обращений и изменения
функциональной ориентации действующей системы).
Упаковщики обеспечивают связь ОРС UA. Сегодня
легко внедрить ОРС-продукты на базе DCOM. Более
того, можно быть уверенными в том, что будущие ОРС
UA-продукты будут совместимы с сетью, работающей
на основе старого программного обеспечения.
Оба упаковщика будут доступны: один для ОРС-клиентов,
второй для ОРС-серверов. Первый упаковщик будет
конвертировать ОРС-сервер на базе DCOM в ОРС
UA-сервер. Таким образом, ОРС UA-клиент сможет
подключиться к существующему ОРС-серверу на базе
DCOM без каких-либо изменений. Второй упаковщик
будет конвертировать систему ОРС-клиента на базе
DCOM в систему ОРС UF. Таким образом, существующий ОРС на базе DCOM (например, HMI) будет в состоянии связаться с ОРС UA-сервером, который можно
будет приобрести через год. Благодаря применению
упаковщиков ОРС гарантируется легкость перехода
от старой к новой технологии.
Упаковщики направляют ОРС в места, в которые
ОРС на базе DCOM проникнуть не могут. Например,
когда ОРС-клиент и сервер разделены NAT, DCOM не
смогут установить связь. Туннельный эффект, вероятно, станет первой формой внедрения ОРС UA (когда
продукты ОРС UA начнут появляться на рынке).
ЯРУСНАЯ ПЕРЕДАЧА ДАННЫХ
ОРС UA вводит модель объекта в отраслевые данные, а Интернет обеспечивает их передачу (рис. 4).
HMI сможет передавать информацию о состоянии оборудования систем технического обслуживания. Архив
передает вычисления различным проектно-конструкторским системам. Кроме того, системы управления
товарными запасами могут получать информацию о
производственных показателях непосредственно от
компьютеров.
Данные, полученные в первичных подразделениях,
поступают в локальную сеть (local area network – LAN).
Например, системы управления техническим обслуживанием компьютеров (computer maintenance
management system – CMMS) или системы управления основными фондами предприятия (enterprise
asset management system – EAMS) смогут получать
данные о состоянии оборудования для того, чтобы
внедрить программу технического обслуживания, основанную на фактическом состоянии оборудования
(conditions-based maintenance – СВМ). Подразделения
планирования ресурсов предприятия смогут получать
информацию о материальных запасах предприятия
или даже размещать заказы на оборудование без вмешательства оператора.
БЕЗОПАСНОСТЬ: НОВАЯ ЗАДАЧА
ОРС UA в значительной степени облегчает связь.
Таким образом, новая задача будет заключаться в
предохранении своих систем от нежелательных подключений. Услуги Интернет облегчат переход через
системы защиты. Так что предотвращение нежелательных подключений станет обычным явлением.
Однако, в отличие от IT-систем, автоматические
системы ответственны за производство и безопасность. Персоналу, ответственному за автоматизацию,
придется учиться тому, как защитить свои системы
таким образом, чтобы сохранить доступ всем, кто
нуждается в нем.
Остается только посмотреть, как поставщики
справятся с обеспечением надежной связи (право
доступа, разрешение и кодирование).
Перевел Г. Липкин
Randy Kondor (Р. Кондор), инженер-программист и
президент ОРС Training Institute – крупнейшей в
мире ОРС-обучающей компании с 1996 г. Г-н Кондор
является сторонником ОРС Foundation и посвящает себя претворению идей ОРС Foundation по
взаимодействию и взаимосвязи между поставщиками средств автоматизации.
региональные новости о компаниях
БЛИЖНИЙ ВОСТОК
Technip подписала контракт с State Co. Oil Project
(SCOP) стоимостью 20 млн евро на осуществление проектно-конструкторских работ для нового нефтеперерабатывающего завода в Карбала (Ирак). Производственная
мощность завода составит 140 тыс. брл/сут. Планируется
производственная линия, включающая 18 установок,
вспомогательная инфраструктура и система энергоснабжения. На заводе будет производиться сжиженный нефтяной газ, бензин, реактивное и дизельное
топливо. Вся продукция предназначается для внутренних рынков Ирака. Завод планируется ввести в
эксплуатацию в 2010 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
ЕВРОПА
Компания Fluor Corp. подписала контракт на осуществление технического обеспечения, поставку оборудования и сооружение (engineering, procurement
and construction – EPC) НПЗ (оператор – Galp
Energia) в Порто (Португалия). Компания приступила к проектно-конструкторским работам (front-end
engineering and design – FEED), включая техническое обеспечение и поставку оборудования, в октябре 2007 г. Суммарные затраты на проект составили 350 млн евро. После завершения проекта производственная мощность предприятия ставит 2,5 млн т/год дизельного топлива, бензина и керосина.
99
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: современные средства связи
ПОВЫШЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ НПЗ БЛАГОДАРЯ
БЕСПРОВОДНЫМ СИСТЕМАМ
G. Martin, Emerson Process Management, Остин, Техас
Инновационные устройства и надежная беспроводная связь влияют на повышение экономической
эффективности и оптимизации управления
Современные беспроводные технологии обеспечивают благоприятные возможности для нефтеперерабатывающих заводов, влияя на повышение производительности, надежности и безопасности. Беспроводная
связь облегчает информационный доступ ко всем
мощностям НПЗ, включая установки, контрольноизмерительные приборы, клапаны, контроллеры,
оборудование, камеры, следящие за надежностью и
безопасностью и обслуживающий персонал. В точках
доступа в беспроводной сети применяются открытые
стандарты совместимости и кодировка безопасности.
Беспроводные устройства, объединяются в сети с целью оптимизации передачи сигналов.
чая необходимость выполнения трудоемких операций
в условиях эксплуатации.
•  Компания ВР установила беспроводную сеть с
сорока пятью датчиками для мониторинга установок
и оборудования НПЗ, и предотвратила затраты на проектирование и размещение традиционной проводной
системы с целью непрерывного получения данных о
давлении всасывания и нагнетания, уравнений расхода
и температур.
•  Hunt Refining в Тоскалузе (шт. Алабама) установила три беспроводных температурных датчика на резервуаре с горячим асфальтом. Эти системы помогают
идентифицировать «горячие пятна», которые могут привести к коррозии крыши (стоимостью 200 тыс. долл.),
в результате чего возможен ее выход из строя.
•  На заводе Hunt Refining было установлено еще
одно беспроводное устройство, осуществляющее
мониторинг температуры охлаждающей воды, сбрасываемой в местную реку, для обеспечения соответствия нормативным экологическим требованиям.
• Показатели вибрации пяти критически важных насосов, размещенных в опасных зонах на НПЗ
ДЛЯ ЧЕГО БЕСПРОВОДНАЯ СЕТЬ?
Беспроводные технологии исключают появление
«зон недоступности» на НПЗ, где по техническим или
экономическим причинам доступ для проводной связи
затруднен. Хотя эти зоны и не являются критическими, они все же играют важную роль в обеспечении
нормальной эксплуатации предприятия.
Инновационные беспроводные сети также обеспечивают возможность выполнения
диагностики, которая уже проводитБеспроводная заводская сеть
ся на многих НПЗ. Однако эти сисПерсонал/
оборудование
темы пока не используются повсеместно. При помощи беспроводных
Технологическая/
физическая
Заводская сеть
систем можно передавать инфорбезопасность
мацию через порталы в Интернете.
Операции
Управление фондами
Просмотр персоналом файлов в буМобильный
работник
фере обмена (если нет другого способа) заменяется автоматическими
операциями.
Сеть управления
Мобильные
средства связи
Незначительные затраты на размещение, надежность, безопасность
Устройства беспроводной сети
и целевое применение новейших
Устройства
Удаленные объекты
беспроводных сетей вызывают повышенный интерес к их инновационному применению на НПЗ. В качестве примера можно рассмотреть
следующие шаги.
• НПЗ ВР Refinery с производительной мощностью 225 тыс. брл/сут
Самоорганизующаяся
сеть
в Черри Пойнт (шт. Вашингтон)
разместил первую промышленную
беспроводную сеть в 2006 г., которая
надежно работает до сих пор, исклю- Рис. 1. Беспроводная сеть на предприятии, оснащенном цифровой автоматикой
100
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: современные средства связи
Температура
Уровень жидкости
в резервуаре
Диагностика
Вибрация
Коррозия
Переключатели
Давление
Рис. 2. Самоорганизующаяся производственная сеть
Midwestern, передаются с помощью беспроводной связи
и интегрируются с распределенной системой связи
(distributed communications system – DCS) и архивными
данными завода. Спустя 24 часа после пуска была выявлена серьезная проблема с подшипниками, благодаря
чему на заводе была предотвращена крупная авария.
БЕСПРОВОДНАЯ ЦИФРОВАЯ АРХИТЕКТУРА
Завод, на котором размещается беспроводная сеть
(рис. 1), функционирует также как и НПЗ, на котором
размещена проводная сеть, но с одной существенной
разницей. Взаимосвязь между отдельными установками НПЗ осуществляется в форме радиочастотных
сигналов, что делает затраты на размещение цифровой
беспроводной связи очень низкими. Это объясняется
тем, что не требуется установка монтажного оборудования, необходимого для проводной связи, включая
прокладку оптоволоконного кабеля.
Беспроводная технология в случае необходимости легко расширяется. Промышленная беспроводная сеть без труда размещается как на современных
предприятиях, так и на подлежащих модернизации
и реконструкции. Решения по управлению процессами и оборудованием легко реализуются, и влияют
на повышение производительности, безопасности и
операционной эффективности.
РЕШЕНИЯ, ОСНОВАННЫЕ
НА ОТКРЫТЫХ СТАНДАРТАХ
Инновационные беспроводные решения основаны
на открытых стандартах – WirelessHART и IEEE 802.11
a/в/d Wi-Fi для заводской сети.
WirelessHART-стандарт, основанный на 802.15.4, предусматривает технологию самоорганизации, обеспечивающую надежную связь в беспроводных сетях.
Доступ к беспроводной связи Класса 1 Раздел 2, применяется в беспроводных сетях и отвечает требованиям IEEE 802.11i и Wi-Fi-защищенный доступ 2 (WPA2).
Технология основана на вычислительных системах
Advanced Encryption Standard (прогрессивный стандарт
кодировки) беспроводной связи.
САМООРГАНИЗУЮЩИЕСЯ СЕТИ
Центром инновационной беспроводной системы
является самоорганизующаяся сетевая связь. Являясь
надежной и беспредельной по конфигурациям, само-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
организующаяся сеть обеспечивает
адаптивный, гибкий подход, который
предотвращает прокладку бесконечных футов проводов, что типично для
большинства традиционных НПЗ.
В отличие от традиционных проводных систем, для которых требуется линия визуализации между
приборами и коммуникационными
системами, беспроводная технология обеспечивает самую широкую
интегрированную сеть с взаимосвязью между объектами. Это означает, что нет ни единой точки отказа;
каждый объект является элементом
сети. В случае временной блокировки связи, сеть автоматически переадресует сигнал на соседний объект, обеспечивая надежность и целостность данных.
Самоорганизующиеся сети (рис. 2) демонстрируют
высокую надежность в условиях эксплуатации. Они
используют IEEE 802.15.4 синхронизированный во
времени сетевой протокол (time-synchronized mesh
protocol – TSMP) с дополнительным переключением
каналов. TSMP может также усиливаться до 900 МГц –
2,4 ГГц. Другие пять компонентов TSMP обеспечивают
надежность связи между конечными пунктами сети.
К этим компонентам относится:
• синхронизированная во времени связь;
• изменение частоты;
• образование автоматического соединительного
узла сети;
• явно избыточное направление прохождения сообщений;
• надежная передача сообщений.
TSMP прочны и устойчивы почти ко всем помехам и совместимы с другими беспроводными сетями.
Надежность является отличительной особенностью
конструкции и превышает 99 %.
Самоорганизующиеся беспроводные сети легко размещаются и обеспечивают добавленную стоимость без
необходимости дополнительного инвестирования в
беспроводную общезаводскую инфраструктуру.
БЕЗОПАСНОСТЬ БЕСПРОВОДНЫХ СЕТЕЙ
На уровне полевых беспроводных сетей высокая
надежность обеспечивается благодаря инновационной,
основанной на стандартах методики кодирования, а
Рис. 3. Беспроводные устройства
101
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: современные средства связи
также удостоверения подлинности, проверке, управлению и подавлению помех.
В инновационных беспроводных решениях применяется конечная кодировка с использованием прогрессивного стандарта кодирования (NIST-стандарт
TIPS-197). В целях подтверждения подлинности каждый
канал обслуживает определенный перечень объектов,
подключенных к связи.
Для автоматического регулирования могут быть
использованы команды «join» и «network». Внедрение
WirelessHART-стандарта определяет параметры коммуникации между сетевыми устройствами, поскольку
все устройства работают независимо.
Когда для проверки сообщений как начальных, так
и конечных, используется целостность сообщений
(message integrity codes – MIC), например, подавление помех (вредных или безвредных), помощь в
подавлении оказывает непосредственный последовательный спектр распространения (direct sequence
spread spectrum – DSSS) с переключением каналов.
Надежность передачи данных обеспечивает успешное внедрение таких известных стандартов как SSL,
а также идентификацию пароля.
Безопасность заводской беспроводной сети имеет
фундаментальное значение для унифицированной
беспроводной системы. Самозащищающаяся сеть
обеспечивает уверенность в том, что заводские и
промышленные данные будут надежно сохранены.
Способность контролировать угрозы и контроль допуска к сети помогает осуществлять организационную политику для допуска в сеть только доверенных
конечных пользователей.
Беспроводная связь, применяемая на заводском уровне,
отвечает требованиям IEEE 802.11 и Wi-Fi-защищенного
доступа (2WPA2).
ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ БЕСПРОВОДНЫЕ СЕТИ
Разработан ряд беспроводных устройств, включая
системы мониторинга давления, расхода, уровня, температуры вибрации, коррозии, мониторинга положения клапанов, многоканального свода температуры,
дискретного переключателя, HART-модуля облагораживания и направляющего устройства. Некоторые из
этих устройств показаны на рис. 3.
ПРИМЕНЕНИЕ БЕСПРОВОДНОЙ СВЯЗИ
ВР находит все больше областей применения для
беспроводных сетевых устройств на своем НПЗ в Черри
Поинт, шт. Вашингтон, и в научно-исследовательском
центре в г. Нейпервиль, шт. Иллинойс, а также на других
НПЗ в разных регионах мира. На НПЗ в Черри Поинт
производительной мощностью 225 тыс. брл/сут установлена беспроводная система с пятнадцатью датчиками, размещенными на установке для мониторинга
температуры подшипников и кокса для предотвращения отказов вентиляторов и конвейеров. Вентиляторы
(воздуходувки) могут стоить до 100 тыс. долл.; в случае
выхода их из строя простой может продлиться вплоть
до 10 сут, что связано с большими потерями в выпуске продуктов. Эта беспроводная сеть, считающаяся
первой в мире промышленной самоорганизующейся технологией, установленная в 2006 г., продолжает
102
надежно работать, исключая необходимость вмешательства операторов.
С тех пор система расширилась до 35 датчиков,
включая установки, оборудование и энергохозяйство,
и датчика на установке по производству дизельных
топлив.
«Основное преимущество беспроводной связи
заключается в накапливании и анализе большего количества данных по сравнению с другими экономически оправданными способами», – заявил Майкл
Ингрэхем, технический менеджер НПЗ Черри Поинт.
«Беспроводные системы позволяют нам получать
больше данных, эффективнее и экономичнее, чем в
прошлом. Мы искренне надеемся, что беспроводная
технология станет главным средством поддержания
эксплуатационной готовности, расширяя наши возможности в удовлетворении требованиям спецификаций в условиях постоянно изменяющегося качества
сырья».
Беспроводная технология также нашла применение
в научно-исследовательском центре в г. Нейпервилле,
где разрабатывают варианты процессов для НПЗ ВР
в разных регионах мира. После успешного применения беспроводной системы на Черри Поинт, ВР
установила беспроводную сеть с сорока пятью датчиками для мониторинга оборудования и установок
НПЗ в Нейпервилле. После работы в течение года,
специалисты этой установки накопили большой эксплуатационный опыт и создали платформу для испытания технологии, что проложило путь к внедрению
беспроводных средств на других НПЗ ВР в разных
регионах мира.
«Беспроводные устройства позволяют нашим операторам работать более эффективно, считывая показания приборов с одного устройства в отличие от
регистрации и записи данных, обходя все установки
НПЗ», – комментирует представитель ВР. «Другое
преимущество беспроводных устройств заключается в том, что они непрерывно выдают и направляют
данные в наш архив, что позволяет видеть, что происходит с оборудованием и установками НПЗ в любое
время суток».
Беспроводная сеть в Нейпервилле использует датчики для мониторинга давления на всасывании и нагнетании насосов, уровней, расхода и температуры.
Новые беспроводные системы внедряются на НПЗ по
Мобильный рабочий
Мобильные коммуникации
Отслеживание
оборудования
Видеокамеры
Операторы
безопасности
Рис. 4. Беспроводная заводская сеть
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: современные средства связи
мере их доступности. Реальные условия эксплуатации
пилотных установок позволяют инженерам-технологам
накапливать опыт и обеспечивают получение ценной
информации для руководства завода. Варианты оптимизации нефтеперерабатывающих процессов и распространения беспроводной технологии разрабатываются
специальной группой инженеров-технологов.
«Беспроводная сеть является важным компонентом
технологий будущего», – комментирует Марк Говард,
коммерческий директор ВР. «Она помогает нам размещать современную аппаратуру, датчики и аналитические приборы, для проведения мониторинга состояния,
необходимые нам для поддержания прогностического
технического обслуживания, отслеживания качества
сырья по технологической цепочке снабжения и определения других областей применения. Беспроводная
сеть является очень важным средством размещения
контрольно-измерительных приборов в местах, установка в которых обычных проводных устройств была
бы слишком дорогой или недостаточно практичной.
«Мы поддерживаем корректировку стандарта
WirelessHART, – сказал Говард. – Мы рады разработке инновационных технологий, таких как беспроводные датчики и другие беспроводные системы. Мы
надеемся на появление новых совершенных контрольно-измерительных приборов и готовы к их безотлагательному внедрению».
Беспроводные приборы могут широко применяться
и распределяться в пределах завода, а также при таких
условиях, где применение традиционных проводных
способов сбора данных нецелесообразно (большие
расстояния, водное пространство, плавучие системы
добычи, железнодорожный, автомобильный, грузовой
транспорт, баржи). Самоорганизующаяся сеть непрерывно контролирует сигналы на предмет неполадок
и автоматически устраняют неисправность, находя
оптимальный путь коммуникационную сеть.
Если временные помехи блокируют связь, сигналы
направляются на смежные беспроводные устройства,
выполняющие роль приемно-передаточного устройства. Таким образом, обеспечивается бесперебойная
связь с высокой надежностью передачи данных.
ЗАВОДСКАЯ БЕСПРОВОДНАЯ СЕТЬ
На НПЗ есть множество объектов, оборудование,
установки, продукты, транспортируемые по производственным линиям и перерабатываемые на технологических установках и другие. Такую же важную роль
как продукты, поставляемые потребителям, играют
специалисты, производящие эти продукты, и информация, которую они используют для выполнения своих
должностных обязанностей; причем не только в офисах
и операторных, но и производственных условиях.
Источниками этой информации являются средства видеонаблюдения, голосовая связь, мобильность
и отслеживание. Пример заводской беспроводной
сети представлен на рис. 4.
Беспроводная технология облегчает получение
операторами необходимой информации, где бы они
ни находились.
• Рабочие имеют доступ к данным, не выходя из операторной и выполняют свои обязанности, где бы они
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2009
ни находились, включая видеонаблюдение, тревожные
сигналы, поступающие с полевых условий и другое.
• Местоположение персонала и аппаратуры на заводе
постоянно отслеживается – что особенно полезно для
повышения эффективности безопасности.
• Сообщения могут передаваться специальным группам рабочих, независимо от того, где они находятся в
данный момент.
• Системы безопасности отслеживают и обеспечивают доступ только лицам, имеющим на это право.
• Системы видеонаблюдения не только контролируют
территорию вокруг НПЗ, но и внимательно следят за
ходом технологических процессов.
На уровне НПЗ значительные преимущества достигаются благодаря применению беспроводной связи в
двух основных областях: производительность труда и
безопасность персонала, и управление предприятием.
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ТРУДА
Внедрение беспроводной технологии стимулирует рабочих НПЗ к повышению производительности
труда благодаря возможности мгновенного доступа к
информации независимо от их местоположения.
Операторы осуществляют контроль из удобных
и безопасных центров управления, расположенных
в отдельных помещениях, но иногда им приходится
выходить на объекты для снятия показаний, проверки оборудования или визуализационного осмотра исправности установки и оборудования. С внедрением
современной беспроводной сети операторы получают
возможность дистанционного доступа к системе управления установками и оборудованием НПЗ и немедленно получать информацию с контролируемого
объекта. Это позволяет операторам быстро реагировать
на различную информацию или нештатные ситуации. Сюда включается принятие аварийных сигналов
и реакция на них, независимо от местонахождения
оператора.
С внедрением беспроводной сети качество связи
в значительной степени повышается. Многие НПЗ
уже оснащены и используют первую беспроводную технологию «walkie-talkies» для связи на коротких расстояниях в производственных условиях.
Соединение общезаводской широкополосной сети с
голосовой технологией Интернет (Voice over Internet
Protocol – VoIP) обеспечит многостороннюю связь
на больших расстояниях. Например, можно передавать сообщения, адресованные конкретным рабочим
группам непосредственно на радиоприемник каждого
рабочего.
От внедрения этой системы выигрывают и ремонтники. Беспроводные средства, например ручные коммуникаторы, позволяют передавать конкретные указания
и другую информацию в любой точке на территории
завода, для немедленного отслеживания ситуации или
сообщения о результатах проверок, испытаний или
проведения ремонтных работ.
УПРАВЛЕНИЕ БИЗНЕСОМ И ПРЕДПРИЯТИЕМ
Беспроводные средства связи, например, для отслеживания работы персонала и оборудования, а также
беспроводные системы видеонаблюдения коренным
103
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
HYDROCARBON PROCESSING: современные средства связи
Температура
Уровень жидкости
в резервуаре
Диагностика
Коррозия
Вибрация Переключатели
Рис. 5. Расширение беспроводной сети по мере необходимости
образом изменили условия работы офисов, госпиталей,
универсамов и розничной торговли.
Беспроводные средства позволяют глубже вникнуть
в работу предприятия, особенно надежности и безопасности. Например, если установка в определенном
месте традиционных средств связи сложна и требует
больших затрат, то размещение в том же месте беспроводных видеокамер будет значительно проще и дешевле.
Беспроводные телевизионные камеры с замкнутым
контуром и оснащенные RFID-символами допуска также
обеспечивают компьютерный мониторинг безопасности
и контроль – от ограничения доступа к специальным
зонам (по соображениям безопасности), до отслеживания попыток нарушения протокола безопасности или
оказания помощи службе безопасности в выявлении
потенциально уязвимых мест и совершенствовании
систем безопасности.
Беспроводные системы позволяют осуществлять
дистанционный мониторинг нарушений норм безопасности или возможных опасных ситуаций. Беспроводной
мониторинг этих ситуаций дает возможность персона-
лу соответствующих подразделений подготовиться и
направить специалистов для устранения сложившейся
ситуации.
А беспроводные локационные технологии обеспечивают быстрый доступ к любому оборудованию и установкам; с их помощью можно определить местонахождение рабочих, на предприятии и за его пределами.
РАСШИРЯЙТЕ БЕСПРОВОДНУЮ СИСТЕМУ
В настоящее время беспроводная технология может
быть внедрена на любом предприятии. Владельцы предприятий могут начинать внедрение, как на уровне завода, так и на отдельных объектах. Производственная
система контрольно-измерительных приборов является
первым шагом к беспроводным сетям. В результате
гибкости, способности моделирования и простоты
обращения перерабатывающая промышленность в
течение последних лет внедрила сотни беспроводных
систем. Этот опыт должен стимулировать к широкому
применению и дальнейшему развитию беспроводной
связи.
На рис. 5 показана одна из разновидностей беспроводной технологии. На рисунке представлены
объекты и параметры, контролируемые при помощи
беспроводной системы, Последующее расширение
беспроводной сети может быть произведено по мере
необходимости в последовательности, указанной на
рисунке, причем все эти точки автоматически связаны
между собой через самоорганизующуюся сеть.
Перевел Г. Липкин
Greg Martin (Г. Мартин) – старший консультант по
управлению процессами компании Emerson Process
Management. Д-р Мартин имеет ученые степени бакалавра и магистра от университета штата Оклахома
и доктора от Purdue University и зарегистрирован
как профессиональный инженер в шт. Техас. Автор
шестидесяти публикаций и девяти патентов.
Коллектив издательства «Топливо и энергетика» с глубоким прискорбием
сообщает, что после тяжелой продолжительной болезни на 86 году жизни скончался старейший переводчик издательства Липкин Григорий Иосифович.
Григорий Иосифович сотрудничал с журналом с самого основания. В последние дни своей жизни он успел подготовить материалы в следующий номер.
Он был одним из авторитетных и квалифицированных переводчиков страны,
владел тремя языками: английским, немецким и китайским. До последних
дней Григорий Иосифович работал переводчиком во ВНИИ НП, неоднократно
принимал участие в международных переговорах в качестве переводчикасинхрониста. Его работы по переводу технических статей ценили не только
отечественные, но и международные компании.
Григорий Иосифович принадлежал к тому легендарному поколению, кто со
школьной скамьи пошел на войну. В 1942 году он был мобилизован в армию и
почти сразу попал на фронт. Служил артиллеристом-минометчиком, дважды
был тяжело ранен, но остался в строю. Благодаря своим знаниям стал переводчиком полка.
Григорий Иосифович был награжден орденами «Славы» третьей степени, «Отечественной войны»
первой степени», «За боевые заслуги» и двадцатью медалями.
Григорий Иосифович был не только высококвалифицированным специалистом, но и светлым, добрым и внимательным человеком.
Коллектив издательства выражает искренние соболезнования друзьям и родным покойного.
104
№8 август • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Документ
Категория
Наука и техника
Просмотров
2 522
Размер файла
42 070 Кб
Теги
нефтегазовых, 2009, технология, 1193
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа