499.отс 2009 новые технологии и экономическая ситуация

47 №7 • июль 2009НЕФТЕГАЗОВЫЕТ Е Х Н О Л О Г И И

World Oil: ОТС 2009

В соответствии с прогнозом ОТС 2009 в ближайшее время сле-дует ожидать расширения масшта-бов разведочных работ и улучше-ния ситуации, как в США, так и в мире в целом в секторе разведки, бурения и добычи. Особое внима-ние планируется уделять охране окружающей среды в процессе разработки морских месторожде-ний.

Некоторые факты. Как и в пре-дыдущие годы, в 2009 г. ОТС 2009 проводилась в Хьюстоне на территории комплекса Рели-ант Парк. На конференцию при-было более 73 тыс. делегатов из 110 стран мира.

Обсуждаемые темы. На конфе-ренции обсуждались различные темы, такие как энергетическая политика, роль национальных нефтяных компаний, проблема ураганов, арктические проекты и многие другие. Наиболее запо-минающимися стали доклады на темы: «Инвестирование в проекты Саудовской Аравии и роль нацио-нальных компаний», «Нефтяная от-расль Бразилии», «Ньюфаундленд и Лабрадор: энергоресурсы, разви-тие и возможности», «Арктические проекты», «Ураганы и всемирное потепление», «Стратегия будущей разработки глубоководных регио-

K. H. Kuhl, научный редактор WO

На конференции обсуждались различные темы: от колебания цен до разведки Арктики

ОТС 2009: НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ЭКОНОМИЧЕСКАЯ СИТУАЦИЯ

нов», «Энергоресурсы 21-го века» и другие.

Программа Next Wave. На конференции была представлена программа Next Wave, разрабо-танная для молодых специалистов отрасли, входящих в возрастную группу «до 35 лет». Цель програм-мы – сфокусировать внимание на профессиональной карьере моло-дых специалистов. В рамках этой программы обсуждалось 30 тем, включая особенности карьерного роста и геополитические пробле-мы.

Технические программы. В процессе проведения технической сессии было представлено более 300 докладов. Обсуждаемые темы включали:

• развитие технологий для раз-работки Арктики;

• разработка карбонатных пла-стов;

• анализ морского дна и про-дуктивных горизонтов глубо-ководных регионов с целью разработки систем MODU;

• улучшение динамики сверхглу-боководных райзеров;

• подводная станция Ормен Ленж.

Подробнее ознакомиться с ма-териалами конференции и списком представленных тем можно на сай-

те: http://www.otcnet.org/2009/pag-es/schedule/technical.html.

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

В 2009 г. на конференции было представлено 14 новых техноло-гий, разработанных 13 компания-ми, включая 2H Offshore, Camer-on-Nautronix, ProPure AS, Reelwell AS, Schlumberger Subsea Surveil-lance, Specialized Products, Technip France, US Synthetic Corp., Dover Company;VetcoGray, a GE Oil & Gas Company;Weatherford Interna-tional, LTD, Welltec, WesternGeco и Schlumberger.

Технологии-победители выбира-лись по пяти критериям:

• технология должна быть новой, разработанной менее двух лет назад;

• технология должна быть инно-вационной и эффективность технологии должна быть выше эффективности аналогичных существующих систем;

• инновационность и эффектив-ность разработанной техно-логии должна быть доказана при помощи проведения ис-пытаний;

• новая разработка должна поль-зоваться спросом на отрасле-вых рынках;

МАТЕРИАЛЫ КОНФЕРЕНЦИИ ОТС 2009 ПО МОРСКИМ ТЕХНОЛОГИЯМ

Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

48НЕФТЕГАЗОВЫЕТ Е Х Н О Л О Г И И№7 • июль 2009


Рис. 5

• технология должна иметь зна-чительные преимущества по сравнению с аналогичными системами.

РАЗРАБОТКИ BAKER HUGHES INC.

Компания Baker Hughes Inc. получила в 2009 г. две награды. Baker Oil Tools получила награду на разработку TORXS – раздвиж-ного скважинного расширителя (рис. 1). Использование этой си-стемы будет способствовать со-кращению временных и финан-совых затрат с минимальным риском. Использование этого инновационного решения решит ряд проблем, связанных со сква-жинными условиями, возможно-стями скважинного оборудования, ограничениями существующих методов бурения и эксплуатации скважин и другие.

Вторая награды была присуж-дена системе Frac-Hook (рис. 2), предназначенной для скважин с несколькими боковыми стволами. Добыча газа из плотных сланцевых горизонтов требует значительной закачки жидкости гидроразрыва. Как правило, буровики не имеют широкого выбора вариантов для проведения гидроразрыва в газо-вых скважинах. Решение просто – закачивать жидкость разрыва непосредственно в открытую сква-жину.

Новая система позволяет опе-ратору проводить гидроразрыв успешно, точно и безопасно. С ее использованием обеспечивается значительная экономия времени и средств, а также эффективность проведения операций.

ПОДВОДНЫЙ ЭЛЕКТРОННЫЙ МОДУЛЬ

Компания VetcoGray получила награду за разработку системы SEM5 – подводного электронно-го модуля пятого поколения для контроля работы подводных экс-плуатационных систем (рис. 3). Система SEM имеет улучшен-ную открытую архитектуру и высокие возможности. Систе-ма обладает высокой скоростью работы и соответствует самым взыскательным требованиям по-требителей. SEM поддерживается промышленными стандартами SIIS 1-3 и IWIS.

коазимутальных исследований (wide-azimuth – WAZ). MAZ и WAZ – методы проведения сейс-мических исследований сложных геологических зон. Технология MAZ включает периодические сейсмические исследования с ис-пользованием одного судна. Тех-нология WAZ включает сейсмиче-ские исследования из нескольких источников и с использованием нескольких судов. В обоих случаях результаты лучше отражают соот-ношение сигнал/шум и обеспечи-вают лучшую развертку. Система Coil Shooting обладает не только высокой эффективностью, но и возможностью поставки точных данных и обеспечивает получение четкого и подробного изображе-ния сложных геологических фор-маций.

СИСТЕМА НАГНЕТАНИЯ ПРЕСНОЙ ВОДЫ И СМЕШЕНИЯ ВОДЫ И СЫРОЙ НЕФТИ

Компактная система ProSalt, разработанная компанией ProPure, объединяет две функции – на-гнетание пресной воды и смеше-ние пресной воды и сырой нефти, обеспечивая гомогенность потока (рис. 5). Система ProSalt оснащена

Рис. 1

Рис. 2

Рис. 3

Рис. 4

ИННОВАЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Компания WesternGeco полу-чила награду за разработку тех-нологии полноазимутальных мор-ских сейсмических исследований (full-azimuth – FAZ) Coil Shooting (рис. 4). Исследования проводятся с использованием только одного судна. Coil Shooting обеспечивает получение геофизических данных при помощи многоазимутальных (multi-azimuth – MAZ) и широ-




коррозии металлический корпус (рис. 7). С помощью этой системы можно проводить замеры бипла-нарных изгибов. Прибор рассчи-тан на определение минимальных изгибающих моментов и обеспе-чивает получение полной инфор-мации.

иды и возвращает их обратно в скважину.

СИСТЕМА ПОДВОДНОГО МОНИТОРИНГА

Компания Schlumberger по-лучила награду за разработку си-стем подводного мониторинга subC-strip и subC-collar (рис. 9). Эти 600-футовые датчики для проведе-ния непрерывного мониторинга мест соединения колонны труб, наклона труб, деформации и тем-пературы, обеспечивающие пол-ную картину условий проведения операций.

Система subC-strip обеспечива-ет мониторинг качества и целост-ности соединений. Использование этой системы важно для выявления проблем на ранней стадии. Управ-ление датчиками может осущест-вляться дистанционно. Системы могут размещаться на глубине бо-лее 9800 фут.

Рис. 6

Рис. 7

ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ОЧИСТКИ ПРОДУКТИВНЫХ СКВАЖИН

Компания Welltec получила награду за разработку инстру-мента Well Cleaner Power Suction Tool (PST), технологию очистки, спускаемую в скважину на ка-нате. Эта система обеспечивает эффективное извлечение из по-лости трубы песка и обломков твердой породы (рис. 8). Обычно очистка от песка осуществляется при помощи желонки или гибких труб (coiled tubing – CT). В случае значительного изгиба скважины СТ-очистка может вытеснить об-разовавшуюся пробку, но цирку-ляция флюидов не будет восста-новлена до удаления всего песка. Well Cleaner PST спускается на электрокабеле и более эффекти-вен, чем традиционные системы. Работа системы основана на прин-ципе сепарации. Инструмент вса-сывает в себя жидкость и твердые частицы, отфильтровывает флю-

Рис. 8

Рис. 9

внутренним цилиндром для смеше-ния.

Для традиционных процессов опреснения сырой нефти может использоваться статический сме-ситель, который смешивает сы-рую нефть с нагнетаемой пресной водой. Этот метод характеризуется получением большого количества жидкости, но низкой эффективно-стью смешения.

ПРОДЛЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ БАТАРЕЙ БЛАГОДАРЯ ИМПУЛЬСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ

Компания Specialized Products получила награду за разработку Pulse Technology, импульсную си-стему управления, обеспечения условий эксплуатации и зарядки батарей (рис. 6). Батареи пример-но 80 % оборудования подвержены сульфатации, что становится при-чиной их повреждения. Благодаря новой системе Pulse Technology эти проблемы эффективно реша-ются.

Высокочастотная пульсация обе-спечивает электромеханическую активность на поверхности аккуму-ляторных пластин. Благодаря этому предотвращается рост кристаллов сульфатации. Это решение обе-спечивает продолжительный срок службы аккумуляторных батарей – примерно в пять раз больше по сравнению с традиционными си-стемами.

СИСТЕМА ДЛЯ СКВАЖИН С НЕСКОЛЬКИМИ БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ

Компания Weatherford получи-ла награду за разработку систе-мы OneTrip Starburst Multilateral System (рис. 10). Инновационная система предназначена для сква-жин истощенных месторождений. Система разработана с одноразо-вым скважинным отклонителем.

ДАТЧИК ДИНАМИЧЕСКИХ ИЗГИБОВ

Компания 2H Offshore получи-ла награду за разработку систе-мы Integristick, включающую не-сколько датчиков и устойчивый к




После спуска инструмента в сква-жину, выполнения необходимых операций, бурения и заканчивания отклонитель оставляется в скважи-не.

Система состоит из трех основ-ных узлов: пакера, отклоняющей системы и фрезы. Пакер на дне во время бурения бокового ство-ла изолирует основную скважину. Оператор просто использует более

плотный буровой раствор, не опа-саясь никаких повреждений. После забуривания окна туда спускается хвостовик и окно цементируется. Далее можно забуривать новое окно.

ИННОВАЦИОННЫЙ РАДИАЛЬНЫЙ ПОДШИПНИК

Компания Synthetic Bearings разработала алмазный радиальный подшипник, устойчивый к воздей-ствию различных буровых раство-ров (рис. 11). Система абразивно устойчива и обеспечивает увели-ченный срок службы, примерно в два – восемь раз больше, чем традиционные системы. Система оснащена поликристаллическими алмазными прокладками. Иннова-ционные подшипники используют-ся во вращательном оборудовании, на электростанциях и т. д. под-шипники выпускаются диаметром 1–10 .

системой наружной и внутрен-ней изоляции, предотвращающей оледенение стенок трубопровода. Система ALLS также включает ав-томатическую систему соединения, спроектированную и разработан-ную компаниями KSB и Eurodim. Новая система уже прошла серьез-ную программу испытаний, управ-ление которой осуществлялось GDF Suez.

Рис. 10

Рис. 11

Рис. 12

Рис. 13

НОВАЯ СИСТЕМА ОТГРУЗКИ СПГ

Компания Technip France по-лучила награду за разработку си-стемы погрузки СПГ its Amplitude-LNG (рис. 12). Транспортировка СПГ должна осуществляться в специальных условиях. Системы транспортировки требуют особого подхода при разработке конструк-ции, включая криогенный гибкий трубопровод. Гибкий трубопровод является основным элементом си-стемы Amplitude-LNG Loading Sys-tem (ALLS), обеспечивающим новые возможности транспортировки. Трубопровод оснащен надежной

НОВЫЙ МЕТОД РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Компания Reelwell получила награду за разработку инноваци-




онного метода Reelwell Drilling Method (рис. 13). Метод основан на концентрической двойной си-стеме циркуляции. Для повыше-ния надежности и безопасности был разработан двойной клапан и поршень, благодаря которым осу-ществляется контроль в процессе бурения и соединения труб. Пор-шень предотвращает утечку флюи-дов и обеспечивает корректировку гидравлическую нагрузку на доло-то при бурении горизонтальных интервалов. Удаление отбуренной породы осуществляется через вну-треннюю колонну, обеспечивая очистку скважины. Новый метод обеспечивает корректировку дав-ления и контроль скважинных условий.

АКУСТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ

Компания Cameron Drilling Systems получила награду за раз-работку системы проведения аку-стических исследований NASMUX (рис. 14). Благодаря этой системе осуществляется контроль выбросов на подводном оборудовании. Си-стема представляет собой эффек-тивное альтернативное решение традиционным системам. NASMUX получает команды и осуществляет контроль и мониторинг. Преиму-щества этой системы по сравне-нию с аналогами очевидны. К ним относится гибкость, скорость вы-полнения мониторинга, точность, экономия палубного пространства, времени и затрат.

Друзья мои, я не раз упоминал о наиболее эффективном способе убедить общественность в необ-ходимости снятия ограничений на бурение морских участков. При этом не стоит забывать о прогрессе нашей отрасли в области морского бурения, и, я думаю, это не надо до-казывать. Об этом говорилось и в дополнении к докладу Deep Panuke Volume 4, Environmental Assessment Report (от 2006 г.), и в материалах Oil Spill Intelligence Report (от 2005 г.), и на сайте MMS (www.mms.gov/stats/index.htm.).

За всю историю развития сек-тора морского бурения США про-изошло всего лишь два серьезных выброса нефти (в 1969 и 1970 гг.), результатом которых стал разлив 50 тыс. брл. В то же время в мек-сиканском секторе Мексиканского залива выброс из скважины Ixtoc-1 составил 4 млн брл нефти. Однако следует отметить, что бурение этой скважины осуществлялось мето-дом, не применяемым ни в США, ни в Канаде. За период 1972–2005 гг. в водах континентального шельфа США было пробурено примерно 32 тыс. скважин и добыто свыше 10 млрд брл нефти. За этот период произошло 17 выбросов (включая выбросы нефти и конденсата), ко-

ПРОСТЫЕ ВРЕМЕНА ПРОШЛИP. A. Fischer, редактор WO

торые не относятся к категории значительных. Результатом этих выбросов стал разлив 1103 брл флюидов. Эти данные приведены с учетом выбросов за этот период в Северном море (см. табл.).

Следует отметить, что периодич-ность выбросов или коэффициент добычи на скважину являются пере-менными факторами и не всегда от-вечают природоохранным нормам. Если обратиться к другим источни-кам, например, данным исследо-ваний, проведенных Pal Skalle and Anthony Podio в 1998 г., выбросы периодически происходят. Вопрос заключается в том, сколько при этом разливается нефти, особенно в процессе проведения E&P-работ. По данным доклада Oil in the Sea III, в Северной Америке в среднем проливается 21 тыс. брл/год нефти. Другими словами, с тех пор как стал развиваться E&P-сектор, пролилось 1, 12 млн брл нефти (произошло при-мерно 60 выбросов).

Однако не стоит забывать, что хотя нефть также является частью природы, ее разлив становится при-чиной значительных загрязнений и возникновения ряда серьезных проблем (например, озеро Мара-кайбо или Каспийское море). Нет никаких гарантий, что аналогичное будущее не ожидает континенталь-ный шельф США. Незначительные (для отрасли) показатели разливов нефти могут оказать пагубное влия-ние на окружающую среду и эко-логическое состояние побережья. Разработаны ли запреты на разли-вы? Нет. И раз уж выбросы и раз-ливы нефти возможны, следует их предотвращать. Специалистам сле-дует предусмотреть строительство очистных мощностей и разработать инновационное эффективное обо-рудование, чтобы минимизировать вредное воздействие на окружаю-щую среду.

Наша отрасль постоянно сталки-вается с негативными выступлени-

Периодичность выбросов нефти в Мексиканском заливе и Северном море

Источник: Scandpower

Период, годы Число выбросов Среднее число выбросов в год

18 лет (1980–1997 гг.) 31 1,710 лет (1988–1997 гг.) 1 0,15 лет (1993–1997 гг.) 4 0,8

Рис. 14




ями и акциями всевозможных эко-логических групп. Ежегодно суды США рассматривают различные иски против нефтегазовых компа-ний. Однако эти шаги не способ-ствуют повышению экологичности бурения.

Что является наиболее важным – потребление энергии. Добыча и

получение любого энергоресурса связана с вредным воздействием на окружающую среду. Атомные элек-тростанции производят вредонос-ные пары, добыча угля напрямую связана с выбросами СО

2, SO

2, рту-

ти, селена и других не менее вред-ных веществ. Гидроэлектростанции также нарушают экологическое

состояние рек и являются причи-ной масштабных испарений воды. Просто людям надо знать «простые времена прошли» и исследования показывают, что морское бурение в настоящее время связано с наи-меньшим экологическим ущербом, чем какой-либо другой способ до-бычи энергоресурсов.

Разработка нефтеносных пес-чаников и последующая очистка скважины от песка, как правило, связаны с определенными пробле-мами, включая значительное сокра-щение объемов добычи, преждев-ременный капитальный ремонт скважины и, даже, невозможность спуска в скважину оборудования. Традиционный метод решения этих проблем заключается в использова-нии системы очистки труб (желон-ки), которую спускают в скважину на канате. Однако для выполнения этих работ необходимо большое число сильных рабочих для подъема утяжеленной песком системы.

Объединив уже созданную тех-нологию с инновационным решени-ем, специалисты разработали новую систему очистки Well Cleaner PST (Power Suction Tool), спускаемую в скважину на канате. Эта система обе-спечивает эффективное извлечение из полости трубы песка и обломков твердой породы (см. рис.). За один спуск система способна извлечь до одной тонны песка и обломков (для сравнения - очищающая желонка из-влекает несколько литров песка).

Принцип работы системы ана-логичен работе пылесоса. Сква-жинные флюиды, смешанные с твердыми обломками и частицами песка, всасываются в желоночную секцию, где твердые примеси от-фильтровываются и очищенная жидкость сливается в скважину. Для улавливания мелких частиц песка в нижней части системы предусмотрены различные впуск-ные сопла.

Разработанная по принципу ва-куумной системы, новая технология может удалять песок из скважины и

ЭФФЕКТИВНАЯ СИСТЕМА ОЧИСТКИ СКВАЖИНЫB. Schwanitz, Kristine Henriques, Welltec

выбрасывать его на поверхность с большей эффективностью, чем все известные традиционные системы. Благодаря насосу, обеспечивающему значительное снижение давления, система намного легче (по сравне-нию с традиционными методами) перемещает извлеченный из жело-ночной секции песок. К этому можно добавить, что использование канат-ной тяги для спуска инструмента в скважину обеспечивает сокращение капитальных затрат при применении утяжеленных труб и привлечение меньшего числа рабочих.

Применение технологии в мор-ских условиях. Первые морские испытания этой системы проводи-лись в октябре 2008 г. для компании StatoilHydro на шельфе Норвегии. Песок, накопившийся в скважине, создавал пробку в 26 фут. При ис-пользовании традиционных систем наиболее сложно для оператора было определить, полностью ли лик-видирована пробка. Первоначально компаниями использовалась желон-ка для извлечения песка. Но эта си-стема оказалась недостаточно эф-фективной. Традиционная желонка удаляла всего лишь 1/4 пробки.

В результате компания Statoil-Hydro решила испытать новый

инструмент. Этот инструмент представляет собой спускаемый на канате трактор длиной 47,5 фут (1 фут = 0,3048 м) диаметром 4 . После трех рейсов песчаная проб-ка была полностью удалена, и поток флюидов возобновился.

«PST представляет собой новую инновационную систему, благодаря которой наши возможности расши-ряются, и облегчается эксплуатация скважин, – комментировали работу системы специалисты StatoilHydro после проведения испытаний. – Система полностью оправдала наши ожидания, как с технической, так и с финансовой точки зрения».

После испытаний новая систе-ма уже использовалась дважды. Из скважины было извлечено более 1300 фунт (1 фунт = 0,453 кг) песка. Технология Well Cleaner PST была объявлена призером выставки, по-скольку соответствует пяти основ-ным критериям – новизна, инно-вационность, успешное проведение испытаний, международный инте-рес и высокая эффективность. Си-стема была разработана компанией Welltec при финансовом содействии StatoilHydro и Shell. Для получения более подробной информации мож-но посетить сайт: www.welltec.com.

Система очистки Well Cleaner PST




В Порте Изабель (Техас), рас-положенном недалеко от мекси-канской границы, завершено строи-тельство инновационной мощности Subsea 7 по изготовлению труб, предназначенных для подводных трубопроводов. Территория, зани-маемая заводом, составляет 58 акров (1 акр = 4046,86 м2). На оборудова-нии заводе могут подвешиваться свечи длиной до 4000 фут и произ-водиться трубы длиной до 1000 фут. Продукция завода предназначается для глубоководных трубопроводов и поставляется потребителям Север-ной Америки (см. рис.).

На заводе могут производить-ся и складироваться трубы диаме-тром более 20 (16 стальное тело и 4 - изоляционное покрытие) и дли-ной свечи более 1,2 км (с возмож-ным увеличением до 1,8 км). Завод оснащен специальным сварочным оборудованием для сварки любых сплавов (от традиционных до спе-циальных инновационных повы-шенной прочности). Планируется также размещение оборудования для производства комбинирован-ных труб (со специальной пласти-ковой трубой внутри), а также труб типа «труба в трубе».

Производительная мощность завода составляет 18 тыс. т труб

ИННОВАЦИОННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ПО ИЗГОТОВЛЕНИЮ ТРУБ ДЛЯ ТРУБОПРОВОДОВ

в год. На заводе также построен 500-футовый причал для кораблей-трубоукладчиков, оснащенный специальным оборудованием для транспортировки и подачи труб.

Цех по производству 1000-футо-вых труб оснащен специальной про-изводственной линией, состоящей из 12 соединительных станций с интервалом между ними в 80 фут и 50-тонной гидравлической системой для подачи труб. Производственная линия полностью автоматическая и оснащена оборудованием для осу-ществления полуавтоматической и ручной сварки.

Эксплуатации завода началась летом 2008 г. Менеджер завода Г. Доннелли отметил, что «это пред-приятие, как и многие новые мощ-

Завод по производству сверх-длинных труб для строительства глубоководных трубопроводов

ности США, находится в регионе Мексиканского залива, подвер-женном воздействию ураганов. Поэтому при создании проекта предусмотрена устойчивость кон-струкций к скорости ветра свыше 130 м/с. Почти все электрообору-дование, расположенное на полу, оснащено изоляционным покрыти-ем с возможностью пребывания в воде глубиной 2–3 фут».

На предприятии будет произ-водиться 60–80 видов работ и уже реализуется первый контракт – производство 58 км 8-дюймовых труб для компании Marathon. Тру-бы предназначены для трубопрово-да месторождения Дрошки (южная часть побережья Луизианы) и буду укладываться трубоукладчиком Seven Oceans.

Как отметил Я. Гоббан, вице-президент по североамериканскому региону, в связи с перспективным развитием морского сектора отрас-ли в ближайшее время понадобится большое количество качественных труб для подводных трубопроводов. Поэтому нельзя недооценивать важность Subsea 7. Этот проект является значительным вкладом в расширение инфраструктуры не-фтегазовой отрасли Северной Аме-рики и США.

Применение раздвижного сква-жинного расширителя GaugePro XPR не связано с обычными про-блемами, которые возникают при использовании традиционных си-стем, включая сложность системы, необходимость активации, ошиб-ки, дисфункцию стабильности и вибраций и другие (см. рис.). Но-вая система выключена до подачи команды и ее калибровка точна. Спускоподъемные операции систе-мы также достаточно просты. По-скольку система синхронизирует-

ПРИМЕНЕНИЕ РАЗДВИЖНОГО РАСШИРИТЕЛЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ МЕКСИКАНСКОГО ЗАЛИВАJ. Evans, Baker Hughes

ся с буровым долотом, в скважине создаются оптимальные условия для бурения.

Скважина Грин Каньон. Не-смотря на контроль бурения таких месторождений, как Грин Каньон, при использовании традиционных скважинных расширителей опе-раторы постоянно сталкиваются с необходимостью предотвращения избыточной вибрации. Например, при бурении одной из скважин ис-пользовалось буровое долото со стальными зубьями MX-1 (IADC

Type 117), изготовленное компани-ей Hughes Christensen. Долото было синхронизировано со скважинным расширителем. Направляющее до-лото было сравнительно агрессив-ным, что позволило перенести на него основную нагрузку. Кроме того, не возникло необходимости забуривания и предотвратило ви-брацию и проскальзывание за-бойной компоновки (bottomhole assembly – BHA). Разместив ста-билизатор выше системы AutoTrak, вращающуюся компоновку выше




системы MWD/VSS и ниже сква-жинного расширителя, оператор повысил стабильность бурильной компоновки.

В итоге, стабилизатор был раз-мещен на 30 фут выше концент-рического расширителя для ста-билизации компоновки по мере заглубления. Скважинный расши-ритель разместили на 80 фут выше направляющего долота.

Скважина была пробурена с от-клонением в 17о, которое на глуби-не свыше 3373 фут было снижено до 10 . Затем был закачан буровой раствор на водной основе со скоро-стью 750 галл/мин. Затем операции продолжались в течение 102 часов, со средней скоростью бурения 33,1 фут/час и закачкой 20 тыс. фунт водного бурового раствора.

Даже при условии, что нали-пание глин на буровое долото не-возможно было предотвратить, скважина была закончена, однако потребовалось расширить сква-жину и выполнить два спуска в об-

Рис. 3. Раздвижной расширитель GaugePro XPR (справа) и GaugePro XPS (слева)

Итак, скважина была успешно закончена. К сожалению, положи-тельный результат еще не был до-стигнут. В процессе бурения была отмечена незначительная вибрация, но не из-за повреждения забойной компоновки. Все инструменты ра-ботали безупречно. Первоначально предполагалось, что это произошло из-за перепада давления.

Описание инструмента. Рас-ширитель GaugePro XPR имеет не-большое число узлов, несложный механизм и однородный корпус, вы-полненный из прочного материала. Инструмент оснащен специальными сменными твердосплавными про-кладками, чтобы предотвратить свар-ные работы и облегчить техническое обслуживание. Сменные насадки расположены с учетом улучшения удаления отбуренных частиц.

При использовании GaugePro XPR операторы могут одновремен-но бурить и расширять скважину или расширять и удлинять уже про-буренную скважину.

садную трубу, где из-за вращения бурильной колонны и возвратно-поступательного движения могли возникнуть незначительные по-вреждения. Однако повреждения не были обнаружены.

Rope, отделение Cortland Deploy-ing, разработало новую инноваци-онную технологию для реализации на глубоководных и сверхглубоко-водных участках. Существующие методы использования стальных тросов для подъема или транспор-тировки труб в таких условиях не-возможны из-за веса тросов. Это заставляет сервисные компании заниматься разработкой альтерна-тивных решений и методов.

Компания Cortland Puget Sound Rope недавно разработала первую в мире систему (самой большой дли-ны и диаметра) для использования в экстремальных условиях глубоко-водных месторождений и устойчи-вую к высоким нагрузкам.

Новая система может выдержи-вать нагрузку в 250 т и может исполь-зоваться в водах глубиной 3000 м. Первоначально система была раз-работана длиной 3100 м и состояла из 88-миллиметровой переплетен-ной (12 12) особо прочной про-

ИННОВАЦИОННЫЕ ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТЕХНОЛОГИИR. Longerich, Puget Sound

волоки ВОВ (Braid Optimized for Bending).

Впервые система использова-лась на новом судне Skandi Santos, выполняющем операции на не-фтяном месторождении компании Aker. Максимальная длина троса, который может быть использован на лебедке, составляет 7000 м. Та-кая длина троса позволит реализо-вывать современные программы, такие как DISH (Deepwater Instal-lation of Subsea hardware) JIP. Ком-пания Puget Sound Rope работает с такими крупными компаниями как Shell, BP, Statoil/Hydro, Subsea 7, AKOFS, Acergy и другие.

Инновационная система ВОВ уже успешно эксплуатируется с 50-тонной системой CTCU. Про-грамма реализуется компанией Wood и институтом Hole Oceano-graphic Institute в водах глубиной 7500 м; для реализации программы необходим трос длиной 48 м для операций по отбору керна.

Система Subsea 7 установлена на судне Toisa Perseus и успешно используется на протяжении 18-ме-сячного периода для размещения подводных узлов и инструментов на Independence Hub и месторождении нефти Агбами в Дельте Нигер.

Использование системы ВОВ и лебедки Odim CTCU обеспечивает уникальные возможности работы в процессе реализации глубоко-водных операций. Лебедка Odim CTCU полностью соответствует свойствам ВОВ и оснащена совре-менными устройствами управления тросом с учетом высоких нагрузок, значительной длины троса и других факторов. Эта информация может быть использована для мониторин-га условий работы инновационных систем и других факторов.

Трос BOB 12 12 имеет проч-ность в семь раз большую, чем ана-логичные традиционные системы, соответственно, используемая с этими тросами лебедка также долж-




на быть рассчитана на предель-ные нагрузки и работу в условиях сверхглубоких вод.

Новая система позволяет вы-полнять различные операции, на-пример, демонтаж и перемещение секций труб. Несмотря на проч-ность системы возможна ее полом-ка, соответственно, предусмотрена система стопоров и ремонта троса непосредственно в процессе про-ведения работ.

В случае необходимости секции троса могут быть соединены для вы-полнения особых операций. Узлы

лебедки, такие как шкивы, рассчи-таны на тросы различного диаме-тра, которые могут использоваться без специальных приспособлений и подгонки.

Использование легких тросов и сравнительно маломощных, высо-коскоростных лебедок обеспечи-вает экономию средств и времени, даже при работе на сверхбольшой глубине.

Менеджер по проведению сер-висных операций на нефтяном ме-сторождении компании SESV-Aker Д. Йохансон отметил, что «разра-

ботка новой технологии позволит проводить разведку нефти в сверх-глубоководных регионах мира. А использование системы ВОВ с лебедкой Odim обеспечит опера-торам независимость и избавит от возможных проблем».

Менеджер Odim Alitec AS С. Торбен добавил, что «рынок по-полняется новыми технологиями, обеспечивающими все более ши-рокие возможности и уникальные преимущества, особенно для рабо-ты в глубоководных и сверхглубо-ководных регионах».

Энергетическая служба США (Energy Information Administration – EIA) оценивает газовые запасы страны в более чем 6000 трлн фут3. По расчетам специалистов этих за-пасов должно хватить на 65 лет. К сожалению, месторождения газа расположены в таких регионах, куда прокладка трубопроводов эко-номически невыгодна.

Среди наиболее серьезных проблем, с которыми сталкивают-ся компании, можно отметить тот факт, что примерно 3000 трлн фут3 газа считаются сложными с эконо-мической точки зрения запасами (economically stranded reserves – ESR).

Поскольку разработка или транспортировка ESR-запасов относится к нетрадиционным тех-нологиям, например, сжижение природного газа на заводах СПГ, сжижение газа на плавучих систе-мах добычи, хранения и отгрузки продукции (floating production, storage and offloading – FPSO) и другие. Наземные заводы по сжи-жению природного газа (liquefied natural gas – LNG) представляют сложную инфраструктуру, тре-бующую значительных инвести-ций.

Одним из новых подходов была разработка компании Flex LNG Ltd., образованной в 2006 г. осно-ванная на промышленном исполь-зовании мобильной технологии сжижения. Flex LNG Ltd. разрабо-тала конструкцию плавучего заво-да по сжижению природного газа

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ЗАПАСОВ

(floating liquefaction plant – FLNG). FLNG-судно, названное LNGP1, было построено для компании Flex LNG компанией Samsung Heavy Industries (Южная Корея). Произ-водственная мощность предприя-тия составляет 1,7 тыс. т/год. Это судно предназначено для работ в труднодоступных глубоководных регионах, сжижения и транспор-тировки продукции к месту даль-нейшей переработки или транс-портировки.

Уникальный процесс. После предварительной очистки добытого газа от загрязнений, газ охлаждает-ся до жидкой фазы. Процесс вклю-чает два цикла охлаждения. Каж-дый цикл включает сжатие азота при помощи двух мощных компрес-соров Dresser-Rand DATUM D-22, работающих при помощи газовой турбиной DR63G LM6000PDDLE, отходящее тепло регенерируется. Процесс контролируется при помо-щи системы Dresser-Rand. Сжатый азот подается через турбодетандер, где его температура снижается до предельной (примерно -163 оС). Охлажденный азот подается в те-плообменник для отвода тепла из углеводородного газа, охлаждая его то температуры сжижения. Танке-ры соединены с системой добычи и хранения. После завершения этих циклов сжиженный газ отправля-ется на хранение; добыча газа на протяжении процесса сжижения не прерывается.

«Компрессоры Dresser-Rand также являются новой техно-

логией, впервые поступившей на рынки», - отметил П. Бардон, вице-президент бизнес-отдела Dresser-Rand. Вначале в качестве источника энергии для компрес-соров в процессе использовались газовые турбины LM6000. «Но эти турбины были достаточно громозд-ки, для подъема их на борт судна требовалось много времени, – от-метил г-н Бардон. Но после исполь-зования новых турбин операторы получили экономию во времени, за счет подъема система на борт. Кроме того, соединение новой тур-бины с производственной линией также занимает меньше времени за счет разработки эффективных систем соединения. Компрессоры поставляются заводом Le Havre (Франция).

Компрессоры Dresser-Rand DATUM D-22, использующиеся на плавучей системе FLNG




С расширением отраслевой разведки на нефть и газ на мор-ских участках, затраты, связанные со сложностью бурения глубоко-водных регионов в значительной степени возрастают. Например, затраты на ликвидацию утечки на подводном глубоководном райзе-ре (Lower Marine Riser Package – LMRP) могут составлять до 12 млн долл. В эти затраты также входит время простоя буровой установ-ки и перерыва в добыче. Соответ-ственно, возникает необходимость проведения испытаний забойной компоновки (bottomhole assembly – BOP), соединительных муфт рай-зера, целостность и устойчивость сальниковых уплотнений к воз-действию давления и др. еще на по-верхности до проведения операций по спуску в воду всей компоновки, включая LMRP.

TripSAVR – новый пакер, раз-работанный специально для пре-дотвращения потери времени на ликвидацию утечек подводных ВОР. Перед принятием решения утечки ВОР регистрируются в процессе спуска системы на дно моря, где проводится тест. Однако с помощью новой системы все воз-можные утечки в местах соедине-ний могут фиксироваться еще на поверхности в течение часа. Ис-пытание отдельных сальниковых уплотнений и соединений может

ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ БЛАГОДАРЯ ИСПЫТАНИЮ ВОРD. Vaucher, TAM International, Inc.

осуществляться еще до соединения пакера с компоновкой. Испытание ВОР можно охарактеризовать не-сколькими факторами.

• Специально разработанный проходной адаптер позволяет ис-пользовать гидравлический насос и насос для выполнения различных операций.

• Трубное соединение с вну-тренней муфтой, используемое как локатор ВОР, которое позво-ляет выполнять испытания любого уплотнения ВОР,

• Инверсионный инструмент, который позволяет проводить за-меры давления выше и ниже ком-поновки ВОР.

• Экспонируемую поверхность, которая используется для поддерж-ки пакера во время проведения ис-пытаний на давление.

Эти решения в значительной степени повышают эффективность испытаний ВОР.

Пакер размещается внутри ВОР выше сальникового уплотне-ния. Чтобы проверить целостность уплотнения ниже инструмента при-лагается давление. После проведе-ния испытаний инструмент можно переместить в другую точку (выше ВОР или к другому уплотнению со-единений). Вместо проведения ис-пытаний на испытательном стенде (перед спуском LMRP на дно), опе-ратор проверяет последовательно

всю компоновку. При обнаружении утечки она немедленно фиксиру-ется. Это предотвращает простой установки на протяжении многих часов, если не дней.

Новый инструмент позволяет проводить испытания, которые пре-жде были невозможны при исполь-зовании традиционных методов. Соединение ВОР/райзера всегда создает операторам ряд проблем. Новый инструмент позволяет про-водить оценку качества соединения до присоединения ВОР к стояку. Эта возможность также предотвра-щает временные потери и простой буровой установки. Кроме того, это экономит производственные затраты.

Конечно, инженеры осуществля-ют контроль операций по спуску ин-струмента и соединения с ВОР не-посредственно на месте. Испытания можно проводить при помощи толь-ко двух бригад рабочих и всего лишь за час, что в значительной степени экономит время и затраты. При помощи нового инструмента было проведено 14 успешных испытаний сальниковых уплотнений и шесть успешных испытаний соединений LMRP. Все испытания проводились в Мексиканском заливе. Практиче-ски все ведущие морские операторы включили испытания с использова-нием TripSAVR в стандартные про-граммы тестирования ВОР.

Один из основных источников эмиссии – сжигание. Последнее время все большее число компаний облагается штрафами за сжигание на факеле. Международная нефтя-ная сервисная компания Expro по-могла операторам предотвратить или в значительной степени сни-зить объемы сжигания, разработав систему Megaflow.

СОКРАЩЕНИЕ ЭМИССИИ И ИСПЫТАНИЯN. Dixon, Expro

Система Megaflow – сепаратор, который разбирается на пять бло-ков для минимизации веса и раз-мера системы во время транспор-тировки. Процесс состоит из двух этапов. На первом этапе свободная жидкость превращается в газ за счет применения центробежной силы и собирается на дне отстой-ника резервуара для жидкостей.

На втором этапе количество жидкости, преобразуемой в газ, удаляется за счет применения той же центробежной силы.

Сепаратор разработан для ис-пользования в условиях высоких температур и давления (high tem-perature high pressure – HTHP) газовых/конденсатных скважин. Новая система имеет значитель-




но более высокую эффективность по сравнению с традиционными горизонтальными сепараторами. Новый сепаратор предназначен для сепарации сернистых жидкостей и рассчитан на рабочее давление до 2160 psi (1 psi = 6,89 кПа) и темпе-ратуру 50 – 350 °F. Максимальная пропускная способность для газа составляет 175 тыс. фут3/сут, для нефти 25 тыс. брл/сут. Для воды максимальная пропускная способ-ность составляет 6290 брл/сут.

Месторождение Карачаганак. Месторождение Карачаганак одно из крупнейших месторождений нефти, газа и конденсата в мире. Пластовые флюиды обладают вы-сокой коррозионной способностью, превышают пределы по парциаль-ному давлению и имеют высокое содержание СО

2 и H

2S. Компания

Expro приступила к совместным работам с Karachaganak Petroleum Operating B.V. (KPO), чтобы найти решение по сокращению эмиссии. KPO необходимы данные исследо-ваний для проведения промысловых испытаний и разработки решения. Центром исследований стала уни-кальная передвижная система, раз-работанная Expro, Megaflow, пред-назначенная для работы в условиях НТНР. Инновационная система по-

зволяет направлять весь газ непо-средственно на переработку для по-лучения жидкости, что значительно лучше, чем сжигать газ на факеле.

Давление на устье эксплуа-тационных скважин составляет 40 МПа, давление потока флюидов колеблется в пределах 18 – 59 МПа. Максимальная добыча газа из сква-жины составляет 900 тыс. м3/сут и 2500 м3/сут жидкости.

Expro разработала сепарацион-ную систему Megaflow, благодаря которой флюиды могут направлять-ся непосредственно в систему пере-работки. Сепарированный поток за-меряется и направляется обратно в систему переработки по экспортной производственной линии, благодаря чему необходимость сжигания неф-ти или газа на факеле отпадает.

Сепаратор Megaflow разработан для высокодебитных скважин. В то же время существует большое чис-ло малодебитных скважин, каждая из которых характеризуется свои-ми проблемами. Expro занимается разработкой системы для проведе-ния эффективных скважинных ис-пытаний, как высокодебитных, так и малодебитных.

Технологии Megaflow была при-своена награда BG Group Chief Ex-ecutive Awards.

Другие месторождения. Рекла-ма новому сепаратору была сде-лана еще до проведения промыс-ловых испытаний. В июне 2000 г. группа компаний, включая Expro, Baker Atlas и BJ Alliance заключили контракт на поставку скважинно-го оборудования и оказание сер-висных услуг на пяти скважинах месторождения Малампайя на Филиппинах. Альянс должен был поставлять оператору тросы, тру-бы, растворы и оборудование для отбора проб и проведения иссле-дований. Основной задачей была очистка скважин, восстановление добычи, повторный отбор проб и получение информации о скважин-ных параметрах. Скважинные пара-метры включали 120 тыс. фут3/сут газа, 7000 брл/сут конденсата и 1000 брл/сут воды. Операции вы-полнялись с полупогружной буро-вой платформы с использованием специализированного исследова-тельского оборудования. Все пять скважин были успешно исследова-ны и работы завершены.

Сепаратор Megaflow был также успешно испытан на месторожде-нии Байя Ундан в Тиморском море (Австралия). Expro обеспечивала техническую поддержку этого про-екта.

Последние 20 лет отмечается успех глубоководных разработок. Уроки, полученные в Мексикан-ском заливе, направляют усилия не-фтегазовых операторов отрасли на разработку запасов глубоководных месторождений во все более отда-ленные регионы. Даже при условии современного экономического кли-мата активность разработки глубо-ководных регионов увеличивается и, в соответствии с прогнозом, к 2012 г. увеличится вдвое.

На ОТС рассматривался ряд тех-нологий, разработанных компани-ей Schlumberger, направленных на преодоление проблем, связанных с разработкой глубоководных и сверхглубоководных регионов.

Разведочные операции. Бла-годаря проведению разведочных

ЛУЧШЕЕ РЕШЕНИЕ – ГЛУБОКОВОДНЫЕ РАЗРАБОТКИM. Riding, Mark Alden, Schlumberger

операций риски снижаются. Это обеспечивается благодаря точной оценке свойств пласта и геологиче-ских условий. Во многих глубоковод-ных бассейнах нефть и газ залегают ниже соляных и базальтовых струк-тур. Соляные структуры обладают высокой отражающей способно-стью с контрастным акустическим импедансом, из-за чего образуются особые зоны с минимальной прони-цаемостью сейсмических лучей.

Широкоазимутальная техноло-гия проведения акустических ис-следований Coil Shooting, разрабо-танная WesternGeco, представляет новый метод получения сейсмиче-ских данных. Технология позволя-ет получить более точную картину геологической характеристики пласта, обеспечивая оптимальные

условия бурения и планирования скважины.

Эффективность бурения и оцен-ки. Сложные соляные структуры Мексиканского залива связаны с возникновением многих техни-ческих проблем, таких как поте-ря циркуляции, оползни соляных пластов и перепады давления. Эти проблемы могут быть решены бла-годаря разработке инновационных технологий бурения, таких как си-стемы управляемого вращательного бурения (rotary steerable system – RSS), усиленные алмазные поли-кристаллические буровые долота (polycrystalline diamond compact – PDC) и мониторинг в реальном мас-штабе времени.

Основная цель – максимизиро-вать контакт с продуктивным ин-




тервалом благодаря оптимальному бурению и конструкции скважины, а также разработку условий для долговременной продуктивности. Это решение направлено на прео-доление проблем и повышения ста-бильности скважинных условий.

Сейсмическая система VISION проведения сейсмических исследо-ваний во время бурения направлена на снижение неопределенностей с увеличением глубины скважины и решение потенциальных проблем, таких как зоны обрушения. Это очень важно, поскольку один день бурения глубоководных месторож-дений стоит примерно 1 млн долл.

На ранних этапах особенно важны оценка пласта, отбор проб пластовых флюидов и анализ. В условиях глубоководных месторож-дений понимание свойств пласто-вых флюидов влияет на все факто-ры, начиная от производственных затрат до интенсивности потока, подбора материалов и оборудо-вания, заканчивания скважины и конструкции мощностей.

Технология отбора проб Quick-silver Probe совмещает быстрый отбор проб пластовых флюидов, обеспечивая лучшее понимание свойств углеводородов. Кроме того, разработана модель проведе-ния анализа, которая обеспечивает полное понимание свойств благо-даря сканированию флюидов раз-личных продуктивных зон. Полная оценка пласта позволяет операто-рам быть уверенными в процессе бурения скважин и дальнейшей их эксплуатации.

Заканчивание скважин. Глу-боководные скважины требуют особого подхода к разработке их конструкции и подбору оборудо-вания. Система контроля SenTU-RIAN обеспечивает контроль над скважиной и эффективность глу-боководных разработок в условиях НТНР. С целью минимизации риска система может приостанавливать операции в течение нескольких се-кунд. SenTURIAN наряду с такими технологиями такими как датчики WellWatcher Flux обеспечивают

оптимальные условия для заканчи-вания скважин.

Система мониторинга позво-ляет осуществлять моделирова-ние подводных условий, индук-тивная телеметрия используется для определения условий транс-миссии. Технология обеспечивает передачу данных о температуре при помощи датчиков, размещен-ных на дне вдоль соляного пласта. Моделирование используется для определения профиля скважины и условий истощения продуктивного пласта.

Вся информация может переда-ваться с буровой установки на бе-рег и обратно в реальном времени. Это решение обеспечивает эконо-мию времени и средств. Разработа-на специальная технология, благо-даря которой можно осуществлять дистанционный мониторинг, что также влияет на экономию време-ни, средств, способствует быстро-му решению различных проблем и сокращению численности персо-нала.

В феврале 2009 г. компания Samson провела церемонию от-крытия новой мощности, которая позволит значительно расширить производство продукции для морской нефтегазовой отрасли. Затраты на проект расширения предприятия составили несколь-ко миллионов долларов. Проект включает внедрение новых техно-логий производства, расширение инженерного отдела и отдела про-даж. Территория, занимаемая мо-дернизированным предприятием, принадлежащим компании Sam-son и расположенным в Лафай-ет, (Луизиана, США), составляет 35 тыс. фут2. На модернизирован-ном предприятии будут произво-диться синтетические канаты. На территории завода будет распола-гаться оборудование для плетения каната и производства синтетиче-ских канатов большого диаметра и большой длины. Компания зани-мается исследованиями и испыта-ниями новых типов синтетических канатов повышенной прочности.

РАСШИРЕНИЕ ЗАВОДА ПО ПРОИЗВОДСТВУ КАНАТОВ

На территории завода построе-ны два цеха с целью размещения оборудования для плетения кана-тов и вспомогательного оборудо-вания, такого как Herzog 48 (для плетения 48-ниточных синтети-ческих канатов), Herzog 2000 и 65-тонное оборудование для на-тяжения канатов. С завершени-ем модернизации предприятия компания Samson приступила к производству высокопрочных синтетических канатов, включая страховочные фалы, длинные тросы для лебедок и специальные канаты для оборудования буровой установки.

Новое оборудование горизон-тального плетения Herzog и вспомо-гательное оборудование способны производить синтетические тросы для систем заякоривания увеличен-ной длины и прочности. Эти тросы способны выдерживать нагрузку до 2000 т и более. На новом обо-рудовании можно изготавливать и традиционные полиэстровые страховочные фалы и специальные

фалы MoorLite, изготовленные по технологии Samson. Эти фалы из-готавливаются из специального во-локна Dyneema SK-78 HMPE.

Страховочные фалы MoorLite обладают незначительным весом, пластичностью и прочностью и предназначены для систем заяко-ривания в глубоководных и сверх-глубоководных условиях. Эти кана-ты помогут операторам экономить время и затраты.

Herzog 2000 – оборудование для производства 12-ниточных канатов увеличенной длины. Канаты, спле-тенные на этом оборудовании, не перекручиваются и обладают по-вышенной прочностью. Эти кана-ты постепенно вытеснят тяжелые тросы, которые используются в настоящее время. Новые канаты будут изготавливаться диаметром более 200 мм без изоляционного покрытия и способны выдержать нагрузку свыше 2050 т.

Компания Samson также раз-работала технологию (Cyclic Bend-Over Sheave – CBOS) – усо-




вершенствованный вариант Deep Cool, канатов, превосходящих традиционные системы и синте-тические тросы. Новая технология уже устанавливается на лебедках морских буровых установок. Эта технология модернизирована специально для использования в сверхглубоководных условиях на морских буровых установках, где традиционные системы не будут эффективны.

Для разработки новой техноло-гии компания создала специальный отдел. Специалисты занимаются ис-следованиями и разработкой. Создан также отдел продаж. Специалисты этого отдела связаны с различными

Партнеры Samson также обеспе-чивают инновационный дизайн и производство синтетических тро-сов. Партнерами Samson являются: компания Southwest Ocean Services, распложенная в Хьюстоне, Техас (www.swos.net); Gaylin International PTE Ltd, расположенная в Сингапу-ре (www.gaylin.com) и Endenburg BV, в Нидерландах (www.enden-burg.com).

Эти компании также расширяют сеть потребителей, обеспечивают сервисные услуги и техническую экспертизу во всех регионах мира. Для получения более подробной информации обратитесь на сайт: www.samsonrope.com.

Новая система устойчивая к тре-нию и высоким нагрузкам на крюк разработана для обеспечения под-держки во время проталкивания песчаных пробок и выполнения других операций по заканчива-нию скважин. Новый инструмент разработан для использования там, где нежелательно или невозможно использовать утяжеленные бу-рильные трубы, которыми протал-кивается собравшийся в скважине песок или вращение компоновки с целью преодолеть песчаную пробку нежелательно.

Система SwivelMASTER – ин-струмент, который спускается для проталкивания собравшегося песка или бурильные трубы, ко-торые спускаются в отклоненные от оси протяженные или извили-стые скважины. Этот инструмент обеспечивает вращение колонны для спуска, снижая воздействие динамического сопротивления и трения. Кроме того, обеспечивает необходимый вес.

В скважинах с отклонением от оси обеспечить необходимый вес для преодоления песчаной проб-ки достаточно трудно без воздей-ствия трения из-за вращения, но и использовать вращение хвостови-ка или песка также нежелательно без риска повреждения скважи-ны. Если в скважине складыва-

РАЗРАБОТКА УНИКАЛЬНОГО ВЕРТЛЮГАD. Gillespie and K. Bradford, Caledus Ltd., R. Elliott, Vermilion Oil and Gas

ются нежелательные условия для вращения, вертлюг позволяет осу-ществлять вращение колонны для спуска выше инструмента, чтобы достичь необходимого давления на инструмент.

Если необходимо новый инстру-мент может функционировать с ис-пользованием перепада давления, чтобы облегчить вращение и пере-дать вращательный момент буриль-ным трубам ниже.

Восемь новых систем уже ис-пользуется в Австралии и пример-но тридцать в мире. В конце мая 2008 г. новый инструмент исполь-зовался на северо-западном шель-фе Австралии. Этот шаг был пред-принят, поскольку большая часть скважин были горизонтальными. Первоначально оператор пытался применить традиционные техно-логии, но безуспешно. Затем была спущена инновационная система в соединении с утяжеленными бурильными трубами, модифици-рованными специально для этого спуска. В первых трех случаях спуск прошел удачно, однако в четвертой скважине нагрузки не хватило на 210 фут песка, поэто-му пришлось использовать метод вращения колонны для спуска со скоростью 5 об/мин. В результате нагрузка на крюк увеличилась с 90 тыс. до 130 тыс. фунт (1 фунт =

= 0,453 кг). После этих операций пробка была полностью преодо-лена.

В конце 2008 г. другой оператор Австралии решил использовать новую систему для преодоления песчаного экрана в двух неглубо-ких, но очень извилистых скважи-нах. Моделирование показало, что вращение или использование тра-диционных методов невозможно для преодоления этой проблемы и заканчивания скважин без при-менения вращения. Чтобы достичь проектной глубины оператор вы-брал термопластичный центратор, устойчивый к трению, в соедине-нии с вертлюгом. Пластовые усло-вия были осложнены постоянно осыпающимся песком. После про-хождения 7543 фут пришлось на-чать вращение колонны для спуска со скоростью 15 об/мин, которое продолжалось до достижения про-ектной глубины и полного преодо-ления пробки.

Во второй скважине вращение пришлось начать после прохожде-ния 7011 фут. Вращение осущест-влялось со скоростью 15 об/мин, постепенно увеличивая ее до 20 об/мин на отметке 7664 фут, чтобы усилить нагрузку до 20 тыс. фунт. Эти операции также продол-жались до достижения проектной глубины.

Церемония открытия модернизирован-ного предприятия по производству синтетических канатов компании Samson

морскими регионами мира, где пред-лагают свою продукцию.

Компания Samson поддержива-ет тесные партнерские отношения.




ИННОВАЦИОННЫЙ РАСХОДОМЕРПостоянный мониторинг давле-

ния, температуры и потока способ-ствует диагностике в реальном вре-мени скважинных характеристик, обеспечивая оптимизацию добычи и повышение продуктивности. Еще в 1995 г. компания Baker Hughes уста-новила в скважине свой первый рас-ходомер на месторождении Фортис в Северном море. Затем компания установила еще 250 расходомеров. В настоящее время компания разраба-тывает серию систем SureFlo*, кото-рые имеют очевидные преимущества в измерении перепада давления, соот-ветствующих стандартам ISO 5167.

Инновационные расходомеры обеспечивают получение различной информации. Постоянный монито-ринг в реальном времени данных о потоке способствует оптимизации добычи. Такой мониторинг будет способствовать сокращению затрат на бурение скважины и устранит необходимость применения многих подводных или наземных расходо-меров.

Система SureFlo-290 обеспечива-ет получение данных с использова-нием инновационной измерительной

технологии, которая предназначена для оптимизации скважинных па-раметров, мониторинга возможной эрозии и операций.

Точность измерений при помо-щи системы SureFlo-298 достигает 98 %. Система имеет инновацион-ную конструкцию, оптимальную для проведения замеров интенсивности потока и свойств флюидов в любых скважинных условиях. Использова-ние этой системы в Мексиканском заливе было одобрено Службой по управлению природными ресурсами США (Minerals Management Service – MMS). Система SureFlo-298 стала первым электронным расходомером, сочетающим получение качествен-ных данных и эффективность.

Расходомер SureFlo-390 – пер-вый многофазный расходомер, ис-пользующий различные технологии замера давлений. Точность измере-ний этой системы достигает 90 %. Использование этой системы спо-собствует снижению затрат

Компания BHP Billiton выбрала расходомеры, поставляемые Baker Hughes, для мониторинга параметров и анализа давления в Мексиканском

заливе на месторождениях участка Грин Каньон. На этом участке были пробурены две скважины. Пластовое давление и скважинные данные гово-рили о том, что скважины были гидро-динамически связаны с водоносным горизонтом. Однако без использова-ния расходомеров невозможно было точно определить скважинные пара-метры и динамику добычи.

MMS рекомендовала использо-вать расходомер, как метод опреде-ления динамики добычи. Это было полезно также для определения параметров заканчивания скважи-ны. С использованием расходомера были проведены измерения с мини-мальным риском с точки зрения со-стояния скважины. Оператор так-же захотел провести оценку пласта с целью прогнозирования добычи и минимизации рисков.

В результате проведения опера-ций с расходомером Baker Hughes оператор достиг поставленной цели и выполнил необходимые измере-ния. BHP Billiton подготовил отчет, в котором указал результаты про-ведения операций.

Президент компании Petrobras Americas, О. Азеведо ознакомил участников конференции ОТС 2009 с перспективами развития нефте-газовой отрасли Бразилии. В на-стоящее время компания Petrobras добывает примерно 22 % мировой нефти на морских месторождени-ях. В результате последних откры-тий запасов нефти в подсоляных горизонтах Бразилия планирует увеличить добычу нефти к 2020 г. до 1,8 млн брл/сут. Для реализации этих планов потребуются инвести-ции в размере 114 млрд долл., потре-буются 10 новых FPSO с возможно-стью добычи до 100 тыс. брл/сут, 10 глубоководных буровых устано-вок и 177 транспортных судов.

Разработка расположенной в водах глубиной 1900 и 2400 м и в 290 км от побережья Рио-де-Жанейро группы подсоляных

ПЛАНЫ РАЗВИТИЯ ОТРАСЛИ БРАЗИЛИИP. Fischer

месторождений началась с ме-сторождения Тупи, занимающе-го площадь примерно 15 тыс. км2. Группа включает девять участков, восемь из которых принадлежат компании Petrobras, (оператор месторождений Тупи, Юпитер, Иара, Кариоса, Бем-Те-Ви, Ка-рамба, Огум, Парати и Гуара). Продуктивные горизонты преиму-щественно состоят из карбонатов. Испытания на шести скважинах дали хорошие результаты. Ре-зультаты показали наличие нефти 20 оAPI. Вертикальная глубина за-легания продуктивных горизонтов колебалась в пределах 16 тыс. – 18 тыс. фут (1 фут = 0,3048 м). За-пасы месторождения Азеведо со-ставляют примерно 8 – 12 млрд брл углеводородов. Еще 14 млрд брл углеводородов относятся к категории не доказанных.

В настоящее время внимание фокусируется на месторождении Тупи, которое разрабатывается с 2006 г. Компания Petrobras после проведения тестирования Extended Well Test (EWT), приступила к до-быче из скважины, которая соста-вила 14 тыс. брл/сут. За последнее время на этом месторождении было пробурено семь скважин, пять из которых оказались продуктивны-ми. В две другие планируется зака-чать воду.

На месторождении планиру-ется пробурить еще одну скважи-ну для нагнетания воды или газа, возможно СО

2. На месторожде-

нии планируется пробурить вер-тикальные скважины и скважины с отклонением от оси. Компания Petrobras добывает большую часть отечественной добычи нефти, при-мерно 1 млн брл/сут.

Перевел Д. Баранаев(Продолжение следует)


Documents

499.отс 2009 новые технологии и экономическая ситуация