Состояние смесей высоковязких и тяжелых нефтей при транспорте Текст научной статьи по специальности «Химия». Тяжелая высоковязкая нефть


способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке месторождений. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: по способу в скважину последовательно закачивают теплоноситель и определенный объем термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа, обладающей поверхностно-активным свойствами, и извлечение из скважины нефти. После закачки расчетного количества теплоносителя скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии. В качестве термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа применяют систему реагента РНД, самопроизвольно образующуюся при концентрации РНД 2,5 - 10,0 мас.% в пресной или пластовой воде. 1 табл. Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке месторождений высоковязких и тяжелых нефтей. Сложность разработки состоит в их низкой нефтеотдаче и малых дебитах добывающих скважин. Известен способ разработки таких месторождений, основанный на тепловом воздействии на нефтенасыщенные пласты вытеснением нефти из пласта теплоносителями (1). С увеличением температуры резко снижается вязкость нефти в связи с чем повышается нефтеотдача, увеличиваются дебиты скважин и темпы разработки залежей. Прогрев нефтесодержащих пород обеспечивает лучший отмыв нефти от скелета коллектора, а также рост интенсивности капиллярной пропитки малопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. Легкие фракции нефти при нагреве испаряются, а при последующем охлаждении и конденсации образуют оторочки маловязкого углеводородного растворителя, увеличивающие эффективность вытеснения высоковязкой нефти. Недостатками этого способа являются его дороговизна из-за высоких энергозатрат на прогрев нефтенасыщенных пластов со стороны нагнетательных скважин и низкая нефтеотдача из-за высокой подвижности пара и прорывов пара и водного конденсата в добывающие скважины в первую очередь через высокопроницаемые пропластки, что резко снижает эффективность прогрева и подключения в разработку малопроницаемых участков пласта. Известен способ добычи высоковязкой нефти, включающий периодическую закачку пара в добывающие скважины, добычу нефти и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. В качестве вытесняющего агента используют холодную воду, причем закачку холодной воды ведут в период закачки пара в добывающие скважины, а в период отбора нефти из добывающих скважин закачку холодной воды в нагнетательные скважины прекращают. Для повышения нефтеотдачи неоднородных пластов высоковязких нефтей с низким пластовым давлением закачку холодной воды через нагнетательные скважины ведут постоянно (2). Недостатком способа является низкая конечная нефтеотдача залежи, на которой он применяется. Из-за высокой подвижности закачиваемого вытесняющего агента, холодной воды, в неоднородных по проницаемости пластах вместо выравнивания фронта вытеснения высоковязкой нефти через высокопроницаемые участки пласта имеют место прорывы нагнетаемой воды в добывающие скважины и непроизводительный расход тепла на нагрев холодной воды в пластовых условиях. Известен способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей путем последовательной (циклической) закачки в пласт через одноствольные или многоствольные вертикальные, наклонные или горизонтальные добывающие скважины определенного количества теплоносителя (водяного пара, парогазовой смеси, горячей воды), выдержку скважин в закрытом состоянии определенное время и извлечение из скважины пластовых флюидов вместе с водным конденсатом и растворенными и не растворенными в них 1 газообразными компонентами. После снижения дебита скважин (по нефти) до экономически неприемлемой величины, производят новый цикл закачки в пласт определенного количества теплоносителя, скважины закрывают на прогревание пласта и, после определенного времени выдерживания, вновь пускают в эксплуатацию (3). Недостатком таких циклических способов добычи высоковязких и тяжелых нефтей является снижение эффективности нефтеотдачи пласта от цикла к циклу. Это объясняется тем обстоятельством, что с наращиванием циклических закачек теплоносителя, например пара, из-за высокой степени отмыва нефти из продуктивных пород, прилегающих к призабойной зоне скважины, резко возрастает их гидрофильность. Как следствие, такие близко расположенные к забою скважины гидрофильные участки пласта, насыщенные водным конденсатом, при пуске скважины в эксплуатацию становятся хорошо проницаемыми для воды и слабо или практически полностью непроницаемыми для нефти. Это и приводит к резкому повышению обводненности добываемой продукции скважин нефти после проведения 3-4-х циклов паротеплового воздействия на пласт. Известен способ селективной изоляции притока воды в скважину, основанный на закачке в пласт 25-35%-ного раствора нефтяного битума в пиридине в объеме приблизительно равным 20% поровым объемом модели пласта (4). Показано, что при обработке данным раствором водонасыщенной (гидрофильной) модели пласта его водопроницаемость снижается в 20-49 раз. При обработке указанным битумным раствором модели пласта, насыщенного нефтью, проницаемость нефти через данный пласт не только не уменьшилась, а наоборот, повысилась в 1,1-2,6 раза. Недостаток данного способа - высокие токсичные свойства и резкий, неприятный запах пиридина (предельно допустимая концентрация (ПДК) в воздухе рабочей зоны - 5 мг/м3). Кроме того, высокая стоимость пиридина, большие объема закачки и необходимость применения специального оборудования для приготовления из твердого битума концентрированных (25-35%-ных) пиридиновых растворов, также являются недостатками данного способа. Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, включающий последовательную закачку в скважину теплоносителя, определенного объема термостабильной эмульсионно- дисперсной системы прямого типа, обладающей поверхностно-активными свойствами, и извлечение из скважины нефти (5). Недостаток данного способа - низкая его эффективность из-за низких эксплуатационных свойств применяемой эмульсии. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности нефтеотдачи пласта при разработке месторождений высоковязких и тяжелых нефтей одной скважиной при циклическом и последовательном воздействии на призабойную зону пласта теплоносителем. Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, включающему последовательную закачку в скважину теплоносителя, определенного объема термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа, обладающей поверхностно-активными свойствами, и извлечение из скважины нефти, согласно изобретению после закачки расчетного количества теплоносителя скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии, а в качестве термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа применяют систему реагента РДН, самопроизвольно образующуюся при концентрации РДН 2,5-10,0 мас.% в пресной или пластовой воде. Реагент РДН (ТУ 2458-001-2166-006-97) представляет собой состав, состоящий из неионогенного, хорошо растворимого в воде поверхностно-активного вещества (НПАВ), например продукта оксиэтилирования алкилфенолов (неонол АФ 9-12), концентрата полярных, высокомолекулярных асфальто-смолистых и порфириновых компонентов (АСПК) нефти и ароматического углеводородного (или галопроизводного) растворителя в котором эффективно растворяются как НПАВ, так и АСПК. Реагент РДН по таким свойствам, как низкое межфазное натяжение на границе с водой и способности к самопроизвольному образованию в воде микроэмульсии прямого типа, высоким нефтеотмывающим свойствам аналогичен известным мицеллярным растворам или так называемым "растворимым" нефтям, применяемым при добыче нефти. В то же время, реагент РДН образует в воде более устойчивую (кинетически и агрегативно) микроэмульсии типа "нефть в воде" а, в результате преимущественной адсорбции на породе пласта молекул АСПК и замедленной адсорбции молекул НПАВ обладает, наряду с высокими нефтевытесняющими свойствами, что свойственно и мицеллярным растворам, способностью к гидрофобизации участков пласта после вытеснения из них нефти. В то же время, при вытеснении из пласта нефти оторочкой мицеллярного раствора, пласт приобретает преимущественно гидрофильные свойства, т.е. обладает лучшей фазовой проницаемостью по отношению к воде, чем к нефти. Необходимый объем водной эмульсионно-дисперсной системы (ВЭДС), закачиваемой в скважину после каждого цикла тепловой обработки добывающей скважины, определяют по аналогии со сложившейся практикой закачки химреагентов при обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ), т. е. по изменению (повышению) давления нагнетания, которое не должно превышать давление нагнетания закачиваемого агента, в данном случае теплоносителя, более чем на 50%. Эффективность данного способа оценивают по изменению фазовой проницаемости пласта в отношении нефти и воды. Исследования проводили в лабораторных условиях при температуре +100oC и давлении 2 атм, по изменению скорости фильтрации тяжелой нефти (плотность -940 кг/м3 вязкость - 70 МПас, при +50oC) и воды через искусственные модели пласта проницаемостью 2,0 дарси, предварительно насыщенных тяжелой нефтью, до и после обработки их паром без гидрофобизации и после гидрофобизации, т.е. закачки предлагаемой ВЭДС - водной эмульсионно-дисперсной системы с различной концентрацией реагента РДН. Результаты исследований представлены в таблице. Как следует из данных таблицы, при вышеуказанных условиях фильтрации во всех опытах насыщенные высоковязкой нефтью модели пласта оказались непроницаемыми для вода (скорость фильтрации равна нулю) и проницаемые для нефти (объемная скорость фильтрации во всех опытах практически постоянная и колебалась в пределах 15-17 мл/мпн. После паротепловой обработки (отмывки) нефтенасыщенных кернов от нефти (контроль - отсутствие следов нефти в водном конденсате), объемная скорость фильтрации воды через промытые керны во всех опытах возросла практически до постоянной величины, равной 50-55 мл/мин, в то время как скорость фильтрации нефти снизилась примерно в 5 раз и составила величину порядка 2-3 мл/мин. Гидрофобизация отмытых паром нефтенасыщенных кернов (см. вертикальные графы 7 и 8) водной эмульсионно-дисперсной системой (ВЭДС) с разной концентрацией в системе реагента РДН-1 показала, что после такой обработки существенно (в 2-2,5 раза) снижается скорость фильтрации воды и наоборот, в 5-8 раз повышается скорость фильтрации нефтяной фазы. Причем заметное (в 3-4 раза) повышение скорости фильтрации нефти начинает прослеживаться при концентрации РДН-1 в системе 2,5 мас.% и выше (опыт 5-6) и достигает максимума при концентрации 10,0 мас.% (опыт 7). Дальнейшее наращивание концентрации РДН -1 в эмульсионно-дисперсной системе практически не сказывается на повышении ее гидрофобных свойств (опыты, 8-9). Источники информации 1. СУРГУЧЕВ М.Л., и др. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.25. 2. RU 20009313 C1, 15.03.1994. 3. SU 1800007 A1, 07.03.1993. 4. SU 1770553 A1, 23.10.1992. 5. US 3802508A, 09.04.1974.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, включающий последовательную закачку в скважину теплоносителя, определенного объема термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа, обладающей поверхностно-активными свойствами, и извлечение из скважины нефти, отличающийся тем, что после закачки расчетного количества теплоносителя скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии, а в качестве термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа применяют систему реагента РДН, самопроизвольно образующуюся при концентрации РДН 2,5 - 10,0 мас. % в пресной или пластовой воде.

www.freepatent.ru

Современное состояние и потенциал переработки тяжёлых высоковязких нефтей и природных битумов Текст научной статьи по специальности «Химическая технология. Химическая промышленность»

УДК 665.658.

Р. Р. Хисмиев, С. М. Петров, Н. Ю. Башкирцев;!

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПОТЕНЦИАЛ ПЕРЕРАБОТКИ

ТЯЖЁЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ

Ключевые слова: тяжёлая нефть, тяжёлые нефтяные остатки, акватермолиз, природные битумы, высоковязкая нефть,

асфальтены

Изучены последние тенденции в области углубления переработки за счёт тяжёлых нефтяных остатков и природных битумов, описаны наиболее интересные и перспективные из них. Исследована возможность получения «синтетической» нефти и её дальнейшей переработки вместе с обычной.

Keywords: heavy oil, heavy oil residues, aquathermolysis, natural bitumen, high-viscosity oil, asphaltenes.

Investigated the latest trends in the field of refining of heavy oil residues and natural bitumen, described the most interesting and promising ones. Studied the possibility of obtaining a "synthetic" oil and its further processing along with the usual.

Не секрет, что в России остро стоит вопрос углубления нефтепереработки и вовлечения в неё тяжёлых нефтей и битумов. Мировые их ресурсы значительно превышают запасы лёгких нефтей и оцениваются в 750 млрд. т. Вопрос их освоения особенно актуален сейчас, в связи со снижением в последнее время объёмов запасов кондиционных нефтей [1].

Вовлечение тяжёлых нефтей в нефтепереработку требует модернизации существующих схем и разработки новых, более эффективных, технологий их переработки для получения максимально возможного количества светлых фракций и повышения их качества [2].

На данный момент, несмотря на множество технологий и вариантов конверсии тяжёлых нефтяных остатков (ТНО), их добыча, транспортировка, переработка и доведение до товарного состояния не являются рентабельными вследствие высоких капитальных затрат, стоимости водорода и быстроте отравления (осмоление и коксование) активной поверхности катализатора.

Экономически целесообразной и возможной добыча тяжёлых высоковязких нефтей и природных битумов представляется только благодаря развитию и применению эффективных технологий их переработки с получением товарных нефтепродуктов с высоким дисконтом рыночной цены от себестоимости, что позволит окупить дорогостоящие технологии их добычи, многократно превышающие аналогичные затраты при добыче кондиционных нефтей [1]. Всё это подталкивает учёных всего мира синтезировать всё более эффективные и стабильные катализаторы, искать дешёвые и доступные источники (доноры) водорода, перебирать различные комбинации температур, давлений, соотношений и гидродинамических режимов, модифицировать реактора.

Значительная часть исследований связана с применением нетрадиционных методов, которые могли бы обеспечить получение из тяжёлого сырья более лёгкой, так называемой синтетической нефти, которая в дальнейшем может перерабатываться по существующим схемам без серьёзных изменений технологических процессов на НПЗ [3].

В настоящее время разработанные в мире технологии по переработке тяжёлых высоковязких нефтей в «синтетическую» нефть в основном базируются на комбинировании классических методов переработки нефтяных остатков[1]. В то же время многие учёные сходятся во мнении, что специфические свойства и сложный состав тяжёлого углеводородного сырья указывают на то, что классические способы вторичной переработки лёгких нефтей малоэффективны [4].

Поэтому был разработан совершенно новый подход — технология гидроконверсии тяжёлого нефтяного сырья с применением наноразмерных частиц катализатора, предусматривающий применение слари-реактора (slurry-reactor) с использованием неседиментирующихся частиц катализатора наноразмера [1]. Основным успешным достижением проведенных НИР является установление возможности получения

наноразмерных частиц катализатора в углеводородной среде (in situ) в зоне реакции из прекурсоров. Преимуществом наноразмерного катализатора по сравнению с твёрдыми катализаторами, используемыми традиционно в процессах каталитического крекинга и гидрокрекинга, является доступность его для органических молекул любой формы и размеров, что особенно важно при переработке тяжёлых видов сырья. Активные наноразмерные частицы этой каталитической системы формируются в реакционной среде непосредственно в зоне реакции смешением исходного сырья с раствором прекурсоров катализатора в микроколичестве 0,0010,05 % масс. на сырьё [5].

Процесс осуществляется в среде водорода при давлении в зоне реакции 6,0-8,0 МПа, температуре 450 °С, расход водорода составляет около 1,5-2,5 % масс. на сырьё. Объёмная скорость подачи сырья 1-3 час-1. Процесс позволяет получать до 60-80% жидкой фракции углеводородов, выкипающих до 580 °С, степень обессеривания продуктов реакции составляет порядка 60%. В предложенном варианте гидроконверсии реакции катализируются ультра- и наноразмерными частицами MoS2, МоО3 и Al2O3, синтез которых проводится «in situ» в реакционной

углеводородной среде [6]. Таким образом, каталитическая система формируется в реакционной среде непосредственно смешением исходного сырья с водным раствором прекурсоров катализатора в количестве 0,001-0,05% масс. на сырьё. После гидроконверсии металлы V, N1 и Мо остаются во фракциях с температурами кипения выше 420-520°С и в коксе. [1].

С другой стороны, одним из перспективных способов получения синтетической нефти является акватермолиз, т. е. термокаталитическое превращение тяжёлого углеводородного сырья в среде водяного пара (в критических или сверхкритических условиях) при наличии каталитических добавок, например оксидов железа [7].

Ещё в 1982 году Хайн и соавторы сообщили, что металлы могут ускорять акватермолиз [8]. Впоследствии на этой реакции было изучено использование нескольких катализаторов, в частности, Бе3+ и Мо6+. Оказалось, что Бе3+ вызвал большие изменения в смолах, предельных углеводородах и кислородсодержащих группах, тогда как ион молибдена привёл к бо 'льшим изменениям в асфальтенах, ароматических углеводородах и серосодержащих группах [9].

Особенности превращения состоят в том, что наряду с процессами деструкции нефтяных компонентов осуществляется взаимодействие паров воды с восстановленной формой катализатора с образованием водорода, который участвует в реакциях гидрирования (препятствуя рекомбинации образовавшихся радикалов) и гидрокрекинга. Вода в сверхкритических условиях обладает свойствами неполярного протонодонорного растворителя, что позволяет существенно повысить эффективность термических процессов деструкции тяжёлого нефтяного сырья и, как следствие, получить «синтетическую» нефть с низким содержанием высокомолекулярных и гетероатомных соединений и высоким содержанием легкокипящих фракций [3].

Когда в реакционной системе присутствует катализатор, отмечается значительное снижение вязкости, особенно в присутствии различных доноров водорода, в качестве которых наиболее часто используется тетралин. В целом для акватермолиза используют минеральные, водорастворимые, нефтерастворимые и диспергированные

катализаторы. Снижение вязкости с помощью этих катализаторов происходит в последовательности: минеральные < водорастворимые < нефтерастворимые < диспергированные

катализаторы [10].

Также было обнаружено, что в процессе акватермолиза количество предельных и ароматических соединений увеличивается, в то время как количество асфальтенов и смол уменьшается [10].

Если в качестве сырья используется битум, важную роль играют термобарические условия эксперимента. Акватермолиз в докритических условиях приводит к протеканию реакций уплотнения смол в асфальтены. Происходит частичная циклизация алифатических фрагментов

молекул в нафтеновые, в составе молекул смол и асфальтенов появляются кислородсодержащие структуры, увеличивается количество структурных блоков средних молекул в полтора-два раза [3].

Повышение температуры (акватермолиз битума в сверхкритических условиях) инициирует реакции крекинга смолистых компонентов, при этом вода, присутствующая в системе, также участвует в протекающих реакциях. Снижается количество и длина алифатических заместителей, разрушаются нафтеновые фрагменты. Количество структурных блоков молекул смол и асфальтенов увеличивается, но при этом значительно уменьшается их размер, среди кислородсодержащих структур остаются наиболее термически стабильные [3].

Не теряют актуальности и попытки газифицировать асфальтены или подвергнуть их крекингу. Так, авторы [11] исследовали три различных типа наночастиц оксидов металлов, а именно Ре304, Со304 и N10, для адсорбции асфальтенов и каталитической паровой газификации/крекинга. Наночастицы

продемонстрировали неплохую эффективность: рассчитанная процентная конверсия при начальной температуре для наночастиц №0, Со304 и Бе304 была 37, 32 и 21% соответственно. Сродство к адсорбции асфальтенов на поверхности наночастиц распределилось в следующей последовательности: №0 > Со304 > Ре304, что наглядно демонстрирует взаимосвязь между сродством к адсорбции и каталитической активностью [11].

Сопоставляя результаты термического крекинга, каталитического крекинга в присутствии цеолита У в активной водородной форме (НУ) и этого же цеолита с добавкой 2,0 % наноразмерного порошка никеля (НРП) со средним размером частиц 20 нм, авторы [2], пришли к довольно предсказуемым выводам:

1. Содержание масел в жидком продукте термического и каталитического крекинга увеличилось, а количество смол и асфальтенов уменьшилось по сравнению с их содержанием в исходной нефти. При этом в продукте каталитического крекинга нефти с добавкой Ni/HY содержится наименьшее количество смол (~ в 2 раза меньше, чем в исходной нефти) и асфальтенов (в 2 раза меньше) и, следовательно, большее количество масел. Ссылаясь на схему общего генезиса и взаимного перехода масел, смол и асфальтенов [12], авторы предполагают, что в процессах термического и каталитического крекинга нефти происходит разрушение надмолекулярных структур в нефтяной дисперсной системе, которое сопровождается взаимно обусловленными превращениями смол в масла. В процессе каталитического крекинга с НУ происходит превращение смол в масла, а асфальтены не претерпевают существенных изменений, поскольку их количество не меняется. Вероятно, в этом случае происходит отрыв некоторых боковых алкильных заместителей от молекул асфальтенов, а небольшое количество смол превращается в асфальтены в результате протекания реакции поликонденсации, поэтому баланс по содержанию асфальтенов в жидком продукте и исходной нефти не

меняется. При термокрекинге нефти наблюдается частичная деструкция смол в масла с отрывом боковых цепочек от ароматических колец их конденсированных структур. Цеолитный

катализатор, содержащий НРП N1, позволяет эффективнее превращать высокомолекулярные соединения - смолы и асфальтены - в более важные низкомолекулярные соединения - масла. Добавка НРП никеля к цеолиту приводит к интенсификации крекинга высокомолекулярных углеводородов, при этом скорость реакции поликонденсации замедляется.

2. После термокрекинга исходной нефти в течение 60 мин происходит повышение выхода светлых фракций, а при увеличении времени термообработки до 120 мин наблюдается значительный рост выхода бензиновой фракции и побочных продуктов - газа и кокса (7,8 и 10,5 % соответственно). Наибольшее количество лёгкого и среднего дистиллята содержится в жидком продукте крекинга нефти, полученном при добавке 5,0 % катализатора №/НУ в течение 60 мин при температуре 450 °С, и составляет соответственно 30,8 и 36,3 %.

3. В бензиновых фракциях продуктов каталитического крекинга нефти содержится значительное количество высокооктановых компонентов - изоалканов и аренов, вследствие чего они характеризуются более высокими показателями октанового числа, чем бензиновые фракции продуктов термокрекинга и исходной нефти.

4. При крекинге нефти с добавкой катализатора №/НУ в образующейся бензиновой фракции содержится меньше ароматических углеводородов и больше н-алканов по сравнению с бензиновой фракцией продукта крекинга нефти в присутствии НУ. При этом качественные показатели бензина не ухудшаются, что свидетельствует о высокой изомеризующей и крекирующей активности модифицированного цеолита.

На основании этого можно выделить основные реакции, протекающие при проведении процессов крекинга. К ним относятся: реакции дегидрирования, деструкции высокомолекулярных соединений и изомеризации при крекинге с добавкой №/НУ; реакции деструкции высокомолекулярных соединений, ароматизации, изомеризации и поликонденсации при крекинге с добавкой НУ; реакции деструкции высокомолекулярных и глубокой поликонденсации ароматических соединений при термическом крекинге [2].

В последние годы появились более новые варианты схем переработки и для природных битумов, основу которых стали составлять гидрогенизационные процессы, в т.ч. гидрокрекинг. Использование лёгкого гидрокрекинга тяжёлого нефтяного сырья исключает необходимость в дорогостоящей последующей гидроочистке дистиллятов, образующих «синтетическую» нефть. В работе [13] рекомендуется проводить гидрокрекинг природного битума Татарстана с относительно низкой конверсией около 55-65% при температуре 450°С и давлении 3 МПа в присутствии алюмо-

кобальт-молибденового катализатора, рециркулята и разбавителя. Конечный продукт («синтетическая» нефть) характеризуется содержанием фракций, выкипающих до 350°С - 78% и содержанием серы до

0.3.. Остаток гидрокрекинга может служить сырьём для установки «Флексикокинг», обеспечивающей существенное снижение экологически вредных выбросов диоксида серы. Характерной особенностью, разрабатываемых новых процессов гидрокрекинга тяжёлого углеводородного сырья является использование недорогих гидрирующих катализаторов. Процессы осуществляются в трубчатом реакторе с восходящим потоком сырья при давлениях 15-30 МПа и температурах выше 450°С [1].

Заключение

На сегодняшний день наука предлагает промышленности широкий спектр разнообразных путей решения проблемы рационального использования ТНО и углубления переработки. Практически для каждого отдельного случая (мазут, гудрон, битум, тяжёлая нефть, остатки деасфальтизации и т. д.) можно подобрать, внедрить и оптимизировать своё технологическое решение, масштабируя его в зависимости от количества сырья и спроса на продукты переработки в данном конкретном регионе, мощности НПЗ и загруженности его установок.

Вопрос заключается не столько в технологии, сколько в финансах: промышленники стремятся к получению лёгкой сверхприбыли, а предлагаемые технологии в большинстве своём используют дорогостоящие катализаторы и водород.

В то же время нельзя не обратить внимания на попытки российской науки снизить финансовые вложения путём использования существующих мощностей без их модернизации. Предлагается «удлинить» технологическую цепочку только на одно звено — получение «синтетической» нефти, которую далее можно перерабатывать на том же оборудовании и таким же способом, что и обычную нефть. Этот «блок синтетической нефти» и будет включать в себя все внедрённые технологии. Его строительство не затронет основные производственные линии вплоть до подключения и запуска, что позволит воздержаться от дорогостоящего простоя основного оборудования НПЗ.

Литература

1.Халикова Д.А., Петров С.М., Башкирцева Н.Ю. Обзор перспективных технологий переработки тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов // Вестник КНИТУ. 2013. № 3. С. 217-221.

2.Мурзагалеев Т.М., Восмериков А.В., Головко А.К., Федущак Т.А., Огородников В.Д. Крекинг тяжёлой нефти в присутствии цеолита Y, модифицированного нанопорошком никеля // Журнал Сибирского Федерального Университета. 2012. № 5. С. 224-234.

3.Кривцов Е.Б., Карпов Ю.О., Головко А.К. Изменение структуры молекул смол и асфальтенов битума месторождения Баян-Эрхэт в процессе акватермолиза // Известия Томского политехнического университета. 2013. Т. 322. № 3. С. 86-91.

4. Солодова Н.Л., Терентьева Н.А. Современное состояние и тенденции развития каталитического крекинга нефтяного сырья // Вестник КНИТУ. 2012. № 15. С. 141147.

5.Хаджиев С.Н. Наногетерогенный катализ — новый сектор нанотехнологий в химии и нефтехимии (обзор) // Нефтехимия. 2011. 51, 1, С. 3-16.

6.Хаджиев С.Н., Кадиев Х.М. Новая технология гидроконверсии тяжелого нефтяного сырья// Протокол №94 заседания Правления Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков от 26.08.2009. Сайт Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков, URL: http://www.refas.ru, (дата обращения 26.08.2014).

7.Шарыпов В.И., Береговцова Н.Г., Барышников С.В., Кузнецов Б.Н. Пиролиз нефтяного остатка и некоторых органических соединений в среде водяного пара в присутствии гематита // Химия в интересах устойчивого развития. 1997. № 3. С. 287-291.

8.Hyne J. B.; Greidanus J. W.; Tyrer, J. D.; Verona D.; Rizek C.; Clark P. D.; Clarke R. A.; Koo J. The Second International Conference on Heavy Crude and Tar Sands, Caracas, Venezuela, 1982.

9. Yuanqing Wang, Yanling Chen, Jing He, Pei Li, and Chao Yang. Mechanism of catalytic aquathermolysis influences on heavy oil by two types of efficient catalytic ions: Fe3+n Mo6+ // Energy Fuels. 2010. № 24. С. 1502-1510.

10. Maity S. K., Ancheyta J., Marroqui'n G. Catalytic aquathermolysis used for viscosity reduction of heavy crude oils: a review // Energy Fuels. 2010. № 24. С. 2809-2816.

11. Nashaat N. Nassar, Azfar Hassan, Pedro Pereira-Almao. Application of nanotechnology for heavy oil upgrading catalytic steam gasification-cracking of asphaltenes // Energy Fuels. 2011. № 25. С. 1566-1570.

12. Антипенко В.Р., Гринько А.А., Меленевский В.Н. Сравнительная характеристика состава продуктов флеш-пиролиза фракций смол и асфальтенов Усинской нефти // Известия Томского политехнического университета. 2011. Т. 319. № 3. С. 129-133.

13. Получение топлив из природных битумов и горючих сланцев, URL:

http://www.potram.ru/index.php?page=50, (дата обраще-ния 11.08.2014).

© Р. Р. Хисмиев - магистр КНИТУ, [email protected]; С. М. Петров - канд. техн. наук, доцент каф. ХТПНГ, КНИТУ, [email protected]; Н. Ю. Башкирцев;, д.т.н., профессор каф. ХТПНГ, КНИТУ.

© R. R. Khismiev - master, the department CTPGPD Faculty of Petroleum and Petrochemistry, KNRTU, [email protected]; S. M. Petrov, associate professor of the department CTPGPD Faculty of Petroleum and Petrochemistry KNRTU, Ph.D. in petroleum chemistry, [email protected]; N. Y. Bashkirceva, professor of the department CTPGPD Faculty of Petroleum and Petrochemistry KNRTU, Ph.D. in petroleum chemistry.

cyberleninka.ru

Состояние смесей высоковязких и тяжелых нефтей при транспорте Текст научной статьи по специальности «Химия»

НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU

(ИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ

£

УДК 547.022.1

Состояние смесей высоковязких и тяжелых нефтей при транспорте

Н.К. КОНДРАШЕВА, д.т.н., проф., завкафедрой химических технологий и переработки энергоносителей

А.А. БОЙЦОВА, аспирант кафедры химических технологий и переработки энергоносителей

ФГБОУ ВО Санкт-Петербургский горный университет (Россия, 199106, Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, д. 2).

О.Ю. ПОЛЕТАЕВА, д.т.н., проф. кафедры гидрогазодинамики трубопроводных систем и гидромашин

С.Н. ГУСЕЙНОВА, аспирант кафедры общей, аналитической и прикладной химии А.Ю. ЛЕОНТЬЕВ, аспирант кафедры гидрогазодинамики трубопроводных систем и гидромашин

Э.М. МОВСУМЗАДЕ, д.х.н., проф., чл.-корр. РАО, советник ректора

ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия,

450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1).

E-mail: [email protected], E-mail: [email protected],

E-mail: [email protected]

В работе рассмотрены свойства и состав нефтей месторождений Тэбукское, Харья-гинское и Ярегское. Одной из проблем транспорта данных нефтей является ухудшение транспортабельных свойств их смесей в единой трубопроводной системе. В лабораторных условиях было выявлено, что при смешении тяжелой нефти с легкой наблюдается повышение температуры на 20-30 °С, а при смешении с высоковязкой снижается температура выпадения парафинов. Хромато-масс-спектральным методом был определен углеводородный состав нефтей, в результате чего для оценки влияния компонентов при смешении были рассчитаны параметры молекул 4-метилгексадека-на, декалина и нафталина.

Ключевые слова: высоковязкие и тяжелые нефти, углеводородный состав, вязкость, плотность, парафины, смолы, асфальтены, 4-метилгексадекан, декалин, нафталин, длина и порядок связи, потенциал ионизации.

На выбор технологии добычи, транспортирования, хранения и переработки значительное влияние оказывают реологические свойства нефтей. С каждым годом возрастает добыча так называемых аномальных нефтей - высоковязких и тяжелых.

По ГОСТ Р 51858-2002 по плотности нефти классифицированы как: особо легкая - < 830 кг/м3; легкая - 830,1850 кг/м3; средняя - 850,1-870 кг/м3; тяжелая - 870,1895 кг/м3; битуминозная - > 895,1 кг/м3 (при 20 °С).

В 1987 году на XII Мировом нефтяном конгрессе в г. Хьюстоне была принята общая схема классификации нефтей и природных битумов: легкие нефти - с плотностью менее 870,3 кг/м3; средние нефти - 870,3-920,0 кг/м3; тяжелые нефти - 920,0-1000 кг/м3;

сверхтяжелые нефти - более 1000 кг/м3 при вязкости менее 10 000 мПа-с;

природные битумы - более 1000 кг/м3 при вязкости свыше 10 000 мПа-с.

Как видно, здесь отсутствуют показатели по вязкости - важного свойства нефтей. К вязким нефтям принято относить образцы нефтей с вязкостью более 30 мПа-с или 35 мм2/с при температуре 20 °С, а к парафинистым - нефти с содержанием парафинов более 6% [1].

Для снижения вязкости при транспорте нефти используют: подогрев, разбавители (например, маловязкая нефть, газовый конденсат и т.п.) либо совместное их воздействие, а также перекачку газонасыщенных нефтей, перекачку в виде водной эмульсии, перекачку с присадками и поверхностно-активными веществами. Использование единой системы трубопроводов для перекачки одновременно легкой и аномальной нефти не только приводит к ухудшению качества легкой нефти, но может вызвать серьезные проблемы, связанные с еще большим ухудшением свойств и аномальных нефтей [2].

Еще более осложняющим фактором является транспорт нефти по трубопроводам в мерзлых грунтах: в результате вязкость при понижении температуры возрастает, и нефти становятся нетранспортабельными [3]. Нефти Тимано-Печорского нефтегазового бассейна, кроме того что добываются и транспортируются в сложных климатических условиях, различны и по важнейшим композиционным и товарно-техническим признакам: по плотности (р = 822-975 кг/м3), содержанию серы (преимущественно от 0,3 до 2,0% масс. ), смолисто-асфальтено-вых веществ (от 5 до 26% масс. ), парафина (от 2 до 9% масс.), углеводородному составу и т.д. [4]. В связи с этим при смешении различных нефтей в трубопроводе может произойти как улучшение, так и ухудшение транспортабельных свойств смеси нефтей.

В данном регионе добывается известная тяжелая нефть Ярегского месторождения (плотность 946 кг/м3, вязкость 650 мм2/с при 40°С, парафинов 0%, смол 22,8%, асфаль-тенов 0,6%).

В лабораторных условиях было выявлено, что при ее смешении с легкой нефтью Тэбукского месторождения (плотность 848 кг/м3, вязкость 2,1 мм2/с при 40 °С, парафинов 4,9%) наблюдается повышение температуры на 20-30 °С, что вызывает снижение вязкости, а вот при добавлении ее к нефти Ха-рьягинского месторождения (плотность 835 кг/м3, вязкость 40 мПа-с при 30°С, парафинов 23,0%, смол 3,5%, асфаль-тенов 0,1%) наблюдается снижение температуры выпадения парафинов. Так, выпадение парафинов харьягинской нефти начинается при 40 °С, а при добавлении 4-8% ярег-ской нефти выпадение парафинов начинается при 23 °С. Известно, что реологические свойства нефтей определяются структурой, размерами и составом сложных структурных единиц, образующихся в результате ассоциации ас-фальтеносмолопарафиновых компонентов. При смешении

4 • 2017

НефтеГазоХимия 25

#- ХИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ

возможно как протекание химических реакций, в результате которых и происходит выделение тепла и как следствие снижение вязкости, так и взаимодействие компонентов, что приводит к формированию новых структурных единиц нефтяной дисперсной системы.

В связи с этим, интерес представляет выявление влияния ярегской нефти на харьягинскую и тэбукскую нефти при смешении.

Был исследован химический состав выделенных компонентов ярегской нефти с использованием метода хромато-масс-спектрометрии, основанного на ионизации молекулы органического соединения. Хромато-масс-спектральным методом определяются качественные и количественные составы углеводородов, что дает возможность выделять ключевые, основные компоненты. Нефть Ярегского месторождения содержит в основном 2-метил-, 3-метил-, 4-метил-, полиметилалканы и изопреноидные алканы, содержание линейных парафинов менее 0,4%. Среди моноциклических нафтенов преобладают ряды полиалкилциклогексанов. Важно отметить, что среди бициклических нафтенов помимо рядов алкилпенталана, алкилгидриндана и алкилдекалина присутствуют ряды алкилспирононана и алкилспиродекана. В высококипящих остатках присутствуют полициклические нафтены (стераны, гопаны и др.). Ароматические соединения представлены алкилбензолами, алкилбифенилами, алкилфлуоренами, алкилнафталинами, а также производными антрацена, фенантрена и др. Среди гетероатомных соединений преобладают производные тиофена, пиридина, пиррола, нафтеновые и карбоновые кислоты и их сложные эфиры, также фенолы [5]. В результате чего в качестве модели парафинистой нефти взяты - 4-метилгексадекан, нона-декан, генейкозан, а тяжелой - декалин и нафталин.

Квантово-химический расчет дает возможность определять химические, физические и термодинамические параметры молекул, анализ которых позволяет выяснить возможность взаимодействия, в результате которого происходят изменения смеси. Расчеты проводились по методу функционала плотности DFT с B3LYP/6-31G (d, p) в программе GAMESS и GAUSSIAN [6, 7], с оптимизацией геометрических параметров молекул с контролем положительности знака колебательных частот в спектрах, что говорит о корректности проведенных расчетов. Результаты расчетов и структуры молекул приведены в табл. 1-3.

Нами проанализированы параметры молекул основных составляющих высоковязких и тяжелых нефтей, которые

Таблица 1

Термодинамические характеристики соединений

Соединение E, ккал/ мол H, ккал/ моль S, кал/ мольК G, ккал/ моль

1. С17Н36 330,08 330,67 169,35 280,18

2. Нафталин 96,910 97,505 81 ,96 73,070

3. Цис-декалин 171,52 172,11 90,16 145,23

Таблица 2

Дипольный момент и потенциал ионизации соединений

Соединение Потенциал ионизации, эВ Дипольный момент, D

1. С17Н36 7,666 0,383

2. Нафталин 5,802 0,0004

3. Цис-декалин 7,511 0,0163

Таблица 3

Длина связи, А / порядок связи соединений

С -С С- СН3 С- H

Соединение Длина связи, А Порядок связи Длина связи, А Порядок связи Длина связи, А Порядок связи

1 С17Н36 1,537 0,988 1,537 0,988 1,096 0,935

2 Нафталин 1,372 1,560 - - 1,099 0,913

3 Цис-декалин 1 ,51 4 1,013 - - 1,129 0,892

смешиваются в трубопроводе при транспортировании. В процессе смешения температура смеси повышается до 50-70 °С, что, вероятно, объясняется межмолекулярным взаимодействием компонентов нефтей смеси, на что указывают следующие изменения энергии, энтальпии, энтропии, энергии Гиббса.

При рассмотрении состояния смешения двух систем (молекул) нафталин - 4-метилгексадекан при постоянном давлении АН = Н2 - Н1 = 97,505-330,67 = -237,165 ккал/моль, то есть можно предположить, что при смешении этой пары молекул, возможно, протекает экзотермическая реакция и выделяется тепло. Аналогично рассмотрение состояния смешения другой системы молекулы декалин - 4-ме-тилгексадекан при постоянном давлении АН = Н3 - Н1 = 172,11-330,67 = -158,56 ккал/моль, также экзотермическая реакция с выделением тепла.

Такое предположительное объяснение состояния смесей обсуждаемых молекул может быть подтверждено рассмотрением химических и физических параметров.

Потенциал ионизации у 4-метилгексадекана (7,666 эВ) больше, чем у нафталина (5,802 эВ) и цис-декалина (7,511 эВ). Такая же тенденция для порядка связей С-Н соединений 1-3, что в расчетном цифровом выражении составляет 0,935 > 0,913 > 0,892. Известно, что чем выше порядок связи, тем прочнее связаны между собой атомы и тем короче сама связь и, соответственно, длина связи С-Н у 4-ме-тилгексадекана меньше, чем у нафталина и цис-декалина (1,096 А < 1,099 А < 1,129 А).

Однако в случае связей С-С в обсуждаемых соединениях, порядок связей в цис-декалине (1,013) и нафталине (1,560) выше, чем у молекулы 4-метилгексадекана (0,988), тем прочнее связаны между собой атомы С-С и тем короче длина связи С-С. При рассмотрении значений порядка связей и длин связей со взаимодействием компонентов смешиваемых неф-тей возможные реакции могут произойти при разрыве связи С-Н в соединениях цис-декалин и нафталин. Кроме того, из-за разрыва данной связи могут образовываться новые сложные структурные единицы. Кстати, об образовании более сложных структурных единиц при добавлении тяжелой нефти к высоковязкой харьягинской нефти может свидетельствовать снижение температуры выпадения парафинов.

Но необходимо отметить, что повышение температуры при смешении легкой и аномальной нефти и, как следствие, снижение вязкости может произойти и в результате химического взаимодействия и других компонентов, входящих в состав нефтей. А увеличение вязкости при совместной перекачке таких нефтей возможно из-за того, что при смешении не образовалось однородного потока, в результате чего перекачивается двухфазный поток.

Таким образом, на транспортабельные свойства смесей различных нефтей влияет значительное количество факторов макро- и микроуровня, зависящих от их компонентного состава.

26 НефтеГазоХимия

4•2017

НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU ХИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ

*о-

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Физико-химические свойства нефтей: статистический анализ пространственных и временных изменений. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2004. 109 с.

2. Гаррис Н.А., Полетаева О.Ю., Латыпов Р.Ю. Проблемы транспортирования тяжелых нефтей // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2013. № 3. С. 3-5

3. Кондрашева Н.К., Бойцова А.А. Переработка тяжелой нефти. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://neftegaz.ru/science/view/1187-Pererabotka-tyazheloy-nefti (дата обращения 10.12.2017).

4. Головко А.К., Камьянов. В.Ф., Огородников В.Д. Физико-химические характеристики и углеводородный состав нефтей Тимано-Печорского нефтегазового бассейна // Геология и геофизика, 2012. Т. 53. № 11. С. 1580-1594.

5. Бойцова А.А., Кондрашева Н.К., Васильев В.В. Химический состав тяжелой нефти Ярегского месторождения / Мат. XXI Губкинских чтений «Фундаментальный базис и инновационные технологии поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа». М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2016. С.16-19.

6. Granovsky A.A. Firefly version 7.1. G. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://classic.chem.msu.su/gran/firefly/index.html (дата обращения 10.12.2017).

7. Schmidt M.W., Baldridge K.K., Boatz J.A., Elbert S.T., Gordon M.S., Jensen J.H., Koseki S., Matsunaga N., Nguyen K.A., Su S., Windus T.L., Dupuis M., Montgomery J.A. General Atomic and Molecular Electronic Structure System // Comput. Chem. Eng. 1993. No. 14. P. 1347-1363.

THE STATE OF THE MIXTURES OF HIGH-VISCOSITY AND HEAVY OILS DURING TRANSPORT

KONDRASHEVA N.K., Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of the Department of Chemical Technologies and Energy Resources Processing BOYTSOVA А.A., Postgraduate Student of the Department of Chemical Technologies and Energy Resources Processing Saint-Petersburg Mining University (2, 21 Line St., 199106, Saint-Petersburg, Russia).

POLETAEVA O.YU., Dr. Sci. (Tech.), Prof. of the Department of Hydraulic and Gas Dynamics of Pipeline Systems and Hydraulic Machines GUSEYNOVA S.N., Postgraduate Student of the Department of General, Analytical and Applied Chemistry

LEONTYEV A.YU., Postgraduate Student of the Department of Hydraulic and Gas Dynamics of Pipeline Systems and Hydraulic Machines MOVSUMZADE E.M., Corresponding Member Russian Academy of education, Dr. Sci. (Chem.), Prof., Adviser to the Rector. Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Russia). E-mail: [email protected], E-mail: [email protected], E-mail: [email protected]

ABSTRACT

In this paper are considered the properties and composition of the oils from Tabukskoye, Kharyaginskoye and Yaregskoye deposits. One of the problems of transporting these oils is the deterioration of the mixtures transportable properties in a single pipeline system. In laboratory conditions, it was found that when heavy oil is mixed with light oil, it is observed temperature increase of 20-30°C, and when mixed with highly viscous oil, the temperature of paraffin precipitation decreases. The hydrocarbon composition of the oils was determined by the chromato-mass-spectral method. As a result, to assess the effect of the components on mixing parameters, molecules 4-methylhexadecane, decalin and naphthalene were calculated.

Keywords: highly viscous and heavy oils, hydrocarbon composition, viscosity, density, paraffine, resins, asphaltenes, 4-methylhexadecane, decalin, naphthalene, bond length and order, ionization potential.

REFERENCES

1. Polishchuk YU.M., Yashchenko I.G. Fiziko-khimicheskiye svoystva neftey: statisticheskiy analiz prostranstvennykh i vremennykh izmeneniy [Physico-chemical properties of oils: statistical analysis of spatial and temporal changes]. Novosibirsk, SO RAN Publ., 2004. 109 p.

2. Garris N.A., Poletayeva O.YU., Latypov R.YU. Problems of transportation of heavy oils. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2013, no. 3, pp. 3-5 (In Russian).

3. Kondrasheva N.K., Boytsova A.A. Pererabotka tyazheloy nefti (Processing of heavy oil) Available at: http://neftegaz.ru/science/view/1187-Pererabotka-tyazheloy-nefti (accessed 10 December 2017).

4. Golovko A.K., Kam'yanov. V.F., Ogorodnikov V.D. Physicochemical characteristics and hydrocarbon composition of the oils of the Timano-Pechora oil and gas basin. Geologiya igeofizika, 2012, vol. 53, no. 11, pp. 1580-1594 (In Russian).

5. Boytsova A.A., Kondrasheva N.K., Vasil'yev V.V. Khimicheskiy sostav tyazheloy nefti Yaregskogo mestorozhdeniya [Chemical composition of heavy oil of the Yaregsky deposit]. Trudy XXI Gubkinskiye chteniya «Fundamentally bazis

i innovatsionnyye tekhnologii poiskov, razvedki i razrabotki mestorozhdeniy nefti i gaza» [Proc. XXI Gubkin Readings "Fundamental basis and innovative technologies for prospecting, exploration and development of oil and gas fields"]. Moscow, 2016, pp.16-19.

6. Granovsky A.A. Firefly version 7.1. G. Available at: http://classic.chem.msu.su/ gran/firefly/index.html (accessed 10 December 2017).

7. Schmidt M.W., Baldridge K.K., Boatz J.A., Elbert S.T., Gordon M.S., Jensen J.H., Koseki S., Matsunaga N., Nguyen K.A., Su S., Windus T.L., Dupuis M., Montgomery J.A. General atomic and molecular electronic structure system. Comput. Chem. Eng., 1993, no. 14, pp. 1347-1363.

4 • 2017

НефтеГазоХимия 27

cyberleninka.ru

ДОБЫЧА ТЯЖЁЛОЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ - Добыча тяжелой нефти в россии - 16 Ноября 2015

Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ), к которым относится тяжёлая нефть с вязкостью 30 мПа*с и выше. Запасы таких видов нефти составляют не менее 1 трлн. тонн, что более чем в пять раз превышает объём остаточных извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости. Во многих промышленно развитых странах мира тяжёлая нефть рассматривается в качестве основной базы развития нефтедобычи на ближайшие годы. Наиболее крупными запасами тяжёлой и битуминозной нефти располагает Канада и Венесуэла, а также Мексика, США, Кувейт, Китай. Россия также обладает значительными ресурсами ТИЗ, и их объём составляет около 55 % от общих запасов российской нефти. Российские месторождения высоковязкой нефти (ВВН) расположены в Пермской области, Татарстане, Башкирии и Удмуртии. Наиболее крупные из них: Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Усинское, Русское, Гремихинское и др., при этом более 2/3 всех запасов высоковязкой нефти находятся на глубинах до 2000 м. Добыча ТИЗ нефти, транспортировка её к пунктам сбора и подготовки и, наконец, переработка с целью получения конечных продуктов - одна из актуальных задач нефтедобывающей промышленности.

На вопросы корреспондента журнала ТОЧКА ОПОРЫ отвечают заведующий лабораторией Института биохимической физики им. Н.М.Эмануэля РАН (ИБХФ РАН), д.х.н., научный руководитель проекта: «Технология термохимического стимулирования нефтедобычи» Евгений Николаевич АЛЕКСАНДРОВ и старший научный сотрудник, к.т.н. научно-производственного предприятия «Энергомаг» (ООО НПП «Энергомаг») Юрий Николаевич ТЕРЕХОВ.

ТОЧКА ОПОРЫ:

Юрий ТЕРЕХОВ:

– На основе имеющегося опыта работы НПП «ЭНЕРГОМАГ» на месторождениях Татарии, Башкирии, Удмуртии, Тюменского региона и Китая с вязкими и высоковязкими парафинистыми нефтями можно рекомендовать экологически чистые безреагентные технологии виброакустического и магнитовиброакустического воздействия на флюид, подземное оборудование скважины и призабойную зону продуктивного пласта. Виброакустические колебания воздействуют на все вышеперечисленные объекты, а магнитное воздействие распространяется только на флюид.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– На данный момент лишь две технологии стимулирования добычи углеводородов обеспечивают сочетание больших затрат с надёжно прогнозируемой прибылью. Это гидроразрыв пласта (ГРП) холодной жидкостью (США) и нагрев пласта пере-гретым паром (Канада). Привлекательность тепловых методов связана с сильным уменьшением вязкости и возможностью значительного увеличения скорости добычи нефти при нагреве продуктивного плата. Например, при нагреве на 100°С тяжёлой нефти плотностью 0,96 т/м3 вязкость нефти уменьшается в 16 раз. Дебит нефти в случае достаточно высокого пластового давления может увеличиться приблизительно в 16 раз. При нагреве на 100°С обычной нефти плотностью 0,86 т/м3 вязкость нефти уменьшается в 7-8 раз, соответственно, дебит нефти также может быть значительно увеличен.

Ведущие технологии (ГПР и SAGD) усовершенствованы путём разогрева пласта теплом химических реакций бинарных смесей (БС). Бинарные смеси - это жидкие растворы химических реагентов, которые движутся по двум отдельным каналам и при встрече в зоне продуктивного пласта под пакером реагируют, выделяя газ и тепло, уходящее в пласт под давлением, созданным самой реакцией.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– На каких месторождениях ВВН были получены положительные результаты при использовании предлагаемых технологий, методов и оборудования? Что было отмечено в ходе испытаний и эксплуатации предлагаемого оборудования?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Технология безреагентного вибро-акустического воздействия (ВАВ) с устья скважины широко использовалась на месторождениях ТатРИТЭКнефть (Луговом и Васильевском) на скважинах, оборудованных ШГН, и добывающих нефть с вязкостью 60-980 сПуаз. Работы проводились по ликвидации гидратно-парафиновых пробок (ЛГПП), асфальтеносмолистых отложений (АСПО) и запуска скважин в штатный режим работы.

Отмечено, что после ВАВ произошло увеличение дебита, уменьшение обводнённости флюида, повышение производительности насоса (увеличение эффективной длины хода плунжера, повышение коэффициентов заполнения и подачи), снижение разбега нагрузки на колонну насосных штанг, очистка клапанов насоса.

На Шафрановском месторождении НГДУ «Аксаковнефть» (Башнефть) были получены высокие результаты на скважине № 137, оборудованной ШГН и работающей 3-4 тёплых месяца в году. После ЛГПП при температуре окружающей среды T = -(18-21)оC и ликвидации отставания КНШ от движения головки балансира скважина запущена в штатный режим работы с замером объёма флюида в мерной ёмкости.

При ВАВ в зимнее время зафиксировано:

• приток составил 4,5 м3/сутки против 1,9 м3/сутки в летнее время;

• производительность насоса возросла в летнее время с 1,9 м3/сутки до 11,2 м3/сутки;

• снижение разбега нагрузки на КНШ с 4088 кгс до 2719 кгс;

• уменьшение вязкости флюида до 2159 сПуаз.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– В России, в республиках Татарстан и Удмуртия, Саратовской, Пермской, Оренбургской областях и др., с применением БС была обработана призабойная зона пласта в нескольких десятках скважин. Этот метод обычно использовали в малодебитных скважинах, дававших 1-2 тонны нефти в сутки. С целью прочистки скин-слоя инициировали реакцию от 0,5 до 1,5 тонн растворов БС. Растворы неорганической (минеральной) селитры и инициатора реакции (нитрата натрия), разделённые слоем буферного (инертного) раствора, закачивали в скважину по одному каналу – по насосно-компрессорной трубе (НКТ). Газ, выделившийся после выхода растворов из НКТ и реакции их в обсадной трубе, выходил в пласт. Добавочная нефть (в среднем, 0,6-0,7 тонн в сутки), полученная таким образом, в течение года после обработки окупала затраты. Тепловой вклад БС в этом случае был мал, т.к. во время подготовки скважин к откачке нефти большая часть нагретой породы успевала остыть. Расчёт показал, что технология БС способна конкурировать с ведущими мировыми технологиями только при масштабном прогреве пласта.

Следует отметить также, что из-за потерь тепла на коммуникациях пар закачивают на глубину, обычно не превышающую 800-900 м. БС закачивают холодными по отдельным каналам, и потому они могут пройти до любой глубины без потери тепла в коммуникациях.

Практика обработки пласта с вязкой нефтью показала, что горячие газы, образующиеся в зоне реакции, входят в пласт значительно легче, чем жидкость, используемая в технологии «холодного» ГРП. Поэтому при разрыве пласта горячим газом давление, опасное для скважины, возникает реже, чем при разрыве пласта не нагреваемыми жидкостями. Горячий разрыв пласта предпочтительно производить, применяя реакции БС, в которых выделяется водород. Этот газ можно использовать как проникающий теплоноситель, который облегчает развитие и ветвление новых трещин.

ТОЧКА ОПОРЫ:

Тяжелые высоковязкие нефти - Нефтегазовая геология. Теория ...

долей в добыче по субъектам Российской Федерации, отмечены .... Рис. 7. Доля тяжелых нефтей в добыче нефти на Европейской части России.http://www.ngtp.ru/rub/6/43_2012.pdf

– Какие перспективы совершенствования предлагаемых технологий, методов и оборудования?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Для совершенствования предлагаемых технологий необходимо проведение широкомасштабных лабораторных экспериментов и промысловых испытаний по определению уровня влияния виброакустического и магнитного воздействия на реологические свойства и релаксацию флюида с целью оптимизации параметров комплексного магнитовиброакустического воздействия на реологические свойства нефтей различного состава, плотности, вязкости и обводнённости флюида для каждого месторождения. На основе полученных данных – разработка и создание оборудования нового поколения виброакустического и магнитовиброакустического воздействия применимы к условиям каждого месторождения.

Кроме того, могут быть рассмотрены варианты объединения ВАВ с другими видами воздействия на флюид и призабойную зону продуктивного пласта, т.к. известно, что в этом случае результирующее воздействие возрастает кратно.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– В последние годы учёными Российской академии наук (РАН) и Московского университета (МГУ) были разработаны высокоэнергетические составы БС, пригодные для теплового стимулирования добычи нефти. Каждый килограмм таких БС, выделяет от 8 до 20 МДж тепла и способен нагреть на 100 К породу массой от 100 до 250 кг. Составы БС, разработанные в последние годы, выделяют в 4-10  раз больше тепла, чем использованные ранее на скважинах для прочистки скин-слоя.

Разработаны режимы реакции БС с пластовой водой, которые можно использовать для уменьшения количества воды в продуктивном пласте.

Разработаны режимы реакции БС, в которых образующийся водород может быть использован как средство для гидрокрекинга нефти. Для этого нужен нагрев коллектора до 300-400°С, который должен происходить в процессе реакции в трещинах пласта без нагрева труб, находящихся в стволе скважины.

Разработаны режимы закачки растворов БС, в которых выделение тепла должно происходить только в продуктивном пласте.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Есть ли ограничения применения предлагаемых технологий, методов и оборудования?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Ограничений на применение предлагаемых технологий не существует, т.к. они являются безреагентными и экологически чистыми.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– Никаких технических ограничений сегодня нет. Современная техника, хоть и дорогостоящая, предоставляет множество вариантов для строительства и обслуживания скважин. И она окупает себя. Проблемы, существующие в настоящее время, решаемы. Когда нам удастся перейти к режиму постоянно действующего контроля и регулирования процесса, тогда станет возможным переход к цивилизованным, энерго- и ресурсосберегающим методам.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Какое влияние может оказать использование предлагаемых методов на последующие за добычей ТИЗ этапы: транспортировку, хранение, переработку?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Известно, что после ВАВ снижается вязкость нефти (флюида). Возвращение к исходному состоянию (релаксация) зависит от многих факторов – состава, вязкости, плотности, температуры окружающей среды, обводнённости. После ВАВ время релаксации колеблется от нескольких часов до 3-4 суток. После магнитной обработки время релаксации – от нескольких дней до 2-3 недель. Отмечено, что после магнитовиброакустической обработки твёрдые фракции флюида достаточно долго не выпадают в осадок. Поэтому комплексное воздействие на пластовый флюид предоставляет достаточно большие выгоды по транспортировке и недлительному хранению.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– При пластовом горении часто получали так называемую «облагороженную нефть», средний молекулярный вес которой меньше, чем у исходной нефти. При нагреве пласта выше 3000С свой вклад начинает вносить процесс крекинга нефти. Рассчитывать на производство бензина прямо в пласте пока рановато, но главное - принципиальная возможность проводить такой крегинг доказана работами российских учёных. «Облагороженную нефть» легче перерабытывать.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Можно ли дать прогноз разработки более прогрессивных методов добычи ВВН?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– В настоящее время наиболее перспективным направлением дальнейшего развития малозатратных технологий ВАВ и МВАВ является оптимизация уровней воздействия на пластовый флюид для каждого месторождения ТИЗ ВВН с большой плотностью при отрицательных температурах окружающей среды.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– По сравнению с ныне действующей паровой технологией развиваемая технология БС в перспективе более выгодна потому, что:

• с использованием ранее применяемых смесей она пригодна для извлечения запасов нефти или битумов любого месторождения практически без увеличения степени его обводнения;

• в сочетании с металлотермией технология БС пригодна для стимулирования добычи нефти с уменьшением количества воды в продуктивном пласте;

• при периодическом прогреве продуктивных пластов может стимулировать более быструю добычу углеводородов и существенно сократить время эксплуатации месторождений.

Расчёты и эксперименты на стендах и скважинах показали, что масштабный прогрев продуктивного пласта продуктами реакции БС, разработанных в последнее время, позволяет считать ресурсосберегающую технологию БС альтернативой паровой технологии.

Спецкор Майя ЭТРЕКОВА

ООО НПП «ЭНЕРГОМАГ»

111250, г. Москва,

ул. Красноказарменная,

д. 14, кор. К-Ж, стр. 1

тел/факс: (495) 362 7781, (495) 362 7836

e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

www.energomag.com

Учреждение Российской академии наук

Институт биохимической физики

Методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов

продолжающегося роста добычи лёгкой нефти доля тяжелой в структуре ... битумов России находятся на территории Татарстана [10], который по.http://old.kpfu.ru/sdms/files1/S&DMS_NI_I_54-68.pdf

им. Н.М.Эмануэля РАН

119334, г. Москва,

 ул. Косыгина, д. 4

тел.: (495) 939 7318

факс: (495) 954 9472

e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

ovenisherse.my1.ru

Тяжелые нефти России — Нефтяной источник

Tweet

Тяжелые нефти и газовые гидраты в условиях истощения традиционных энергетических ресурсов приобретают все большее значение в мировой экономике. Особое значение они имеют и в России, где месторождения легкой нефти выработаны более чем наполовину, и одновременно — действующие и потенциальные переработчики в большинстве случаев не имеют прямого доступа к ресурсам. Тем временем, по данным экспертов, мировые запасы тяжелых нефтей составляют более 810 млрд тонн. Геологические запасы высоковязкой и тяжелой нефти в России достигают 6-7 млрд т (40-50 млрд баррелей), однако их применение и извлечение требует использования специальных дорогостоящих технологий. Немногие российские компании готовы вкладывать значительные средства в разработку месторождений и переработку тяжелой нефти, даже, несмотря на значительную государственную поддержку.

Отправные точки

В связи с растущим потреблением нефти и нефтепродуктов, стремлением экспортировать высокие сорта нефти, постепенным истощением ранее разведанных нефтяных месторождений, сверхвязкие тяжелые нефти становятся востребованными в экономике РФ. Такие нефти активно применяются в строительстве (дороги, здания), а после очистки их можно использовать в химической промышленности — для производства клеев и пластиков различного назначения.

Производство качественных битумов для дорожного хозяйства — перспективное направление. На сегодняшний день потребность отрасли в битумах, которые получают из фракций обычной и тяжелой нефти, составляет более 2,5 млн т. Учитывая, что темпы среднегодового роста спроса на битум в ближайшей перспективе ожидаются в пределах 10%, к 2015 году объемы его использования могут достигнуть 9–10 млн т. Кроме того, перспектива освоения природных битумов становится все более актуальной в связи с возможностью получения из них энергоносителей, альтернативных топочному мазуту и природному газу.

Основные мировые запасы углеводородов, как уже отмечалось, сосредоточены именно в тяжелой нефти. По разведанным запасам тяжелой нефти Россия занимает третье место в мире после Канады и Венесуэлы. Заметим, что одной из наиболее важных тенденций, наблюдаемых в современном нефтедобывающем секторе, является снижение добычи легкой нефти и нефти средней плотности. Запасы нефти, удобные для добычи, истощаются ускоренными темпами. В РФ степень выработанности запасов осваиваемых нефтегазовых месторождений достигла 60%, при этом добыча ведется с использованием сверхинтенсивных технологий. Другие месторождения находятся в северных районах и содержат трудноизвлекаемые запасы тяжелой нефти и сложные подгазовые залежи.

Основные проблемы нефте- и газодобывающей отрасли России заключаются в экстенсивном способе выработки и добычи углеводородов: из множества месторождений выбираются самые крупные с нефтью, обладающей лучшими свойствами. Месторождения, что залегают на больших глубинах, а также месторождения тяжелых нефтей — разрабатываются в последнюю очередь.

Серьезной проблемой является также то, что для перекачки как легкой, так и тяжелой нефти используется одна система трубопроводов, что приводит к ухудшению качества всей перекачиваемой нефти.

В связи с изложенным разработка новых технологий добычи тяжелых и сверхвязких нефтей является приоритетным направлением развития всей нефтяной отрасли. По мнению экспертов, оптимальный способ использования таких нефтей — переработка в легкую синтетическую нефть или в нефтепродукты вблизи места добычи, что снижает затраты на транспортировку.

Тяжелая ноша

Операционные затраты по добыче тяжелой нефти и природных битумов в 3-4 раза превосходят затраты на добычу легкой нефти, что связано не только с более высокой плотностью и вязкостью тяжелых нефтей, но и с недостаточной развитостью технологии ее добычи и переработки в нашей стране. Так, технология разделения основана на смешении тяжелой нефти с легкой нефтью или легкими дистиллятами. Только в последние годы на отечественных НПЗ стали использоваться современные технологии переработки тяжелой и сверхтяжелой нефтей. Многие из российских НПЗ имеют в своем составе только процессы неглубокой переработки нефти. В этом случае из нефти выделяют легкие и средние фракции, а мазут используют как котельное топливо. На ряде заводов реализован первый этап углубления переработки нефти — выделение из мазута вакуумных фракций и их каталитический крекинг. Некоторая часть остатка вакуумной ректификации гудрона используется для получения кокса, битумов, остаточных масел. Основная масса гудрона используется для производства электроэнергии и пара. В подобной схеме глубина переработки нефти при этом составляет обычно не более 70-75%, в то время как за рубежом, где широко развиты чрезвычайно дорогостоящие процессы переработки мазутов и гудронов, она достигает 90%.

Эксперты отмечают, что переработка тяжелой высоковязкой нефти еще более затруднительна, энергоемка и, как следствие, во многих случаях низкорентабельна и даже убыточна.

Признанным лидером российской переработки битумов является компания «Татнефть», в которой принята программа внедрения новых технологий переработки тяжелой нефти. В 2006 году на ОАО «Таиф-НК» реализован первый этап углубления переработки нефти — построена по новейшей отечественной технологии и успешно эксплуатируется установка каталитического крекинга. Планируется строительство комплекса по переработке гудрона, однако известные сегодня зарубежные процессы — низкоэффективные и дорогостоящие, особенно если учесть, что речь идет о гудроне весьма тяжелых нефтей Татарстана. В планах некоторых отечественных компаний («Лукойл», «Газпром») предусматривается модернизация заводов и строительство новых установок для переработки остатков тяжелых нефтей. Они сталкиваются с теми же проблемами, что и ОАО «Таиф-НК».

Технологические перспективы

Эксперты сходятся во мнении, что не за горами ускоренное развитие технологий переработки тяжелой нефти и остатков, полученных из них. Однако, вероятнее всего, большая часть технологий, которые будут использованы для этих целей российскими нефтяными компаниями, окажется разработанной за рубежом.

Впрочем, это связано не с отсутствием конкурентноспособных отечественных разработок, а с разрушением отечественной системы крупнопилотных и демонстрационных испытаний. По данным, полученным на специализированных конференциях, несколько новых технологий готовы к пилотным испытаниям. Примечательно, что именно на российских разработках базируется более 90% процессов, функционирующих на предприятиях России, и все эти разработки в период их внедрения были опережающими. Столь высокий уровень внедрения местных технологий отчасти связан с особенностями функционирования советской промышленности, однако в большей степени — демонстрирует возможности российской научной школы в этом технологическом секторе. К слову, США имеют на заводах данного профиля существенно большее число процессов, закупленных за рубежом.

На сегодняшний день готовы к масштабному внедрению несколько оригинальных процессов переработки остатков тяжелых нефтей, созданных в системе РАН. В частности, в Институте нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева совместно с другими академическими и отраслевыми институтами создана технология безостаточной и комплексной переработки тяжелых нефтей. Технология не имеет аналогов и базируется на применении ультрадисперсных катализаторов (нанокатализаторов) и прошла длительные испытания на крупнопилотной установке мощностью по тяжелой нефти 2 барреля в сутки. К процессу проявили интерес в Татарстане, регионе — инновационном лидере.

География изучена

Российские запасы тяжелой высоковязкой нефти оцениваются в 6-7 млрд т, 71,4% от общего объема залежей находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных регионах. При этом в Приволжском и Уральском регионах содержится 60,4% от общероссийских запасов тяжелых и 70,8% вязких нефтей. Месторождения тяжелой нефти найдены в Татарии, Удмуртии, Башкирии, Самарской и Пермской областях.

Сегодня на долю тяжелой нефти приходится 23% от общей добычи нефти в РФ, при этом почти половина тяжелых нефтей добывается в Ханты-Мансийском АО (Вань-Еганское месторождение). В то же время практически не изучены запасы нефти в Кировской, Ульяновской областях, а также в республике Марий Эл.

Серьезные запасы тяжелых нефтей и битумов расположены в Татарстане, они составляют, по разным оценкам, от 1,5 до 7 млрд т. В последние годы здесь активно разрабатывается Ашальчинское месторождение: с начала 2007 года производят опытно-технологические работы по добыче тяжелой нефти.

Арктический регион России богат нефтегазовыми месторождениями: на шельфе и побережье Печорского и Карского морей разведано 19 месторождений тяжелых и битуминозных нефтей. Их общие извлекаемые запасы составляют 1,7 млрд т. Сегодня разрабатываются только месторождения севера Тимано-Печорской провинции, где общий объем добычи не превышает 0,6 млн т в год. Непосредственно на шельфе, в Печорском море, на пяти открытых месторождениях сосредоточено 0,4 млрд т извлекаемых запасов, 85% которых представлены тяжелыми и битуминозными нефтями. Особенностью освоения арктических месторождений является их оторванность от системы транспортных нефтепроводов и отсутствие развитой сети железных дорог. Единственным доступным видом перевозки нефти из региона является морской транспорт.

Уже сейчас переработка тяжелой нефти дает возможность ее широкого использования. В Западной Сибири существует проект строительства завода по производству клеев и смол для нужд лесоперерабатывающего комплекса из нефтехимического сырья. В Нижневартовске запущен проект строительства НПЗ по выпуску высококачественного дорожного битума из тяжелых нефтей.

На полной мощности завод будет производить около 150 тыс. т битума в год. При этом потребность в дорожном битуме одного только Уральского региона, по мнению экспертов, может составить к 2010 году 377 тыс. т. Помимо выпуска основной продукции, завод займется изготовлением строительного и хрупкого битума, арктического дизельного топлива, маловязкого судового топлива, вакуумного газойля и компонента бензина.

Татарстан …

Татарстан располагает крупнейшим в России ресурсным потенциалом природных битумов. По качеству — нефть разрабатываемых месторождений преимущественно сернистая, высокосернистая (80%) и высоковязкая (67% остаточных извлекаемых запасов), а по плотности — средние и тяжелые (68% остаточных извлекаемых запасов). Добыча нефти в республике, как и во всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, находится на стадии естественного снижения, на протяжении последних лет в регионе удается поддерживать добычу на уровне28-30 млн. тонн в год до 2020 года.

В настоящее время на балансе ОАО «Татнефть» (имеются лицензии) числятся запасы 21-го месторождения сверхвязких нефтей, в том числе балансовых — 118 млн т, извлекаемых — 41 млн т. Всего в Черемшано-Бастрыкской зоне имеется 98 месторождений высоковязких нефтей с геологическими запасами 461 млн т. Из них в программу освоения включены 45 месторождений с геологическими запасами 191 млн т. Месторождения разделены на три зоны с равными запасами нефти. Проектные технологии разработки по трем группам предусматривают и включают: бурение горизонтальных скважин — 1600 единиц, вертикальных скважин — 3540, оценочных скважин — 890 единиц. «Татнефть» ведет опытно-промышленную разработку двух месторождений с общими запасами 14,1 млн т и продолжает переговоры с зарубежными компаниями, владеющими технологиями внутрипластового горения, которые позволяют улучшить характеристики нефти — осуществить преобразование тяжелых нефтей в легкие.

Главная задача республики в сложившейся непростой ситуации — привлечение инвестиций и внедрение новых эффективных методов повышения извлечения битумов. Нулевая ставка НДПИ, введенная с 2006 года на добычу тяжелой нефти и битумов, послужит стимулом к дальнейшему увеличению эффективности нефтедобычи.

Разработана «Программа развития ТЭК Республики Татарстан на период до 2020 года». Программа предусматривает ввод в разработку 45 подготовленных к освоению месторождений битумов с разведанными запасами 43,5 млн т и доведение их добычи до 1,92 млн т в 2020 году. На существующих нефтеперерабатывающих мощностях в Нижнекамске с этой целью будут построены дополнительные установки.

Сегодня к битумным проектам региона проявляют активный интерес ряд ведущих нефтяных компаний мира — Shell, ConocoPhillips, ExxonMobil, Chevron, Repsol.

… и другие

В Республике Коми компания «Лукойл» ведет опытно-промышленные работы на Ярегском нефтетитановом месторождении, открытом в далеком 1932 году. Извлекаемые ресурсы нефти на данном месторождении составляют 31 млн т, добывается немногим более 5 тыс. т в год нефти с высоким содержанием серы. Месторождение подпадает под закон об обнулении НДПИ, и теперь компания придает планам по добыче и переработке тяжелой нефти большее значение. Планируется, что к 2011 году объемы добычи на Яреге возрастут до 3 млн т в год, а к 2015 году составят около 6 млн т. К этому же времени будут соответственно увеличены мощности Ухтинского НПЗ, на который ярегская нефть поступит для первичной обработки.

В ХМАО развивается добыча и производство высоковязких нефтей. На территории округа находится Вань-Еганское месторождение тяжелой нефти с уникальными свойствами. Поэтому в Югре рассматривают возможность строительства битумного завода производительностью более 100 тыс. т в год. Продукция будет поставляться как дорожным строителям ХМАО, так и в другие российские регионы. По предварительным оценкам, общая стоимость нового завода, который планируется возвести в районе Нижневартовска, порядка 150 млн долларов.

Арктический шельф и его побережье рассматриваются «Энергетической стратегией России» как одно из приоритетных направлений развития нефтедобычи. В российской Арктике на шельфе и побережье Печорского и Карского морей разведано 19 месторождений тяжелых и битуминозных видов нефти. Из общих извлекаемых запасов нефти в регионе 1,7 млрд т — это запасы тяжелой нефти, они составляют 1,1 млрд т. На пяти крупных месторождениях, открытых на шельфе Печорского моря, сосредоточено 0,4 млрд т извлекаемых запасов, 85% которых представлено тяжелыми и битуминозными нефтями. По оценке специалистов, на месторождениях Варандейморе («Арктикшельфнефтегаз»), Приразломное («Севморнефтегаз») и Северо-Гуляевское (нераспределенный фонд недр) — 100% извлекаемых запасов, на месторождении Медынское-море («Арктикшельфнефтегаз») — 99%, на основных горизонтах Долгинского («Газпром») — 82%. Администрация Северо-Западного федерального округа поддержала предложение Мурманской области о создании на Кольском полуострове производства по переработке тяжелых шельфовых нефтей, перевозимых через Мурманский транспортный узел. Создание НПЗ по переработке арктической тяжелой нефти позволит решить две важные задачи:

  • обеспечить регион доступными энергоресурсами,
  • повысить рентабельность освоения шельфовых месторождений за счет экспорта легких продуктов перегонки с большей добавленной стоимостью.

 

Дело государственной важности

Сегодня государство осознало важность поиска новых технологий и оборудования для добычи тяжелой, высоковязкой нефти — ценного сырья для получения множества полезных нефтехимических продуктов. Значительные ресурсы в области нефтедобычи направляются на разработку и развитие новых способов добычи нефти, которые позволят повысить технико-экономические показатели разработки месторождений тяжелых нефтей. Для этого, согласно «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» в нефтегазовый комплекс требуется вложить 400-440 млрд долларов, т. е. годовые инвестиции должны составить около 23-25 млрд долларов. Однако нефтяные компании вкладывают в нефтяную промышленность не более 5,3-5,7 млрд долларов в год, что почти в 4 раза ниже требуемого объема, и это осложняет разработку и внедрение новых технологий.

Введенные правительством РФ льготы по НДПИ для выработки сверхвязких нефтей должны стать серьезным стимулом для активизации разработки месторождений природных битумов, тем более — в условиях дефицита финансовых средств. Такими льготами ранее воспользовалась компания «Татнефть». Сегодня в пределах лицензионных территорий ОАО «Татнефть» находятся двенадцать разведанных месторождений тяжелых нефтей, которые включены в Государственный баланс запасов России. Два из них — Мордово-Кармальское и Ашальчинское — находятся в режиме опытно-промышленной разработки. Ее результаты показали, что «Татнефть» может добывать такую нефть в промышленных масштабах.

Арктический шельф России рассматривается правительством как один из ключевых регионов поддержания и роста добычи нефти, что особенно актуально в условиях стагнации нефтедобычи в основных регионах страны. Для координации освоения шельфа Министерство природных ресурсов РФ разработало государственную «Стратегию изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа РФ до 2020 года». С целью повышения инвестиционной привлекательности проведения геологоразведочных работ и освоения месторождений Арктического шельфа рассматриваются различные возможности стимулирования вложений в шельфовые проекты: снижение стандартных ставок налогов и платежей, налоговые каникулы. Кроме того, могут быть использованы инвестиционные вычеты, освобождение от налогообложения при проведении геолого-разведочных работ и снижение пошлин на уникальное импортное оборудование.

Разработка месторождений высоковязких нефтей в России актуальна как никогда. Однако для добычи нетрадиционных ресурсов (битумы, тяжелые нефти, газовые гидраты) требуются колоссальные инвестиции и, что еще важнее, новые технологии, к внедрению которых стремится всего несколько компаний. Крайне важно не упустить технологические преимущества, которые даст внедрение опережающих российских разработок. Принятые государством поправки в Налоговый кодекс устанавливают льготы на добычу полезных ископаемых при освоении месторождений тяжелых и высоковязких нефтей, но по какой-то причине специалисты в области налоговой политики остановились на половине пути. Говорить о достижении рентабельности и даже о самой разработке новых нефтяных проектов — можно будет лишь в случае установления таких льгот по всему технологическому коридору, который проходят «тяжелые нефти», — кроме добывающих компаний льготы должны получить НПЗ, перерабатывающие тяжелые высоковязкие нефти, природные битумы и битуминозные пески.

www.neftepromsnab34.ru