[Н3.3] Повышение выхода светлых нефтепродуктов

В ходе первичной перегонки нефти исходное сырьё разделяется на две примерно равные по объёму части — светлые фракции (бензиновая, керосиновая, дизельная) и тёмные (широкая масляная, гудрон). При этом рынком наиболее востребованы светлые нефтепродукты, а спрос на тёмные невысок. В позапрошлом веке дисбаланс между производством и спросом на тёмные нефтепродукты решался достаточно просто — их выливали в близлежащий овраг. С ростом объёмов переработки такой способ утилизации стал неприемлем.

При нагревании нефтепродуктов до температуры 380°С и выше начинается разрушение тяжёлых углеводородов. Этот процесс называется крекингом. Первая в мире экспериментальная установка термического крекинга была построена инженером Владимиром Шуховым и его помощником Сергеем Гавриловым в 1891 году. Тем не менее, первая промышленная установка появилась в США. В 1912 году Уильям Бартон оформил патент на процесс крекинга, а в 1915-1918 годах создал действующую установку. По известным причинам России в эти годы было не до крекинга, тогда как в США быстро росло число автомобилей, потребляющих бензин, что сделало крекинг важнейшим технологическим процессом на НПЗ.

sovcracking
«Советский крекинг»

Установки крекинга появлялись в США почти одновременно и некоторые разработчики стали оспаривать первенство У.Бартона в разработке технологии. В 1923 году конкуренты обратились в Международный патентный суд в Гааге, который, рассмотрев дело, признал изобретателями термического крекинг-процесса В.Шухова и С.Гаврилова, реализовавшими его как минимум за 20 лет до американских последователей. В 1934 году под руководством Владимира Шухова и Матвея Капелюшникова была построена первая отечественная промышленная установка крекинга на заводе «Советский крекинг» в Баку.

Сырьём для установок термического крекинга служит тяжёлая газойлевая фракция. При нагревании до температуры 400-500°С происходит разрушение тяжёлых углеводородов с образованием широкого спектра более лёгких, начиная с метана. Около 30-40% получаемых в результате реакции веществ по температуре кипения соответствует бензиновой фракции. Сейчас термический крекинг уступает более совершенному процессу каталитического крекинга, но всё ещё применяется на устаревших нефтеперерабатывающих заводах.

Каталитический крекинг протекает в присутствии цеолитсодержащего алюмосиликатного катализатора. Сырьё нагревается до температуры 515-535°С (до 560°С для утяжелённого ВГО), смешивается с катализатором и подаётся в лифт-реактор, где в течение нескольких секунд подвергается крекингу. Продукты реакции поступают в сепаратор, где происходит отделение катализатора для дальнейшего использования. В процессе крекинга образуется нефтяной кокс, который оседает на частицах катализатора, поэтому современные установки имеют узел непрерывной регенерации катализатора, чтобы избежать снижения его эффективности. Целевым продуктом каталитического крекинга является компонент бензина с октановым числом порядка 90 пунктов, выход которого составляет 50-65% от исходного сырья.

Перспективным процессом глубокой переработки нефти является гидрокрекинг. Эта технология основана на разрушении тяжёлых углеводородов в присутствии водорода. В отличие от термического и каталитического крекинга, сырьём гидрокрекинга может служить не только газойлевая фракция, но и более тяжёлые продукты первичной перегонки — мазут и гудрон. Это открывает возможность существенного уменьшения производства тёмных нефтепродуктов в пользу увеличения светлых. В процессе гидрокрекинга возможен выход до 90% светлых фракций, в том числе до 20% бензиновой фракции. Кроме того, за счёт присутствия водорода вместе с крекингом протекает процесс очистки от серы, что повышает характеристики получаемой продукции.

Для достижения максимального выхода светлых нефтепродуктов гидрокрекинг ведётся на двух реакторах. Продукты, полученные в первом реакторе, поступают в ректификационную колонну, где отгоняются легкокипящие компоненты, а остаток направляется во второй реактор, где повторно подвергается гидрокрекингу в более жёстких условиях. Гидрокрекинг вакуумного газойля осуществляется при давлении около 180 атм, гидрокрекинге мазута и гудрона — более 300 атм. Температура процесса варьируется в пределах от 380°С до 460°С. Установка гидрокрекинга — одна из самых опасных на НПЗ, поскольку на ней применяется высокая температура и большое давление. Реакция сопровождается избыточным выделением тепла, при выходе процесса из-под контроля возможен самопроизвольный разогрев реактора и его взрывное разрушение.

gkpnos
Установка гидрокрекинга на «Пермнефтеоргсинтезе» (справа). Конусообразные трубы слева — установка получения водорода.

Нефтеперабатывающие заводы СССР были слабо оснащены установками глубокой переработки нефти. Один из крупнейших заводов — Киришинефтеорсинтез — вообще не обладал ни одной установкой крекинга, из-за чего доля бензина в продукции предприятия составляла всего 9-10%, дизельного топлива — 20%. Маломощная установка термокрекинга позволяла Ухтинскому НПЗ иметь около 15% бензина и 24% дизельного топлива в ассортименте выпускаемой продукции. Московский НПЗ, оснащенный установкой каталитического крекинга, имел неплохой по тем меркам выход светлых нефтепродуктов — 21% бензина, 25% дизельного топлива.

Гидрокрекинг до недавнего времени считался экзотическим процессом нефтепереработки. На 46 советских НПЗ  имелась всего 1 установка гидрокрекинга, построеная на «Уфанефтехиме» в 1976 году. В 2002 году на поверхности реактора этой установки возникло вздутие, в связи с чем было принято решение о её использовании в более мягком режиме. Несмотря на это, процесс деформации реактора продолжился и в 2010 году его пришлось демонтировать.

Сейчас установка каталитического крекинга является обязательной для НПЗ, без неё невозможна коммерчески выгодная переработка нефти. Некоторые заводы располагают сразу несколькими установками крекинга, как, например, Нижегороднефтеоргсинтез. Строятся комплексы глубокой переработки, основанные на гидрокрекинге. В 2004 году состоялся пуск современной установки гидрокрекинга на Пермском НПЗ, в 2005 году — на Ярославском НПЗ, в 2013 году — на Киришинефтеоргсинтезе, в 2014 году запустил гидрокрекинг ТАНЕКО и Хабаровский НПЗ. В процессе строительства находятся установки гидрокрекинга на Волгоградском, Рязанском, Комсомольском, Новокуйбышевском, Ачинском, Туапсинском, Ново-Уфимском и Омском нефтеперерабатывающих заводах.

[Н3.2] Первичная переработка нефти

Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа:

1. Разделение сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка);

2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов (вторичная переработка);

3. Смешение компонентов с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

Функциональной единицей нефтеперерабатывающего завода является технологическая установка — производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить определённый технологический процесс.

Нефть, поставляемая на завод, вначале поступает на ЭЛОУ (электрообессоливающую установку) для очистки от воды и солей. ЭЛОУ, используемые на НПЗ, принципиально не отличаются от подобных установок, используемых на нефтяных промыслах. Нефть подогревается до 100-120°С  и подвергается воздействию напряжения порядка 30 кВ, в результате чего происходит отделение воды. Для более эффективного протекания процесса в сырьё добавляется деэмульгатор — вещество, способствующее разрушению эмульсии. Вода собирается внизу аппарата и удаляется, очищенная нефть поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки.

АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка) — одна из основных установок нефтеперерабатывающего завода. Она состоит из двух ректификационных колонн (атмосферной и вакуумной) и трубчатых печей, в которых осуществляется нагрев сырья.

Атмосферно-вакуумная трубчатка (АВТ)
Атмосферная колонна тоньше, вакуумная — толще. Слева вдали видна ещё одна установка АВТ. На заводе их может быть несколько.

Процесс атмосферной перегонки предназначен для отбора светлых нефтяных фракций — бензиновой, керосиновой и лёгкой дизельной. Перегонка осуществляется при атмосферном давлении и температуре 300-360°С. Ректификационная колонна представляет собой цилиндрический вертикальный аппарат, внутри которого расположены несколько десятков устройств, внешне похожих на тарелки. Температура в колонне постепенно снижается от низа к верху, поскольку снизу колонна подогревается, а сверху осуществляется отбор тепла. Жидкость стекает по тарелкам вниз, поступает в зону более высокой температуры и постепенно испаряется. Одновременно поднимающийся снизу пар постепенно охлаждается и конденсируется на тарелках. В результате сверху колонны собирается бензиновая фракция в виде паров (температура кипения — до 180°С), ниже конденсируются керосиновая (180-240°С) и дизельная фракции (240-360°С), а в самом низу колонны остаётся мазут — смесь тяжёлых углеводородов. Светлые фракции, отбираемые в ходе атмосферной перегонки, составляют 40-60% исходного сырья.

Мазут, оставшийся после атмосферной перегонки, для дальнейшей переработки требуется разделить на составляющие фракции. Тяжёлые фракции, из которых состоит мазут, кипят при температуре выше 500°С, но нагревать сырьё сильнее 380 °С нельзя — при этом начнётся неуправляемое термическое разрушение углеводородов. Для снижения температуры кипения в вакуумной колонне при помощи насосов создаётся разрежение до 40-60 мм рт. ст. Это позволяет уменьшить температуру процесса до 360-380°С. В ходе вакуумной перегонки отбираются масляные фракции или вакуумный газойль (в зависимости от профиля завода), остатком является гудрон — наиболее тяжелые нефтяные углеводороды.

Фракции, выделенные в ходе первичной перегонки, не являются готовой продукцией и требуют дальнейшей переработки. К примеру, бензиновая фракция имеет октановое число всего около 60 единиц, к тому же все прямогонные фракции имеют высокое содержание соединений серы. В зависимости от характеристик исходного сырья, в прямогонной дизельной фракции может быть 0,2-2,0% серы, тогда как принятый в России Технический регламент ограничивает этот показатель на уровне 0,005% (топливо класса 4) и 0,001% (топливо класса 5). Для того, чтобы получить качественные товарные нефтепродукты, фракции первичной перегонки нужно подвергнуть различным превращениям на установках вторичной переработки.

[Н3.1] Химический состав нефти и газа

Углерод и водород способны соединятся невероятным числом различных способов, порождая огромное число веществ, называемых углеводородами. В зависимости от числа молекул эти вещества могут быть газообразными, жидкими или твёрдыми. Нефть представляет собой смесь различных углеводородов, в которых преобладают алканы, нафтены и арены.

Алканы — наиболее простой класс органических веществ. Атомы углерода имеют возможность образовывать четыре связи — либо друг с другом, либо с водородом. В алканах задействованы все четыре связи и к атомам углерода присоединено максимально возможное число атомов водорода. По этой причине алканы также называют предельными углеводородами или насыщенными углеводородами. Примеры алканов — метан, этан, пропан, бутан, пентан.

Alkanes

Природный газ («сухой газ») состоит из 90 и более процентов метана (1 атом углерода, С1) и нескольких процентов этана (С2). Температура кипения метана — минус 161,5 градуса, этана — минус 88,6 градуса, поэтому обычно эти вещества представлены в газообразной форме. Продукты сгорания метан и этана бозопасны и экологичны — углекислота и водяной пар. По этой причине природный газ широко используется в бытовых газовых плитах.

Температура кипения пропана (С3) — минус 42,1 градус, бутана (С4) — минус 0,5 градуса. Эти вещества легко сжижаются при невысоком давлении. Сжиженным газом заправляют баллоны для дачных и туристических плит, он используется в качестве газомоторного топлива. Пропан-бутановую смесь можно наблюдать в прозрачных зажигалках. В смесях, предназначенных для холодной погоды, преобладает пропан, для тёплой погоды — бутан.

cyclobutane

Пентан (С5) и более высокомолекулярные арены образуют бензиновую, керосиновую, дизельную и мазутную фракции.

Нафтены — более сложные по строению вещества, в них атомы углерода соединяются в циклическое кольцо. Слово происходит от греческого náphtha (нефть), поскольку нафтены впервые были обнаружены русским химиком Владимиром Васильевичем Марковниковым в нефти бакинских промыслов. Названия нафтенов образуются из названий алканов с приставкой «цикло-» — циклопропан, циклобутан, циклопентан. Циклометан и циклоэтан не существуют, поскольку одного или двух атомов углерода недостаточно для образования кольца.

Арены (ароматические углеводороды) были названы так потому, что первые найденные представители этого класса веществ обладали приятным запахом. Позднее оказалось, что многие арены пахнут весьма скверно, но название уже устоялось. Особенностью этого класса веществ является наличие в их структуре так называемого «бензольного кольца», изображаемого в виде шестиугольника с окружностью внутри. «Бензольное кольцо» стало символом нефтехимии, и неспроста — ароматические углеводороды служат важнейшим сырьём органического синтеза.

benzol

Кроме перечисленных веществ, нефть содержит асфальто-смолистые соединения, серу и соли металлов. Состав нефтей разных месторождений может очень сильно отличаться. Например, североморский сорт Brent содержит 0,37% серы, а поставляемый из Арабских Эмиратов Dubai Crude — 2% серы.

[Н2.10] Добыча нефти и газа в море

В конце 2012 года Федеральное агентство по недропользованию России распределило последние лицензии на разработку крупных материковых месторождений нефти. И хотя на суше ещё остаётся достаточно много запасов, значительно прирастить запасы нефти можно только в результате разведки на шельфе. В других странах ситуация обстоит схожим образом — материковые месторождения истощаются, заставляя нефтяные компании идти в море.

Если месторождение находится близко от берега, то можно попробовать подобраться к нему при помощи наклонно-направленных скважин, пробуренных с суши. Такой метод успешно применяет «Роснефть» при разработке месторождения «Одопту-море». Первая скважина в рамках этого проекта была пробурена в 1998 году, её протяженность составила 5589 м при горизонтальном отклонении на 4781 м. Сейчас на месторождении пробурено более 30 наклонно-направленных скважин.

До месторождения, расположенного в сотне километров от берега, наклонно-направленной скважиной не достать. В этом случае принимается решение об использовании морской платформы. Тип платформы зависит от глубины моря в районе работ. Наиболее простыми в строительстве и эксплуатации являются стационарные морские платформы. Они применяются на мелководье, когда глубина море не превышает несколько десятков метров. Стационарная платформа удерживается на месте либо за счёт массивных бетонных блоков, лежащих на дне, либо крепится к дну при помощи свай. На платформе устанавливаются жилые и производственные модули.

gazprom03

Стационарная платформа принципиально почти не отличается обычной буровой вышки, используемой на суше. Устьевая арматура, противовыбросовый превентор и другое оборудование располагаются в надводной части платформы. Отгрузка добытой нефти осуществляется через причальное устройство, к которому подходят наливные танкеры. Стационарная платформа установлена на месторождении Приразломное, эксплуатируемое «Газпром-нефтью». Глубина моря в районе месторождения — 19-20 м, удаление от берега — 60 км.

Когда толща воды составляет несколько километров, закрепить платформу на дне не получится. В этом случае бурение скважины осуществляется с полупогружной буровой установки. Удержание платформы на заданной точки осуществляется при помощи динамической системы позиционирования, управляющей многочисленными подводными двигателями. Бурение и другие операции проводятся в так называемом райзере — колонне из труб большого диаметра, подвешенных на платформе и опускающихся до дна. После заканчивания скважины устьевая арматура и превентор устанавливаются на дне моря. Нефть подаётся на поверхность по гибким трубам.

Subsea_Statoil

Одна из перспективных разработок — использование подводной добычной системы, управляемой с берега и транспортировкой продукции на берег по трубопроводу. Такой метод разработки применяет компания Statoil на газовом месторождении Snovit. Глубина моря в районе месторождения находится в пределах 250-340 м, расстояние от берега — 140 км.

[Н2.9] Трудноизвлекаемые запасы

Промышленная добыча нефти и газа ведётся уже более века. Неудивительно, что вначале в разработку были вовлечены наиболее легкодоступные запасы углеводородов. Сейчас их становится всё меньше, а вероятность обнаружить новое гигантское месторождение, сравнимое с такими, как Самотлор, Аль-Гавар или Прудо-Бей, практически равна нулю. По крайней мере, в нынешнем столетии ничего подобного пока найдено не было. Хочешь-не хочешь, но приходится разрабатывать залежи трудноизвлекаемой нефти.

Трудноизвлекаемые запасы их можно поделить на две группы. К одной относятся залежи, обладающие низкой проницаемостью пластов (плотные песчаники, сланцы, баженовская свита). При этом нефть, извлечённая из таких залежей, по своим характеристикам вполне сопоставима с нефтью традиционных месторождений. К другой группе относятся месторождения тяжёлой и высоковязкой нефти (природные битумы, нефтяные пески).

Попытки добывать нефть из низкопроницаемых коллекторов традиционными методами приводят к следующему эффекту — вначале скважина даёт хороший приток нефти, который очень быстро заканчивается. Нефть извлекается лишь из небольшой зоны, вплотную прилегающей к перфорированному участку скважины, поэтому вертикальное бурение на таких месторождениях неэффективно. Поднять продуктивность скважины можно за счёт увеличения площади контакта с насыщенным нефтью пластом. Это достигается бурением скважин с большим горизонтальным участком и проведением сразу нескольких десятков операций гидроразрыва. Подобным способом добывается так называемая «сланцевая нефть».

При добыче природных битумов или сверхвязкой нефти гидроразрыв не поможет. Методы добычи такого сырья зависят от глубины залегания насыщенных нефтью пород. Если глубина невелика и составляет десятки метров, то применяется открытая добыча породы. При залегании нефти на глубине в сотни метров для её извлечения строятся шахты. В Канаде так разрабатываются нефтяные пески Альберты, в России примером может служить Ярегское месторождение. Добытая экскаватором порода измельчается, смешивается с горячей водой и подаётся в сепаратор, отделяющий нефть от песка. Вязкость полученной нефти столь высока, что исходном виде её невозможно перекачивать по трубопроводу. Для снижения вязкости нефть смешивается с технологическим растворителем, обычно используется бензин или солярка.

Alberta

Если породу невозможно извлечь на поверхность, прогревание паром осуществляется под землёй. Технология парогравитационного воздействия, применяемая «Татнефтью» на Ашельчинском месторождении, основана на использовании пары горизонтальных скважин. В одну из них нагнетается пар, из другой отбирается нефть. Пар для закачки в скважину производится на специально построенной котельной. При глубоком залегании эффективность метода снижается из-за того, что температура пара заметно снижается по пути до пласта. Этого недостатка лишен разработанный «РИТЭКом» метод парогазового воздействия, предусматривающий получение пара непосредственно в пласте. Парогенератор устанавливается непосредственно в забое, в него подаются реактивы, которые взаимодействуют с выделением тепла. В результате реакции образуется азот, углекислый газ и вода. Растворение углекислого газа в нефти дополнительно снижает её вязкость.

parogaz

Аналогичные проблемы испытывают газодобывающие компании. Наиболее удобны для разработки сеноманские залежи. Коллекторы сеноманского яруса обычно имеют высокую проницаемость, что позволяет эксплуатировать их традиционными вертикальными скважинами. Сеноманский газ «сухой», он на 97-99% состоит из метана и поэтому требует минимальных усилий на подготовку перед сдачей в транспортную систему.

Истощение сеноманских залежей заставляет газодобывающие компании переходить к трудноизвлекаемым запасам газа. Туронский ярус характеризуется низкой проницаемостью коллекторов, поэтому вертикальные скважины оказываются неэффективными. Тем не менее, туронский газ на 85-95% состоит из метана, что позволяет обойтись относительно недорогими методами его подготовки на промысле.

Хуже обстоит дело с газом, извлекаемым из валанжинского яруса и ачимовских отложений. Здесь залегает «жирный газ», кроме метана содержащий этан, пропан и другие углеводороды. Перед подачей газа в транспортную систему их необходимо отделять от метана, а для этого требуется сложное и дорогостоящее оборудование.

За одном месторождении могут быть выявлены залежи газа на различных ярусах. Например, на Заполярном месторождении газ залегает в туронских, сеноманских, неокомских и юрских отложениях. Как правило, сначала в добычу вовлекается наиболее доступный сеноманский ярус. На знаменитом Уренгойском месторождении первый сеноманский газ был получен в апреле 1978 года, валанжинский — в январе 1985 года, а к эксплуатация ачимовских залежей «Газпром» приступил только в 2009 году.

[Н2.8] Интенсификация добычи нефти

Нефть, как известно, чёрное золото, то есть фактически — деньги. А ведь совсем не дело, когда деньги идут тоненьким ручейком, а не мощным потоком. Что приводит к уменьшению отбора нефти и как с этим бороться?

В начальной фазе разработки месторождения давление в продуктивном пласте высокое, по мере эксплуатации оно начинает снижаться. Очевидный способ поддержать давление в пласте — закачать в него что-нибудь. Для этого обычно используется самая доступная жидкость на Земле — вода. На месторождении строятся нагнетательные скважины, через которые в пласт подаётся вода в объёме равном или немного превышающем объём извлекаемой нефти. Если нагнетательные скважины расположены по периметру залежи, то такой способ поддержания пластового давления называется законтурным заводнением, если вода подаётся прямо в пласт, то внутриконтурным.

Заводнение способствует увеличению дебита скважин, но возникает другая проблема — растёт содержание воды в скважинной жидкости. Более высокотехнологичный подход основан на использовании растворов полимерных материалов. Одной из наиболее известных в России полимерно-гелевых систем является РИТИН-10, выпускаемый компанией РИТЭК. Попадая в пласт, полимер образует гель, который уменьшает подвижность находящейся в нём воды. Благодаря этому, повышение дебита скважины достигается при меньшей обводнённости продукции.

Бывает и так, что давление в пласте высокое, но нефть не может проникнуть к скважине из-за плохой проницаемости коллектора. Если природа не потрудилась сделать в пласте достаточно пор и трещин, этим должны заняться люди. Вначале на пласт пробовали воздействовать взрывами, такой метод назывался торпедированием. В результате торпедирования на короткое время дебит скважины увеличивался в 5-10 раз, но очень быстро снижался до прежней величины. Причина в том, что трещины от взрыва расходились недалеко от призабойной зоны, оставляя нетронутыми удалённые участки. При этом увеличить мощность заряда было невозможно, поскольку его габариты ограничивались диаметром скважины. Для достижения лучшего эффекта требовалось что-нибудь посильнее тротила.

explosion
В 1965 году на Грачёвском нефтяном месторождении в Башкирии было применено стимулирование пласта путём подрыва трёх промышленных ядерных зарядов. Результат оказался неплохим, после этого было проведено несколько десятков подобных взрывов. Ядерные заряды применялись на Осинском, Тяжском, Еси-Еговском, Среднебалыкском, Среднеботуобинском месторождениях.

«В зоне ядерного взрыва начальная температура превышает 10 миллионов градусов, а давление достигает миллиарда атмосфер. Мощный фронт ударной волны движется радиально — от центра заряда. Происходит испарение, плавление, дробление, смещение и растрескивание окружающей породы. В зоне испарения пород образуется сферическая полость, которая расширяется до тех пор, пока давление заключенных в ней газов не уравновесится горным давлением налегающих пород. Расплавленная порода стекает с кровли и стенок полости вниз; здесь она собирается в прудок и постепенно затвердевает в нерастворимую стеклообразную массу.» — так описывается воздействие ядерного взрыва на пласт в февральском номере журнала «Наука и Жизнь» от 1973 года.

В США благодаря применению ядерного стимулирования появилась надежда начать добычу газа из сланцев и уплотнённых песчаников. В рамках программы Plowshare американцы провели три испытания (Gasbuggy в 1967 году, Rulison в 1969-м и Rio Blanco в 1973-м) для отработки технологии добычи сланцевого газа.

Как в СССР, так и в США одним из негативных побочных эффектов применения ядерных зарядов было некоторое увеличение радиоактивности полученного углеводородного сырья. «Напрашивается вывод — не начинать отбор нефти из зоны ядерного стимулирования, пока не завершится естественный распад всех радиоактивных изотопов. Но тогда пришлось бы ждать многие годы, что неприемлемо с технико-экономической точки зрения. Какой же выход?» — обсуждается эта проблема всё в той же статье журнала «Наука и Жизнь». Ничего лучше, чем разбавление полученной продукции нефтью и газом с других месторождений и использование смеси только для промышленных нужд (в качестве котельного топлива или сырья на нефтехимическом производстве) придумано не было. Был у ядерных взрывов недостаток и посерьёзней радиации. Эффект от такого стимулирования оказывался недолгим, образовавшиеся в коллекторе трещины быстро схлопывались и проницаемость пласта уменьшалась.

Серьёзным прорывом в области повышения продуктивности скважин стало изобретение гидроразрыва. С помощью мощных насосов в пласт закачивается жидкость разрыва, а в образовавшиеся трещины подаётся расклинивающий агент, не позволяющий смыкаться стенкам трещин. Гидроразрыв был изобретён в СССР и США примерно одновременно — на рубеже 40-х и 50-х годов прошлого века. Первый ГРП осуществила компания Halliburton, используя в качестве жидкости разрыва обычную воду, а в качестве расклинивающего агента — речной песок.

grp

Наряду с гидроразрывом разработаны и применяются другие методы воздействия на пласт. Среди них — щелевая разгрузка прискважинной зоны, кислотное воздействие, азотно-импульсная обработка, виброволное воздействие, объёмное волновое воздействие, электрическая обработка, закачивание в скважину различных реагентов, газодинамический разрыв пласта. Методы могут комбинироваться, например при проведении гидроразрыва в пласт может закачиваться кислота.

[Н2.7] Промысловый сбор и подготовка нефти

Жидкость, добываемую из нефтяной скважины, можно назвать нефтью с большой долей условности. Формально нефть представляет собой товарный продукт, характеристики которого соответствуют государственному стандарту. При этом из скважины поступает смесь различных веществ: нефти, газа, воды, солей, песка. Соотношение компонентов скважинной жидкости зависит от свойств конкретного месторождения. Ко всему прочему, оно меняется в процессе естественного истощения месторождения. Вначале скважина может давать почти безводную нефть, а в завершающей фазе добываемая жидкость более, чем наполовину состоит из воды. В некоторых случаях обводнённость сырья достигает очень высоких значений. К примеру, ошибки, допущенные при разработке Самотлорского месторождения, привели к тому, что обводнённость на некоторых участках поднялась до 95%. Это означает, что тонна добытой жидкости примерно состоит из 50 кг нефти и 950 кг воды. «Примерно» — потому что в ней содержится ещё и газ. Степень насыщенности нефти растворённым газом называется газовым фактором. Этот показатель тоже меняется по ходу истощения месторождения.

Подавать такую смесь в магистральный нефтепровод нельзя — в процессе транспортировки она будет расслаиваться, вода с солью вызовут сильную коррозию стальных конструкций, а механические примеси могут повредить насосы. Скважинную жидкость необходимо подвергнуть дегазации, обезвоживанию, обессоливанию и стабилизации. Эти операции выполняет система сбора и подготовки нефти.

Наиболее простой способ отделения нефти от воды — гравитационный отстой. В этом случае сырьё выдерживается в резервуаре 2 суток и более. Под действием силы тяжести капли воды скапливаются в нижней части резервуара. Обезвоживание нефти затруднено тем, что вода образует с нефтью достаточно стойкую эмульсию. Для ускорения процесса разделения эмульсии её подогревают и добавляют деэмульгаторы. Они адсорбируются на поверхности раздела фаз «нефть-вода» и вытесняют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы. Это приводит к слиянию мелких капель воды в более крупные, которые быстро опускаются на дно резервуара.

Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электродегидраторов. Процесс электрообезвоживания осуществляется путём пропускания нефти между электродами, на которые подаётся напряжение порядка 30 кВ. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноимённые электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу, сливаются и оседают на дно ёмкости.

Вместе с водой из нефти удаляется большая часть содержащихся в ней солей. Дополнительное обессоливание осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную эмульсию обезвоживают вновь.

Растворённый в нефти газ выделяется на всех этапах подготовки, начиная с подсчёта дебитов скважин на групповой замерной установке. Окончательная дегазация сырья осуществляется при подаче его в резервуар с пониженным давлением, откуда газ откачивается насосами. Собранный газ может отправляться на газоперерабатывающий завод, использоваться в качестве топлива на котельной или электростанции. При отсутствии местных потребителей газ приходится сжигать на факеле.

Стабилизация нефти заключается в удалении из неё пропана и бутана. Эти углеводороды очень летучи. Если их не извлечь, они будут теряться при транспортировке, особенно при перевозке нефти в автомобильных или железнодорожных цистернах. Стабилизация осуществляется при помощи подогрева нефти, что приводит к интенсивному выделению легкокипящих фракций.

ukpn

Большинство процессов подготовки нефти основано на схожих технологических принципах, поэтому оборудование часто объединяется в УКПН — установку комплексной подготовки нефти. Тем не менее, часть процессов может осуществляться на отдельных установках. Ниже приведён краткий перечень установок, наиболее часто встречающихся на нефтяных промыслах.

ГЗУ — групповая замерная установка. Её задача заключается в раздельном измерении дебитов нефти, газа и воды с различных скважин. Иногда эту установку называют АГЗУ, если она работает в полностью автоматическом режиме.

ДНС — дожимная насосная станция. Насосы ДНС увеличивают напор проходящей сквозь них жидкости. На ДНС происходит процесс частичного выделения из нефти растворённого в ней газа.

УПСВ — установка предварительного сброса воды. УПСВ оснащается деэмульгаторами и сепараторами, отделяющими нефть от воды и газа.

ЭЛОУ — установка, осуществляющая электрическое обессоливание нефти.

Очищенная, обезвоженная, обессоленная и стабилизированная нефть поступает в резервуарный парк, также называемый ПСН (пункт сдачи нефти). Оттуда товарная нефть транспортируется до нефтеперерабатывающих заводов по магистральным трубопроводам, железным дорогам или танкерами.

Добываемый природный газ также требует подготовки перед сдачей в систему магистральных газопроводов. Стандарты нормируют содержание в газе влаги и тяжёлых углеводородов. Доведение газа до товарной кондиции осуществляется на УКПГ — установке комплексной подготовки газа. При этом применяются процессы абсорбции и адсорбции, а также низкотемпературная сепарация. Если природной газ имеет высокое содержание гелия, то осуществляется извлечение этого ценного компонента путём низкотемпературной конденсации.

[Н2.6] Фонтаны и насосы

В художественных фильмах открытие нефтяного месторождения обычно показывается такой живописной сценой: из скважины бьёт мощный поток газонефтяной смеси, вокруг него прыгают и танцуют счастливые люди. Так случалось в позапрошлом веке, когда скважины бурились наобум и лишь немногие из них попадали в насыщенный нефтью пласт. Фонтанирующая скважина становилась большой удачей, а разливавшая вокруг неё нефть не слишком сильно омрачала радостное настроение нефтяников.

Современные нефтяники вряд ли сильно обрадуются фонтану, бьющему тугой струёй в небо. Чтобы избежать неконтролируемого выхода жидкости, перед тем, как провести перфорацию скважины, на неё устанавливается фонтанная арматура. Чаще всего применяется крестовая арматура, состоящая из трубной головки, соединённой с уходящими в скважину насосно-компрессорными трубами, и ёлки, с которой осуществляется отбор скважинной жидкости. Фонтанный способ эксплуатации скважины очень выгоден с экономической точки зрения — нефтяной компании требуется лишь собирать самотёком поступающую из недр жидкость.

armatura

Сколь бы высоким не было начальное пластовое давление, по мере выработки месторождения оно начинает снижаться и нефть перестаёт самостоятельно подниматься на поверхность. В этом случае на помощь приходят насосы. Изображение штангового скважинного насоса («насоса-качалки») буквально является эмблемой отрасли. По принципу действия он похож на насос для накачивания велосипедных шин. На поверхности располагается механизм, преобразующий вращательное движение ротора двигателя в возвратно-поступательное движение стальной штанги. Сам насос находится в скважине, он приводится в действие движущейся вверх-вниз штангой.

51_547_l

Технология изготовления и эксплуатации штанговых насосов отработана многими десятилетиями. Современные штанговые насосы обладают высоким коэффициентом полезного действия, они исключительно надёжны и неприхотливы к наличию примесей в скважинной жидкости. Сочетание этих полезных качеств с низкой ценой делает штанговые насосы весьма популярными.

С появлением мощных и компактных электродвигателей появилась возможность разместить всю конструкцию непосредственно в скважине. На поверхность поднимается только силовой кабель, подключаемый к электропитанию. Такие установки получили название электроцентробежных насосов (УЭЦН). Они обладают большой мощностью и обеспечивают высокий дебит эксплуатируемой скважины. Электродвигатель погружного насоса находится в окружении агрессивной среды, поэтому ему требуется качественная защита от попадания жидкости внутрь устройства. Первые модели погружных насосов были относительно ненадёжны, но у современных изделий межремонтный пробег сравним с аналогичным показателем штанговых насосов.

Ещё один способ эксплуатации скважин основан на закачивании в скважину газа или воздуха и называется, соответственно, газлифтом или эрлифтом. Принцип действия газлифта основан на том, что вспененная нагнетаемым газом нефть обладает меньшей плотностью, вследствие чего она вытесняется наверх более плотной окружающей жидкостью. Газлифт может быть компрессорным, если давление сжатого газа или воздуха обеспечивается работой компрессора, или безкомпрессорным, если используется газ с поблизости расположенного газового месторождения. Газлифт менее распространён по сравнению с применением насосов, но в определённых случаях он может оказаться весьма эффективным. Это возможно, например, при безкомпрессорном газлифте, когда есть возможность использовать газ с соседнего месторождения. При этом не требуется внешний подвод энергии, а система получается очень надёжной из-за отсутствия трущихся деталей.

variants

Для газовых месторождений фонтанный режим является основным. При снижении давления поступающего газа эксплуатация скважины прекращается. Применять насосы для выкачивания газа экономически нецелесообразно.

[Н2.5] Типы скважин

Первые скважины для добычи нефти и газа бурились вертикально. Такие скважины давали хороший результат до тех пор, пока в мире было достаточно месторождений, коллекторы которых сложены из минералов с высокой пористостью и проницаемостью. По мере истощения легкодоступных запасов нефтяникам пришлось работать над совершенствованием технологий строительства скважин. В 40-х годах прошлого столетия Александр Григорян и Константин Царевич разработали технологию проходки наклонных и горизонтальных скважин. Эксплуатационная колонна скважины, расположенная под углом или горизонтально, имеет большую площадь контакта с пластом, что значительно увеличивает дебит. В 1941 году на Каспийском море с использованием турбобура была создана первая горизонтальная скважина.

1

Ствол наклонно-направленной скважины значительно отходит от точки размещения буровой установки, что даёт возможность пробурить несколько скважин с одной площадки. Это особенно важно при работе в море или заболоченной местности. Сооружение нескольких скважин с одной площадки называется кустовым бурением.

Работая над дальнейшим повышением эффективности скважин, специалисты предложили создавать ветвящиеся скважины, подобные корневой системе растений. «Пока углеводороды извлекаются из горных пород с помощью фильтрации, скважинам нужны корни, как деревьям», — такое высказывание приписывается одному из энтузиастов многоствольного и многозабойного бурения А.Григоряну. Разница между этими способами заключается в том, что многоствольная скважина ветвится выше продуктивного пласта, а многозабойная скважина входит в пласт и там разделяется на несколько ответвлений.

Первая успешная многоствольная скважина была пробурена в Башкирии в 1953 году. Многие месторождения Башкирии тогда уже были значительно истощены, поэтому требовались технологии для увеличения нефтеотдачи. Скважина 66/45 имела 9 стволов, её дебит составил 120 м3 в сутки при показателях обычных скважин на уровне 7 м3 в сутки. К 80-му году в СССР было пробурено свыше сотни многоствольных скважин.

oil2

В 70-е и 80-е годы интерес к бурению наклонных и горизонтальных скважин стали проявлять западные страны. Значительные успехи были достигнуты во Франции и США. Прогрессу в области технологий бурения в какой-то мере способствовал поток специалистов, покидавших Россию в годы Перестройки. В числе уехавших из страны был и А.Григорян.

Технология создания горизонтальных скважин дала возможность эксплуатировать месторождения с низкопроницаемыми коллекторами, например, добывать так называемую «сланцевую нефть».

Не все скважины, пробуренные на месторождении, используются для добычи нефти и газа. Для определения и поддержания эффективного режима эксплуатации требуется множество скважин различного типа. По назначению их можно разделить на следующие группы:

* структурно-поисковые скважины, назначение которых — установление тектоники, стратиграфии, литологии, оценка продуктивности горизонтов;

* разведочные скважины, служащие для выявления продуктивных объектов, оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов;

* эксплуатационные скважины, предназначенные для добычи нефти и газа из земных недр;

* опережающие добывающие скважины, позволяющие начать эксплуатацию месторождения с одновременным уточнением строения продуктивного пласта;

* нагнетательные скважины, применяемые для закачки в пласт воды или газа с целью поддержания требуемого давления;

* контрольные, оценочные и наблюдательные скважины — для наблюдения за
объектом разработки, определения начальной и остаточной водогазонефтенасыщенности пласта, отслеживания изменения параметров пласта;

* скважины для утилизации отходов.

Структурно-поисковые, разведочные, различные вспомогательные скважины чаще бывают вертикальными, эксплуатационные скважины  — наклонно-направленными или горизонтальными.

[Н2.4] Каротаж и отбор керна

Геологи любят исследовать недра Земли, так же как врач — тело пациента. Если разведочные работы, проводимые до бурения скважины, можно сравнить с первичным приёмом у врача (посмотрит, послушает и направит на УЗИ), то готовая скважина открывает широкий простор для углублённого (в прямом и переносном смыслах) изучения геологических структур. Во-первых, появляется возможность извлечь из скважины кусочки породы, во-вторых — спустить на глубину зонд, оснащенный различными датчиками.

Образец горной породы называется керном. Процесс получения керна весьма непрост и требует значительных затрат времени. Вначале требуется поднять на поверхность бурильную колонну, развинтив её на отдельные трубы, а длина колонны может составлять несколько километров. Далее в скважину спускается керноприёмное устройство, представляющее собой буровую головку с цилиндрической полостью. Устройство выбуривает столбик породы, откалывает его и фиксирует внутри себя. После этого колонна труб вновь поднимается на поверхность и из керноприёмника достаются готовые образцы породы. Собранные образцы передаются в лабораторию для проведения химических и физических опытов.

kern1

Изучение свойств керна весьма информативно, но это дорогой метод. К тому же, некоторые свойства пластов, через которые прошла скважина, можно выяснить только «на месте», например их температуру. Одними из первых исследования в скважинах при помощи зондов осуществили браться Конрад и Марсель Шлюмберже. Они проводили измерения электрических свойств горных пород. В настоящее время известно несколько десятков методов геофизических исследований — радиоактивные, акустические, индукционные. Как правило, хорошего результата можно добиться только сочетанием различных методов.

lacarotteВ России промыслово-геофизические исследования называют словом «каротаж». Это название пошло от французского слова la carotte, означающее «морковь». Так французские специалисты в шутку называли образцы керна, поднятого из скважины. Кстати, французская морковь в отличие от нашей имеет не коническую, а цилиндрическую форму и действительно похожа на столбики керна. Несмотря на то, что слово la carotte изначально относилось к изучению образцов породы, в России так стали называть бескерновые методы проведения исследований. В самой Франции слово «каротаж» не вошло в лексикон геофизиков.

Каротаж скважины, как правило, ведётся снизу вверх. Зонд опускается на нужную глубину, после чего медленно поднимается с постоянной скоростью. Установленные в зонде датчики ведут непрерывную регистрацию свойств окружающих пород. Некоторые методы основаны на пассивном измерении естественных свойств пород (температуры, электропроводности, радиоактивности), другие предполагают предварительное воздействие электрическим током, магнитным полем, нейтронным или гамма-излучением с последующим замером происходящих изменений в породе.

carrotage

Итогом проведения каротажа является получение весьма замысловатых графиков, интерпретация которых позволяет определить литологический состав, мощность пород, выделить интервалы залегания продуктивных пластов, установить их коллекторские свойства.