Нетрадиционные источники углеводородов реферат
Обновлено: 04.07.2024
Проверил: доцент. Арчегов В.Б.
Выполнил: студент гр. РМ-12 Исаев Р.А.
Введение
1. Нетрадиционные виды и источники углеводородного сырья
2. Обзор альтернативных источников углеводородного сырья
Тяжелая нефть и нефтяные пески
Сланцевые месторождения
Процесс Фишера-Тропша
Шельфовые месторождения
3. Газогидраты
Газовые гидраты в природе
Географияраспространения газогидратов
Районы современной разведки на гидраты
Проблема промышленного освоения газогидратной формы скопления углеводородов
Заключение
Литература
Углеводороды представляют собой особые соединения широко распространенных элементов — водорода и углерода. Эти природные соединения добывают и используют уже тысячи лет: при строительстве дорог и зданий в качестве связующего материала, пристроительстве и изготовлении водонепроницаемых корабельных корпусов и корзин, в живописи, для создания мозаичных полотен, для приготовления пищи и освещения. Сначала их добывали из редких выходов на поверхность, а затем из скважин. За последние два столетия добыча нефти и газа достигла беспрецедентных масштабов. Сейчас нефть и газ являются источниками энергии для почти всех видов человеческойдеятельности.
XXI век уже давно прогнозируется, как век исчерпания основной части ресурсов углеводородов, вначале нефти, а затем и газа. Процесс этот неизбежен, поскольку все виды сырья имеют тенденцию выработки запасов, причем с той интенсивностью, с которой оно осваивается и реализуется. Если учесть, что современные мировые энергопотребности обеспечиваются в основном нефтью и газом -60% (нефть-36%, газ-24%), то всевиды прогнозов об их исчерпании не могут вызывать сомнений. Меняются лишь сроки завершения углеводородной эры человечества. Естественно, что время выхода на заключительный этап освоения углеводородов не одинаково на разных континентах и в разных странах, но для большинства оно настанет при текущих объемах добычи нефти в пределах 2030- 2050 гг., при условии достаточно заметного воспроизводства ихзапасов. Однако уже около 20 лет добыча нефти в мире опережает прирост ее запасов.
Понятие традиционных и нетрадиционных ресурсов углеводородов не имеет однозначного определения. Большинство исследователей, понимая, что природные процессы и образования часто не имеют четких разграничений, предлагают использовать при определении нетрадиционных запасов и ресурсов такие понятия, как трудноизвлекаемые запасы инетрадиционные ресурсы углеводородов. Трудноизвлекаемые запасы, добычной потенциал которых практически не используется, мало чем отличаются от традиционных запасов нефти и газа — за исключением ухудшения их геолого-промысловых характеристик. К нетрадиционным ресурсам углеводородов относятся, как принципиально отличные от традиционных по физико-химическим свойствам, так и по формам и характеру ихразмещения во вмещающей породе (среде).
1.
Нетрадиционные виды и источники углеводородного сырья
Нетрадиционные ресурсы углеводородов, это та их часть, подготовка и освоение которых нуждается в разработке новых методов и способов выявления, разведки, добычи, переработки и транспорта. Они сосредоточены в сложных для освоения скоплениях, либо рассеяны в непродуктивной среде. Они плохо подвижны в пластовыхусловиях недр, в связи с чем нуждаются в специальных способах извлечения из недр, что повышает их себестоимость. Однако, достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение некоторых из них.
На начальном этапе исследований считалось, что их резервы практически неисчерпаемы, учитывая их масштабы (рисунок 1) и.
Россия является мировым лидером по добыче жидких углеводородов. Однако основные месторождения нефти и газа на настоящий момент разрабатываются в течение длительного времени и многие из них с уверенностью можно отнести к категории зрелых месторождений “Brown Field”, а новые находятся в труднодоступных регионах Восточной Сибири, Дальнего Востока и Арктической шельфовой зоны, что обуславливает высокую стоимость их разработки в силу колоссальных инфраструктурных затрат. Может ли стать освоение месторождений нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья решением проблемы ожидаемого ослабления потенциала ТЭК?
Россия является одним из мировых лидеров по подтвержденным запасам жидких углеводородов и угля, согласно ежегодному статистическому отчету BP Statistical Review of World Energy, June 2012, запасы жидких углеводородов и угля в России составляют более 162 миллиардов тонн нефтяного эквивалента (15,8% общемировых запасов), что ставит её на второе место в мире после США. Россия лидирует по запасам природного газа (44,6 трлн. куб. метров), при этом по добыче газа занимает вторую позицию после США. По запасам нефти Россия (12,1 млрд. тонн) находится на восьмом месте после Венесуэлы, Саудовской Аравии, Канады, Ирана, Ирака, Кувейта и ОАЭ, при этом по годовому уровню добычи нефти (511,4 млн. тонн) мы уступаем только Саудовской Аравии.
Страны-лидеры по запасам УВС на 2011 год
Запасы и добыча УВС в России в 2011 году
Такое соотношение запасов и добычи нефти вызывает определенную озабоченность в экспертном сообществе: занимая лишь восьмую позицию в мире по запасам, Россия последние 7 лет поддерживает добычу на уровне 500 млн. тонн в год, что объяснимо высокой долей доходов от продажи нефти в бюджете страны, но весьма проблематично с точки зрения возможностей поддержания столь высокого уровня добычи в последующем. По совокупной добыче жидких углеводородов и угля Россия с показателем 1215 миллионов тонн нефтяного эквивалента занимает третье место в мире после Китая (2252 миллиона тонн нефтяного эквивалента) и США (1502 миллиона тонн нефтяного эквивалента). При таких позициях на мировом энергетическом рынке, на сегодняшний момент освоение нетрадиционных источников углеводородного сырья вроде бы как не видится необходимым, однако при существующем уровне добычи все запасы могут быть извлечены в ближайшее столетие.
Можно предположить, что в стратегическом плане у России есть три альтернативы (в настоящей статье не рассматривается энергетика вообще и альтернативная энергетика в частности):
Заниматься геологоразведочными работами на нефть и газ в необжитых регионах для чего потребуются колоссальные затраты на создание инфраструктуры (железных и автомобильных дорог, морских и речных портов, аэропортов, линий электропередач, жилых и промышленных районов, подготовка кадров и т.д.), но при этом обеспечивать восполнение минерально-сырьевой базы (МСБ) за счет “традиционных” запасов и ресурсов углеводородов
Обеспечить восполнение МСБ за счет вовлечения в разработку “нетрадиционных” ресурсов углеводородного сырья в районах с уже обустроенной инфраструктурой (Западная Сибирь – нефть баженовской свиты, Кузбасс – метан угольных пластов, Татария – битуминозная нефть и т.д.).
Нечто среднее между первым и вторым вариантом.
Скорее всего, третий вариант как раз и будет реализовываться на практике, так как строительство инфраструктурных объектов в необжитых районах страны является стратегической задачей на длительную перспективу, но надо понимать, что это потребует времени и огромных затрат. Поэтому, восполнение МСБ можно пока обеспечивать за счет нетрадиционных источников УВС в обустроенных регионах, а полномасштабную геологоразведку на нефть и газ в новых регионах начинать активно проводить по мере обустройства там необходимой инфраструктуры.
В этой связи сегодня крайне актуально оценить ресурсную базу “нетрадиционных” углеводородов в России.
Распространение зоны возможного гидратообразования на территории России и в прилегающих шельфовых зонах
1 – вода,
2 – суша,
3 – зоны возможного газогидратообразования,
4 – изолинии глубины залегания подошвы зон возможного газогидратообразования
Значительную долю ресурсов нетрадиционного газа составляют газовые гидраты – твердые кристаллические вещества, по консистенции похожие на снег или рыхлый лед. Их кристаллическая решетка построена из молекул воды, во внутренних полостях которых размещаются молекулы метана: 1 кубический сантиметр газового гидрата может содержать до 160-180 см 3 метана. Газовый гидрат устойчив только при низкой температуре и высоком давлении, что определяет зоны его скоплений: глубоководный шельф (при глубине свыше 400-500 метров) или зоны вечной мерзлоты. По оценкам экспертов, к настоящему времени выявлено более 220 крупных газогидратных месторождений, и если будут разработаны хотя бы 10% разведанных на этих месторождениях запасов газогидратов, мир будет обеспечен газом на 200 лет вперед.
Запасы угольного метана в России и мире
Одним из перспективных мест скопления газогидратов является также дно озера Байкал, под которым проходит граница расхождения Евразийской и Амурской тектонических плит, вследствие чего образуется канал миграции глубинных углеводородов на поверхность. Попадание метана в обводненные донные отложения при высоком давлении (глубина озера достигает 1400 метров) и низкой температуре вызывает образование залежей гидратов метана.
Запасы сланцевого газа
Уголь является для метана вмещающей породой: значительная часть метана сорбируется на поверхности частичек угля. Толща угольного пласта подвергнута своеобразным тектоническим деформациям - кливажам, т.е. способностью горной породы делиться по параллельным поверхностям трещин на тонкие пластинки с размерами от видимых трещин до невидимых нанотрещин, обширная сетка которых важна для добычи газа, потому что позволяет освобождаться сорбированному в угле газу и поступать к забою скважины. Тонна угля может содержать до 1300 м³ метана, при этом, средняя газообильность выработок составляет около 30–40 м 3 метана на тонну добываемого угля. Добыча метана из угленосных толщ на глубине до 1200 метров производится по технологии откачки воды из угольного пласта: по мере снижения гидростатического давления метан отделяется от поверхности угля и поступает в скважину.
По оценке специалистов Газпрома, Россия является мировым лидером по запасам метана в угольных отложениях.
Мировые прогнозы добычи сланцевого газа, млрд. куб. м.
Согласно исследованию Массачусетского технологического института (MIT), динамика добычи сланцевого газа стремительно растет: если в 2012 году в США было добыто 160-165 миллиардов м3 метана из сланцев, то к 2020 году добыча вырастет до уровня 260-270 миллиардов м3, а к 2030 году ожидается достижение показателей до 280-290 миллиардов м3 в год.
Мировые цены на сжиженный природный газ, июнь 2013 ($USD/MMBtu)
К 2020 г. добыча метана из сланцев в мире прогнозируется (MIT,Douglas Westwood) на уровне 325-335 млрд. куб. метров ~10% от нынешнего уровня мировой добычи газа. Так что метан, добываемый из сланцев, становится существенным фактором мировой добычи газа и энергопотребления, и не учитывать его в рыночных прогнозах было бы неправильно.
Проницаемость газосодержащих сланцевых пластов очень низка, что делает разработку месторождения традиционными методами экономически бесполезной. Поэтому вместо многочисленных малорентабельных вертикальных скважин применяют горизонтальное бурение с последующими многостадийными гидравлическими разрывами пласта (ГРП). При ГРП в горизонтальную скважину под большим давлением закачивается смесь воды, песка и специальных химических реактивов, создающая систему трещин, по которым газ из сланцевой породы мигрирует к забою скважины. Недостатком такой добычи является то, что зона дренирования скважины определяется зоной искусственно созданных трещин в сланцевой породе, и как только газ собирается в этой зоне, требуется бурить следующую скважину, так как естественная фильтрация газа по натуральным сланцам практически невозможна. Растущая добыча газа из сланцев в США и применение более совершенных технологий многостадийного ГРП привели к значительному падению цен на сжиженный газ в регионах его добычи в США- согласно данным Waterborne Energy, Inc. в июне 2012 года они были в 3 раза ниже, чем цены на спотовом рынке в Европе, и почти в 5 раз ниже, чем на рынке Азиатско-Тихоокеанского региона. Количество потенциальных ресурсов нетрадиционных источников газа в России оценивается экспертами Газпром ВНИИГАЗ в 248 триллионов кубических м3, что в 5,5 раза превышает запасы традиционного газа.
*Газпром ВНИИГАЗ
Разработка битуминозных песков карьерным способом
При извлечении битуминозных песков открытым способом разрабатывается карьер с битумосодержащей породой, которая перевозится на горно-обогатительную фабрику, проходит стадии дробления, обогащения, отделения битума от песка и воды, высокотемпературной переработки с добавлением водорода, при которой высокомолекулярные углеводородные цепочки подвергаются расщеплению, и таким образом получается высококачественная синтетическая нефть.
Если месторождение битуминозного песка находится на глубине более 500 метров, то для добычи битума используется скважинный способ. Для этого с кустовой площадки бурятся до 10 пар горизонтальных скважин: одна скважина – нагнетательная, вторая – добывающая. В нагнетательную скважину под большим давлением закачивают перегретый пар с растворителем, происходит нагревание и разжижение битума, который становится текучей субстанцией и поступает по добывающей скважине на поверхность для дальнейшей переработки. В настоящий момент применяются также геофизические методы разогрева пласта, основанные на высокочастотных электромагнитных колебаниях (по принципу СВЧ-печи), создаваемых непосредственно под землей. По данным IHS Cambridge Energy Research Associates (IHS CERA), в 2009 году добыча синтетической нефти из битуминозных песков в провинции Альберта достигла уровня 65 миллионов тонн в год, что составило почти 40% годовой добычи нефти Канады.
Разработка битуминозных песков скважинным способом
Куст из 10 пар скважин, в каждой паре 1 горизонтальная эксплуатационная скважина и 1 горизонтальная нагнетательная скважина.
Глубина залегания – около 500 метров от уровня поверхности.
Отход горизонтальных стволов – 700 – 1000 метров от вертикали
В Российской Федерации крупные запасы битуминозных песков обнаружены в Волго-Уральском бассейне и Восточной Сибири, при этом масштабная разведка нетрадиционных нефтяных запасов не проводилась. По результатам аудита национальных ресурсов РФ основными мировыми аналитическими нефтяными агенствами — British Petroleum (BP) и Oil and Gas Journal (OGJ), объем российских запасов технически доступной нефти в битуминозных песках составляет 33,7 миллиарда баррелей. Кроме того, на территории России имеются месторождения битуминозного песка эквивалентного 212 миллиардам баррелей нефти, но эти запасы сегодня относят к технически недоступным. Общий объем битуминозных песков в России, по оценкам экспертов, составляет 245 миллиардов баррелей при подтвержденных запасах 88 миллиардов баррелей, что равно подтвержденным запасам (по данным BP) традиционной нефти в России.
Сланцевая нефть, так же как и газ, возникает в результате вызревания керогена, образовавшегося из органики сланцев. В ходе данного процесса, длящегося в течение десятков и сотен миллионов лет, происходит естественная миграция метана в верхнюю часть сланцевого слоя с последующим вытеснением образующейся нефти в нижнюю плоскость. Методика добычи сланцевой нефти сходна с технологией извлечения сланцевого газа и представляет собой горизонтальное бурение в сочетании с многостадийным гидравлическим разрывом пласта. При этом, горизонтальную скважину располагают глубже – на уровне залегания более тяжелых конденсата и нефти. Как следует из прогноза экспертов Rystad Energy,EIA и Morgan Stanley Research, к 2016 году добыча нефти из сланцев в США достигнет 95-100 миллионов тонн в год, что составит 20% от ожидаемой добычи нефти в США.
У нас наибольший интерес экспертного сообщества вызывают проблемы добычи нефти из баженовского горизонта, открытого в 60-х годах в ходе широкомасштабных геологоразведочных работ в Западной Сибири. Геологические запасы нефти баженовской свиты оцениваются в пределах от 20 до 140 миллиардов тонн при разных оценках значений коэффициента открытой пористости и нефтесодержания пород баженовского горизонта. С учетом особенностей пород баженовской свиты, оптимальной методикой добычи нефти является технология бурения горизонтальных скважин с последующим многостадийным гидравлическим разрывом пласта. Подобная технология успешно и широко используется в США для добычи сланцевого газа и нефти из аналогичных баженовской свите пластов. Практически вся площадь простирания баженовского горизонта (более 1 млн. квадратных километров) находится в инфраструктурно обустроенном регионе Западной Сибири, что делает весьма привлекательной добычу нефти из баженовского горизонта в среднесрочной и долгосрочной перспективе.
Таким образом, даже учитывая то, что все приведенные выше оценки ресурсов “нетрадиционного” углеводородного сырья в России предварительны, нуждаются в серьезных доработках, что потребует проведения широкомасштабных и наукоемких исследований, все равно можно с уверенностью констатировать тот факт, что эти ресурсы по объемам сопоставимы, а в некоторых случаях и превышают доказанные запасы “традиционных” углеводородов. А так как огромная их часть сосредоточена в регионах с уже развитой инфраструктурой, то они могут рассматриваться, как альтернатива для восполнения МСБ России. Причем, как показывает мировой опыт, с появлением все более новых и совершенных технологий их добычи, себестоимость добычи “нетрадиционных” углеводородов становится сопоставимой с себестоимостью традиционного углеводородного сырья. Во всяком случае, если обратиться к нашей недавней практике инфраструктурной перестройки города Владивосток и строительства объектов к саммиту АТЭС 2012 на острове Русский, и оценкам экспертов рынка бурения и нефтесервисов России за 2012 год, то в обоих случаях было истрачено чуть более 20 миллиардов долларов США, что делает альтернативу разработки “нетрадиционных” углеводородов в обжитых регионах не такой уж фантастикой!
В нефтехимических процессах могут использоваться различные виды углеводородного сырья. Подбор исходного сырья имеет большое значение и нередко оказывает решающее влияние на технико-экономические показатели процесса. Это связано с тем, что в нефтехимических производствах основная доля затрат (65 – 70 %) приходится на сырье. Сырье должно быть доступным, дешевым и иметь стабильный состав, что очень важно для нормальной работы промышленного предприятия.
Как будет показано ниже, одни и те же виды сырья могут быть получены из разных источников. Точно так же одни и те же продукты могут быть синтезированы из различных видов сырья.
1. Основные источники сырья
В качестве сырья для нефтехимического синтеза применяются различные газообразные, жидкие и твердые углеводороды:
1. Насыщенные углеводороды (метан, этан, пропан, бутаны и др.);
2. Ненасыщенные углеводороды: моноолефины (этилен, пропилен, бутены, пентены, высшие олефины), ацетилен и диеновые (бутадиен – 1,3, изопрен) углеводороды;
3. Ароматические углеводороды (бензол, толуол, алкилбензолы, нафталин);
4. Алициклические углеводороды: нафтеновые (циклопентан, циклогексан), циклоолефины (циклогексен), циклодиены (циклопентадиен, циклогексадиен и др.).
Сырье для нефтехимических производств поставляют нефтяная и газовая промышленность. Синтез ненасыщенных углеводородов осуществляют на специальных установках; они образуются также попутно в процессах нефтепереработки.
Основными источниками сырья для нефтехимического синтеза являются:
1. Попутный нефтяной газ;
2. Газовый бензин;
3. Природный газ;
4. Жидкие и газообразные углеводороды газоконденсатных месторождений;
5. Газы нефтеперерабатывающих заводов;
6. Жидкие нефтепродукты (дистилляты и остатки).
1. Попутный нефтяной газ. Так принято называть газообразные углеводороды, сопровождающие сырую нефть. В условиях пластового давления газ растворен в нефти и в процессе ее добычи выделяется вследствие снижения давления. При добыче нефти попутный газ отделяют от нефти в специальных сепараторах. Однако при этом в нефти все-таки остается часть растворенных газообразных углеводородов, а в попутный газ переходит некоторое количество легких бензиновых фракций. Для более полного извлечения газообразных углеводородов и снижения последующих потерь, газообразных и жидких углеводородов нефть подвергают физической стабилизации, а попутный газ вместе с газом стабилизации нефти направляют на газобензиновый завод для извлечения из него жидких углеводородов и разделения на фракции.
Попутный нефтяной газ состоит из ненасыщенных углеводородов от метана до пентанов и обычно содержит некоторое количество инертных газов; попутные газы некоторых месторождений содержат также свободный сероводород. Состав попутных нефтяных газов приведен в таблице 1. Для этих газов характерно высокое содержание метана и наличие значительных количеств ценных углеводородных компонентов – этана, пропана и бутанов.
Состав попутных нефтяных газов некоторых месторождений России
Туймазинское (Башкирская АССР)
Ромашкинское (Татарская АССР)
Шаимское (Ханты-Мансийский нац. округ)
Углеводороды С6 и выше
2. Газовый бензин. Это легкая бензиновая фракция, состоящая из насыщенных углеводородов и получаемая в результате отбензинивания попутного газа. Газовые бензины содержат ценные углеводородные компоненты, в частности 2-метилбутан (изопентан) и н-пентан. Характеристика газовых бензинов приведена в таблице 2.
Характеристика газовых бензинов некоторых газобензиновых заводов (ГБЗ) России
продолжение таблицы 2
Фракционный состав (по ГОСТ 1576 – 42), 0 С
Углеводородный состав, масс. %
Углеводороды С8 и выше
3. Природный газ. Природным газом принято называть газ чисто газовых месторождений. По составу он значительно отличается о попутного газа. Содержание метана в природном газе больше, чем в попутном, и может достигать 98 %; содержание углеводородов С2 и, особенно, С3 – С4 в природном газе, как правило, невелико. Во многих природных газах содержится значительное количество инертных (N2 , CO2 ) и редких газов (Ar, He и др.). Состав некоторых природных газов приведен в таблице 3. В состав природного газа, так же как и попутного, входят только насыщенные углеводороды.
Состав природных газов некоторых месторождений России
Нибельское (Коми АССР)
Елмано-Курфомское (Саратовская обл.)
Введеновское (Башкирсая АССР)
Углеводороды С6 и выше
4. Жидкие и газообразные углеводороды газоконденсатных месторождений. Некоторые газовые месторождения с высоким пластовым давлением отличаются тем, что в газе содержится значительное количество жидких углеводородов. В соответствии с условиями фазового равновесия в надкритической области, при снижении давления эти жидкие углеводороды конденсируются и могут быть отделены от газа (это явление получило название ретроградской конденсации). Жидкость, выделенную из газа, принято называть конденсатом, а месторождения – газоконденсатными. По составу газ газоконденсатных месторождений близок к природному газу, а конденсат содержит бензиновые и керосиновые фракции.
Характеристика газа и конденсата важнейших газоконденсатных месторождений России приведена в таблице 4. В конденсатах некоторых месторождений содержится до 40 % нафтеновых углеводородов, что делает эти конденсаты ценным сырьем для нефтехимии.
Характеристика газа и конденсата некоторых газоконденсатных месторождений России
Вуктылское (Коми АССР)
Газлинское (Узбекская ССР)
Состав газа, объемн. %
Углеводороды С5 и выше
Групповой состав, масс. %
5. Газы нефтеперерабатывающих заводов. В нефтезаводских газах содержатся насыщенные и ненасыщенные углеводороды от С1 до С4 . Кроме того, в состав этих газов обычно входят водород, сероводород и небольшое количество органических сернистых соединений.
Состав газа нефтеперерабатывающего завода зависит от того, какие процессы осуществляются на данном заводе. Основным источником газа являются процессы деструктивной переработки нефти (термический и каталитический крекинг, коксование, каталитический риформинг); на установках прямой перегонки нефти выделяется лишь небольшое количество газа (газ, растворенный в нефти). В газах крекинга и коксования наряду с насыщенными углеводородами содержится довольно много олефинов и некоторое количество водорода. Газ каталитического риформинга богат водородом (до 60 объемн. %) и содержит только предельные углеводороды. Такое различие состава газов, выделяющихся при разных процессах нефтепереработки, обуславливает неодинаковый состав газов разных заводов и колебания состава газа даже в пределах одного завода. Нестабильность состава нефтезаводских газов несколько усложняет их переработку.
6. Жидкие нефтепродукты (дистилляты и остатки). В них содержится ряд ценных компонентов, используемых в нефтехимии. Так, в бензинах прямой перегонки и крекинга содержатся пентаны, пентены, циклопентан, метилциклопентан, циклогексан и его гомологи. В керосиновых и газойлевых фракциях присутствуют твердые и жидкие насыщенные углеводороды (так называемый мягкий парафин), а в масляных фракциях – твердые насыщенные углеводороды (твердый парафин).
2. Требования к углеводородному сырью
К углеводородному сырью для нефтехимических процессов обычно предъявляются значительно более жесткие требования, чем к сырью для переработки нефти. Реакции, используемые в нефтехимическом синтезе, большей частью каталитические или радикально-цепные, причем для получения требуемых продуктов необходима высокая селективность катализатора, совершенно недопустимы побочные реакции и т. д. Поэтому требуется высокая степень чистоты сырья. Так, для производства этилового спирта прямой гидратацией этилена требуется 97 – 98 % этилен, практически свободный от сероводорода (до 0,002 объемн. % H2 S). Для производства полиэтилена высокого давления требуется 99,99 % этилен, совершенно свободный от ацетилена, а при получении полиэтилена низкого давления на катализаторах Циглера – 99 % этилен и т. д. Для ряда процессов недопустимо наличие в газе паров воды и двуокиси углерода, а также окиси углерода, сероводорода, аммиака и других реакционноспособных примесей.
Другой особенностью подготовки сырья для нефтехимического синтеза является необходимость разделять компоненты, близкие по температуре кипения или кипящие при очень низких температурах. В связи с указанными особенностями помимо общепринятых процессов ректификации и абсорбции для разделения компонентов используют адсорбцию, азеотропную и экстрактивную перегонку, экстракцию селективными растворителями, кристаллизацию и термодиффузию. В некоторых случаях приходится применять процессы хемосорбции (например, выделение бутадиена из бутен-бутадиеновой фракции путем его хемосорбции аммиачным раствором ацетата закисной меди) или осуществлять специальные химические превращения (например, селективное гидрирование при очистке этилена от ацетилена).
1. Лебедев Н. Н. Химия и технология основного органического и нефтехимического синтеза. М., Химия. 1988. – 592 с.
2. Паушкин Я. М., Адельсон С. В., Вишнякова Т. П. Технология нефтехимического синтеза. М., 1973. – 448 с.
В поисках энергии. Альтернативные источники углеводородов
В настоящее время потребление нефти таково, что никакой альтернативный ей источник энергии не может заменить собой потребности в нефти. При этом запасы традиционной легкодоступной нефти неуклонно снижаются. Новых открытий крупных месторождений нефти не было с 70-х годов прошлого века, несмотря на все старания нефтяных компаний.
Возобновляемые источники энергии, такие как энергия Солнца или энергия ветра не оправдывают ожиданий своих последователей. Слишком уж дорого обходится их внедрение, да и эффективность их применения вызывает много вопросов. Как показывает практика, возможности этих ресурсов (технологий) по выработке энергии довольно ограничены. Несмотря на отдельные довольно-таки успешные примеры внедрения альтернативной (возобновляемой) энергетики, ее широкомасштабное использование малоперспективно.
Атомная промышленность самостоятельно также не может покрыть необходимые потребности. Максимум на что может хватить запасов урана при текущих технологиях – это 10 лет. К тому же в обществе после недавних событий на Фукусиме укрепилось негативное отношение к этому виду энергии. Никто не хочет иметь у себя в огороде такой потенциально опасный объект как АЭС.
Чтобы удовлетворить непрерывно растущие потребности общества в энергии, нефтедобывающая отрасль все больше переключает свое внимание на дорогостоящие нетрадиционные и труднодоступные источники углеводородов.
К таким источникам относятся:
- Нефтяные пески Канады;
- Тяжелая/высоковязкая/битумная нефть других регионов мира;
- Сланцевая нефть;
- Технологии, основанные на процессе Фишера-Тропша:
- газ-в-жидкость / gas-to-liquids (GTL);
- уголь-в-жидкость / coal-to-liquids (CTL);
- биомасса-в-жидкость / biomass to liquids (BTL);
Общая характерная черта всех этих источников углеводородов – высокая себестоимость конечной продукции. Но это относительно небольшая плата за то, чтобы получить привычную и подходящую для современной инфраструктуры форму энергии (жидкие углеводороды).
Краткий обзор нетрадиционных источников углеводородов
Нефтяные пески успешно разрабатывают в Канаде c 60-х годов прошлого века. Сегодня примерно половина нефти добываемой в этой стране приходиться на нефтяные пески. Под нефтяным песком, на самом деле, подразумевается смесь песка, воды, глины, тяжелой нефти и природного битума. Выделяют три нефтяных региона в Канаде со значительными запасами тяжелой нефти и природного битума. Это Athabasca, о котором многие наверняка слышали, Peace River и Cold Lake. Все они находятся в провинции Альберта.
Для добычи нефти из нефтяных песков применяют два принципиально различных метода:
1) Открытым карьерным способом и 2) Непосредственно из пласта.
Карьерный способ добычи подходит для неглубоких залежей (глубиной до 75 м) и залежей, выходящих на поверхность. Примечательно, что в Канаде все залежи подходящие для карьерного способа добычи, расположены в районе Athabasca.
Карьерный способ добычи подразумевает, что нефтяной песок, попросту говоря, грузиться на самосвалы и перевозится на установку переработки, где его промывают горячей водой и таким образом отделяют нефть от всего прочего материала. Требуется добыть примерно 2 тонны нефтяного песка, чтобы получить 1 баррель нефти. Если это кажется вам довольно трудозатратным способом получить 1 баррель нефти, то вы правы. Зато коэффициент нефтеотдачи при этом способе добычи очень высок и составляет 75%-95%.
Рис. 1 Карьерный способ добычи нефтяного песка
Огромные запасы тяжелой нефти и природных битумов требуют разработки инновационных технологий добычи, транспорта и переработки сырья. В настоящее время операционные затраты по добыче тяжелой нефти и природных битумов могут в 3-4 раза превосходить затраты на добычу легкой нефти. Переработка тяжелой высоковязкой нефти также более энергоемка и, как следствие, во многих случаях низкорентабельна и даже убыточна.
В России различные способы добычи тяжелой нефти испытывались на хорошо известном Ярегском месторождении высоковязкой нефти расположенном в Республике Коми. Продуктивный пласт этого месторождения, залегающий на глубине ~200 м, содержит нефть плотностью 933 кг/м3 и вязкостью 12000-16000 мПа·с. В настоящее время на месторождении осуществляется термошахтный способ добычи, зарекомендовавший себя как достаточно эффективный и экономически оправданный.
На Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти, расположенном в Татарстане, реализуется проект по опытно-промышленному испытанию технологии парогравитационного воздействия. Эта технология, правда без особого успеха, испытывалась также на Мордово-Кармальском месторождении.
Результаты разработки месторождений тяжелой высоковязкой нефти в России пока не внушают особого оптимизма. Требуется дальнейшее совершенствование технологий и оборудования для повышения эффективности добычи. В то же время потенциал к снижению себестоимости добычи тяжелой нефти есть, и многие компании готовы принимать в ее добыче активное участие.
Пока цены на нефть высоки проекты по добыче сланцевой нефти, несмотря на высокие издержки, остаются привлекательными. За пределами США наиболее перспективными считаются залежи сланцевой нефти Vaca Muerta в Аргентине и Баженовская свита в России.
Процесс Фишера-Тропша был разработан в 20-х годах прошлого века немецкими учеными Францем Фишером и Гансом Тропшем. Заключается он в искусственном соединении водорода с углеродом при определенной температуре и давлении в присутствии катализаторов. Получаемая таким образом смесь углеводородов сильно напоминает нефть и обычно называется синтез-нефть.
Рис. 2 Производство синтетического топлива на основе процесса Фишера-Тропша
CTL (Coal-to-liquids) - суть технологии состоит в том, что уголь без доступа воздуха и при высокой температуре разлагается на угарный газ и водород. Далее в присутствии катализатора из этих двух газов синтезируется смесь различных углеводородов. Затем эта синтезированная нефть также как и обычная проходит разделение на фракции и дальнейшую переработку. В качестве катализаторов используется железо или кобальт.
Во время Второй Мировой войны немецкая промышленность активно использовала технологию Coal-to-liquids для получения синтетического топлива. Но поскольку процесс этот экономически нерентабелен и к тому же экологически вреден, то после окончания войны выработка синтетического топлива сошла на нет. Немецкий опыт впоследствии был использован всего дважды - один завод был построен в ЮАР и еще один в Тринидаде.
GTL (Gas-to-liquids) - процесс производства жидких синтетических углеводородов из газа (природного газа, попутного нефтяного газа). Cинтез-нефть, получаемая в результате GTL процесса, не уступает, а по отдельным характеристикам превосходит высококачественную легкую нефть. Многие мировые производители используют синтез-нефть для улучшения характеристик тяжелой нефти, путем их смешивания.
Несмотря на то, что интерес к технологиям преобразования сначала угля, потом газа в синтетические нефтепродукты не угасает с начала 20 века, в настоящее время в мире функционирует всего четыре крупнотоннажных GTL завода - Mossel Bay (ЮАР), Bintulu (Малайзия), Oryx (Катар) и Pearl (Катар).
BTL (Biomass-to-liquids) - суть технологии та же что и уголь-в-жидкость. Единственное существенное отличие в том, что исходным материалом является не уголь, а растительный материал. Масштабное использование этой технологии затруднено в связи с отсутствием значительного количества исходного материала.
Недостатками проектов по производству синтетических углеводородов на основе процесса Фишера-Тропша являются: высокая капиталоемкость проектов, значительные выбросы углекислого газа, высокое потребление воды. В результате проекты либо совсем не окупаются, либо находятся на грани рентабельности. Интерес к таким проектам повышается в периоды высоких цен на нефть и быстро угасает при снижении цен.
Добыча нефти на глубоководном шельфе требует от компаний высоких капитальных затрат, владения соответствующими технологиями и несет с собой повышенные риски для компании-оператора. Вспомнить хотя бы последнюю аварию на Deepwater Horizon в Мексиканском заливе. Компании BP только чудом удалось избежать банкротства. Чтобы покрыть все затраты и сопутствующие выплаты, компании пришлось продать чуть ли не половину своих активов. Ликвидация аварии и ее последствий, а также компенсационные выплаты обошлись BP в кругленькую сумму порядка 30 млрд. долларов.
Не каждая компания готова брать на себя такие риски. Поэтому проекты добычи нефти на глубоководном шельфе осуществляются, как правило, консорциумом компаний.
Шельфовые проекты успешно осуществляются в Мексиканском заливе, Северном море, на шельфе Норвегии, Бразилии и других стран. В России основные надежды связывают с шельфом арктических и дальневосточных морей.
Шельф арктических морей хотя и малоизучен, но обладает значительным потенциалом. Существующие геологические данные позволяют прогнозировать значительные запасы углеводородов в этом районе. Но и риски велики. Практикам нефтедобычи хорошо известно, что окончательный вердикт по наличию (или отсутствию) коммерческих запасов нефти можно вынести только по результатам бурения скважин. А их в Арктике пока что практически нет. Метод аналогий, который применяют в таких случаях для оценки запасов региона, может дать неверное представление о реальных запасах. Не каждая перспективная геологическая структура содержит нефть. Тем не менее, шансы обнаружить крупные месторождения нефти оцениваются экспертами как высокие.
К поиску и разработке залежей нефти в Арктике предъявляются чрезвычайно высокие требования по обеспечению охраны окружающей среды. Дополнительными препятствиями являются суровый климат, удаленность от существующей инфраструктуры и необходимость учета ледовой обстановки.
И в заключение еще несколько соображений
Все перечисленные источники углеводородов и способы их добычи не новы, они достаточно давно известны. Все они в той или иной степени уже задействованы нефтяной промышленностью. Сдерживает их развитие уже упомянутая высокая себестоимость конечной продукции и такой интересный показатель как EROI.
EROI (возврат энергии на инвестиции) – это отношение количества энергии, содержащейся в энергоносителе к энергии, затраченной на получение этого энергоносителя. Другими словами - это отношение энергии, которая содержит в себе полученная нефть к энергии, потраченной на бурение, добычу, транспортировку, переработку, хранение и доставку потребителю этой нефти.
Если обычная легкая нефть в настоящее время имеет EROI порядка 15:1, то у нефти, получаемой из нефтяного песка, EROI примерно 5:1, а у сланцевой нефти примерно 2:1.
Процесс постепенного замещения легкой нефти на более дорогостоящие источники углеводородов уже идет, а усредненный показатель EROI неуклонно движется к паритетному значению 1:1. И вполне вероятно, что в будущем этот показатель будет не в нашу пользу. Если до сих пор энергия нам доставалась можно сказать бесплатно, то в не таком уж далеком будущем нам, вероятно, придется платить за то, чтобы получить энергию в привычной и удобной жидкой форме, подходящей для наших технологий и существующей инфраструктуры.
Читайте также: