Н а у к и о з ем л е а. Е. Воробьев, Е. В. Чекушина
жүктеу/скачать 2,93 Mb. Pdf көрінісі
|
- Бұл бет үшін навигация:
- ISSN 1561-4212.
- НАУКИ О ЗЕМЛЕ 7
- НАУКИ О ЗЕМЛЕ ISSN 1561-4212.
- НАУКИ О ЗЕМЛЕ 9
- НАУКИ О ЗЕМЛЕ 11
- Zhang Youdong
- НАУКИ О ЗЕМЛЕ 13
| НАУКИ О ЗЕМЛЕ ISSN 1561-4212. «ВЕСТНИК ВКГТУ» № 4, 2011.
УДК 553.982.23
РУДН, г. Москва
ВКГТУ, г. Усть-Каменогорск НАУЧНЫЙ АНАЛИЗ МИРОВЫХ ЗАПАСОВ АКВАЛЬНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗОГИДРАТОВ
Актуальность газогидратной тематики обусловлена тем, что в настоящее время по- требление всех видов ресурсов (в том числе и энергетических) растет экспоненциально (табл. 1).
Т а бли ц а 1 Потребление энергии на одного человек (ккал/сут)
Период Величина потребления Каменный век 4 000 Аграрное общество 12 000 Индустриальная эпоха 70 000 Наше время 250 000 XXI век (прогноз) 300 000
Первоначально (примерно 500 000 лет назад) человек использовал только мускульную энергию. А последние 35 лет этот центр тяжести оказался прочно связан с триадой «уголь – нефть – газ». По имеющимся прогнозам (табл. 2), несмотря на всепродолжающееся развитие иссле- дований по эффективному использованию альтернативных источников энергии (солнеч- ной, ветровой, приливной и геотермальной), углеводородные виды топлива не только со- хранят, но и существенно увеличат значительную роль в энергетическом балансе челове- чества. Исследование выполнено по Государственному контракту № П1405 от 3 сентября 2009 г. в рамках Федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 гг. - мероприятия № 1.2.1. Руководитель: д.т.н., проф. А.Е. Воробьев (РУДН).
ISSN 1561-4212. «ВЕСТНИК ВКГТУ »
4, 2011. НАУКИ О ЗЕМЛЕ
Т а бли ц а 2 Вклад различных источников энергии в мировом энергобалансе (%)
Вид энергии
М ус к ул ьн ая эн
ер- ги я О р га н и ч ес к и е в ещ ес тв а Д р ев ес и н а У гол ь Н еф ть
П ри ро д н ы й г аз
Вод н ая эн ерг и я А том н ая эн ерг и я Н ет р ад и ц и о н н ы е и ст о ч н и к и
500 000 тыс. лет до н.э. 100
2 000 тыс. лет до н.э. 70
25
Около 1 500 г. н.э. 10 20
70
1910 г.
16 65 3
1935 г.
55
15 3 5
1972 г.
32 34
18 5 1 1987 г.
25 38
24 4 8 1 2002 г.
24 37
24 3 12 2 2030 г. (прогноз)
21 25
31 3 17 3
Современный мировой энергетический рынок характеризуется следующими показате- лями. Разведанные запасы по состоянию на конец 2008 г. составляли: нефть – 169 млрд т, газ – 177 трлн м 3 , уголь – 848 млрд т. При этом общее содержание метана в газогидрат- ных залежах на два порядка превышает его суммарный объем в традиционных извлекае- мых запасах, оцениваемых в 250 трлн м 3 (рис. 1). Иначе говоря, гидраты могут содержать 10 трлн т углерода, т.е. в два раза больше, чем вместе взятые мировые запасы угля, нефти и обычного природного газа.
Рисунок 1 - Содержание углерода в известных мировых запасах углеводородов: НАУКИ О ЗЕМЛЕ ISSN 1561-4212. «ВЕСТНИК ВКГТУ» № 4, 2011.
Газовые гидраты Разведанные и неразведанные ресурсы угля, нефти и газа Почва
Растворенное в море органическое вещество Наземная растительность Торф, детритовое органическое вещество, атмосфера и морские растения
Одной из основных проблем современной энергетики является неизбежное сокраще- ние в средне- и долгосрочной перспективе запасов основных традиционных ее источни- ков получения (в первую очередь, нефти и газа). При этом продуктивность разрабатываемых месторождений углеводородов неуклонно снижается, новые крупные месторождения открываются все реже, а использование угля наносит существенный ущерб окружающей среде. Поэтому приходится разрабатывать труднодоступные залежи нефти и газа в суровых природно-климатических условиях, на больших глубинах и, кроме того, обращаться к не-
щейся ограниченностью и невосполнимостью традиционных ресурсов природного (горю- чего) газа, а также с растущим в XXI в. спросом на этот энергоноситель, человечество вынуждено обратить внимание на его значительные ресурсы, заключенные в нетрадици- онных источниках, и, прежде всего, природных газовых гидратах. Согласно современным геологическим данным, в донных осадках морей и океанов в виде твердых газогидратных отложений находятся огромные запасы углеводородного га- за. Так, потенциальные запасы метана в газогидратах оцениваются величиной 210 16 м
. Однако газовые гидраты являются единственным все еще не разрабатываемым источ- ником природного газа на Земле, который может составить реальную конкуренцию тра- диционным углеводородам: в силу наличия огромных ресурсов, широкого распростране- ния на планете, неглубокого залегания и весьма концентрированного состояния (1 м 3
природного метан-гидрата содержит около 164 м 3 метана в газовой фазе и 0,87 м 3 воды). Самое первое предположение о возможности существования газогидратных залежей было высказано И.Н. Стрижовым в 1946 г. Он писал: «На севере СССР есть обширные площади, где на глубинах до 400 м и даже до 600 м слои имеют температуру ниже 0 °С и где могут быть газовые месторождения. Как будет обстоять вопрос о гидратах в таких ме- сторождениях? Не будут ли эти месторождения содержать даже до начала разработки больших количеств гидрата? Не придется ли их разрабатывать как месторождения твер- дых ископаемых?...» В последующем газогидраты были найдены в Атлантическом и Тихом океанах, в Охотском и Каспийском морях, на Байкале и т.д. Эти, хотя зачастую разрозненные и не всегда планомерные, исследования ученых раз- личных стран в прилегающих акваториях (Атлантический и Тихий океаны, Черное, Кас- пийское, Охотское, Баренцово и Северное моря, Мексиканский залив и т.д.), проведенные в последние два десятилетия, позволили сделать обоснованный вывод о практически по- всеместном наличии крупных скоплений аквальных залежей газогидратов, из которых можно будет извлечь в промышленных масштабах метан. В частности, по прогнозным оценкам российских ученых Г.Д. Гинзбурга (1994 г.) и ресурсы
ISSN 1561-4212. «ВЕСТНИК ВКГТУ »
4, 2011. НАУКИ О ЗЕМЛЕ
В.А. Соловьева (2002 г.), общее количество метана в аквальных залежах газогидратов оценивается в 210 10 м
3 , т.е. его объемы на порядки превышают запасы углеводородов в традиционных месторождениях. К настоящему времени установлено, что около 98 % залежей газогидратов являются аквамаринными и сосредоточены на шельфе и континентальном склоне Мирового океана (у побережий Северной, Центральной и Южной Америки, Северной Азии, Норвегии, Японии и Африки, а также в Каспийском и Черном морях), на глубинах воды более 200-700 м, и только всего 2 % – в приполярных частях материков (рис. 2).
Рисунок 2 - Известные и перспективные залежи (месторождения) гидрата метана
Сегодня установлено свыше 220 залежей газогидратов. Самые крупные из (залежей) месторождений газогидратов: 1. Глубоководные залежи: глубоководная впадина близ побережья Коста-Рики, Цен- тральноамериканский глубоководный желоб (Гватемала). Тихий океан, мексиканский район Центральноамериканского глубоководного желоба - Тихий океан, побережье Япо- нии. В Стране восходящего солнца газогидратами начали заниматься в 1995 году, когда была принята национальная программа по исследованию и освоению этих месторожде- ний. К 2004 году геофизики у побережья Японских островов нашли более 18 месторож- дений. Желоб Нанкай в Японском море — одно из самых первых разведанных месторож- дений газогидратов в мире, расположенное на глубине свыше 600 м. Здесь, во впадине Нанкай (расположенной всего на 60 км от берегов Японии параллельно японскому архи- пелагу с глубиной моря в районе работы судна равной 950 м), между полуостровом Кий и Сикоку (рис. 3), с 1995 по 2000 г. были проведены фундаментальные исследования по поиску гидрата метана.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ ISSN 1561-4212. «ВЕСТНИК ВКГТУ» № 4, 2011.
Рисунок 3 - Зона аквальных залежей метана около Японского архипелага
2. Шельфовые залежи: Мексиканский залив, побережье штатов Техас и Луизиана (США); Грязевой подводный вулкан Хакон Мосби (Норвегия); Северный Ледовитый оке- ан, шельф дельты Нигера (Нигерия) в Атлантическом океане – самый богатый нефтью регион в Африке. 3. Континентальные залежи: а дне Черного моря.
Рисунок 4 - Карта перспектив газоносности зоны гидратообразования черноморской впадины. Зо- ны: 1 – высокоперспективные, 2 – перспективные, 3 – малоперспективные, 4 – бесперспективные (источник: Геологический журнал. - 1991. - № 5.)
Каспийское море - здесь месторождения газогидратов обнаружены на наименьшей глубине в
300-480 м; озеро Байкал (Россия); подводные горы Анаксимандра, Средиземное море; побережье района Кула (Турция), Средиземное море. 4. Арктические залежи: район у дельты Маккензи (Канада), Северный Ледовитый океан; газогидратные месторождения в России расположены на северо-западе ее европей- ской части, а также в Сибири и на Дальнем Востоке, на площади 2,4 млн км 2 , зоны гид- ратообразования в морях, омывающих территорию России, - площадью 3-3,5 млн км 2 . При оценке ресурсов метана в гидратсодержащих осадках Охотского моря площадь гидратсодержащей зоны составляет 100 тыс. км 2 , а ее мощность – в среднем в 200 м. Со- гласно формуле Д. Лаберга, запасы метана (при коэффициенте содержания 0,1) состав- ляют более 12 10
м 3 . Установлено, что основная часть гидратов сосредоточена на материковых окраинах, ISSN 1561-4212. «ВЕСТНИК ВКГТУ »
4, 2011. НАУКИ О ЗЕМЛЕ
где глубина вод составляет примерно 500 м. В этих районах вода выносит органический материал и содержит питательные вещества для бактерий, в результате жизнедеятельно- сти которых выделяется метан.
Список литературы 1. Белослудов В.П. Теоретические модели клатратообразования / В.П. Белослудов, Ю.А. Дядин, М.Ю. Лаврентьев. - Новосибирск: Наука, 1991. - 128 с. 2. Васильев А. Оценка пространственного распределения и запасов газогидратов в Чер- ном море / А. Васильев, Л. Димитров // Геология и геофизика. 2002. - № 7. - Т. 43. - 3. Воробьев А.Е. Газовые гидраты. Технологии воздействия на нетрадиционные углеводо- роды: Учеб. пособие / А.Е. Воробьев, В.П. Малюков. – М.: Изд-во РУДН, 2007. – 273 с.
Получено 09.11.11
УДК 622.276.8
ООО «Тарбагатай Мунай»
ВКГТУ им. Д. Серикбаева, г. Усть-Каменогорск
Для снижения водосодержания в тяжелой нефти до нормы товарной нефти и умень- шения расхода на деэмульгацию был разработан промышленно-испытательный проект. Произведена оценка эффективности деэмульгации и дегидратации выработанного де- эмульгатора и определен режим его добавления. Используемые в настоящее время методы нефтедобычи привели к тому, что вместе с нефтью добывается до 90 % воды, образующей с ней стойкие водонефтяные эмульсии, стабилизированные природными ПАВ и смолами. Из-за высокой стабильности таких эмульсий их разрушения удается достичь только с помощью деэмульгаторов. Расход де- эмульгатора определяется необходимостью получения товарной нефти с содержанием во- ды менее 0,2 %, при более высокой обводненности стоимость нефти на мировом рынке снижается, а при 1 % нефть считается некондиционной. Так как стоимость деэмуль- гаторов достаточно велика (1,5 - 2,5 тыс. долларов за тонну), то проблема снижения их расхода за счет повышения эффективности весьма актуальна 1-3. Решения данной проблемы можно добиться двумя способами. Первый, химико-технологический, заключается в разработке методов синтеза новых реагентов с деэмульгирующей способностью. Уровень таких разработок у целого ряда фирм достиг вполне удовлетворительного уровня 4,5,6. Например, у английской фирмы ICI, почти столетие занимающейся производством деэмульгаторов, имеется в распоряже- нии уже несколько сотен таких реагентов. Однако в большинстве случаев информация о механизме их действия практически отсутствует.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ ISSN 1561-4212. «ВЕСТНИК ВКГТУ» № 4, 2011.
Более глубокого обезвоживания нефти при низком расходе можно добиться при ис- пользовании композиционных деэмульгаторов из нескольких химических соединений при условии, что между этими соединениями проявляется синергетический эффект 7. В разработке таких синергетических композиционных деэмульгаторов и заключается вто- рой способ повышения их эффективности. Однако научные основы этого способа повы- шения эффективности деэмульгаторов до сих пор не разработаны. О недостаточном уровне разработок деэмульгаторов говорит и отсутствие системати- ческих исследований влияния на эффективность деэмульгаторов природы растворителя их товарных форм, в виде которых они поставляются на промысел, представляющих со- бой 30-65 % растворы в том или ином растворителе. Несмотря на то, что имеется большое число работ о влиянии природы растворителя на скорость физико-химических процессов, данные о возможной связи эффективности деэмульгаторов с составом их товарных форм в литературе практически отсутствуют. Более того, тип используемого растворителя в большинстве работ по данным реагентам даже не указывается. Недостаточное внимание уделяется и рассмотрению способа ввода деэмульгатора в эмульсию в условиях промысловой подготовки нефти. Из вышесказанного следует необходимость проведения исследований принципов, оп- ределяющих механизм действия и эффективность деэмульгаторов. Лишь после такого ис- следования возможно решение проблемы оптимизации их состава и условий процесса де- эмульгирования (способа ввода, температуры, интенсивности перемешивания и т.д.). При подготовке проекта были проведены подготовительные работы, включающие дос- тавку деэмульгатора, проверялось соответствие стандартам следующих характеристик: относительная дегидратация интерфаза, состав воды и т.д. Химико-физические показатели деэмульгатора должны удовлетворять следующим ус- ловиям: точка сгустения -20 ºС, динамическая вязкость 200 мПас ( при 50 ºС), РН =57, относительное отношение дегидратации ≥ 93 %, наличие благоприятного потока. После начала испытаний через каждые 4 часа брались образцы для анализа водосо- держания нефти. После анализа результатов испытаний осуществлялась оценка эффек- тивности деэмульгатора и определялся режим его добавки. Испытания проводились при стабильных производственных условиях и нормальных рабочих состояниях системы деэмульгации. При необходимости уменьшали объем хра- нения тяжелой нефти в ёмкости. Подбирался оптимальный режим добавления деэмульгатора. Для этого сначала вре- менно повышали добавление деэмульгатора и постепенно снижали его добавку, пока не достигали удовлетворительного результата. Определение режима добавления деэмульгатора разделяется на 3 этапа. К каждому следующему этапу приступали только после получения двух емкостей нормальной товар- ной тяжелой нефти. При возникновении нештатных ситуаций во время испытаний, которые повлияли бы на производство, следовало незамедлительно приостановить испытания для поиска при- чин их появления и своевременного принятия аварийных мер. Первый этап проводился два дня. Проверялось соответствие деэмульгатора норме. Ис- пытание проводилось при температуре, аналогичной на нефтяном месторождении (65-70 ºС) с применением выбранного образца деэмульгатора и тяжелой нефти с места добычи.
Относительное отношение дегидратации должно быть около 95 %, а вспышка, вяз- ISSN 1561-4212. «ВЕСТНИК ВКГТУ »
4, 2011. НАУКИ О ЗЕМЛЕ
кость и другие показатели должны соответствовать нормам. Регулировался насос для до- бавления деэмульгатора до нормального состояния. Химреактив разбавлялся чистой во- дой в соотношении 1:(10-20). Второй этап длился 5 дней. Осуществлялось первичное добавление деэмульгатора, ко- торый добавлялся с интервалом в устье скважины. Объем деэмульгатора (расчитывается по чистому объему деэмульгатора) составляет 5/10000 от общего объёма добываемой жидкости. Через каждые четыре часа брался образец для анализа водосодержания в сы- рой и очищенной нефти, наблюдалась интерфаза дегидратации. При нормальном рабочем состоянии системы производилось две-три ёмкости годной товарной нефти. Третий этап занял также 5 дней. Уменьшалось добавление деэмульгатора до нор- мального объёма. Постепенное уменьшение объема деэмульгатора на 20-25 % осуществ- лялось ежедневно через 24 часа. Проверялось водосодержание по сравнению с бывшим состоянием. Если результат дегидратации становится хуже, чем в прошлый раз, то объем добавле- ния деэмульгатора менялся на аналогичный объем предыдущего испытания и производи- лось 2-3 ёмкости годной очищенной нефти. При возникновении аномального случая с водосодержанием в добываемой жидкости незамедлительно повышался объем деэмульгатора на 20-30 %, и в течение 12 часов осу- ществлялось регулирование препарации и режима добавления. Параметры производительности и технические показатели были следующими: - норма случайных образцов: случайно выбирались 3 канистры деэмульгатора и про- изводились испытания дегидратации. Показатели относительной дегидратации всех об- разцов должны соответствовать стандарту «SY/H 5280-2000» по сравнению с лаборатор- ным образцом в лаборатории; - водосодержание на выходе из сепаратора сырой и очищенной нефти должно отве- чать требованиям; - деэмульгатор должен отличаться своим благоприятным потоком и равномерностью, чтобы не забился трубопровод из-за повышенной вязкости и механических смесей. В ходе эксперимента осуществлялся сбор исходных данных, а именно: ежедневно фиксировался итог объема добавки деэмульгатора, производительности насоса и время регулирования производительности насоса; вписывались все данные о водосодержании во всех контрольных пунктах; фиксировалось время, производительность дренажа и дру- гие данные; отмечались данные о производительной температуре. На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы. Проведены систематические исследования эффективности промышленных деэмульга- торов, использующихся для разрушения эмульсии воды в нефти. Изучено влияние соста- ва товарной формы деэмульгатора, способа и температуры его ввода на эффективность деэмульгирующего действия. Показано, что максимальной эффективности разрушения водонефтяных эмульсий соответствуют расход реагента, состав товарной формы и темпе- ратура ввода, обеспечивающие образование критических эмульсий деэмульгатора в вод- ной или нефтяной фазах эмульсии. Предложен механизм деэмульгирования. При достижении неидеального результата в ходе использования рекомендуется повышать количество химического реагента или за- менить водорастворимый деэмульгатор на нефтерастворимый.
жүктеу/скачать 2,93 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|