Н а у к и о з ем л е а. Е. Воробьев, Е. В. Чекушина



жүктеу 2.93 Mb.
Pdf просмотр
бет1/4
Дата23.02.2017
өлшемі2.93 Mb.
  1   2   3   4

НАУКИ О ЗЕМЛЕ                                                                                              ISSN 

1561-4212. 

«ВЕСТНИК ВКГТУ» № 4, 2011.

 

6

Н А У К И

О З ЕМ Л Е

 

 



УДК 553.982.23 

 

А.Е. Воробьев, Е.В. Чекушина  

РУДН, г. Москва 

А.Б. Болатова  

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 

 

7

 

Т а бли ц а   2  



Вклад различных источников энергии в мировом энергобалансе (%) 

 

                  

                   Вид энергии 

 

 

 

 Период 

 

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 

 



 

 

 



1935 г. 

 

 



 

55 


15 



 

 

1972 г. 



 

 

 



32 

34 


18 



 

1987 г. 


 

 

 



25 

38 


24 



2002 г. 


 

 

 



24 

37 


24 

12 



2030 г. (прогноз) 

 

 

 



21 

25 


31 

17 



 

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

(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. 

 

53%

3%

4%

5%

8%

27%

 

 



Рисунок 1 - Содержание углерода в известных мировых запасах углеводородов: 

НАУКИ О ЗЕМЛЕ                                                                                              ISSN 

1561-4212. 

«ВЕСТНИК ВКГТУ» № 4, 2011.

 

8

53%

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-

конвенциональным  углеводородам  (нефтяные  пески  и  горючие  сланцы). В связи с имею-

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 210

16

 м

3



.  

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 

 

9

В.А.  Соловьева  (2002  г.),  общее  количество  метана  в  аквальных  залежах  газогидратов 

оценивается  в  210

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.

 

10

 

 



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

2 



 м

3



Установлено,  что  основная  часть  гидратов  сосредоточена  на  материковых  окраинах, 

ISSN 

1561-4212. 

«ВЕСТНИК 

ВКГТУ

» 

№ 



4, 

2011.                                                                    



НАУКИ О ЗЕМЛЕ 

 

11

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 

 

Zhang Youdong  

ООО «Тарбагатай Мунай»   

Т.М. Кумыкова  

ВКГТУ им. Д. Серикбаева, г. Усть-Каменогорск 

 

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЭМУЛЬГАТОРА 

 

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.

 

12

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  мПас  (  при  50  ºС),  РН 

=57, 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 

 

13

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. 




Поделитесь с Вашими друзьями:
  1   2   3   4


©emirsaba.org 2019
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет