Обеспечение бензином авиатрассы «АлСиб»

    Исключительный интерес к оленекским богхедам проявился в начале Великой Отечественной Войны в связи с обеспечением топливом АлСиба («Аляска – Сибирь») — воздушной трассы между Аляской (США) и СССР, построенной и начавшей действовать в 1942 году. 9 октября 1941 года Госкомитет обороны принял решение об организации доставки самолётов из США в СССР по воздуху. Создание этой трассы возлагалось на Главное управление Гражданского воздушного флота под началом генерал-майора Молокова В. В. Обсуждалось несколько различных маршрутов; был выбран путь через Берингов пролив, районы Чукотки и Якутии до Красноярска.

 

      Наиболее «закрытой» являлась северная трасса перегона. Хотя для тех, кто работал на севере Чукотки и Якутии, находки остатков самолетов вдоль побережья Чукотского и Восточно-Сибирского морей подтверждало существование этой трассы перегона.

 

      Перегоночная дивизия была сформирована летом 1942 года в городе Иваново. Командиром дивизии и начальником трассы был назначен полковник Илья Павлович Мазурук — полярный лётчик, Герой Советского Союза. В дивизию входило пять авиаполков. Штаб дивизии и управление воздушной трассы располагались в Якутске.

      Чарчыкский богхед разрабатывался открытым способом и затем баржами от низовьев р. Оленёк в обход обширной дельты Лены по протокам Оленекская и Быковская транспортировался в пос. Тикси. В 1942 г. было создано предприятие «Тиксиуголь», на котором перерабатывался богхед.

     Конечным продуктом процесса переработки богхеда было получение высококачественного авиационного топлива. 1942 год! СССР.

     Тикси являлся важнейшим перевалочным пунктом на трассе АлСиба. Здесь сутки отдыхали летчики, заправлялись самолеты собственным отечественным топливом, получаемом из «родного» богхеда. Этот «богхедовый» авиционный бензин поставлялся самолетами и на аэродромы «подскока» в Чокурдах, Черский и другие аэродромные точки.

    Тысячи километров маршрута были неимоверно трудными. Летчики летели часто при плохой видимости и не зная, что ждет их по курсу. Карты и аэронавигационные приборы также были неточными. Перепад температур по высотам в этих местах был для летчиков новостью. Облака стояли слоем толщиною в несколько километров. Мороз достигал 59-62 градусов.

    По данным Википедии, на советском участке трассы произошло 279 летных происшествий, из них: 39 катастроф, 49 аварий, 131 поломка и 60 вынужденных посадок. За три года перегона на всей трассе погибло 113 летчиков.

     Согласно отчёту перегоночной дивизии по трассе АлСиба было доставлено 7908 одномоторных и двухмоторных самолетов, перевезено 128 371 пассажиров и 18 753 тонн грузов.

    Перегоняя самолеты из  Грейт-Фолс (штат Монтана) молодые американские летчики приземлялись сначала на бетонные полосы канадских аэродромов, а затем на утрамбованные земляные полосы экзотического аляскинского Фэрбэнкса, куда бензин доставлялся на собачьих упряжках.

    133 машины и почти столько же пилотов потеряли ВВС США на своем участке трассы перегона, прозванном ими Алканом (Аляска-Канада).

     Прошлое нельзя переделать - сохранить и признать можно и нужно. Но прежде надо найти все самолеты и все останки пилотов легендарной трассы.

     Написанная потом и кровью истинная история перегона обязательно должна быть предана огласке, официально опубликована полностью. Никто из героев не должен быть забыт, - а время, в котором они жили и выполняли свой долг, поистине героическое. Не должны быть забыты и советские геологи, беспечивавшие «АлСиб».

ТЯЖЕЛЫЕ НЕФЙТИ

Тяжелые и высоковязкие нефти в условиях истощения традиционных энергетических ресурсов приобретают все большее значение в мировой экономике. По данным экспертов, мировые запасы тяжелых нефтей (ТН) составляют более 810 млрд т [1].

Проблема освоения месторождений ТН крайне актуальна для нашей страны, особенно в «старых» нефтедобывающих регионах на территории европейской части России, где других источников поддержания текущих уровней добычи практически нет. Однако промышленно освоение ТН идет медленными темпами ввиду низкой рентабельности (или нерентабельности) их освоения.

           В данной работе рассмотрена ресурсная база тяжелых нефтей России, особенности основных провинций, располагающих их значительными запасами. Освещены способы разработки месторождений тяжелых нефтей. Приведены основные моменты, связанные с переработкой тяжелой нефти как комплексного сырья. На основе всех вышеизложенных положений сделан вывод о значении тяжелой нефти как нетрадиционного источника углеводородного сырья и о способах повышения эффективности сферы ее переработки.

Тяжелые нефти России

По наиболее широко используемой в мировой практике классификации тяжелыми нефтями (ТН) считаются углеводородные жидкости с плотностью 920-1000 кг/м³ и вязкостью более 30 мПа·с [6]. Большинство мировых ТН залегают на глубине 1000-2000 м, располагаются в палеозойских отложениях, в основном в каменноугольной (нижней) системе. С увеличением возраста нефтевмещающих пород наблюдается уменьшение плотности ТН [6].

Россия считается третьей после Канады и Венесуэлы страной по объемам ТН, запасы оцениваются в 6–7 млрд т[1].

На территории России основные ресурсы ТН приурочены к трем нефтегазоносным провинциям: Волго-Уральской, Западно-Сибирскойи Тимано-Печорской. На территории Западно-Сибирской НГП разрабатывается примерно 25 % залежей ТН, примерно столько же на территории Тимано-Печорской НГП, и около 40 % на территории Волго-Уральской НГП [4].

Более 40 % запасов ТН Россииприурочены к Западно-Сибирской НГП. Здесь во многих месторождениях ТН характеризуются низкимизначениями вязкости. Среди месторождений высоковязких нефтей можно отметить Тазовское, Западно-Мессояхское, Новопортовское, Северо-Комсомольское. Залежи высоковязких нефтей приуроченык глубинам 800–1500 м(табл.1) [4].

Отдельного рассмотрения достойно уникальное Русское месторождение ТН, расположенное на территории Ямало-Ненецкого автономного округа.Открытое в 1968 г. поисковой скважиной № 11 на северо-востоке Тазовского нефтегазоносного района Пур-Тазовской нефтегазоносной области, оно имеет сложное геологическое строение. В пределах месторождения в пластах МХ¹, ПК¹₂₂, ПК¹₂₁ открыто несколько газовых залежей с нефтяными оторочками, а по результатам геофизических исследований к перспективным на обнаружение газа отнесены пласты ПК₁₆, ПК₁₇ и ПК₂₀.Наиболее исследована пластово-массивная гигантская газонефтяная залежь, из которой отобраны исследованные нефти, приуроченнаяк кровле сеномана (пласты ПК₁-ПК₈, глубины 0, 8-0, 9 км). Месторождениевыделяется в пределах одноименного антикликального поднятия. Разрывными нарушениями структура разделяется на несколько блоков. Коллекторами являются песчаники и алевролиты, а флюидоупорами служатглинистые прослои, которые не выдержаны по разрезу, часто опесчаниваются. Разные уровни ВНК продуктивных пачек соседних блоковпозволяют предполагать гидродинамическую разобщенность залежей. Пластовое давление в залежи, из которой отобрана исследованная нефть, близко к гидростатическому, а пластовая температура составляет +16…+18 °С [7]. Темпы освоения данного месторождения невелики из-за комплекса проблем. Во-первых, высокая вязкость нефти в пластовых условиях в сотни раз выше вязкости пластовых вод, что затрудняет процесс вытеснения нефти водой. Во-вторых, все известные сеноманские нефтяные залежи Западной Сибири, за редким исключением, содержат массивные газовые шапки. На Русском месторождении высота нефтяной части залежи составляет 15-25 м, а газовой шапки - 60-70 м.Геологические запасы этого крупнейшего месторождения ТН в России достигают 1, 47 млрд т [4].

На территорииВолго-Уральской НГПнаходится более 500 месторождений ТН, большая часть – в северных и центральных районах(табл.2).Наиболее крупные залежи ТН здесь приурочены к терригенным и карбонатным отложениям нижнего и среднего карбона, а также верхнего девона. Большинство залежей расположено на глубинах от 700 до 1500 м [4].Активно ведутсянаучно-исследовательские работы, опытно-промышленные испытания, а также осуществляется добыча высоковязкой нефти и природного битума.

Добыча ТН в Тимано-Печорской НГП сейчас составляет менее15 % суммарной добычи нефти в регионе. Всего на территории провинции расположено около 40 месторождений ТН, большая частьнаходится в пределах Хорейверской, Тиманской, Варандей-Адзьвинской НГО. Примерно две трети запасов ТН провинции – сверхтяжелые нефти с плотностью выше 930 кг/м³.Основная часть геологических запасов ТН провинции приурочена к значительным глубинам (Тобойско-Мядсейское, Тэдинское, Западно-Хоседаюское месторождения)[4].

Исключением является Ярегское месторождение, залежи которого расположены на глубинах 100–180 м [2]. Значительные запасы тяжелой нефти приурочены также к акваториальной части провинции – к шельфу Печорского моря, на котором расположен целый ряд крупных месторождений (Приразломное, Долгинское, Медынское-море, Варандей-море) (табл.3).

Необходимо также учитывать, что ТН Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинций являются не только углеводородным сырьем, но и источником ценных попутных компонентов, в первую очередь – ванадия и никеля. Высокая концентрация этих металлов наблюдается в ТН Ромашкинского, Усинского, Тобойско-Мядсейского и др. месторождений [4]. Тяжелые нефти Ярегского месторождения помимо ванадия и никеля содержат также титан, молибден, ртуть [2]. Высокое содержание серы и металлов в ТН негативно сказывается на качестве нефти, сокращает срок службы оборудования, ведет к росту экологически вредных выбросов в окружающую среду.

Таким образом, основные ресурсы ТН в России сосредоточены в пределах Западной Сибири и европейской части.

Способы разработки залежей

Существуют различные способы разработки залежей тяжелых нефтей, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Применимость той или иной технологии разработки обуславливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатогеографическими условиями и т.д. Условно их можно подразделить на три группы [5]: 1 - карьерный и шахтный способы разработки; 2 - «холодные» способы добычи; 3 - тепловые методы добычи.

Карьерный и шахтный способы разработки

При карьерном методе разработки насыщенная порода извлекается открытым способом и поэтому возможность применения этого метода ограничивается глубиной залегания пластов – до 50 метров. При данном методе разработки капитальные и эксплуатационные расходы на месторождении относительно невелики, но после извлечения породы требуется проведение дополнительных работ по получению из неё углеводородов. Достигается высокий коэффициент нефтеотдачи: от 65 до 85 % [5].

Шахтная разработка может вестись в двух модификациях: очистная шахтная с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность и шахтно-скважинная с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонных скважин на продуктивный пласт для сбора нефти уже в горных выработках.

Очистной-шахтный способ применим лишь до глубин 200 метров, зато имеет более высокий коэффициент нефтеотдачи (до 45%) по сравнению со скважинными методами [5]. Большой объем проходки по пустым породам снижает рентабельность метода, который в настоящее время экономически эффективен только при наличии в породе (кроме углеводородов) ещё и редких металлов.

Шахтно-скважинный метод разработки применим на более значительных глубинах (до 400 метров), но имеет низкий коэффициент нефтеотдачи и требует большого количества бурения по пустым породам.

Для повышения темпов добычи ТН и обеспечения полноты выработки запасов в шахтно-скважинном способе разработки используют паротепловое воздействие на пласт – термошахтный метод. Он применим на глубинах до 800 метров, имеет высокий коэффициент нефтеизвлечения (до 50%), однако более сложен в управлении чем шахтный и шахтно-скважинный методы [5].

Наиболее известным примером шахтно-скважинной разработки залежей тяжелых нефтей в России является разработка Яренгского месторождения. В период эксплуатации месторождения было испытано около 10 систем термошахтной разработки. В итоге принято к эксплуатации три системы: двухгоризонтальная, одногоризонтальная и подземно-поверхностная. Во всех системах добыча нефти производится через подземные горизонтальные и пологовосходящие скважины, пробуренные из горных выработок (добывающих галерей), пройденных в подошве продуктивного пласта. Отличаются системы только расположением нагнетательных скважин для закачки пара в пласт [2]:

- двухгоризонтальная система – закачка пара осуществляется через скважины, пробуренные из трех горных выработок под пластом. При этом обеспечивается наиболее равномерный охват пласта процессом теплового воздействия, но требуется большой объем проходки горных выработок, 240 м/га;

- одногоризонтальная – закачка пара ведется из скважин, пробуренных из добывающей галереи; недостаток системы – прогрев области пласта вблизи галереи, достоинство – снижение проходки горных выработок;

- подземно-поверхностная – закачка пара через скважины, пробуренные с поверхности на границу блока, т.е. вся система вынесена на поверхность; в зону забоя поверхностной нагнетательной скважины бурится подземная парораспределительная скважина, которая вместе с поверхностной образует единую систему нагнетания пара.

Оценка эффективности разработки за последние 12 лет по каждой системе показала, что по техническим и экономическим параметрам подземно-поверхностная система более предпочтительна для термошахтной разработки Ярегского месторождения. Поскольку темпы добычи нефти оказались в 1, 5–2 раза выше, чем при других системах за счет высоких темпов закачки пара в начальный период разработки блока и обеспечения быстрого разогрева пласта. Однако, термошахтная разработка месторождения все еще ведется на площадях, отработанных шахтным способом с огромным количеством старых скважин. Они создают густую сеть, затрудняющую прогнозирование уровней добычи нефти. Ведется постоянная работа по совершенствованию термошахтной разработки [2].

Холодные» способы добычи

К современным «холодным» методам добычи тяжелой нефти, в первую очередь, может быть отнесен метод CHOPS (Coldheavyoilproductionwithsand), предполагающий добычу нефти вместе с песком за счет осознанного разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка. Применение метода CHOPS не требует больших инвестиций на обустройство и обеспечивает незначительность эксплуатационных расходов, однако коэффициент нефтеотдачи в этом случае как правило не превышает 10% [5].

В числе «холодных» способов добычи ТН с использованием растворителей следует указать так называемый VAPEX (Vapourextractionprocess)метод – закачка растворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа. Этот способ воздействия предполагает использование пары горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю из них, создается камера-растворитель (углеводородные растворители, в том числе этан или пропан). Нефть разжижается за счет диффузии в нее растворителя и стекает по границам камеры к добывающей скважине под действием гравитационных сил. Коэффициент извлечения нефти этим методом доходит до 60%, однако темпы добычи чрезвычайно низки [5].

Таким образом, «холодные» методы разработки залежей ТН не лишены ряда существенных недостатков. В их числеограничения по максимальным значениям вязкости нефти и низкие темпы разработки. Поэтому, подавляющее число активноосуществляемых проектов разработки месторождений ТН связано с тепловыми методами воздействия на пласты.

Тепловые методы добычи

Традиционно, существующие тепловые методы разработки нефтяных месторождений (в различных их модификациях) принято объединять в три группы: внутрипластовое горение, паротепловые обработки призабойных зон скважин (ПЗС) и закачка в пласт теплоносителей – пара или горячей воды (неизотермическое вытеснение).

Внутрипластовое горение осуществляется частичным сжиганием нефти (тяжелых ее составляющих) в пласте. Очаг горения, инициируемый различными глубинными нагревательными устройствами (электрическими, химическими и т. п.), продвигается по пласту за счёт подачи в пласт воздуха. Благодаря экзотермическому окислению, в пласте в зоне горения достигается повышение температуры до 500— 700 °С [5].

Под действием высокой температуры уменьшается вязкость нефти, происходит термический крекинг, выпаривание легких фракций нефти и пластовой воды. Нефть из пласта извлекается путём вытеснения её образовавшейся смесью углеводородных и углекислых газов, азота, пара и горячей воды.

Существует вариация этого метода разработки – влажное внутрипластовое горение, которое производится путём ввода в пласт воды вместе с окислителем. При этом ускоряется процесс теплопереноса и извлечения нефти.

Тем временем, наиболее широко применяемыми методами добычи ТН являются паротепловые обработки призабойных зон скважин и закачка в пласт теплоносителей.

Процесс паротепловой обработки (ПТО) призабойнойзоны скважины заключается в периодической закачке пара в добывающие скважины для разогрева призабойной зоны пласта и снижения в ней вязкости нефти, т.е. для повышения продуктивностискважин. Цикл (нагнетание пара, выдержка, добыча) повторяетсянесколько раз на протяжении стадии разработки месторождения. Из-затого, что паротепловому воздействию подвергается только призабойнаязона скважины, коэффициент нефтеизвлечения для такого метода разработки остается низким (15-20%) [5]. Еще одним из недостатков метода является высокая энергоемкость процесса и увеличение объема попутного газа. Поэтому, в основном ПТО применяются как дополнительное воздействие на призабойную зону скважины при осуществлении процесса вытеснения нефти теплоносителем из пласта, т.е. нагнетания теплоносителя с продвижением теплового фронта вглубь пласта.

На месторождениях с тепловыми способами добычи ТН необходимо выполнять мониторинг изменения теплового режима пласта. Обычной методикой съема температурного профиля является каротаж по целевым интервалам, обычно в обсаженной скважине, или даже через насосно-компрессорные трубы в наблюдательных скважинах. Мониторинг теплового режима необходим для определения эффективности нагрева пласта и распределения теплового фронта, для выявления интервалов прорыва пара. Прорыв пара в добывающих скважинах может приводить не только к снижению их продуктивности, но также и к выходу оборудования из строя, например, к образованию свищей в НКТ, фильтрах, обсадной колонне, что кончается выходом из строя всей скважины.

Переработка тяжелой нефти

Одновременно с поиском новых технологий извлечения ТН из природных недр необходимо решать и проблемные задачи разработки новых технологических решений по их квалифицированной и энергоэффективной переработке. Необходимы поиск и разработка рентабельных технологий промысловой переработки ТН в облегченнуюмаловязкую синтетическую и полусинтетическую нефти. Остро стоят проблемы повышенияэффективности трубной перекачки ТН за счет снижения вязкости, повышения товарной сортности за счет снижения ее плотности, а также углубления переработки за счет извлечения максимального количества особо ценных светлых углеводородов.

Путем перевода ТН в облегченные дистиллятные фракции получают синтетическую нефть – облегченную маловязкую, не содержащую недистиллируемых остатков (их выделяют в отдельную фазу), или полусинтетическую нефть – без отдельного выделения тяжелых остатков [3].

Все построенные западные заводы по переработке битумов в синтетическую нефть (заводы БСН) базируются на комбинировании известных, традиционных для нефтеперерабатывающих заводов технологиях переработки нефтяных остатков: коксование, гидрокрекинг, гидроочистка, извлечение серы, производство водорода. В последние годы появились и новые варианты схемпереработки на основе процессов висбрекинга, деасфальтизации, гидрокрекинга остатков, гидроочистки газойлей и газификации тяжелого нефтяного сырья.

Полноценную высококачественную малосернистую синтетическую нефть без недистиллируемых остатков обеспечивают процессы глубокой переработки тяжелых нефтяных остатков, прежде всего коксование и гидрокрекинг в сочетании с гидроочисткой дистиллятных фракций. Остальные процессы дают полусинтетическую нефть различного качества[3].

При поиске аппаратурно-технологических решений необходимо учитывать и такие специфические свойства ТН, как повышенное содержание смол и асфальтенов, а также высокие показатели коксуемости. Эти свойства косвенно указывают на то, что классические способы вторичной переработки тяжелых нефтяных остатков (термический крекинг, деасфальтизация и коксование) будут иметь ограниченный предел возможного максимального отбора светлых дистиллятных фракций.

Ярегскаянефть при любых способах переработки может обеспечить не более 9% светлых нефтепродуктов в виде дизельной фракции. Из этой нефти нельзя получать моторные топлива. Для ее переработки необходимы специальные способы. Смешивание этой нефти с любой другой по составу приводит к тому, что она практически теряет свои ценные качества и пополняет собой наиболее тяжелые и дешевые фракции [2]. Но при специальных способах переработки она превращается в ценное сырье для производства таких продуктов, как дорожные битумы, хрупкие и лаковые битумы, трансформаторные, белые технические и медицинские масла, арктическое дизтопливо, низко застывающие газойли, мазуты и др.

В настоящее время из всего перечня продуктов глубокой переработки ярегской нефти на Ухтинском нефтеперерабатывающем заводе производится мазут и битумы различного назначения, отвечающие требованиям мировых стандартов [2].

Надо признать, что для российской действительности строительство заводов по переработке ТН большой удельной мощности в ближайшей перспективе из-за дороговизны нереально. Рациональные решения необходимо искать в строительстве малых установок по переработке ТН в синтетическую или полусинтетическую нефть непосредственно на промысле. При этом будут сняты проблемы трубной перекачки высоковязкой нефти и одновременно повышена сортность нефти. Промысловая переработка ТН должна быть направлена на максимальную конверсию тяжелых углеводородов в среднедистиллятные фракции с плотностью не выше 860–870 кг/м³, так как при более высоких показателях аномально быстро возрастет вязкость, что негативно скажется на энергозатратах при трубной перекачке [3].

В результате промысловой переработки могут быть получены высоколиквидные и весьма востребованные нефтепродукты, такие как, к примеру, высококачественные дорожные битумы, тяжелые котельные топлива и легкие маловязкие (синтетические) нефти.

Разработки в области технологий переработки ТН по их переводу в облегченные маловязкие нефти являются весьма актуальными, необходимыми, энергетически и коммерчески значимыми.

Заключение

Несмотря на то, что в распределенном фонде недр есть крупные месторождения ТН, их промышленно освоение идет медленными темпами. Одна из основных причин – низкая рентабельность их освоения и отсутствие мощностей по переработке.

Себестоимость добычи, транспортировки и переработки ТН по сравнению с обычной нефтью выше, а качество товарной нефти и продукции ее обработки ниже. Снижение эксплуатационных затрат и повышение конкурентоспособности добычи достигается за счет применения эффективных технологий, нового оборудования и государственных мер экономического стимулирования.

Рентабельная разработка месторождений ТН в современных условиях напрямую зависит от наличия достаточных мощностей по переработке сырья. При этом большое значение должно уделяться обеспечению экологической безопасности текущей производственной и хозяйственной деятельности.

Удельный вес месторождений ТН неуклонно растет и преобладает в структуре запасов, особенно в регионах с падающей добычей. Однако часть запасов ТН все еще слабо изучена, требует доразведки, находится в нераспределенном фонде недр.

Положительная динамика просматривается в переработке ТН и связана с вводом новых мощностей по выработке широкой гаммы нефтепродуктов с соблюдением современных экологических требований, но объемы переработки также пока не удовлетворяют текущие потребности.

Основой повышения экономической эффективности освоения ТН является возможность расширения ассортимента товарной продукции, получаемой в процессе добычи и переработки: «синтетическая» нефть и нефтепродукты, металлы (ванадий, никель), сера, строительные материалы, т.д.

Таким образом, к основным направлениям ускорения темпов освоения ТН можно отнести:

-разведка и ввод в разработку новых месторождений;

-внедрение эффективных технологий добычи;

-решение проблем сдачи товарной нефти в магистральный трубопровод;

-создание новых мощностей по переработке ТН, позволяющих получать высокотехнологичные товары;

-предотвращение потерь ценных попутных компонентов, содержащихся в ТН;

-решение экологических проблем, возникающих в процессе добычи и переработки ТН;

-государственное стимулирование различных направлений освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

 

⇐ Предыдущая1234

Поделиться: