Шейхи битумных карьеров. Нефть из песка

Как я писал в одной из своих статей, обязательным условием для формирования нефтяного месторождения является не только наличие нефтематеринской породы, но и наличие мощных пород-ловушек, которые накрывают коллектор — пористую породу, которая как губка удерживает нефть и/или газ.

Обычно в качестве покрышек выступают массивные глиняные и солевые толщи. Они устойчивы, но так как процесс образования нефти длится миллионы лет, с ними может произойти разные изменения, в том числе и разрушение в ходе геологических процессов.

Если все же покрышки были разрушены, то чисто газовые месторождения просто обречены. Легколетучий метан и другие газообразные углеводороды быстро выветриваются из коллектора.

Если же нарушена целостность нефтяных месторождений, то в них проходят более сложные процессы.

Первой улетучивается газовая шапка, в результате чего снижается пластовое давление. После снижения давления нефть начинает "кипеть", потому что растворенные при большом давлении газовые фракции испаряются — этан, пропан, бутан.

С точки зрения человеческой жизни это происходит долго — тысячи лет. С геологической — мгновенно.

Затем за дело берется "сладкая парочка" — кислород и микроорганизмы. Кислород окисляет нефть, а немногочисленные бактерии начинают ее «есть». Нельзя сказать, что нефть для них является основной "пищей», но многие ей совсем не брезгуют. В результате этого происходит два процесса – медленный химический распад и гораздо более быстрый биологический. При этом и химический, и биологический распад затрагивают в первую очередь лёгкие фракции нефти. Более тяжелые фракции — асфальтены и мальтены (образующие битум) слабо поддаются влиянию как кислорода, так и бактерий с их ферментами. Результатом такой многомиллионной разрушительной эпопеи является обычно месторождение нефти, практически полностью состоящее из битума.

Он образуется в два этапа. Сначала образуется высоковязкая мальта, а позже и сам битум. Наверняка все его видели, так как гудрон, их которого делают дорогу, по сути и является битумом. Только битум имеет природное происхождение, а гудрон является остатком перегонки нефти.

Битума на земле много. Даже не так — его очень много, просто колоссальное количество, гораздо больше, чем традиционной нефти. По разным подсчетам запасы их достигают от нескольких сотен миллиардов тонн, до триллиона и более тонн. При этом они широко разбросаны по странам мира.

Но больше всего их в двух местах — в Венесуэле, бассейне реки Ориноко (Битуминозные пески Ориноко) и в Канаде — нефтеносные пески Атабаски.

В основе битумных песков Канады лежат гигантские месторождения легкой нефти, сформированные в осадочном бассейне Западной Канады.

И все было прекрасно, копилась она миллионы лет и ждала, когда придут нефтяники. Но произошло непредвиденное. Примерно 75 миллионов лет назад, во время мелового периода начался рост Скалистых гор. Они переместили месторождения легкой нефти на восток, к границе Альберты и Саскачевана. Попутно разрушая породы-покрышки, обнажая нефтеносные пласты. А также переместили серьезные объемы насыщенной кислородом воды. Активно начался процесс, который я описал выше — начался процесс испарения легких фракций нефти, окисление тяжелых и их биодеградация.

В результате остались более тяжелые сложные углеводороды, содержащие серу и незначительные концентрации металлов, которые и называются сейчас нефтеносные пески Атабаски.

Кроме того, вода отмыла пески от гидрофобных частиц на поверхности и они являются влажными (слой воды, как считается, покрывает битум и твердые частицы). Вода облегчает отделение битума от песка с помощью гравитационной сепарации на водной основе. Другие нефтеносные пески, битуминозные пески или залежи сланцев пропитаны нефтью и, следовательно, не могут быть отделены способом на водной основе. Поэтому их чаще обрабатывают не тепловым методом, как в Канаде, а химическим, то есть промывают растворителями (той же легкой нефтью), что позволяет отделить битум от песка. Этот способ обработки дороже.

Но при этом битум из нефтеносных песков Альберты из-за этого очень восприимчив к окислению. Вот почему залежи нефтеносных песков нельзя накапливать. При длительном воздействии атмосферы битум может "состариться", что значительно снижает эффективность отделения горячей воды.

В битумах Альберты довольно высокое содержание серы, обычно от 4 до 5% по весу, уступая только босканской сырой нефти из Венесуэлы, которая содержит около 5,5% серы.

Нефтеносные пески Канады сосредоточены в основном в Альберте, немногим не достигая границы с Саскачеваном. Все месторождение занимает площадь около 142 000 км2, только 3% из которых пригодны для добычи.

Месторождения нефтеносных песков локализованы в 3 регионах, отнесенных к одному из трех бассейнов — Атабаска, Пис-Ривер и Колд-Лейк:

Бассейн Атабаски на сегодняшний день самый большой, занимающий площадь около 40 000 км2. Все пригодные для добычи нефтеносные пески расположены к северу от Форта Мак-Мюррей, где пески близко подходят к поверхности.

Бассейн Холодного озера занимает площадь около 22 000 км2, простираясь до Саскачевана. Месторождение нефтеносных песков расположено на глубине от 300 до 600 метров под поверхностью, что позволяет добывать песок в шахтах.

Бассейн реки Пис, самый маленький из трех, занимает площадь всего 8000 км2. Месторождение нефтеносных песков расположено примерно на 300-770 метров ниже уровня земли, что позволяет использовать шахтный метод добычи

Вторая не менее впечатляющая структура — битумные пески Ориноко

Их формирование связано с отделением северной пассивной окраины Южной Америки. Эта окраина оседала по мере накопления на ней отложений. Некоторые отложения были очень богаты органическими материалами, особенно в среднем меловом периоде (~ 150 миллионов лет назад).

Следующее тектоническое событие плит началось с движения Карибской плиты на восток по отношению к Южно-Американской плите. Произошло их столкновение, в результате чего образовались надвиговые пояса с огромным количеством керогена — органического вещества, из которого получается нефть (сланцевый конгломерат). Отложения эти попали в так называемое "нефтяное окно" (температура около 150 градусов Цельсия), в результате чего происходит пиролиз керогена и сланцевый конгломерат превращается в нефтематеринскую породу, а кероген - в нефть.

Часть нефти мигрировало за сотни километров от места синтеза. Та, которая попала под породы-покрышки испарилась лишь частично, в результате чего получились месторождения вязкой нефти. А та, которой "не повезло" попасть по слой покрышек — превратилась в битум. Битум пропитал песок, в результате чего и появился битумный/битуминозный песок.

Но не только Канада и Венесуэла богаты битумом и битумсодержащими породами. В нашей стране тоже имеются очень интересные структуры. Долгое время считалось, что в России наибольшими запасами битумов обладает хорошо изученный в геологическом строении Татарстан. Собственно, там давно уже ведется добыча битума, наиболее серьёзные объемы добывают на Ашальчинском и Мордово-Кармальсом месторождении.

Но позже были найдены перспективные структуры в Восточной Сибири, на территории Якутии. Здесь выделяются Котуй-Медвежинское, Рассохинское, СилигирМархинское, Восточно-Анабарское, Суханское, Верхнечемедикенское, Куойкско-Далдынское, Хорбусуонско-Кютюнгдинское битумные поля и Оленекское месторождение битумов.

Из перечисленных выше битумных полей коммерческий интерес на настоящий момент могут представлять Силигир-Мархинское поле, а также Оленекское и, в какой-то степени, Верхнечемедикенское месторождения. На том же Силигир-Мархинское поле отложения битума начинаются с глубины 60 метров, что позволяет разрабатывать его карьерным методом. Суммарные запасы битумов Силигир-Мархинского поля на глубину до 100 м оцениваются в 2 млрд. т.

При этом на относительно небольшой глубине х 140–160 м встречена уже капельно-жидкая нефть с плотностью 0,91– 0,92 г/см2 .

Общие прогнозные запасы у восточносибирских структур составляют не менее 5 миллиардов тонн, это, меньше, чем в Татарстане (прогнозные запасы около 10 млрд. тонн), но и изучена эта территория гораздо меньше, чем Татарстан, да и Поволжье в целом. В целом Тунгусский бассейн по предварительным оценкам может содержать не менее 51 миллиарда баррелей нефтяного эквивалента.

Битумные месторождения бывают трех типов: пластовые, жильные и штокверковые. Пластовые представляют собой расположенные близко к земле пласты, во время генезиса которых были нарушены покрышки. Битуминозные пески – это и есть месторождения пластового типа.

Жильные и штокверковые расположены по путям вертикальной миграции углеводородов по местам нарушения пород-покрышек. В отличии от пластовых месторождений, они представляют собой чистый битум, а не его смесь с окружающими породами. Наибольшие крупные жильные тела расположены в Турции.

Часть месторождений вообще выходят на поверхность и образуют интересные структуры — битумные озера, еще известные как смоляные ямы

Например всемирно известное озеро Пич-Лейк на Тринидаде. Или менее известные Охинские на нашем Сахалине.

Теперь давайте рассмотрим, как происходит процесс добычи битума. Если пески лежат неглубоко, то легче и дешевле всего их добывать карьерным способом. Это возможно при условии глубины залегания битумных пластов не выше 75 метров. Такие условия есть в Канаде, севернее городка Мак-Мюррей.

Канадские битумозные пески (tar sands) вышли на поверхность Земли уже в меловом периоде — когда по Земле ещё ходили динозавры. В своём "детстве" они, скорее всего, были обычным песчаником, который содержал в себе достаточно высококачественную нефть. За 60 миллионов лет нефть, конечно, пришла в полную негодность согласно промышленным стандартам, но даже остатки былой роскоши поражают своими размерами.

Они расположены в канадской провинции Альберта, всего там имеется три таких месторождения – крупнейшее в мире Атабаска, а также Пис-Ривер и Колд-Лейк. Общая площадь песков – 141 тысяча квадратных километров, размером с Омскую область. Согласно проведенным геологическим оценкам, месторождение битумозных песков в канадской провинции Альберта содержит около 1,7 трлн. баррелей нефтяного эквивалента. Это примерно в пять раз больше, чем объем нефти крупнейшей в США группы сланцевых месторождений – Баккеновской формации.

На поверхность выходят всего 20% запасов. Остальные 80 лежат на большой глубине, не менее 300 метров и их возможно добывать только шахтным либо скважинным методом, и далеко не всегда это экономически оправданно.

Впервые коммерческую добычу битума начали в 1929 году. Компания Bitumount построила первый заводик у городка Форт-Хиллз на берегу реки Атабаска.

Но по настоящему за дело взялся консорциум Syncrude в 1964 году. Он построил завод по переработке битума и пробурил четыре скважины, в которых была отработана технология циклическая стимуляция паром. Суть ее заключается в том, что в скважину по затрубному пространству подается горячий пар, а по трубам идет добыча расплавленного битума. Все это стоило синдикату 250 миллионов долларов и на тот момент это была самая большая частная инвестиция в Канаде.

В 1967 компания Great Canadian Oil Sands построила завод Suncor Base и начала разрабатывать нефтесодержащие пески открытым методом.

В 1987 году была разработана новая технология парогравитационного дренирования (ПГД) (sagd, steam assisted gravity drainage). Ключевым элементом ПГД является то, что две скважины бурятся горизонтально и должны быть параллельными друг другу (на расстоянии от 5 до 7 метров). Верхняя скважина используется для закачки высокотемпературного пара высокого давления, образуя зону насыщенная водяным паром (паровая камера). По мере того как паровая камера поднимается к верхней части пласта и постепенно расширяется в сторону, тяжелая нефть разжижается и отделяется от песка, сила тяжести заставляет ее стекать в нижнюю (добывающую) скважину, откуда нефть откачивается на поверхность для последующей обработки. Основным преимуществом процесса ПГД является улучшение соотношения пара нефти и высокой конечной добычей (порядка от 60 % до 70 %). Этот метод позволяет значительно увеличить добычу ТН от начальных извлекаемых запасов с большей степенью эффективности, чем с помощью большинства других методов теплового воздействия.

Кроме того, битумные пески добывают и шахтным методом. Более всего в этом преуспела компания Canadian Natural Resources, на счету которой четыре крупнейших шахты в битумных песках.

Но большая часть добытого битума все же приходится на открытые разработки у Форта Мак-Мюррей. При комнатной температуре природные битумы представляют из себя практически твёрдую массу, в случае же канадских месторождений — ещё и перемешанную с песком. Поэтому добыча осуществляется карьерным способом, что остается после нее можно увидеть по этим картинкам. Впрочем, любые карьерные разработки представляют собой грандиозное, но при этом безрадостное зрелище.

Все эти лунные пейзажи до боли напоминают подобные пейзажи на нашем Кузбассе

Будь жители Киселевска (которые просили Трюдо признать их экологическими беженцами лет пять назад) поумнее и пограмотнее, то они бы могли сравнить фото Кузбасса и Форта Мак-Мюррей, чтобы убедиться, как они похожи. Никто не научился добывать карьеры открытым способом и не нарушать природу, даже Джастин Трюдо. Если посмотреть на это безобразие из космоса — то вообще не отличить, где Канада, а где Россия

После сбора песка и перевозки к месту переработки начинается гораздо более сложный и затратный процесс вымывания битума. Существует ва основных способа — термический и химический. Ввиду того, что канадский песок хорошо промыт водой, то в основном применяют термический способ. Для этого его прогревают острым (перегретым) паром. Кстати, это разработка еще советских нефтяников, впервые этот метод был применен на Ярегском месторождении в Коми, где добывают высоковязкую нефть шахтным способом.

Полностью отделить песок от нефти невозможно, поэтому вокруг места переработки появляются гигантские отвалы битуминозного шлама — смеси остатков битума, песка и загрязнённой воды. Использовать повторно воду не удается, так как в ней много нефтепродуктов и оборудование быстро выходит из строя. Этот процесс приводит к тому, что на 1 баррель синтетической нефти производителям приходится тратить от 2,5 до 4 баррелей свежей воды и, попутно, при росте производительности, увеличивать площади отстойников. Еще десять лет назад площадь отстойников занимала 50 квадратных километров, сейчас она стала еще больше.

Как видим, чтобы добывать много итума надо много воды. В Канаде с этим просто, а вот организовать добычу в сухих местах практически невозможно.

В добыче битумов часть есть один дополнительный бонус. Дело в том, что, как правило, битумы имеют большое количество примесей, обычно это сера, оксид ванадия (V) и никеля. При этом их концентрация зачастую сопоставима с содержанием металлов в природных рудах. Так. например, в битумах Поволжья серы может быть до 7,2%, а ванадия и никеля 2000 г/тн и 100 г/тонну соответственно. А в оренбургских асфальтитах ванадия и никеля 6500 г/тн и 640 г/тн. соответственно. Поэтому битумы можно использовать не только как источник альтернативных углеводородов, а как поликомпонентное сырье.

Но самый большой минус — это гигантские энергозатраты. Чтобы получить всего один баррель синтетической нефти из битума тратится порядка 1,5 гигаджоуля энергии. Часть ее берется прямо из попутных технологических газов, а часть закупается у сторонних производителей в виде электроэнергии.

Энергетическая ценность одного барреля конечного продукта (синтетической нефти) — 5,8 гигаджоуля энергии.

Путем простого деления можно подсчитать, что EROEI (соотношение полученной энергии к затраченной на ее производство) получения нефти таким способом составляет всего 3,9. То есть из одного джоуля затраченной энергии получается сырья, из которого можно произвести 3,9 джоуля энергии.

Это очень мало, если учесть, что EROEI того же каменного угля в США порядка 80 (!!!). А EROEI нефти по разным подсчетам от 10 до 30.

Кроме термического способа есть химический способ извлечения битума. Для этого надо промыть песок каким-нибудь растворителем. Обычно для этого используют природный стабильный газовый конденсат или нафту — нефтепродукт, полученный на первой стадии перегонки сырой нефти.

Но канадский битумный песок хорошо промыта нефтью, поэтому этот способ для нее малоэффективен. А вот для венесуэльских песков из Ориноко — идеальный вариант. Только это еще дороже, чем обработка паром.

В Канаде растворители используют для другого. Полученный битум очень тяжел и переводить его можно только в горячем виде. Поэтому чтобы его можно было переводить в простых резервуарах, железнодорожных цистернах или даже гнать по трубопроводу его растворяют. Полученная смесь называется дилбит. После транспортировки дилбит можно разделить на исходные компоненты путем дистилляции, либо использовать без разделения, хотя это дороже, чем сырую нефть

Не надо быть выдающимся финансистом и энергетиком, чтобы понять, что добывать битум из песков для получения синтетической нефти очень затратно. Поэтому объем добычи сильно разница от года к году, максиму приходится на периоды дорогих углеводородов.

Однако, проблема в большей мере состоит в том, что простые к отработке, открытые залежи песков сейчас уже по большей степени вовлечены в отработку (карьерным способом можно извлечь не больше 20% от общих извлекаемых резервов в 170 млрд. баррелей). Поэтому в дальнейшем Канаде (и не только ей) придется переходить к еще боле затратной и сложной скважинной/шахтной добыче.

Что касается других регионов разработки битумных песков, то там все гораздо хуже. В первую очередь речь идет о Венесуэле. Связано это с тем, что отрасль находится в глубоком упадке. причин две — это многолетние ошибки властей, которые только что и делали, как доили нефтяников, в результате чего отрасль была недофинансирована. Вторая — это многочисленные санкции, которые были наложены на эту страну.

Усугубляется ситуация тем, что у Венесуэлы практически нет легких сортов нефти, с помощью которых можно было бы отмыть битум от песка. Раньше она шла из США, в основном сорт Texas light sweet, но после наложения санкций этот канал был перекрыт. Правда венесуэльцы пытаются наладить контакт с таким же подсанкционным Ираном и уже несколько раз приходили танкеры с легкой нефтью и газовым конденсатом, но этих поставок катастрофически мало.

Методы циклической паростимуляции (CSS) и паро-гравитационного дренирования (SAGD) не получили широкого применения в силу высоких капитальных и эксплуатационных затрат, у Венесуэлы просто нет денег на это.

Поэтому латиноамериканцы пошли другим путем, они хотят вновь использовать экспериментальный метод внутрипластового горения. Для этого бурят несколько скважин, через которые подают обогащенный кислородом воздух, углеводороды должны самовоспламениться. Если этого не происходит — то осуществляют поджог либо химическим способом, либо спускают электрические нагреватели. Образуется зона горения, зона подвижной нефти и происходит вытеснение добывающей скважиной, куда спущен насос.

В Венесуэле применение тепловых методов началось с 1966 г. На месторождении Ист-Тиа-Хуана было успешно реализовано внутрипластовое горение, нефтеотдача повысилась до 52,6%.

Но пока дальше построения математических моделей дело не пошло.

Источник.