Альтернативный проект по добыче и первичной переработке битума

Герберт Mc.Д.M. СУКХУ
Профессор, доктор горного дела, нефти
и минеральных ресурсов, владелец группы компаний Geominex «Инжиниринг», Канада
e-mail: hsukhu@gmail.com

Диляра ЯРАХАНОВА
Доцент, к. т. н., Казанский федеральный университет, Казань, Россия
e-mail: dilyara.yar@mail.ru

Введение

Республика Тринидад и Тобаго (Тринидад) – один из старейших нефтепроизводителей мира, добыча нефти в которой началась еще в 1908 году [1]. В 1913 году первый завод по переработке тяжелой нефти в Пойнт-­Фортине в Тринидаде производил 1 603 тысячи баррелей в один день. Семь десятилетий спустя нефть стала основой экономики страны. Резкий рост цен на нефть в 1973–1974 гг. привел к тому, что «черное золото» стало обеспечивать 90 % всех экспортных поступлений и 60 % общегосударственных доходов бюджета страны. Пик производства нефти в 229,53 тыс. баррелей в сутки был достигнут в 1978 г. [2]. Затем добыча нефти стала резко сокращаться и к 2020 году упала более чем на 75 %, до 56,47 тыс. б/с в сутки, что эквивалентно уровням добычи за период с 1941 по 1950 годы. Экономическая рента, полученная от нефтяного сектора, использовалась для расширения промышленной базы в стране, продвижения общественных и социальных программ и улучшения национальной инфраструктуры в государствах-­рантье [3].
Недавние экономические события резко сократили добычу природного газа и нефти, что привело к резкому спаду в экономике. Последние исследования [4] по Тринидаду подтвердили долгосрочный суверенный кредитный рейтинг страны на уровне BBB-A‑3. «Перспективы включают в себя риски того, что плохие экономические показатели и скромные перспективы роста ВВП не позволят Тринидаду восстановить утраченную в последние годы экономическую устойчивость. Ожидаемая фискальная консолидация Тринидада и его значительные государственные активы будут продолжать поддерживать рейтинг инвестиционного уровня. Но начавшийся ранее спад в отечественном энергетическом секторе, усугубленный пандемией, привёл к тому, что в 2021 году доход на душу населения упал на 19 % по сравнению с тем, что было десять лет назад», – отмечается в сообщении Министерства финансов страны [5]. Министерство энергетики ожидает, что открытие нескольких нефтяных и газовых месторождений в глубоководных блоках у восточного и северного побережья Тринидада, а также доразработка старых месторождений в Центральном и Южном бассейнах может иметь потенциал для повышения национального производства. В декабре 2021 года правительство Тринидада и Тобаго объявило о начале нового раунда торгов на 17 глубоководных морских блоков северного и восточного побережья с использованием закрытых контрактов на добычу, но достаточно ли этого?
Содержание битума в битуминозных песках Тринидада в процентном отношении к добыче ниже, чем у аналогичных месторождений в канадской провинции Альберта, однако качество получаемого сырья значительно лучше [6] (см. рис. 1).

Геология битуминозных месторождений Тринидада

Анализ геологических ресурсов битуминозных песков построен на количественных и качественных данных, которые были получены путем электрокаротажа из более чем 300 нефтяных скважин, пробуренных в районе исследования и данных еще 1750 скважин [6]. Эта работа требует создания структурированной программы бурения и извлечения керна по всей проектной площадке с целью получения важных физических данных для подготовки вертикальных продольных профилей для анализа и принятия решений. Тем не менее, в этом разделе рассматривается предыдущая работа, проделанная на основе доступных опубликованных и неопубликованных отчетов нефтяных компаний, местонахождения собственности на ресурсы, базы данных по открытым разработкам и геологии ресурсов полезных ископаемых, относящиеся к местонахождению битуминозных песков, описания месторождений и оценки запасов. Новые данные и информация, полученные и интерпретированные в период полевых исследований [7], добавлены в этот раздел для полноты картины.
В геологическом отношении Тринидад расположен у северо-­восточного побережья Венесуэлы, с которой он структурно связан в рамках восточного Венесуэльского бассейна [8]. Это подтверждается работой, проделанной на северном хребте Тринидада и на хребте Андского побережья Венесуэлы, который содержит аналогичные свиты меловых и юрских низкосортных метаморфических пород и имеет общую континентальную окраину с Венесуэлой [9, 10]. Континентальная окраина вокруг острова отражает тектонические изменения и истории осадконакопления этого региона. Разлом Эль-­Пилар является крупным активным сквозным разломом, который очерчивает южную границу Северного хребта, по направлению с запада на восток [10, 11]. Х. Альбердинг поддерживает теорию сдвигового образования этого разлома. Он пришел к выводу, что в меловой период полуострова Арайя и Пария в Венесуэле и Северный хребет Тринидада располагались к западу примерно на 475 километров. Х. Мец [12] хоть и поддерживает теорию сдвига, но оценивает это движение примерно в 10–15 км или меньше.
Нетрадиционные ресурсы битуминозного песка Тринидада были сформированы из нефти, которая мигрировала вверх из материнских пород в различные резервуары, связанные с просачиванием нефти на поверхность. Пути миграции или каналы были созданы из сочетания геологической структуры, пористости и проницаемости песка, которые позволили битуминозным пескам подниматься на поверхность земли или вблизи неё. Эти нефти, подвергшиеся испарению и биодеградации, впитались во вмещающую породу с образованием битуминозных песков. Выходы смолы послужили поводом для первоначальной разведки и добычи выходов нефти в Южном бассейне Тринидада [13]. Махарадж и Сукху (1995) [14] исследовали технологии разработки битуминозных песков Тринидада. Работа, проделанная для определения ресурса, подсчёта оценок запасов и определения эксплуатации более мелких участков с помощью открытой разработки и первичной очистки, была предпринята и описана Сукху еще в 1993 году [15]. Лабораторные анализы образцов битуминозного песка были выполнены для оценки технологичности путем экстракционной, термической и водной экстракции. В статье будет упоминаться только информация о процессе термической экстракции.
Эти свой­ства ресурсов содержат типичную для Южного бассейна стратиграфическую последовательность, простирающуюся от отложений верхнего миоцена до плиоцена, содержащих залежи тяжелой и сверхтяжелой нефти в пределах плиоценовой формации Морн Л’Энфер. Отложения битуминозного песка, обнажающиеся в полосе простирания с востока на запад в северной части блоков PL и E, содержат циклические последовательности мелких песков, илов и глин мощностью 122 и 183 метра (400 и 600 футов). Залежь падает под углом 7,0° на юго-запад до максимальной глубины 213 метров (700 футов). Породы на месторождении были идентифицированы по петрографическим исследованиям кернового материала, а также по поверхностным и неглубоким пробным образцам из шурфов. Морлей и Сукху (2012) [15] сообщили, что было пробурено 19 керновых скважин, что составляет 2842,5 метра общей проходки с извлечением 2712,3 метра керна на блоке площадью 7900 акров. Керны, извлеченные из ПВХ-труб, взятые из колонкового бура, были разрезаны на 1,5 метра по длине, закрыты крышками, упакованы в сухой лед, помещены в рефрижератор и отправлены в лабораторию в Калгари. Анализ Дина-­Старка подтвердил чистую среднюю толщину 62 метра, содержащую более 7 % битума со средней взвешенной концентрацией 10,9 %. Обнадеживающие результаты этих испытаний указывают на потенциальную возможность достижения эффективного процесса добычи, что подтверждает работу, ранее проделанную на этом месторождении. Сравнение данных керна и данных электрического каротажа из битуминозных песков Тринидада и Альберты позволяет сделать вывод о том, что, несмотря на сходные по содержанию характеристики, нефтенасыщенные толщины Тринидада в среднем имеют вдвое большую толщину и включают несколько больший процент толщины пустой породы.
Г. Сукху (1993, 2015) [11, 15] изучил условия на месторождениях Антильес-­Вэссини, Гуапоу и Пэррилэндс D. Пять единиц A, B, C, D и E были идентифицированы как принадлежащие формации Нижний Морн Л’Энфер, средняя мощность которого составляет 448 футов. Пачка А (толщиной 102 фута) содержит как регрессивные, так и трансгрессивные толщи осадконакопления, которые достигают высшей точки в песке толщиной 12 футов. Этот песок идентифицируется в большинстве разрезов по всему поперечному сечению. Пачка B повторяется в своем цикле осадконакопления, но имеет меньшую толщину (44 фута) и состоит из семи футов чистых песков. Пачка C (143 фута толщиной) представляет собой самую мощную залежь в дельтовой толще. На пачке D (толщиной 80 футов) отложений песка сравнительно меньше (9 футов). Эти пески значительно увеличиваются (37 футов) в блоке E (толщиной 79 футов), где последовательность останавливается и перекрывается илистыми отложениями партии 7 ил (толщиной 66 футов). Хиггинс (1958) [16] определил устричный слой, лежащий над партией 7 ил, который выходит на поверхности в месторождение Антильес-­Вэссини, подтверждая изменение окружающей среды на морское мелководье (см. рис. 2).

Оценка запасов

Были изучены поверхностные запасы до среднего уровня моря. Места обнажения были определены для выбранных каротажных диаграмм электрических скважин, которые вскрыли поверхностные/подповерхностные выходы битуминозных песков на основном хребте залежи (см. рис. 3).

Предыдущие оценки минеральных ресурсов были основаны на пороговом удельном сопротивлении 5 Ом, использованном Сукху (1993) [13], Махараджем и Сукху (1995) [14]. Морлей и Сукху (2012) [19] использовали в своем исследовании удельное сопротивление битуминозного песка 12 Ом, основанное на визуальном осмотре и сравнении керна и соответствующем удельном сопротивлении каротажных диаграмм для буровых скважин. Последнее было использовано Косгроувом (1985) [17] для отделения чистого песка отличного качества от илистых песков с запасами 0,3 млрд баррелей. Сумад и др. [18] проводили работы в 1990 году на участках Пэррилэндс PL и E с использованием чистого отсечения нефтеносного песка 6 Ом вместе с насыщением битума предложили общую оценку в 0,631 млрд баррелей. Махарадж и Сукху (1995) [14] сообщили об экономических запасах порядка 0,95 млрд баррелей, а с использованием скважин и каротажа бурильщиков выявили более чем 2 млрд баррелей битума из дополнительных поверхностных и приповерхностных месторождений для месторождений Форэст Ризэв, Пэррилэндс, Гуапоу и Антильес-­Вэссини. Западные нефтеносные пески (WOS) сообщили о наличии 3 диапазонов нефтенасыщенности (So) 55, 65 и 75 % и средней пористостью (Ф) 37 %, которая использовалась для определения исходного битума на месте.
Данные о пористости и насыщенности репрезентативных образцов Западных нефтеносных песков (WOS) использовались для определения объемных оценок запасов битума на месторождении Паррилендс/Антильские острова – Вессиньи/Гуапо. В данном исследовании для определения доказанных запасов применялась модель SPE/WPC/AAPG/SPEE, а также система управления нефтяными ресурсами (PRMS), а не канадская классификация горнодобывающей промышленности CIM NI 43–101. Метод нефтенасыщенности (правило трапеций) использовался вместе с процентным содержанием. Запасы были оценены в размере 2,9 млрд баррелей при содержании битума 10–12 % с извлекаемым объемом 1,5 млрд баррелей (см. рис. 4).

В то время, как извлекаемые геологические запасы битума имеют решающее значение, необходимо уделить внимание нижележащим формациям, разрабатываемым на глубине 1500 футов. Операторы, работающие на этих участках, добывают примерно 1,33 млн баррелей в сутки битума плотностью < 190API из 134 скважин с применением пара (9,92 баррелей в сутки на скважину), что составляет 4,4 % возможной добычи. Однако извлекаемые запасы подсчитываются на основе проектной добычи и составляют порядка 274 и 456 млн баррелей. Эти объемы составляют 18,27 и 30,4 % геологических запасов соответственно.

Испытание материалов

Для изучения технологических характеристик битуминозного песка и возможности его обработки в промышленных масштабах были сделаны специальные испытания материалов. Нижеприведённые тесты описываются следующим образом:
Эксперимент Дина-­Старка для предварительной оценки запасов является отраслевым стандартом. В рамках него используют экстракцию растворителем для определения содержания нефти, воды и твердых веществ в битуминозном песке. Всего было проведено девять опытов, по одному на каждом образце.
Эксперименты периодического пиролиза, которые имитируют условия процесса предварительного нагрева и пиролиза термической реторты. Всего было проанализировано 19 образцов исходного материала нефтяного сырья.
Эксперименты по сжиганию с периодической подачей топлива, моделирующие условия горения в зоне процесса термической реторты. Всего было проведено три испытания, по одному на закоксованных твердых продуктах из образцов X, Y и Z.
Аналитическая характеристика исходного материала нефтяного сырья и продуктов серийных испытаний процесса термической реторты.

Характеристика неочищенного сырья

В рамках эксперимента Дина-­Старка была проведена серия опытов по извлечению материала. Из каждой из 9 основных проб (6 ведер и 3 бочки) была подготовлена репрезентативная подпроба для испытаний на экстракцию растворителем и для определения содержания нефти, воды и твёрдых веществ в каждой пробе. Результаты показывают, что все три образца были одинаковыми.
Выход нефти варьировался от 11,94 % в образце А до 10,87 % в образце С при среднем значении 11,32 %.
Содержание влаги варьировалось от 6,34 % в образце B до 3,76 % в образце C при среднем значении 5,04 %.
Как подтвердили физические наблюдения, образец C имел самое высокое содержание твердых веществ (золы). При расчете среднего количества сырья в пересчете на сухое вещество выход нефти составил 11,84 %, а содержание твердых веществ – 87,49 %.
Эти образцы показали большие различия в составе компонентов, выход нефти варьировался от 15,28 % в образце 1 до 5,19 % в образце 3 при среднем значении 10,49 %, содержание твердых веществ варьировалось аналогичным образом.
Содержание влаги было значительно ниже, чем в объёмных образцах, что свидетельствует о значительном высыхании, особенно в образцах керна 4–6. Признаки насыщенных битуминозных песков отмечены в пробе 1 (вблизи Скважины Е‑97) в количестве 15,28 % и в пробе 4 (Скважина 13) в количестве 13,35 %.

Серия опытов пиролиза

В общей сложности на битуминозных песках было проведено 19 испытаний периодического пиролиза. Для каждого образца А, В и С был выполнен набор из четырех или более циклов. Они включали три цикла в горячем состоянии при начальных температурах около 750, 900 и 100°F и цикл с линейным изменением температуры. При линейном прогоне испытание начинается в условиях окружающей среды, и температура медленно повышается до уровня завершения испытания. Запуски рампы позволяют исследовать скорость добычи газа и жидкости в зависимости от температуры. Эти прогоны заметно более продолжительны, чем горячие прогоны. Для каждого образца из ведра был проведен один горячий прогон при температуре 1100°F.
Результаты испытаний периодического пиролиза сыпучих образцов A, B и C показывают следующее: выход нефти колебался от низкого уровня 91,20 л/т на образце C до высокого 113,1 л/т на образце B. Это хорошее совпадение выходов нефти из каждой пробы. Для каждого набора проб образец A в среднем составил 106,75 л/т в четырех прогонах, образец B в среднем составил 103,04 л/т в пяти прогонах, а образец C составил в среднем 99,45 л/т в четырех прогонах.
Общий средний выход нефти составил 103,08 л/т. Результаты выхода нефти отражаются на количестве органики в пропитанных песках, чем выше органика – тем выше выход. Общий массовый баланс был особенно хорошим, в среднем 99,21 % для тринадцати образцов.
Распределение углеводородов, образующихся при пиролизе, показывает в среднем 1,71 % CO+CO2, 7,43 % газа C3&-, 77,72 % нефти C4&+ и 13,20 % кокса. Наилучшие выходы масла C4&+ наблюдались при горячих прогонах при температуре от 900°F до 1100°F. Плотность добываемой нефти по API варьировалась от 15,92° до 20,93°, при среднем значении 19,36°.
Результаты серийного испытания образцов A, B и C были очень стабильными и хорошо коррелировали с результатами предыдущей программы испытаний. Были получены результаты периодического пиролиза для 6 образцов. Для целей сравнения все прогоны проводились при температуре 1100°F. Из-за больших различий в органическом составе исходного материала сырья между образцами наблюдались большие различия в выходе нефти. Самый высокий выход был получен из образца 1 (139,8 л/т), а самый низкий выход был получен из образца 3 (29 л/т). За исключением образца 3, выход нефти из ведра образца был сравним или лучше, чем для объемных образцов. Образец 1 и образец B были взяты из одной и той же зоны (зона C) в непосредственной близости друг от друга и, соответственно, имели самые высокие выходы нефти в своих перспективных группах. За исключением образца 3, плотностьoAPI, RCR и массовый баланс образцов из ведра были очень похожи на таковые для объемных образцов A, B и C.
Энергоносителями в процессе термической реторты из битуминозного песка, помимо нефти С4&+, являются неконденсирующийся газ и кокс. Они представляют собой часть (26 %) органических веществ исходного битуминозного песка, и их потенциальное использование в качестве источника тепла для поддержания требований к нагреву процесса термической реторты является значительным. В усредненном случае суммарный углеводородный продукт составил 12,47 % сухого сырья. Из этого количества 26 % приходилось на неконденсируемый газ и кокс. Энергоемкость этих ресурсов составляет около 0,55 миллиона БТЕ/тонну (британских термальных единиц/метрическую тонну) для каждой части газа и кокса. Ожидается, что потребность в энергии для процесса составит около 1,1 миллиона БТЕ/тонну. Это указывает на то, что добыча нефти в процессе термической реторты должна быть энергонезависимой во время нормальной работы.
Негорючий газ (C3&-), образующийся при пиролизе, варьировался от 10,89 Вт до 10,89 Вт% от общего количества добытых углеводородов, до минимума 5,48 мас.%. Общее среднее значение для всех прогонов составило 8,23 Вт% от общего количества углеводородов. Комбинированный CO + CO в среднем составляет 2,24 Вт% добытых углеводородов. Что касается среднего состава неконденсируемых газов, С1-С3 состоял из 57 % метана (С1), 16 % этана (С2), 11 % этилена (С2-), 6 % бутана (С3) и менее 1 % (C3- &+) газ. Сероводород (H2S) не был обнаружен.
Испытание прекращают, когда образование газов завершено, т. е. когда весь кокс сожжен. Было отмечено, что углерод на отработанных твердых веществах легко сгорает в ходе испытания на горение. Сгоревшие твердые частицы представляли собой мелкозернистый, однородно отсортированный песок, напоминающий исключительно мелкий пляжный песок (см. рис. 5).

Выводы

Оценка технологии процесса термической реторты даёт операторам возможность существенно уменьшить общее воздействие проекта по сравнению с технологиями извлечения с помощью горячей воды. Процесс термической реторты представляет собой систему прямого ретортирования, которая одновременно извлекает и первично перерабатывает битум. Новизной данной работы и ключевой особенностью технологии процесса чистой термической реторты является то, что она производит сухие отработанные твёрдые частицы, не содержащие углеводородов, которые обычно подходят для прямой закладки обратно в выработку. Это полностью исключает мокрые хвостохранилища и снижает водопотребление по проекту. К тому же это позволяет на раннем этапе освоения начать рекультивацию выработки и лесовосстановление, в результате чего площадь активной зоны работ может быть сведена к минимуму. Это исследование представляет реализацию нового направления энергетики в добыче полезных ископаемых для извлечения дополнительной сырой нефти и битума. Однако более детальная работа должна быть проведена, когда будет принято решение об использовании выбранной технологии. Учитывая доступность данных, можно говорить о рентабельности такого способа производства. Одновременно проект можно назвать наиболее экологически устойчивым по сравнению с аналогичными методами разработки различных битуминозных месторождений.

Мы благодарим г-жу Кейшу Л. М. Уиттакер, геолога и инженера-­геотехника, за ее тщательный обзор и идеи, содержащиеся в рукописи.