Месторождение Кантарелл, Мексика

Комплекс Кантарелл – супергигантское нефтяное месторождение Мексики, находящееся в 80 километрах от побережья полуострова Юкатан в заливе Кампече (согласно классификации нефтяных месторождений, к “супергигантским” или “уникальным” относятся месторождения с запасами более миллиарда тонн или 6,3 миллиардов баррелей нефти). Комплекс включает следующие месторождения: Нооч, Чак, Акаль (являющееся крупнейшим из них), Куц, Иксток и Сиил, и охватывает площадь около 21 тысячи квадратных километров.
1. Геология.
Поскольку природный резервуар Кантарелльской нефти находится на территории Чиксулубского кратера, вероятно, он был образован в результате падения астероида Чиксулуб около 66,5 миллионов лет назад, обрушения карбонатных пород и образования доломитной брекчии (горная порода, сложенная и сцементированная из угловатых обломков размерами более 1 см), сжатие которой происходило вплоть до раннего Миоцена и Плиоцена. В течение долгого времени брекчия спрессовывалась, что привело к образованию верхнеюрских и меловых блоков общей мощностью до 300 метров, залегающих на глубине 2600-3500 метров, которые сформировали “ловушку углеводородов”, то есть часть природного резервуара нефти, способную удерживать скопление углеводородов. Генетически местная нефть относится к верхне-юрской нефтегазоматеринской толще, из которой она мигрировала в миоценовое время в резервуары мела и палеоцена. Нефтеносные отложения залегают на глубинах от 1400 до 4300 метров.
2. Открытие и история производства.
Месторождение было обнаружено в 1976 году после того, как рыбак по имени Рудесиндо Кантарелл Хименес в марте 1971 года заметил нефтяные пятна на воде в заливе Кампече. И уже в 1979 году началось освоение и добыча нефти, достигшие пика к 2004 году. К 1981 году комплекс производил около 1,16 миллиона баррелей в день (180 000 м3/сут). Однако в 1995 году производительность снизилась до 1 миллиона баррелей в день (160 000 м3/сут).
Одной из основных причин высокой эффективности добычи нефти в комплексе Кантарелл было существование гигантского пузырька природного газа, который поддерживал давление в пласте в течение первых 20 лет эксплуатации месторождения. Но когда давление в пласте упало, добывающая компания решила поддерживать его, вводя азот для увеличения окончательного извлечения пласта (что, однако, приводит к снижению качества добываемого газа). Проект по закачке азота начал действовать в 2000 году, что позволило увеличить производительность до 1,9 миллионов баррелей в сутки (300 000 м3/сут) в 2002 году и до пика 2,1 миллионов баррелей в сутки (330 000 м3/сут) в 2003 году.
Нефтедобыча в Кантарелле заняла второе место в мире после месторождения Гавар в Саудовской Аравии, однако, запасы нефти были гораздо меньшие, чем у Гавара, поэтому добыча начала быстро сокращаться во второй половине десятилетия. Так, в июле 2008 года суточная добыча резко снизилась на 36% до 973 668 баррелей в сутки (155 000 м3/сутки), а к январю 2009 года еще на 38% ‒ до 772 000 баррелей в сутки (123 000 м3/сут). В 2010 году на месторождении было добыто около 558 000 баррелей в сутки, что на 19% меньше добычи в 2009 году и на 60% меньше ее пиковой добычи. Производство продолжало снижаться, и в июне 2014 года добыча составляла уже 340 000 баррелей в день.
Таким образом, нефтедобыча в месторождении Кантарелл с каждым годом неуклонно снижается и, согласно последним данным за 2018 год, составляет около 161 000 баррелей в сутки. Снижение производительности нефтедобычи на Кантарелле негативно сказывалось на годовом бюджете Мексики, в связи с чем в настоящее время основные усилия тратятся на развитие новых месторождений, прибыль от которых позволила бы оптимизировать и усовершенствовать нефтедобычу в стремительно истощающихся старых месторождениях.
Рисунок 1. Нефтедобыча в Кантарелле (тыс баррелей/сут. – год).
3. Запасы нефти.
Начальные запасы нефти в месторождении Кантарелл составляют 5,7 миллиардов тонн, занимая 8 место в мире по величине. Из 5,7 миллиардов тонн около 86% приходится на месторождение Акаль. За долгие 40 лет нефтедобычи запасы данного месторождения стремительно истощаются, эффективность добычи снижается, остается все меньше легкодоступного сырья и все больше сложных для разработок и добычи областей месторождения. В некоторых месторождениях снижается чистота и, соответственно, степень извлечения нефти, а следовательно и рентабельность нефтедобычи. Тем не менее, с учетом трудных для добычи областей, запасы Кантарелла весьма значительны и по прогнозам не исчерпаются вплоть до 2050 года.
4. Характеристики нефти.
Плотность нефти данного месторождения – около 0,870-0,934 г/см3, а в месторождении Акаль – 0,919 г/см3, содержание серы порядка 3% (за рубежом нефти классифицируют в основном по плотности и содержанию серы). То есть, за исключением месторождения Иксток в Кантарелле добывают тяжелую нефть с высоким содержанием серы и металлов. Пористость резервуара составляет 8%.
5. Добывающие компании.
Нефтедобычей в месторождении Кантарелл занимается мексиканская государственная нефтегазовая компания Pemex. Компания занимается также месторождениями Чиконтепек и Ку-Малуб-Заап. Согласно Pemex, у Мексики 43,074 миллиарда баррелей нефтяных запасов.
Историю месторождения под руководством Pemex можно условно разделить на три этапа. Первый этап охватывает время от начала эксплуатации до конца 1990-й года. В течение этого периода деятельность Pemex была в основном сосредоточена на добыче нефти независимо от условий спроса и предложения на международной нефти. Следующий этап длится с конца 1990-х годов до пика добычи нефти в 2003 году и характеризуется увеличением инвестиций на осуществление различных стратегий, в том числе использование азота. Последний этап начинается в 2004 году, где, несмотря на выделение инвестиционных ресурсов, добыча начала сокращаться, ввиду потери производительности и эффективности из-за больших сложностей для доступа к нефти.
На протяжении всей жизни Cantarell комплексу не хватало оптимального стратегии управления, добывающая компания была не в состоянии учесть условия спроса и предложения на международном нефтяном рынке. Вместо этого государственное предприятие эксплуатировало ресурсы, не оптимизируя доход, в ответ на то, как мировой рынок предлагал привлекательные цены. 1990-е годы свидетельствовали о худшей корреляции в этом смысле.
В настоящее время за счет инвестиций и эффективных мер по оптимизации добычи и обновлению оборудования, компании удается снижать падение нефтедобычи в месторождении. Внедряя зарубежные технологии, Pemex может как увеличить производство в Кантарелле, так и продлить существование этого месторождения.
Переработка нефти.
Переработка нефти – это трехступенчатый комплекс процессов, которые в общем виде можно разделить на группы:
1) Первичная переработка заключается в очистке сырой нефти от примесей и дальнейшем разделении на фракции с различными температурами кипения;
2) Вторичная переработка состоит в дальнейшей более глубокой переработке сырья после первого этапа за счет химических превращений углеводородов и выделении компонентов товарных нефтепродуктов;
3) На третьем этапе происходит непосредственно товарное производство (смешение продуктов, полученных на втором этапе, с различными добавками и присадками).
1

. Первичная переработка.
При первичной переработке нефти не предполагается каких-либо химических превращений, а происходит её разделение на узкие фракции в соответствии с температурами кипения. Однако прежде чем проводить ректификацию, сырую нефть подвергают очистке от пластовой воды, минеральных солей и механических примесей. В природной сырой нефти обязательно присутствует диспергированная пластовая вода (в широких пределах от 1 до 80-90%) в виде эмульсии. Образованию и стабилизации таких эмульсий способствуют растворенные в нефти компоненты, выступающие природными эмульгаторами (асфальтены, нафтены, смолы), а также мелкие механические примеси (песок, глина, частицы породы, металлов и прочее). Пластовая вода содержит значительное количество хлоридов Na, Mg и Са (с высокой концентрацией даже при наличии всего 1% воды), а также карбонатов, гидрокарбонатов и сульфатов. Помимо снижения качества нефтепродуктов, присутствие воды и солей может негативно сказываться на работе оборудования: большое количество воды в нефтеперегонных установках повышает давление, снижая производительность и увеличивая расход энергии. Солевые отложения в трубах уменьшают коэффициент теплопередачи, а зачастую способствуют коррозии, поскольку хлориды Са и Mg гидролизуются с образованием хлороводорода.
а) Для обезвоживания нефти водно-нефтяную эмульсию разрушают с помощью деэмульгаторов (разлагающих ПАВ), которые, адсорбируясь на границе раздела фаз вода-нефть, способствуют слипанию капель распределенной в нефти воды. Обезвоживание осуществляют на термохимических установках в присутствии деэмульгатора при 50-80°С и атмосферном давлении, либо при 120-160°С и давлении до 1,5 МПа. Схема установки для обезвоживания представлена на рисунке 2.
Рисунок 2. Термохимическая установка обезвоживания нефти.
б) Тем не менее, даже при технологически трудном глубоком обезвоживании нефти (до присутствия воды 0,1-0,3%), остатки содержат больше количество растворенных солей, особенно хлоридов. Поэтому для подготовки нефти к переработке обезвоживания недостаточно. Оставшиеся растворенные соли и воду удаляют при обессоливании, которое заключается в промывании нефти водой (в двухступенчатых установках – дважды), разрушении образовавшейся эмульсии и последующем отделении промывной воды с перешедшими в нее оставшимися солями и механическими примесями. Чаще всего применяют метод электрообессоливания, в ходе которого водно-нефтяная эмульсия разрушается под действием электрического тока: капли воды при попадании в переменное электрическое поле поляризуются и взаимодействуют между собой как крупные диполи. При достаточно близком расстоянии между каплями силы дипольного взаимодействия настолько велики, что происходит их сближение и их коалесценция.
Очистка нефти в двухступенчатых электрообессоливающих установках происходит по такой схеме: на первой ступени сырая нефть подается насосом 13 для нагрева в теплообменник 10, а затем в смеситель 8, в котором происходит смешение с промывной водой и деэмульгатором. Затем в электродегидраторе 1 полученная эмульсия разделяется на водную и нефтяную фазу под действием тока. Частично обессоленная нефть далее поступает на вторую ступень; сначала в смеситель 8' вместе с водой, а затем в виде эмульсии на окончательную очистку в электродегидратор 1'. После этого обезвоженная и обессоленная нефть направляется на дистилляционную установку. Пресная промывная вода насосом 15 подается в теплообменник 10', подогревается до 60-70°С и смешивается с нефтью перед смесителем 8'. Отстоявшаяся в электродегидраторе 1' дренажная вода с помощью клапана 9' подается в емкость 12, откуда с помощью насоса 14' поступает для смешения с нефтью перед 1-й и частично перед 2-й ступенями. Дренажная вода, отстоявшаяся в электродегидраторе 1, через клапан 9 перемещается в отстойник 11, из которого после отстаивания и отделения от эмульгированной нефти отводится частично в канализацию, а часть используется для промывки нефти на 1-й ступени. Нефть, отстоявшаяся в резервуаре 11, смешивается с сырой нефтью на приеме сырьевого насоса 13.
Рисунок 3. Двухступенчатая установка для электрообессоливания нефти.
в) Очищенная от воды и солей нефть далее поступает на установку для ректификации. Перегонка нефти представляет собой ее разделение на отдельные фракции посредством испарения в различных интервалах температур и последующей индивидуальной конденсации паров. Установки для дистилляции нефти традиционно разделяют на: атмосферные трубчатые (процесс под близким к атмосферному давлением, отделяя только фракции, кипящие до 350°С); атмосферно-вакуумные трубчатые (сначала осуществляют процесс, аналогичный атмосферным трубчатым установкам, а затем остаток, кипящий выше 350°С, снова нагревают и при пониженном давлении выделяют фракции, выкипающие до 500-540°С); комбинированные (происходит вторичная дистилляциея на более узкие фракции).
Перегонка при атмосферном давлении нацелена на отбор низкокипящих легколетучих нефтяных фракций (с температурами кипения до 360°С), в зависимости от сортов нефти их выход может составлять от 45 до 60%. Атмосферные трубчатые установки (АТ) могут обеспечивать однократное испарение нефти либо двукратное, а в некоторых предварительно происходит испарение легких фракций в эвапораторе и последующая ректификация остатка. В ректификационных колоннах нефть разделяется на несколько фракций: лёгкую и тяжёлую бензиновые фракции (до 180°С), керосиновую фракцию (160-250°С), дизельную фракцию (до 350°С) и остаток атмосферной перегонки ‒ мазут, который подвергается дальнейшей переработке в установках другого типа. Нагревание происходит у нижней части колонны, завершается в верхней части, а температура от низа к верху уменьшается равномерно. За счет такого градиента температур, в верхней секции колонны отделяется бензиновая фракция, пары фракций керосина и дизеля конденсируются в нижних частях колонны в соответствии с температурами кипения и выводятся, а жидкий мазут откачивают с нижнего отсека колонны. Четкость разделения нефтяных фракций зависит от двух факторов ‒ числа тарелок (контактные устройства), на которых пары контактируют с жидкостью, стекающей им навстречу, и кратностью орошения. В колоннах для атмосферной перегонки используют клапанные и ситчатые с отбойными элементами тарелки. На рисунке 4 представлена схема соответствующей установки: 1 ‒ основная колонна; 2 ‒ отпарные колонны (секции); 3 ‒ тарелка питания; 4 ‒ отбойник; 5 ‒ конденсатор; 6 ‒ холодильник; 7 ‒ емкость орошения; 8 ‒ рабочие тарелки; I ‒ нефть; II ‒ газ; III ‒ бензин; IV ‒ керосин; V, VI ‒ легкое и тяжелое дизельные топлива; VII ‒ газойль; VIII ‒ мазут; IX ‒ вода; Х ‒ водяной пар.
Рисунок 4. Установка атмосферной перегонки нефти.
В ходе вакуумной перегонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) отделяются высококипящие фракции, используемые для дальнейшего производства моторных топлив и масел