Наверх

Горячая нефть Яреги

Дата публикации: 15 Марта 2017 Распечатать

Горячая нефть Яреги

Текст: Вадим Оноприюк, Дмитрий Голиков

По прогнозам, объемы добычи нефти на Ярегском месторождении в 2017 году возрастут почти до 2 млн. т в год, еще через несколько лет достигнут 3,5 млн. т. «Транснефть» готова принять увеличенные объемы уникальной нефти.

Свойства ярегской нефти позволяют получать из нее продукты, которые используют в радиотехнической, авиационной и космической промышленности.

Это сверхтяжелая нефть. Она практически не содержит парафинов, но при этом в ней 50% смол. Температура застывания нефти – 10оС. Ее вязкость в сотни раз превышает привычные для нефтяников значения.

Ярегскую нефть - редкую, очень сложную для транспортировки - принимает в трубопроводную систему АО «Транснефть - Север». Поступает она в нефтепровод Уса -Ухта - Ярославль. До сих пор объемы ее перекачки были небольшими - около 500 тыс. т в год. Но теперь добыча вырастет, а это значит, что необходимо модернизировать объекты нефтепровода и увеличить его пропускную способность. На НПС «Ухта-1» планируется построить пункт приема и смешения нефти Ярегского месторождения. Специалисты АО «Гипротрубопровод» приступили к разработке проектной документации.

КЛАСС НЕАVY

Ярегская нефть относится к разряду тяжелых, ее еще называют сверхтяжелой. Она практически не содержит парафинов, но при этом обладает повышенным содержанием смол и высокой вязкостью. Это осложняет как ее добычу, так и транспортировку. Ярегское месторождение - единственное в России, где нефть добывают термошахтным способом. Разогретая паром, она стекает в шахту, откуда под­нимается на поверхность насосами. Температура нефти при этом 20-30 °С. На поверхности она остывает, вязкость увеличивается, и транспортировать ее по трубопроводам на большие расстояния без спецмероприятий невозможно.

ОТ СКВАЖИН К ШАХТАМ

Ярегское месторождение расположено в Ухто-Ижемском нефтегазоносном районе Тимано-Печорского бассейна (Республика Коми) и получило свое название в честь речки Яреги – притока Печоры.

Разрабатывать месторождение начали в 1930-х годах. 3алегает нефть на глубинах от 130 до 300 м в кварцевых песчаниках, образуя сводовую залежь. Изначально ее добывали обычным скважинным и уклонно-скважинным методом, откачивая насосами с верхних горизонтов. Но из-за особых свойств нефти приходилось бурить множество скважин, наращивать объемы горных работ, расширять территории добычи, что в конечном итоге сделало производство убыточным. В 1972 году советские нефтяники впервые в мире применили в промышленных масштабах термошахтный способ добычи. Суть метода заключается в том, что снижение вязкости и повышение текучести нефти достигается за счет разогрева пласта спомощью теплоносителя – насыщенного водяного пара.

В настоящее время в мире на похожих месторождениях эксплуатируются три системы термошахтной разработки: двухгоризонтная, одногоризонтная и подземно-поверхностная. С 2012 года на ярегских промыслах применяется технология парогравитационного воздействия с применением двух горизонтальных скважин. Ее принципы разработаны в Канаде, в мировой практике она носит название SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), или метод термогравитационного дренирования пласта.

-    Раньше мы получали небольшие объемы этой вязкой нефти в смеси с легкими углеводородами Тэбукского месторождения, - рассказывает главный технолог АО «Гипротрубопровод» Леонид Беккер. - Ее дополнительно смешивали с усинской нефтью и в результате добивались необходимого состава, который можно было перекачивать по магистральным трубопроводам. Теперь мы ожидаем поступления в резервуарный парк НПС «Ухта-1» гораздо большего количества ярегской нефти в чистом виде. Чтобы ее принимать, смешивать и транспортировать, нужна основательная технологическая реконструкция объектов станции.

Проект реконструкции НПС «Ухта-1» предусматривает строительство пункта подогрева нефти, трех дополнительных резервуаров, предназначенных специально для ярегских углеводородов, подпорной насосной для подачи нефти из этих резервуаров на узел смешения, фильтров-грязеуловителей и других объектов.

-    Нефть Ярегского месторождения в чистом виде поступит в резервуары, специально оборудованные теплоизоляцией и системой подогрева для поддержания температуры не ниже +50 °С, - поясняет Леонид Беккер. - Далее она должна будет подаваться в пункт смешения (при помощи винтовых насосов, которые необходимо здесь использовать из-за ее высокой вязкости), где соединится с усинской нефтью, которая поступит туда через специально построенный пункт подогрева. Транспортировать смесь будут по нефтепроводу при температуре не выше+40°С.

СЛОЖНАЯ НЕФТЬ

По проекту пункт подогрева нефти (ППН) состоит из пяти теплообменников. Каждый из них - это система труб небольшого диаметра, укрепленная в цилиндрическом ко­жухе. Внутри греющих трубок движется теплоноситель, в межтрубном пространстве - нагреваемая нефть. В качестве теплоносителя используется водный раствор диэтиленгликоля. Для удобства эксплуатации системы предусматривается установка разборных теплообменников, что значительно упрощает процедуру их ремонта.

- Для пункта подогрева нефти установят отдельную котельную, - рассказывает Александр Малинский, директор проекта. - В ее функции входит подача теплоносителя для ППН, обогрев резервуаров с резервным топливом для котельных и емкости для сбора утечек и дренажа. Еще одна аналогичная котельная меньшей мощности предусмотрена для обогрева трех товарных резервуаров с ярегской нефтью, резервуара аварийного запаса топлива и некоторых других объектов, связанных с бытовыми нуждами НПС.

Котельные будут работать на природном газе, но в качестве резервного варианта можно будет использовать нефть или дизельное топливо. Специалистами АО «Гипротрубопровод» продумана защита нефти от перегрева.

Разработанные проектировщиками технологические решения, которые применят на НПС «Ухта-1», позволят осуществлять непрерывный прием нефти Ярегского месторожде­ния как в режиме работы нефтепровода, так и при его остановке и последующем запуске.

Также на станции смонтируют три блока измерения показателей качества нефти (БИК). Они будут в автоматическом режиме непрерывно определять основные параметры нефти: текущую плотность, кинематическую вязкость, температуру, влагосодержание, расход и пр.

- Работать с ярегской нефтью сложно, поэтому еще на стадии проекта мы постарались предусмотреть все сложности и нестандартные ситуации, возможные при ее приеме и транспортировке, - резюмирует заместитель главного инженера АО «Гипротрубопровод» Георгий Матвеев. - Наши инженеры имеют большой опыт, и они сделали все от них зависящее для надежной и безопасной эксплуатации объектов НПС «Ухта-1» и нефтепровода Уса - Ухта -Ярославль.

Реконструкция НПС «Ухта-1» должна завершиться в 2017 году. После окончания работ магистральные трубопроводы ПАО «Транснефть» смогут принять все запланированные нефтяниками объемы тяжелых ярегских углеводородов для их дальнейшей поставки потребителям - на НПЗ и в нефтеналивные терминалы.

ОПЫТ ЕСТЬ

Нефтепровод Уса-Ухта-Ярославль уже реконструировался для увеличения пропускной способности в 2005-2006 годах. В Коми-Печорском регионе добывается тяжелая нефть с большим содержанием парафинов, и поначалу для ее транспортировки использовались депрессорные присадки. Проект модернизации, разработанный в «Гипротрубопроводе», не только повысил производительность нефтепровода, но и усовершенствовал технологию транспортировки тяжелой нефти.

На НПС «Чикшино» был построен первый в системе «Транснефти» пункт подогрева нефти (ППН), что позволило сократить количество дополнительно вводимых в строй НПС. Благо даря новой на тот момент технологии вместо планируемых четырех дополнительных станций на нефтепроводе были построены две - «Печора» и «Таежная», это существенно снизило затраты на реконструкцию.

Конструкция первого ППН предусматривала работу через теплообменники, а не через печи прямого нагрева, что повышало безопасность. Это техническое решение позволило даже зимой доставлять в Ухту тяжелую нефть, причем ее температура не опускалась ниже+17°С. После реконструкции производительность нефтепровода на участке Уса-Ухта превысила 24 млн. т в год.

Читать полностью