НЕТРАДИЦИОННЫЕ ВИДЫ И ИСТОЧНИКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ. Нетрадиционные виды нефти


Нетрадиционные углеводороды

  

Месторождения, из которых нефть буквально бьет ключом, давно открыты. Теперь приходится разрабатывать нетрадиционные источники: пески, сланцы, тяжелые нефти. О технологиях, которые потребуются для освоения новых месторождений, рассказывает химик Михаил Спасенных, руководитель магистерской программы Сколтеха «Нефтегазовое дело». ПостНаука и Сколковский институт науки и технологий представляют курс «Наука нефти», посвященный современным технологиям добычи углеводородов.

Почему тема добычи нетрадиционных углеводородов важна для нефтегазовой индустрии? Нефть и газ относятся к исчерпаемым запасам углеводородов. Добывая их, мы уменьшаем запасы углеводородов в недрах земли. Со временем добыча нефти сокращается из-за этого. Существуют различные прогнозы, которые показывают, что примерно за 20 лет добыча углеводородов, прежде всего нефти, сократится в два раза. Чтобы страна производила такое же количество углеводородов, как сейчас, необходимо компенсировать падение добычи из традиционных месторождений нефти и газа.

Для этого есть несколько опций. Во-первых, необходимо увеличивать коэффициент извлечения нефти, чтобы добывать больше нефти из традиционных месторождений. И здесь есть очень много резервов. Конечно, нужно идти в новые регионы и прежде всего на арктический шельф. Но одна из главных опций, которая есть для нефтегазовой индустрии России, — это добыча нетрадиционных запасов углеводородов.

Традиционные запасы нефти в России составляют примерно 6% от общемировых. Россия занимает место в конце первой десятки стран, обладающих ресурсами углеводородов. Что касается нетрадиционных запасов, то с Россией здесь нельзя никого поставить рядом. Запасы нетрадиционных углеводородов в нашей стране очень велики. Таких формаций, как баженовская свита, нет больше ни в одной стране мира. Кроме баженовской свиты в России есть еще и доманиковая и другие свиты, которые содержат нетрадиционные запасы углеводородов.

Когда употребляют термин «нетрадиционные углеводороды» или «нетрадиционные коллекторы», имеют в виду сланцевую нефть и сланцевый газ. Данные термины тоже не вполне точны, потому что речь идет на самом деле о нефтематеринских породах. А нефтематеринские породы, как следует из их названия, — это пласты, которым мы обязаны процессом генерации нефти и газа. Изначально эти пласты были донными морскими или озерными отложениями и содержали в себе очень большое количество органического вещества. В ходе геологической истории эти пласты погрузились на большую глубину, два-три километра, где температуры достигают 100–200 градусов. И органическое вещество при этих условиях претерпевает изменения и постепенно превращается в нефть и газ. Нефть и газ мигрируют по разрезу — как правило, вверх — и скапливаются в пластах коллекторов, в таких структурных ловушках. И этим пластам-коллекторам, структурным ловушкам мы обязаны формированием традиционных запасов углеводородов. Сейчас добыча идет как раз из таких месторождений.

А с нетрадиционными запасами мы связываем те углеводороды, которые не вышли из нефтематеринских пород, а остались внутри нефтематеринских пластов, и их достаточно много. С добычей нефти и газа из таких пород мы связываем возможное увеличение добычи нефти в нашей стране, для того чтобы компенсировать падение добычи из традиционных месторождений углеводородов.

Проблема разведки и добычи таких месторождений состоит в том, что свойства пород традиционных и нетрадиционных коллекторов очень сильно различаются по всем параметрам, прежде всего по составу. Отличие нефтематеринских пород в том, что значительную долю в них составляет органическое вещество кероген, которое, претерпевая изменения в пластовых условиях, обеспечивает процессы генерации нефти. Керогена в породах может быть довольно много — от нескольких массовых процентов до 20–30%. А если говорить об объемных процентах, то керогена может быть до 60% и больше. И конечно, кероген по своим свойствам очень сильно отличается от минералов, из которых состоят традиционные пласты. 

Еще более важное различие с точки зрения разведки и добычи углеводородов — это различия традиционных и нетрадиционных коллекторов по пористости и проницаемости. Особенно важна проницаемость, поскольку именно она показывает, насколько реальна добыча углеводородов из порового пространства пород коллекторов. Чем выше проницаемость, тем проще добывать углеводороды из порового пространства. А пористость и проницаемость нефтематеринских пород настолько низкая, что очень сложно даже измерить проницаемость таких пород традиционными физическими методами, которые были разработаны для характеризации традиционных коллекторов. Чтобы описать эти породы, понять, как они устроены, нужны специальные методы исследований.

Очень важно исследовать геохимические особенности нефтематеринских пород. Вообще говоря, нефтеразработчиков обычно мало интересуют химические свойства органического вещества — их больше интересуют физические свойства, такие как плотность и вязкость. А когда мы говорим про нефтематеринские породы, очень важно понять химический состав керогена и другого органического вещества в данных породах, поскольку кероген может быть очень разный. Мы изучаем прежде всего его зрелость и генерационную способность, которая связана со зрелостью. Эти понятия характеризуют, сколько кероген уже отдал нефти от того количества, которое он может отдать. Когда мы говорим о зрелом керогене, мы имеем в виду, что он уже преобразовался в нефть, а эта нефть находится в нефтематеринском пласте или частично ушла из него. В таких случаях мы можем говорить только о добыче нефти, которая находится в пустотном пространстве пород коллекторов.

Если мы говорим о незрелом керогене, это означает, что этот кероген еще содержит в себе большой генерационный потенциал. Воздействуя на такие породы теплом, повышая температуру, мы можем стимулировать образование нефти из керогена в техногенных условиях. Геохимический комплекс исследований имеет первостепенное значение при изучении нетрадиционных коллекторов.

Очень важно также характеризовать пустотные пространства коллекторов, поскольку именно там находятся те углеводороды, которые мы можем добывать. В традиционных коллекторах поры достаточно большие — от доли миллиметра до миллиметра и иногда больше. А в нетрадиционных коллекторах характерные размеры пор существенно меньше. Очень часто они измеряются нанометрами, десятками нанометров. Увидеть под микроскопом такие поры и охарактеризовать это пространство практически невозможно. Здесь необходимо применять другие методы, которые редко применяются для традиционных коллекторов. Это рентгеновская томография, которая позволяет увидеть пустотные пространства пород. Во многих случаях этого недостаточно, поскольку разрешающая способность этого метода примерно один микрон, а поры внутри зерен керогена могут быть в нанометровом диапазоне. Поэтому нужно идти глубже и применять методы электронно-ионной микроскопии, чтобы описать пустотное пространство внутри зерен керогена.

Мы имеем оборудование, которое позволяет измерять пористость и проницаемость пористых, но почти непроницаемых нетрадиционных коллекторов. Для этой цели есть нанопермеаметры различного типа. У нас есть ЯМР-спектрометр, который позволяет характеризовать пустотные пространства и насыщенность нетрадиционных коллекторов, то есть определять, сколько в них находится нефти и остаточной воды. У нас есть приборы для проведения полного спектра геохимических исследований. Очень важны пиролитические методы, пиролизер, который позволяет определить, сколько углеводородов находится в породе, сколько керогена, какая его часть и при каких условиях, с какой скоростью может быть преобразована в жидкие и газообразные углеводороды. У нас есть очень мощный прибор — это сочетание пиролизера, двумерной хроматографии и времяпролетного масс-спектрометра, который позволяет определить состав жидких и газовых компонентов, находящихся в породе, и продукты термического разложения керогена.

Проведя такой комплекс исследований, мы обладаем полным набором данных, чтобы понять, с каким органическим веществом мы имеем дело. А имея эту информацию, мы можем предложить методы геофизического исследования скважин и интерпретации скважинных исследований, чтобы определить, какие интервалы в данных пластах нефтематеринских пород являются продуктивными и какие можно разрабатывать. А также, имея этот комплекс методов, мы можем планировать разработку данных месторождений. Например, если мы имеем дело со зрелым органическим веществом, то нефть находится в составе пласта, и нужна технология, которая называется многостадийный ГРП — гидроразрыв пласта на горизонтальных скважинах. В ходе него бурится горизонтальная скважина и проводится операция ГРП, которая создает сеть искусственных трещин. Это облегчает сбор углеводородов, которые находятся в пласте, в добывающую скважину. Также мы думаем над тем, как применять другие методы, когда речь идет о незрелом органическом веществе, на которое можно подействовать теплом, искусственно генерировать образование углеводородов в пласте.

Таким образом, проводя наши исследования, мы готовим технологическую базу для новых технологий разведки и добычи нетрадиционных углеводородов, которые уже сейчас необходимы нефтегазовой индустрии и будут все больше необходимы в будущем.

sk.ru

НЕТРАДИЦИОННЫЕ ВИДЫ И ИСТОЧНИКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ — КиберПедия

Ресурсы УВ в недрах огромны, но лишь малая их часть, относимая к традиционным, изучается. За пределами исследований, поиска и освоения остается резерв ресурсов нетрадиционного УВ сырья, по объему на 2-3 порядка превышающий традиционный, но все еще мало изученный. Так, ресурсы метана в гидратном состоянии, рассеянного только в донных отложениях Мирового Океана и шельфов на два порядка (в нефтяном эквиваленте) превышают традиционные ресурсы УВ. Около 8-104 млрд. т н. э. метана содержатся в водорастворенных газах подземной гидросферы, причем только в зоне учета ресурсов УВ - до глубин 7 км. Огромны объемы практически разведанных ресурсов нефтяных песков - до 800 млрд. т н. э. в отдельных регионах мира - Канада, Венесуэла, США и другие [].

В отличие от подвижной в недрах, традиционной части ресурсов нефти и газа, извлекаемых современными технологиями, нетрадиционные ресурсы плохо подвижны или неподвижны в пластовых условиях недр. Для их освоения нужны новые технологии и технические средства, увеличивающие себестоимость их поиска, добычи, транспорта, переработки и утилизации. Не все виды нетрадиционного сырья ныне технологически и экономически доступны к промышленному освоению, но в энергодефицитных регионах, а также в бассейнах с истощенными добычей запасами и развитой инфраструктурой отдельные виды нетрадиционного сырья могут стать основой современного эффективного топливно-энергетического обеспечения.

Основной прирост традиционных запасов нефти и газа в мире и, особенно, в России идет ныне на территориях с экстремальными условиями освоения - Арктика, шельфы, удаленные от потребителей географо-климатически неблагоприятные регионы и другое. Затраты на их освоение столь велики, что, в период перехода на новые сырьевые базы, освоение нетрадиционных резервов сырья, окажется не только неизбежным, но и конкурентноспособным [].

Важность всестороннего и своевременного изучения нетрадиционных ресурсов УВ особенно очевидна, если учесть, что более половины всех учтенных, в качестве традиционных, запасов нефти в России, представлены их нетрадиционными видами и источниками. Следовательно, нельзя считать корректным тот уровень обеспеченности запасами нефтедобычи в России, который ныне рассматривается на основе суммы традиционных и нетрадиционных запасов, поскольку значительные их объемы не отвечают условиям рентабельного освоения.

Любая нефтегазоносная провинция в ходе освоения подходит к стадии истощения. Своевременная подготовка к разработке дополнительных резервов в виде нетрадиционных источников УВ позволит длительное время поддерживать уровень добычи с рентабельными экономическими показателями. В настоящее время степень выработанности большинства крупных разрабатываемых месторождений в России, в основном, превышает 60% и, примерно 43% общей добычи осуществляется из крупных месторождений со степенью выработанности 60-95%. Современная добыча нефти в России ведется в регионах с высокой степенью истощения запасов. Переход на освоение новых сырьевых баз в арктических и восточных акваториях, требует резерва времени и сверхнормативных капитальных затрат, к которым экономика России ныне не готова. Одновременно во всех НГБ, даже с глубоко истощенными запасами, имеются значительные резервы нетрадиционных ресурсов УВ, рациональное и своевременное освоение которых позволит поддержать уровень добычи. Достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение нетрадиционных видов и источников УВ, со стоимостью эквивалентной стоимости сырья на мировом рынке [].

Исследования ВНИГРИ показали значительные резервы ресурсов нефти и газа в нетрадиционных ис­точниках и резервуарах. Их изучение и освоение позволит заполнить ту неизбежную паузу в обеспечении нефте-, а затем и газодобычи, которая неизбежно возникнет до ввода в освоение новых сырьевых баз в экстре­мальных по условиям освоения регионах. В перспективе нетрадиционные источники и виды УВ станут основой их сырьевой базы ( см. «Сланцевый газ»). В настоящее время объемы добычи нетрадиционных УВ не превышают 10% от их общемировой добычи. Прогнозируется, что к 2060 г. они будут обеспечивать более поло­вины всей добычи УВ [].

В настоящее время первоочередными для освоения нам представляются следующие виды и источники нетрадиционного углеводородного сырья:

1. Тяжелые нефти;

2.Горючие «черные» сланцы;

3.Низкопроницаемые продуктивные коллекторы и сложные нетрадиционные резервуары;

Газы угольных бассейнов.

 

Тяжелые нефти

 

Тяжелые (ρ>0,904 г/см3) вязкие и высоковязкие (>30 мПа-с) нефти занимают особое место среди нетрадиционных источников УВ. Скопления их наиболее хорошо изучены методами нефтегазовой геологии вплоть до эксплуатационного бурения и промышленной разработки, а запасы во многих залежах оценены по высоким (A+B+C1) категориям. Промышленные запасы тяжелых нефтей (ТН), достигающие в сумме нескольких млрд. т, выявлены во всех основных НГП Российской Федерации с падающей добычей нефти - Тимано-Печорской (16,6% от общих запасов), Волго-Уральской (26%) и Западно-Сибирской (54%). Значительные запасы (3%) имеются также в районах Северного Предкавказья и Сахалина. Существенны и общие ресурсы (запасы + прогнозные ресурсы) ТН в этих регионах, достигающие нескольких десятков млрд. т. [].

Всего в России в настоящее время открыто 480 месторождений ТН, из которых по величине запасов 1 уникальное (Русское в Западной Сибири), 5 крупнейших, 4 крупных, остальные - средние и мелкие.

Месторождения расположены в широком диапазоне глубин - от 180 до 3900 м. Температура в их пределах составляет 6-65°С, пластовое давление - 1,1-35 МПа. Большинство месторождений приурочено к антиклинальным структурам. Как правило, они многопластовые. Высота залежей - от нескольких метров до первых сотен метров.

Как и для обычных нефтей, характерна высокая степень концентрации запасов в крупных и крупнейших месторождениях. В них, в Западно-Сибирской НГП сосредоточено 90,5% запасов ТН этой провинции, Тимано-Печорской -70,5%. Волго-Уральской - 31,9%, в Северном Предкавказье - 52%, на Сахалине - 38%. Подобная закономерность характерна и для всей РФ - 72%. Основные запасы ТН сосредоточены на глубинах менее 1,5 км в 1-2 залежах крупных и крупнейших месторождений. Подобная асимметрия вызвана развитием исключительно терригенных коллекторов в Западной Сибири и Сахалинской области. В остальных НГП коллекторы - терригенные и карбонатные, и запасы распределены в них примерно поровну [].

В фазовом отношении большинство залежей ТН являются чисто нефтяными. Исключение представляет Западная Сибирь, где почти все залежи (около 90% запасов) относятся к категории нефтегазовых или газовых с нефтяной оторочкой. В газе наиболее погруженных залежей отмечается присутствие конденсата, в то время как газ менее глубоких залежей преимущественно метановый "сухой".

Степень освоения месторождений ТН наиболее высокая в Краснодарском крае и Сахалинской области, где накопленная добыча ТН составляет 66-72% извлекаемых запасов. Соответственно, накопленная добыча по месторождениям Волго-Уральской НГП - 22%, Тимано-Печорской НГП - 15%, Западно-Сибирской НГП — 3%. Максимальная освоенность отмечается в тех регионах, где больше всего выработаны запасы легких и менее вязких нефтей [].

Качество запасов ТН в целом таково, что они могут эффективно осваиваться при современном уровне технологий их добычи [Егор Арч Степ Норвегия].

В первую очередь это относится к относительно легким нефтям с плотностью до 0,934 г/см и вязкостью до 30-50 мПа-с. Но не менее перспективны и более тяжелые и вязкие нефти.

Экономический эффект использования ТН будет определяться не только стоимостью освоения месторождений, добычи и транспортировки нефти, но и качеством самих нефтей и глубиной их промышленной переработки, в том числе переработки на месте получения. Чем глубже переработка, тем шире спектр получаемых продуктов и меньше величина отходов, используемых обычно как котельное топливо. ТН - комплексное полезное ископаемое. Только из этих нефтей получают продукты со специфическими свойствами, такие, как различные высококачественные масла и как нефтяной кокс, используемый в цветной металлургии и атомной промышленности, а также сырье для нефтехимических производств. Из них возможно извлечение в промышленных масштабах ванадия, никеля и других металлов. И все это при том, что из ТН может быть получен весь набор продуктов, ти­пичных для обычных нефтей.

Анализ распространения ТН, их запасов и качества запасов позволил наметить основные объекты для освоения и оценить возможный уровень добычи ТН [].

В Тимано-Печорской НГП основные запасы TH сосредоточены в Тиманской, Печоро-Колвинской, Хорейверской и Варандей-Адзьвинской нефтегазоносных областях. Продолжается освоение крупных по извлекаемым запасам ТН Усинского и Ярегского месторождений.

В Волго-Уральской НГП основные запасы ТН сосредоточены в Верхнекамской, Южно-Татарской и Мелекесской НО.

В Западно-Сибирской НГП основные запасы ТН сосредоточены в Пур-Тазовской, Надым-Пурской и Среднеобской ИГО. Качество запасов этих НГО различно. В Среднеобской НГО развиты в нефтяных оторочках ТН с низкой вязкостью, а их месторождения (Федоровское, Лянторское, Вачимское, Быстринское) разрабаты­ваются на основе технологий, принятых для обычных нефтей. На севере НГП распространены, в основном, высоковязкие ТН. Качество их запасов ниже, но запасы огромны. В качестве первоочередного объекта освоения намечено уникальное Русское месторождение, самое крупное по геологическим запасам ТН в РФ. В ближайшей перспективе в этой провинции возможно дальнейшее освоение месторождений ТН Ши­ротного Приобья (Федоровского, Оленьего, Ново-Аганского) и подготовка к освоению других крупнейших ме­сторождений на севере - Северо-Комсомольского, Тазовского, Ван-Еганского и др. При внедрении передовых технологий разработки общие запасы месторождений Западно-Сибирской НГП могут обеспечить годовую до­бычу более 100 млн. т ТН.

 

cyberpedia.su

2.3. Нетрадиционные виды ископаемого топлива Сланцевая нефть

При нагреве сланцев без доступа воздуха образуются жидкие и газообразные углеводороды (20-70% от первоначальной массы). Жидкие углеводороды представляют собой сланцевое масло – смолу, которая близка по составу нефтяным углеводородам и, по сути, может считаться нетрадиционной (сланцевой) нефтью.

Добыча сланцевой нефти

Существует два основных способа получения необходимого сырья из горючих сланцев:

1) это добыча сланцевой породы открытым или шахтным способом с ее последующей переработкой на специальных установках-реакторах, где сланцы подвергают пиролизу без доступа воздуха, в результате чего из породы выделяется сланцевая смола. Этот метод активно развивался в СССР. Хорошо известны также проекты по добыче сланцев в провинции Фушунь (Китай), на месторождении Ирати (Бразилия). В целом метод добычи сланцев с последующей его переработкой является весьма затратным способом с высокой себестоимостью конечной продукции. Себестоимость барреля нефти на выходе оказывается 75-90 долл. (в ценах 2005 года).

2) добыча сланцевой нефти непосредственно из пласта. Метод предполагает бурение горизонтальных скважин с последующими множественными гидроразрывами пласта. Часто (хотя, судя по всему не всегда) необходимо проводить термический или химический разогрев пласта. Очевидно, что такого рода добыча существенно сложнее и дороже добычи традиционной нефти вне зависимости от прогресса технологий. Поэтому себестоимость сланцевой нефти, так или иначе, будет заметно выше традиционной. По оценкам самих добывающих компаний, добыча сланцевой нефти рентабельна при минимальном уровне цен на нефть в 50-60 долл. за баррель.

Оба способа страдают теми или иными существенными недостатками. Развитие добычи горючих сланцев с их последующей переработкой в значительной степени сдерживается проблемой утилизации большого количества углекислого газа (СО2), выделяющегося в процессе извлечения из него сланцевой смолы. Проблема утилизации CO2 до сих пор не решена, а его выпуск в атмосферу грозит масштабными экологическими катастрофами. Решение этой проблемы недавно предложили ученые из Стэнфордского университета. Новая технология EPICC, сочетающая производство электроэнергии и захват углекислого газа, может сделать доступными ныне закрытые запасы энергоресурсов.

Сланцевый газ — это альтернативный вид топлива, добываемый из горючих сланцев газ. Одни считают сланцевый газ могильщиком нефтегазового сектора российской экономики, а другие — грандиозной аферой планетарного масштаба.

По своим физическим свойствам очищенный сланцевый газ принципиально ничем не отличается от традиционного природного газа. Однако технология его добычи и очистки подразумевает гораздо большие по сравнению с традиционным газом затраты.

Сланцевые газ и нефть содержат огромное количество примесей, которые не только повышают стоимость добычи, но и усложняют процесс обработки. То есть сжимать и сжижать сланцевый газ дороже, чем добытый традиционными методами. Сланцевые породы могут содержать от 30 % до 70 % метана, что приводит к значительному снижению теплоемкости (примерно в два раза) по сравнению с природным газом.

Выгодность разработки месторождений характеризуется затратами энергии на то, чтобы получить единицу топлива. По этому показателю сланцевый газ превышает природный не менее, чем в 6 раз.

Кроме того, технология гидроразрывов с применением химических реагентов является экологически небезопасной. При ее использовании не только наносится вред почвенному покрову Земли, но и приводлт к порче водных ресурсов, особенно питьевой воды из-за попадания в нее вредных для человека и живой природы химических веществ. Понастоящему безопасной и экономически приемлемой технологии добычи сланцевого газа в настоящее время не разработано.

К числу нетрадиционных видов топлива относят попутный и угольный газ, а также топливные водородные таблетки.

studfiles.net

Нетрадиционные источники традиционного топлива - ExpertOnline.kz

Анализ ситуации с поиском альтернативных источников энергии говорит о том, что заменить нефть и газ на принципиально новые виды топлива в мировом энергетическом балансе в обозримом будущем вряд ли удастся. Современный уровень технологий лишь приближается к масштабному освоению таких перспективных и нетрадиционных источников нефти и газа, как битуминозные песчаники, горючие сланцы и газогидраты. По данным геологической службы США, мировые запасы горючих сланцев и нефтеносных песков оцениваются в 700–800 млрд тонн, что в 7–8 раз больше выявленных в мире запасов нефти.

Нефть из песка…

Битуминозные песчаники представляют собой смесь песка, глины, воды и нефтебитума. Некоторые развитые страны приступили к добыче и переработке битуминозных песков с целью получения из них так называемой нетрадиционной нефти. Однако на промышленном уровне нефть из битума получают только в Канаде (свыше 1 млн баррелей в день), где нефтеносные песчаники содержат уникально высокую концентрацию битума. Прогнозируется, что в 2010 году добыча достигнет 1,3 млн баррелей в день, а к 2015 году превысит 2,7 млн.

Многие эксперты полагают, что дефицит традиционной нефти будет восполнен нетрадиционной, изменив при этом мировую геополитику: основными производителями нетрадиционной нефти станут Канада, США, Венесуэла, где сосредоточены мировые разведанные запасы битумов. Вопрос лишь в стоимости барреля натуральной и нетрадиционной нефти. Из трех тонн битуминозного песка, который содержит до 14% и более битума по массе, можно получить 2 барреля жидких углеводородов. По оценке Национального совета США, разработка битуминозных пород рентабельна при цене на нефть не менее 100–120 долл./тонна.

…и камня

Горючие сланцы по внешнему виду напоминают уголь, но имеют более высокую воспламеняемость, поскольку в больших количествах содержат битуминозные вещества (кероген). Согласно оценке Мирового энергетического совета (МИРЭС), содержание нефти в мировых запасах горючих сланцев составляет 411 млрд тонн, из которых (по данным Управления энергетической информации США) 370 млрд тонн считаются извлекаемыми.

Основные ресурсы горючих сланцев – до 70% – сосредоточены в США, в странах ОПЕК их практически нет, около 9% приходится на долю России. Залежи сланцев выявлены в Италии, Австралии, Китае, Канаде, Эстонии.

 До последнего времени сланцы в ограниченном объеме используются в химической промышленности, строительстве и энергоснабжении. Технологии получения нефти из сланцев на промышленном уровне находятся в стадии исследований. Особенно активно этой проблемой занимается компания Shell.

Добыча нефти из сланцев требует громадных по масштабу горных работ: из тонны сланцев получают от 0,5 до 2 баррелей нефти, при этом остается свыше 700 кг пустой породы (объем которой превышает объем исходных сланцев) и происходит загрязнение окружающей среды тяжелыми металлами (ртутью, кадмием, свинцом).

Высокая стоимость работ препятствует интенсивной переработке горючих сланцев и нефтеносных песков. Стоимость добычи битумов прогнозируется в размере 220–314 долл./куб.м, а получение синтетической нефти из горючих сланцев – 346 долл./куб.м. Таким образом, крупномасштабная переработка горючих сланцев и битуминозных песчаников – дело будущего.

Газ изо льда

При определенных термобарических условиях молекулы метана способны внедряться в полости кристаллических структур, составленных из молекул воды, образуя соединения включения СН4(h3О)n, которые называются газовыми гидратами. Подобные структуры могут образоваться в донных осадках при давлении 25 атм. и температуре 0oС. Если температура выше, то для образования газогидрата необходимо увеличение давления воды. Именно поэтому газогидраты встречаются в основном в океанах и морях на глубинах от 300–400 до 1000–1200 м. Внешне и по физическим свойствам газогидраты напоминают мокрый снег или лед, причем этот «лед» хорошо горит. Запасы газогидратов в сотни раз превосходят запасы нефти, газа и угля во всех разведанных месторождениях, но до сих пор неясно, как оценивать эти запасы и как они образуются.

Подводная тектоническая активность периодически разрушает газогидратные залежи. А разрушение вызывает резкое понижение температуры в пласте, что создает условия для образования нового гидратного льда.

Причины катастроф в Бермудском треугольнике ряд специалистов объясняет именно быстрым разрушением газогидратов. Дно Мексиканского залива в районе Бермудского треугольника изобилует мощнейшими газовыми потоками, нередко образующими на поверхности моря купола воды и газа. Плотность насыщаемой метаном воды резко снижается, корабль получает отрицательную плавучесть и в считаные секунды тонет. Кроме того, насыщая верхний 100-метровый слой атмосферы и уменьшая в нем концентрацию кислорода, метан может быть и причиной остановки двигателей самолета. А при высоких концентрациях метана может произойти и воспламенение.

Следует отметить, что газогидраты относятся к метастабильным образованиям и при обычном давлении и температуре быстро разрушаются. В нормальных условиях на один объем гидрата приходится до 200 объемов газообразного метана. Таким образом, речь идет, с одной стороны, о скрытом в гидратах метана огромном энергетическом потенциале, а с другой – об огромной опасности, которую газогидраты могут представлять для климата планеты. По мнению климатологов, метан – один из главных виновников глобального потепления. Все парниковые газы сравнивают, как правило, с углекислым газом. Если степень воздействия углекислого газа на климат условно принять за единицу, то парниковая активность метана составит 23 единицы.

Запасы неисчерпаемы – способы добычи не разработаны

Исследования на континентальных шельфах и в различных акваториях (Тихий и Атлантический океаны, Черное, Охотское, Северное моря, Мексиканский залив и т. д.), проведенные в последние десятилетия, позволяют сделать предположение о крупных скоплениях как газогидратов, так и углеводородов под газогидратными покрышками.

Прогнозные запасы газового гидрата, содержащегося в донных отложениях Мирового океана и в вечной мерзлоте, значительно превосходят прогнозируемые запасы природного газа (от 300 до 600 трлн куб.м) на планете и оцениваются от 2800 до 25000 трлн куб.м. Даже если незначительную часть (10%) этих запасов считать извлекаемыми, они как минимум вдвое превысят количество имеющихся на планете запасов нефти, угля и газа, вместе взятых. Таким образом, морские газогидраты – еще одна кладовая, на которую энергетики мира делают все более серьезные ставки, рассматривая их как наиболее вероятный нетрадиционный источник природного газа.

Многие страны приняли национальные программы по изучению и освоению газогидратных месторождений. Ученые ряда стран (Канады, Великобритании, США, Германии, Норвегии, Японии, Индии, Китая) ведут активные исследования в области разведки и разработки безопасных методов промышленного извлечения газа из гидратов. Однако на сегодняшний день промышленной технологии извлечения газа из газогидратов нет: предложенные до сих пор способы добычи мало эффективны.

Каспий в опасности?

Помимо низкой экономичности есть и другая проблема – безопасность. Разработка месторождений может вызвать дестабилизацию гидратов и превращение сцементированных ими пород на дне моря в разжиженную массу с крупномасштабными подводными обвалами и оползнями и, как следствие, разрушительными приливными волнами. Кроме того, нельзя не считаться и с возможностью выбросов огромных масс метана с морского дна в атмосферу, что чревато экологическими катастрофами.

Последнее в связи с планируемой широкомасштабной разработкой нефтегазовых ресурсов Каспийского моря (только «ЛУКОЙЛ» планирует к 2016–2017 годам довести добычу в российском секторе Каспия до 50 млн тонн условного топлива, а ведь есть еще Кашаган и другие проекты) напрямую затрагивает и страны Каспийского региона. Дело в том, что проходка нефтяных и газовых скважин через гидратсодержащие слои под морским дном может вызвать оттаивание гидратов и деформацию скважин, а следовательно, увеличить риск аварийных ситуаций на добывающих платформах.

По данным российских ученых, земная кора под дном Среднего Каспия раздроблена густой сеткой сейсмоактивных разломов трех направлений – меридионального, северо-западного и северо-восточного, обусловливающих обширные зоны дегазации недр. Донные отложения обогащены сульфидами и покрыты газогидратами. Некоторые специалисты считают, что даже небольшое сотрясение может привести к быстрой фазовой трансформации водно-метановой смеси и образованию газового пузыря. Именно такое высвобождение большого количества газа, по мнению ряда экспертов, привело в свое время к разрушению добывающих платформ в Каспийском море. Так, завалившаяся в начале 1980-х годов буровая установка нефтяников и по сей день лежит на дне моря в окружении восходящих из недр струй воды и газов.

Участились случаи загадочной массовой гибели животных и рыбы на Каспии. К примеру, после массовой гибели в начале апреля 2001 года обитающей на больших глубинах кильки анализ морской воды техногенного загрязнения не выявил. Однако в жабрах и мышцах погибшей кильки были обнаружены газообразные включения. Российские специалисты полагают, что гибель кильки была вызвана мощными выбросами сероводорода и метана в средней части котловины Каспия. Анализ космических снимков показал, что в это время произошло внедрение нижних холодных слоев в верхний теплый слой воды, сопровождавшееся его резким охлаждением. Причиной, возможно, стало разрушение газовых гидратов.

Среди основных факторов этого называется деятельность человека, нещадно эксплуатирующего недра вокруг Каспия и под ним. О наличии большого количества газов свидетельствуют кристаллы газогидратов в донных осадках на Среднем Каспии.

С целью предотвращения подобных (а возможно, и более трагичных по своим последствиям) катастроф при инженерных работах по прокладке газопроводов, создании гидротехнических сооружений, освоении нефтегазовых месторождений в глубоководных акваториях необходимо учитывать специфику донных отложений Каспийского моря.

Все это требует перехода от разрозненных исследований к планомерному изучению субмаринных газогидратов Каспия, незамедлительного решения основных проблем, обусловленных взаимовоздействием пластового флюида месторождений с газогидратами перекрывающих отложений, создания новой техники и технологий, новых конструктивных решений для добывающих платформ.

expertonline.kz

Нетрадиционные виды на газ - UA Energy

Разработка шахтного метана и горючих сланцев набирает популярность

В Украине увеличивается добыча нетрадиционных видов газа. Добыча шахтного метана в прошлом году выросла на треть, а количество компаний, его использующих, за последние три года удвоилось. Кроме того, в следующем году в Украине начнется промышленная разработка месторождений сланцевой нефти и газа. Участники рынка отмечают, что к добыче нетрадиционного газа можно привлечь крупных инвесторов, но для этого нужно ввести налоговые льготы.

Шахтный метан

Как рассказали Ъ в пресс-службе Минтопэнерго, за последние три года количество шахт, на которых были внедрены проекты по дегазации и добыче шахтного метана, выросло вдвое – до 62. В 2010 году Украина добудет 80 млн кубометров шахтного метана, что на треть больше, чем в прошлом. "А это всего 4% от общего газовыделения, то есть в 4-5 раз ниже европейских показателей добычи",– отмечают в министерстве.

Наиболее перспективными объектами для промышленной разработки ресурсов шахтного метана в Украине являются 29 шахт Донецкого бассейна, где годовые объемы добычи угля превышают 250 тыс. т, удельное содержание метана в нем более 20 кубометров на тонну, а запасов достаточно для эксплуатации шахт в течение не менее десяти лет, рассказывают в пресс-службе Минприроды. По данным министерства, крупнейшие проекты по утилизации и использованию шахтного метана сегодня осуществляются на шахтах "Комсомолец Донбасса", "Краснодонуголь" и шахте им. Засядько. Все они используют механизмы Киотского протокола.

Так, в рамках использования этих механизмов "Краснодонуголь" (входит в группу "Метинвест") сотрудничает с Global Carbon, ING Bank, Green Gas International, GreenStream Newtwork и "Эко-Альянс". В конце марта 2009 года прошел окончательную регистрацию первый проект "Краснодонугля" в шахтоуправлении "Суходольское-Восточное". Как рассказали в пресс-службе "Метинвеста", проект позволяет одновременно достичь двух целей – повысить безопасность работы горняков и сократить выбросы шахтного метана в атмосферу. Добытый метан используется в котельных для отопления помещений и подогрева воды. Заместитель гендиректора шахты им. Засядько Борис Бокий рассказал, что проект по добыче шахтного метана на предприятие пока локальный. "Когда мы получим результаты технологических исследований, можно будет говорить о поставках и на внутренний рынок",– говорит он. "Метан после небольшой доработки можно использовать в обычных газопроводах",– соглашается президент Киевского международного энергетического клуба Q-club Александр Тодийчук. По его словам, именно поэтому проектами по утилизации и добыче метана в Украине заинтересовались крупные международные инвесторы.

Подходящие условия для реализации проектов, по данным Минприроды, существуют на шахтах "Павлоградуголь", ГП "Шахтоуправление 'Донбасс'" и "Южнодонбасская #3" ГП ДУЭК. Объем инвестиций в указанные проекты составит более 200 млн грн, которые окупятся примерно через 7-8 лет за счет добытого и утилизированного газа-метана, отмечают в министерстве. "При условии применения современных технологий добыча угольного метана к 2020 году может быть доведена до 6-9 млрд. кубометров в год",– отметили в пресс-службе Минприроды.

Сланцевый газ

По данным Минприроды, Украина входит в пятерку крупнейших стран мира по запасам сланцевого газа. Наиболее перспективная территория – восточная часть страны, в частности Днепровско-Донецкая впадина. Прогнозные ресурсы газа оценены в 1,4 трлн кубометров. Кроме того, по данным Минтопэнерго, на границе Кировоградской и Черкасской областей еще в 90-е годы было открыто одно из крупнейших в мире месторождений горючих сланцев – Бовтышское (запасы достигают 3,8 млрд т). Лицензию на геологическое исследование этого месторождения несколько лет назад получила эстонская Viru Keemia Grupp AS, которая в следующем году планирует приступить к промышленной добыче сланцевых нефти и газа. "Безусловно, сланцевый газ представляет собой весьма перспективный ресурс. Благодаря разработке сланцевых месторождений Украина может радикально сократить свою зависимость от импорта углеводородов,– уверены в Минприроды. Кроме Viru Keemia, главный инвестор в добычу сланцевого газа в Украине – ТНК-BP. В следующем году компания планирует инвестировать в разведку (в первую очередь на востоке Украины) до $100 млн, отмечают в министерстве".

По мнению руководителя отдела аналитики ИК "Велес Капитал" Лины Ольмезовой, прежде всего сланцевый газ интересен благодаря близости его месторождений к потребителям, но высокая себестоимость его добычи ($80-300 за тысячу кубометров) частично "съедает экономический эффект". "Например, в США считается, что сланцевый газ целесообразно добывать при себестоимости в $210 за тысячу кубометров, с потенциальным снижением в последующие годы до $150",– говорит госпожа Ольмезова. Но в любом случае его добыча не только снизит зависимость Украины от импорта, но станет еще одной статьей дохода госбюджета и позволит создать новые рабочие места, отмечает Александр Тодийчук. Он напоминает, что компания Total в мае текущего года сообщила о подписании соглашения с Eurogas об оценке запасов месторождений сланцевого газа в Западной Украине. Исследует запасы сланцевого газа в нашей стране и группа компаний Shell.

В Минтопэнерго надеются, что оживить добычу сланцевого газа можно будет за счет привлечения НАК "Нафтогаз Украины". В министерстве считают, что необходимо провести инвентаризацию всех месторождений, выдать лицензии на их разработку НАК и приобрести соответствующие технологии. Но, по мнению Александра Тодийчука, этих мер будет недостаточно. "Дело не в рынке, а в технологиях. Главный вопрос – смогут ли добытчики обеспечить такую себестоимость получаемого газа, чтобы он конкурировал с топливом, добываемым традиционным способом",– говорит заместитель директора по экономическим вопросам шахты "Белореченская" Сергей Халаджи. По его мнению, это вполне реально, однако потребуются значительные инвестиции, которые не под силу "Нафтогазу". Можно привлечь частного инвестора, но для этого необходимо вводить налоговые льготы. С этим согласен и Борис Бокий, который уверен, что без налоговых льгот выйти на положительную рентабельность в этом сегменте невозможно. "Необходимо обратиться к опыту США, где добытчиков сланцевого газа на десять лет освободили от налогов",– говорит он.

uaenergy.com.ua