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 8-10 4 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 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;

4. Газы угольных бассейнов

Тяжелые (ρ>0,904 г/см 3 ) 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+C 1) 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 .

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 .

Сланцы - источник горючего газа. В 2009 г. США вышли на первое место в мире по объёму добываемого и продаваемого газа. Заокеанское «голубое топливо» в столь крупных объемах стали получать из сланцев путем глубокой и высокотехнологичной их переработки.

Американский «сланцевый прорыв» достоин внимательного рассмотрения. По данным министерства энергетики США, в январе – октябре 2009 г. производство газа увеличилось в штатах на 3,9% по сравнению с тем же периодом 2008 г. – до 18,3 трлн кубических футов (519 млрд м 3). Минэнерго РФ оценивает всю российскую добычу природного газа за тот же период в объеме 462 млрд м 3 . По предварительным подсчетам, за весь прошлый год США произвели 624 млрд м 3 . В России объем добычи сократился до 582,3 млрд м 3 (в 2008 г. было добыто 644,9 млрд м 3).

Возврат к ранее апробированному, но признанному «неэффективным» способу выработки газа из сланцев говорит о том, что в США появились новые технологии. В 2008 г. добыча газа из сланца дала лишь 10% всей американской газодобычи, еще 50% дали другие нетрадиционные источники топлива. Через год сланец дал едва ли не больше «голубого топлива», чем весь «Газпром» /СПбВ, 02.02.2010./.

«Газовые инновации» дают возможность по-новому построить газовый рынок мира. Сейчас природный газ транспортируется по трубам, т.е. продается только тем покупателям, к которым подведена «труба». Никакой биржевой торговли газом в крупных объёмах сейчас нет.

Если какая-нибудь крупная и технологически развитая страна научится делать «голубое топливо» в отрыве от газовых месторождений и вместо трубопроводов инвестирует средства в производство сжиженного газа, то рынок этого сырья станет таким же, как и нефтяной. Цены будут рыночными!

В России на все это смотрят пока «из далека». Технологическое отставание в сырьевых отраслях может Федерации дорого обойтись. Нельзя делать ставку только на газовые ресурсы месторождений Западной Сибири и континентального шельфа арктических и дальневосточных морей.

Опыт получения энергетического сырья из нетрадиционных источников в России есть. Сланцевый газ научились синтезировать уже давно и в 1950 г. в Ленинград шло «голубое топливо» из эстонского месторождения в Кохтла-Ярви. В РФ ресурсы и запасы горючих сланцев достаточно велики. Только в Ленинградской области разведанные запасы сланцев составляют более 1 млрд т. Крупным источником получения «голубого топлива» является газ растворенный в нефти. Недавно компания «Сургутнефтегаз» начала разработку Западно-Сахалинского месторождения, находящегося почти в 100 км от Ханты-Мансийска. Основной проблемой этого месторождения являлась утилизация нефтяного попутного газа, которая успешно была решена в 2009 г., когда построили газопоршневую электрическую станцию. «Сургутнефтегаз» утилизирует 95% попутного нефтяного газа.

Таким образом, весьма актуальным является практическое использование нетрадиционных источников энергетического сырья и в первую очередь получение горючего газа.

Нетрадиционные резервуары ( HP ) нефти и газа это изолированные эффективные ёмкости, размещение которых независимо от современной пликативной структуры .

В качестве примера приведем одну из самых крупных газоконденсатных залежей в Западной Сибири в берриасской линзе Ачз-4 (более 700 млрд.м 3 газа и 200 млн.т конденсата) к востоку от Уренгойского ГКМ, которая расположена в нижней, самой крутой части протяженного склона. Залежь контролируется не только песчаным телом, которое занимает в несколько раз большую площадь, а так же эффективным резервуаром внутри нее. Этот и другие недалеко расположенные резервуары сохраняются потому, что служат путями импульсных перетоков УВ из нижнего НГК в верхний через региональный флюидоупор, что хорошо видно по распределению пластовых давлений. В сводовой части Уренгойского месторождения, где перетоков нет, коэффициенты аномальности пластового давления достигают 1,9 и более, а в зоне разгрузки падают до 1,6-1,7, что и позволяет ее трассировать. Особенно интенсивными эти перетоки стали на поздних этапах развития, когда начал бурно расти Нижнепурский мегавал, и именно благодаря мощной однонаправленной разгрузке сформировалась уникальная сеноманская газовая залежь .

Со спецификой образования связан состав залежей в нетрадиционном берриасском резервуаре - из исходного газоконденсата газ легче проходит через флюидоупор, и в аккумулируемом флюиде постепенно растет конденсатный фактор (до 600 см3/м 3), а затем нередко обособляются и нефтяные оторочки.

Важно еще подчеркнуть, что в Западной Сибири, в Тимано-Печорской и Волго-Уральской НГП, в Предкавказье основная масса НР находится на глубинах 3-4 км, слабо освещенных бурением даже в старых нефтегазодобывающих районах. Относительно лучшая изученность нетрадиционных резервуаров в Лено-Тунгусской провинции объясняется тем, что во-первых, других резервуаров в ней просто нет, а во-вторых, их глубины значительно меньше из-за интенсивных поздних воздыманий, достигающих даже в богатейших районах Непско-Ботуобинской антеклизы 1-1,5 км.

Энергетические процессы в резервуарах и их морфология, параметры вмещающих залежи коллекторов, примеры объектов, а также выраженные в процентах доли прогнозных ресурсов в разнотипных резервуарах и для каждого типа - степень их разведанности, нигде не превышающая 15%.

Резервуары консервации (55% всех прогнозных ресурсов). Отнюдь не самый изученный, но, пожалуй, самый наглядный пример - Бованенковское месторождение на Ямале. В сеноманском веке здесь существовали три палеоподнятия, расположенные в форме треугольника, на тот период времени бывшие наиболее крупными месторождениями с залежами в юрских песчаниках. Затем в центре тре­угольника стала расти гигантская антиклиналь, распрямившая практически все три бывшие антиклинальные складки. Новая антиклиналь собрала газ в альб-сеноманский рыхлый резервуар (4,5 трлн.м 3), но почти пуста в юре. Залежи же в юрских отложениях выявлены на пологой Северо-Бованенковской антиклинали - остатке от более высокоамплитудной палеоструктуры .

Ямал взят в качестве примера еще и потому, что он является одним из самых ярких случаев такой "инверсии нефтегазоносности" - те антиклинали, которые собирали нефть и газ в середине и конце мела, потом были частично или полностью расформированы, а новые (включающие залежи в сеномане) являются, в основ­ном, новообразованными. Контроль палеоподнятиями представляет лишь один из нескольких видов кон­троля, которые нужно учитывать при расстановке поисковых скважин.

В резервуарах разгрузки содержится 12% прогнозных ресурсов.

Резервуары выщелачивания (30% прогнозных ресурсов), выделен в карбонатных толщах; процесс выщелачивания играет важнейшую роль в увеличении пористости и проницаемости в антиклинальных объектах, прежде всего, приуроченных к органогенным постройкам. Материалы по Западной Сибири, свидетельствуют о широком развитии резервуаров выщелачивания и в полимиктовых песчаных породах, которые тоже пока в большинстве случаев выявляются в антиклинально-литологических ловушках, но в перспективе станут главен­ствующими в некоторых нетрадиционных объектах. Главные черты резервуаров выщелачивания - подавляю­щее распространение порово-трещинных коллекторов и сильно вытянутая (приразломная) форма .

Резервуары нефтегазогенерации (3% ресурсов), пока хорошо изучены только в западной части Западной Сибири, где до современности продолжается (причем с нарастанием) образо­вание автохтонных залежей в баженовских черных сланцах. Резервуары этого типа выделяются не только в самих черных сланцах, но и в смежных песчаниках, поскольку само наличие в них гигантских залежей (например, Талинское месторождение в Красноленинском районе) определяется грандиозными масштабами генерации и эмиграции УВ из черных сланцев. Резервуары как в сланцах, так и смежных песчаниках (выше, ниже и внутри регионального флюидоупора) представляют единую гидродина­мическую систему (в геологическом смысле), и таким же единым механизмом должна стать интерпретация сейсморазведки .

Чрезвычайно важны распределение температур и пластовых давлений и особенности строения регио­нального флюидоупора, то есть то, что обуславливает главные пути миграции УВ. Преобладают трещинно-поровые коллекторы, которые характеризуются сложным пятнистым распределением.

Важнейшее значение для освоения залежей в НР имеет рациональный ком­плекс интенсификации притоков. Ведущее место, благодаря преобладанию трещинных коллекторов, занимает, разумеется, гидроразрыв. За ним следует тепловое воздействие на пласт, которое, в числе прочего, приводит к образованию агрессивных кислот, нередко способствующему перераспределению минеральных цементов и повышению проницаемости. Собственно кислотные обработки дают более сложные результаты, и, например, во многих полимиктовых песчаниках приводят не к повышению, а, напротив, снижению проницаемости.

Нефтегеологическая практика все чаще сталкивается с низкопроницаемыми коллекторами (НК), а, соответственно, с разработкой методов их изучения и технологий повышения их нефтегазоотдачи.

Газы угольных бассейнов. На территории России выделяется 24 угольных бассейна, порядка 20 угленосных площадей и районов, а также множество отдельных угольных месторождений. Большинство из них газоносны. Объемы выделяющего­ся газа при разработке угля в крупных углепромышленных регионах достаточно велики, чтобы, по крайней ме­ре частично покрыть их потребности в газе, Так например, ежегодный ввоз природного газа в Кемеровскую область составляет ~ 1.5 млрд. м 3 , а ежегодное выделение УВ газов при разработке Кузнецкого бассейна - 2,0 млрд. м 3 , в т.ч. 0,17 млрд. м 3 отсасывается дегазационными системами. На каждую тонну добычи угля в России в среднем выделяется 20 м 3 метана . В 2009 г. впервые в России началась промышленная утилизация углеметана в Кемеровской области.

Газоносность углей, по-сути дела метаноносность (по составу газ преимущественно метановый, сухой); в ряде бассейнов достигает 30-40 м 3 /т (Печорский, Кузнецкий и др.). Отличительной особенностью угольного газа является форма его содержания - преимущественно сорбционная в монолитных угольных пластах, и сво­бодная в зонах трещиноватости угольных пластов и во вмещающих породах. Высокие содержания газа в угольных бассейнах, с одной стороны - причина аварий при отработке угля, а с другой - представляют собой существенный резерв газового сырья для промышленности, особенно в энергодефицитных регионах. Много­кратное чередование в разрезе и по площади продуктивных отложений различных форм содержания газа, пре­допределяющих различия в технологиях его добычи - фактор, создающий трудности в освоении угольных га­зов.

Прогнозные ресурсы газа в угольных пластах подсчитанные по 18 угольным бассейнам в пределах глу­бин оценки запасов и ресурсов углей (< 1800 м) и составляют в сумме около 45 трлн. м", при колебаниях от еди­ниц млрд. м 3 (Угловский, Аркагалинский, Кизеловский, Челябинский) до 13-26 трлн. м 3 (Кузнецкий, Тунгус­ский). Оценка ресурсов газов в свободных газовых скоплениях выполнена только по двум бассейнам - Печор­скому и Кузнецкому, и составила в сумме ~ 120 млрд. м 3 . Около 90% всех общих ресурсов приходится на кате­горию Д 2 . Однако по отдельным бассейнам долевое участие ресурсов более высоких категорий может состав­лять 50-70% (Минусинский, Улугхемский, Кизеловский и др.), что связано с превышением запасов углей над ресурсами в этих бассейнах. Наиболее богатыми регионами России по ресурсам угольных газов являются Вос­точная и Западная Сибирь ~ 58 и 29%, соответственно, от общего объема ресурсов, в то время как в Европей­ской части сосредоточено не более 4% .

Угольные газы по своим качественным и количественным характеристикам ничем не ус­тупают УВ газам традиционных месторождений.

В настоящее время в более чем 3 тысячах угольных шахтах мира выделяется около 40 млрд. м 3 метана в год, из которых в 500 шахтах каптируется около 5.5 млрд. м 3 /год, а утилизируется - 2.3 млрд.м 3 . Мировой опыт утилизации угольного газа свидетельствует о перспективности и экономической целесообразности вовле­чения его в местный топливный баланс. В 12 странах мира каптируемый газ рассматривают как попутное по­лезное ископаемое, а в отдельных странах - как самостоятельное (США). В первом случае себестоимость его разработки не превышает себестоимости добычи традиционного газа, во втором - несколько выше (в 1.3-1.5 раз).

В России метан из угленосных толщ извлекается в объеме 1.2 млрд. м 3 /год различными системами дега­зации на полях 132 действующих шахт. Утилизируется он в двух бассейнах - Печорском и Кузнецком в коли­честве 100-150- млн. м 3 /год. Разработаны технологии, позволяющие рентабельно извлекать и выгодно исполь­зовать газ из угленосных толщ.

Наиболее перспективными для разработки газа являются Печорский и Кузнецкий каменноугольные бассейны, где для этого уже выполнено технико-экономическое обоснование и есть положительный опыт добычи газа. Кроме того, попутная добыча газа воз­можна в ряде дальневосточных бассейнов - Партизанском, Угловском, Сахалинском. Тун­гусский и Ленский бассейны представляют собой крупные резервы газового сырья в будущем .

В целом нетрадиционные ресурсы УВ представляют резерв возможностей расширения сырьевой базы нефти и газа в России, особенно для провинций с истощенными запасами, но они нуждаются в целенаправлен­ных исследованиях и, главное, в разработке новых принципов теории и практики, как их выявления, так и раз­ведки и добычи .

НЕТРАДИЦИОННЫЕ ГАЗОВЫЕ РЕСУРСЫ (ГИДРАТНЫЕ, УГОЛЬНЫЕ И СЛАНЦЕВЫЕ ГАЗЫ) -МИРОВОЙ ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ В РОССИИ

Е.В. Перлова (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

До сих пор нет единого мнения, что понимать под термином «нетрадиционные газовые ресурсы». В 2003 г. Рабочий комитет по поискам и разведке природного газа Международного газового союза предложил геологические, технологические и экономические критерии, по которым газовые залежи можно отнести к тому или иному нетрадиционному типу .

Так, по геологическим критериям к собственно нетрадиционным газовым скоплениям следует относить газосодержащие объекты, где газ находится не в газообразной, а в сорбированной, водорастворенной и гидратной формах. Существует также категория псевдо-нетрадиционных газовых залежей, где газ находится в свободной (газообразной) форме в низкопроницаемых или глубокозале-гающих коллекторах. По технологическим критериям залежь можно рассматривать как нетрадиционную, если технология промышленной добычи газа не определена. По экономическим критериям для отнесения газовых залежей к нетрадиционным достаточно, чтобы стоимость добычи газа (включая транспортные издержки) превышала его текущую рыночную цену.

В целом актуальность изучения нетрадиционных источников газа обусловлена несколькими причинами.

Во-первых, нетрадиционные источники газа имеют широкое распространение в природе и огромный ресурсный потенциал (рис. 1). Их конкурентоспособность может приблизиться к традиционным скоплениям вследствие истощения «дешевых» газовых ресурсов и ухудшения их структуры, поскольку в разработку вовлекаются все более «мелкие» месторождения, увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов и ресурсов и т.д.

Газ угольных пластов 200-250 трлн м3 (6%)

Газ сланцев 380-420 трлн м3 (11 %)

Газ низкопроницаемых р коллекторов

^ 180-220 трлн м3 (5 %)

Газ глубоких горизонтов 200-350 трлн м3 (6 %)

Рис. 1. Мировые ресурсы газа нетрадиционных источников (по оценкам ООО «Газпром ВНИИГАЗ», )

Во-вторых, изучение нетрадиционных источников газа важно при планировании внешнеэкономической деятельности, поскольку позволяет своевременно реагировать на изменения мирового экспортно-импортного газового баланса. Так, в настоящий момент в США более 50 % собственной добычи газа приходится на нетрадиционные источники, и эта доля продолжает увеличиваться. В связи с успехами освоения нетрадиционных газовых ресурсов в США многие страны, являющиеся традиционными рынками для российского газа (например, страны Западной Европы), проявляют большую заинтересованность в использовании американского опыта для разработки собственных нетрадиционных газовых ресурсов.

Соотношение геологических (проницаемость, доля свободного газа, глубина залегания), технологических (плотность ресурсов, дебит газа, давление на устье скважины), а также экономических (расстояние до потребителя, цена на газ и др.) параметров определяет перспективность разработки нетрадиционных газовых скоплений. На современном этапе исследований это, скорее, условный критерий, который будет меняться по мере поступления новых данных, разработки новых технологий и т.д.

В настоящее время к перспективным собственно нетрадиционным источникам газа можно отнести природные газогидраты, угольные и сланцевые газы .

Ресурсы газа в газовых гидратах и перспективы их освоения в России

Природные газовые гидраты (ГГ) являются клатратными соединениями молекул воды и газа-гидратообразователя. Перспективы освоения ГГ обусловлены их широким распространением в природе - на континентах в областях распространения многолетнемерзлых пород (низкие температуры разреза), под дном морей и океанов (высокие давления). По современным оценкам, мировые ресурсы метана в гидратном состоянии в земной коре могут составлять 2500-21000 трлн м3.

В мире среди немногочисленных газогидратных исследований, в которых отрабатываются технологии добычи гидратного газа, наиболее представительными являются работы на месторождении Маллик в Канаде (для континентальных газогидратов) и исследования в районе глубоководного желоба Нанкай у берегов Японии (для субаквальных газогидратов).

На месторождении Маллик в рамках многолетней исследовательской программы осуществлен полный комплекс полевых скважинных исследований, проведены лабораторные анализы гидратосодержащих кернов. Успешно реализованы промысловые эксперименты по добыче газа из гидратонасыщенных интервалов. Геологические ресурсы газа в гидратном состоянии здесь оцениваются от 8,8 до 10,2 трлн м3, их плотность составляет 4,15 млрд м3/км2 .

В районе Нанкайского желоба у берегов Японии уже более 10 лет ведутся разведочные работы. Наличие газовых гидратов в разрезе подтверждено извлеченным гидратосодержащим керном. В целом по шельфу Японского моря ресурсы газа в гидратном состоянии могут составлять от 4 до 20 трлн м3 . Плотность ресурсов оценивается в 0,8 трлн м3 газа на 1 км2 площади. Начало промышленной разработки месторождения Нанкай запланировано на 2017 г.

Россия, значительная часть территории которой находится в зоне вечной мерзлоты, обладает благоприятными условиями для формирования и сохранения значительных ресурсов газогидратов.

Специализированных газогидратных исследований на природных объектах в России пока не проводилось. Тем не менее, полученный к настоящему времени фактический материал позволяет оценить прогнозные ресурсы гидратного газа, а также наметить первоочередные полигоны для проведения специализированных геолого-разведочных работ (рис. 2).

В континентальных условиях на территории России ресурсы газогидратного газа, по нашим оценкам, составляют около 400 трлн м3 и сосредоточены в областях распространения многолетнемерзлых пород в пределах нефтегазоносных провинций (НГП) Восточной Сибири, Тимано-Печорской и Западно-Сибирской НГП .

Западно-Сибирская НГП является наиболее перспективной для освоения континентальных ГГ. Первоочередными объектами геолого-разведочных работ являются ареалы месторождений севера Надым-Пур-Тазовского региона, где общие ресурсы гидратного газа оцениваются в 110 трлн м3 (см. рис. 2). По совокупности геолого-технологических и экономических критериев первоочередным опытно-промышленным полигоном может служить территория Ямбургского НГКМ.

Субаквальные газогидраты на территории окраинных и внутренних морей России обладают значительным и более «надежным» ресурсным потенциалом из-за большей достоверности параметров, необходимых для оценки ресурсов (см. рис. 2).

Моря арктического и дальневосточного секторов России существенно различаются по перспективам вовлечения в разработку субаквальных газогидратных залежей. Так, в арктическом секторе РФ для Чукотского, Восточно-Сибирского морей и моря Лаптевых характерны низкие оценки гидра-тоносности вследствие их мелководности. Практически все ресурсы гидратного газа здесь связаны с областями начала континентального склона Северного Ледовитого океана. Прогнозные ресурсы

Зоны возможного

гидратообразования; О - первоочередные объекты для постановки ГРР на нетрадиционные источники газа

I - основные угленосные провинции;

Основные сланценосные провинции:

1 - Прибалтийская; 2 - Волжско-Печорская; 3 - Прибайкальская; 4 - Забайкальская; 5 - Оленёкская; /-ч, - ЕСГ

Рис. 2. Распространение и потенциальные ресурсы гидратных, угольных и сланцевых газов на территории России (по оценкам ООО «Газпром ВНИИГАЗ», )

ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

гидратного газа в Баренцевом и Карском морях значительны, однако крайне неравномерно распределены по площади и сосредоточены в нескольких глубоководных впадинах (см. рис. 2).

Моря дальневосточного сектора - Берингово и Охотское - обладают значительными перспективами гидратоносности. Зона стабильности гидратов метана достигает внушительных мощностей, простираясь на обширные территории этих акваторий. Прогнозные ресурсы гидратного газа Берингова моря могут достигать 63 трлн м3 и приурочены к его юго-западной части.

В Охотском море прогнозные ресурсы гидратного газа существенно меньше - около 17 трлн м3 -однако более «надежны» в силу лучшей изученности акватории. Это позволяет наметить в западной части Охотского моря, в районе впадины Дерюгина, первоочередной полигон для проведения опытно-методических и геолого-разведочных работ на субакальные газогидраты. Следует также отметить, что этот регион является наиболее удаленным от традиционных источников газа.

Среди южных морей наибольшими перспективами будущего освоения природных газогидра-тов обладает Черное море из-за значительных ресурсов гидратного газа, расположенных вблизи экспортных транспортных коридоров и потенциальных потребителей УВ. По оценкам болгарских исследователей, ресурсы гидратного газа в Черном море могут достигать 49 трлн м3 .

Таким образом, рассматривая перспективы освоения ресурсов гидратного газа в России, необходимо учитывать следующее:

1. В настоящее время оценочная себестоимость добычи гидратного газа значительно превышает аналогичный показатель для традиционных газовых месторождений. Промышленное освоение га-зогидратных залежей в России станет рентабельным, когда прогресс в технологиях газодобычи обеспечит экономическую целесообразность их разработки (ориентировочно через 15-20 лет).

2. Наибольшими перспективами промышленного освоения обладают континентальные газогид-ратные скопления, приуроченные к районам с налаженной инфраструктурой добычи и транспортировки газа.

3. Первоочередными объектами для постановки геолого-разведочных работ и опытно-экспериментального бурения на природные газовые гидраты в России являются: территория Ямбургского НГКМ и западная часть Охотского моря в районе Сахалинского шельфа (впадина Дерюгина).

Ресурсы угольного метана и перспективы их освоения в России

Большинство промышленно угленосных бассейнов мира, в том числе в России, фактически являются углегазоносными. В угленосных толщах могут находиться значительные газовые скопления в свободной форме - так называемые «сладкие пятна». Однако, по существующим определениям, на месторождении угольного газа (УГ) большая его часть (до 90 %) должна находиться в трудно-извлекаемой форме твердого раствора с углем, иначе месторождение не относится к нетрадиционным, а является традиционным газовым скоплением во вмещающем угленосном массиве. Поэтому, несмотря на значительные прогнозные ресурсы угольного метана (до 250 трлн м3), его промышленная добыча представляет собой проблему, пока трудно разрешимую с технологической и экономической точек зрения.

Тем не менее, угольный метан во многих странах мира, в том числе и в России, рассматривается в качестве важной составляющей топливно-энергетической базы. Мировой опыт подтверждает возможность и экономическую эффективность широкомасштабной добычи метана из угольных пластов, годовой объем которой в 2005 г. составил: в США - 52 млрд м3, в Канаде - 2,4 млрд м3, в Австралии - 0,7 млрд м3, в Китае -1,1 млрд м3. В ряде стран (Италия, Германия, ЮАР, Индия, Венесуэла, Аргентина и др.) существуют программы разработки технологий добычи метана из угольных пластов. Однако большая часть метана, добываемого в США из угольных пластов (60-65 %), приходится на традиционные газосодержащие месторождения, в залежах которых газ находится в свободной форме в угленосных формациях бассейна Сан-Хуан .

Лидирующее положение в мире по уровню промышленного освоения метана угольных пластов занимают США. Объем добываемого угольного метана в 2005 г. превысил 50 млрд м3, что составляет 9 % от всей годовой добычи природного газа в США. Угольный газ добывается в 40000 скважинах, пробуренных в 20 угольных бассейнах.

Однако угольные бассейны США в настоящее время являются практически единственным примером использования метана угольных пластов в промышленных масштабах. Такая ситуация связана с тем, что добыча и подготовка к магистральному транспорту УГ требуют специального комплекса геолого-промысловых исследований, которые коренным образом отличаются от типовых изысканий на углеразведочных скважинах. Это требует изменения конструкций скважин, системы их обустройства, использования другой измерительной аппаратуры, средств герметизации и т.д. и в конечном счете значительных капиталовложений в упомянутые технологии.

Крупные угольные бассейны России соответствуют (а часто и значительно превосходят) по своим характеристикам мировые критерии перспективности добычи угольного метана: метанонос-ность углей, степень их метаморфизма, проницаемость, петрографический состав углей и т.д. . Прогнозные ресурсы угольного газа оцениваются в 50 трлн м3 (см. рис. 2).

С 2003 г. ОАО «Газпром» приступило к реализации проекта по оценке возможности промышленной добычи метана из угольных пластов в Кузбассе . ОАО «Газпром промгаз» обустроило на Талдинской площади экспериментальный полигон, на котором отрабатываются технологии промышленной добычи и использования УГ. Работы выполняются поэтапно с целью снижения геологических и технологических рисков, которыми характеризуются такого рода проекты на ранней стадии их реализации.

С февраля 2010 г. Талдинская площадь Кузбасса официально признана метаноугольным месторождением (ООО «Газпром добыча Кузнецк», г. Кемерово, при участии ОАО «Газпром промгаз»).

Освоение ресурсов угольного метана Кузбасса в будущем может расширить ресурсную базу углеводородного сырья ОАО «Газпром», обеспечив широкомасштабную газификацию Кемеровской области и регионов юга Западной Сибири. Опыт, полученный ОАО «Г азпром промгаз» в Кузбассе, является для России уникальным и, по сути, пока единственным опытом прикладных исследований нетрадиционных газовых ресурсов с перспективой их промышленной добычи.

Рассматривая перспективы промышленного освоения ресурсов УГ в России, отметим следующее:

1. Первоочередным объектом опытно-промышленной добычи является Талдинская площадь Кузнецкого угольного бассейна (см. рис. 2).

2. Промышленная добыча угольного газа в России длительное время будет оставаться нерентабельной. Попутная добыча шахтного метана для нужд местного газоснабжения уже в настоящее время имеет хорошиме перспективы.

3. Исходя из мирового опыта освоения метана угольных пластов, актуальными для России в настоящее время являются поисково-оценочные работы на угольный метан в перспективных районах различных угольных бассейнов с учетом методических наработок, полученных в Кузнецком угольном бассейне.

Ресурсы сланцевого газа и перспективы их освоения в России

Сланец - осадочная порода, состоящая из консолидированных глинистых частиц с крайне низкой газопроницаемостью. Во многих нефтегазовых месторождениях сланцевые формации являются покрышками. При этом в ряде бассейнов пласты сланцев (мощностью иногда до сотни метров) являются источником природного газа. Газ в сланцевых формациях может содержаться благодаря наличию локальной трещиноватой макропористости, в пределах микропор или находиться в адсорбированном состоянии. Газ в сланцах содержится в низких концентрациях и его можно извлечь путем вскрытия и дренажа достаточно больших объемов газосодержащих пород на значительных площадях, используя технологии гидроразрыва.

В настоящее время сланцевый газ (СГ) представляет собой перспективный вид энергетических ресурсов. В США за 10 лет (1996-2006 гг.) добыча газа из сланцев выросла почти на 300 %, с 8 до 31 млрд м3/год . Объем СГ, добываемого в США в семи крупнейших бассейнах, по данным на 2009 г., достиг 67 млрд м3 (более 11 % от общего объема добычи газа в США). За пределами США добыча СГ началась в Канаде; объем добытого газа составил 5 млрд м3 (2,6 % от общего объема добычи газа в стране) .

Предполагается, что значительными ресурсами газосодержащих сланцев обладают Нидерланды, Польша, Венгрия, Франция, Швеция и другие европейские страны, а также Китай. Ряд стран ЕС рассматривает СГ как реальную альтернативу поставкам традиционного газа, в том числе из России.

Несмотря на положительный американский опыт, освоение ресурсов СГ, особенно в условиях густонаселенных стран Европы, имеет ряд существенных, часто непреодолимых ограничений.

Рентабельная добыча СГ требует огромных газосборных площадей. В США с их значительной малозаселенной территорией можно бурить десятки тысяч скважин на участках в тысячи квадратных километров. В густонаселенной Европе добывающие компании вряд ли смогут себе это позволить, что резко уменьшает привлекательность проектов по добыче СГ. Значительная часть возможных проектов освоения сланцевого газа в Европе территориально приурочена к курортным (в том числе приморским) зонам Австрии, Польши, Италии, Англии и др.

Кроме того, разработка месторождений СГ имеет серьезные экологические ограничения. В технологии гидроразрыва используются большие объемы воды («одна скважина - одно озеро») с песком и химическими добавками, которые могут проникать в грунтовые воды. Требует решения проблема сбора, хранения и утилизации отходов бурения, содержащих весь спектр используемых в процессе добычи специфических загрязняющих веществ. В связи с этим экологические ограничения в странах ЕС существенно ограничат прогнозный масштаб освоения СГ в Европе.

В России горючие сланцы распространены в шести основных осадочных бассейнах (см. рис. 2). Следует подчеркнуть, что лишь 7 % мировых ресурсов горючих сланцев приурочено к Европейскому континенту, при этом большинство - к территориям стран Западной и Восточной Европы, а не РФ. Азиатский сектор РФ также существенно уступает по ресурсам горючих сланцев американским континентам.

Для России, по экспертным оценкам ООО «Газпром ВНИИГАЗ», геологические ресурсы сланцевого газа могут составить 6-8 трлн м3. Другие авторы дают более оптимистические оценки - до 20 трлн м3, чуть меньше, чем суммарные оценки тех же авторов для Европы и Китая .

В настоящее время все ресурсные оценки СГ для России - сугубо экспертные в силу крайне малой изученности объекта, но, без сомнения, имеют «право на жизнь».

Освоение ресурсов СГ в России осложнено:

1. Слабой геолого-геофизической изученностью, что обусловит низкую эффективность поисковоразведочных работ. В сланцевых бассейнах США изученность на порядок выше, что позволяет составлять геолого-технологические модели, адекватные реальным.

2. Отсутствием специализированных технологий добычи. В России имеется опыт ГРП и горизонтального бурения, однако эти работы были ориентированы на иные объекты. Использование данных технологий для добычи сланцевого газа имеет свою геолого-экологическую специфику.

3. Низкой буровой обеспеченностью работ. В США на объекты сланцевого газа ежегодно бурится несколько тысяч скважин. Такой масштаб бурения в ближайшие десятилетия в РФ экономически не целесообразен и маловероятен.

4. Отсутствием в РФ необходимых экономических стимулов (например, «§ 29 о налоговых льготах» - законодательный акт Конгресса США «О политике в области добычи газа из нетрадиционных источников»). В равной степени это относится ко всем рассмотренным нетрадиционным газовым ресурсам - сланцевым и угольным газам, природным газогидратам.

Для РФ изучение сланцевых газов актуально для мониторинга мировых перспектив его использования в качестве альтернативы российскому газу. Однако для собственной добычи этот вид нетрадиционных газовых скоплений промышленного интереса пока не представляет, в отличие от угольного метана и природных газогидратных залежей.

Список литературы

1. WOC 1 (Exploration, Production and Treatment of Natural Gas) Basic Activities Group report. Proc. of the 22nd World Gas Conference. WOCs Reports. Tokyo, Japan, 2003. P.p. 5-49.

2. Якушев B.C. Ресурсы и перспективы освоения нетрадиционных источников газа в России / B.C. Якушев, Е.В. Перлова, В.А. Истомин, В.А. Кузьминов, Н.Н. Соловьев, Л.С. Салина, Н.А. Махо-нина, С.А. Леонов. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 152 с.

3. Mallik 2002 Gas Hydrate Production Research Well Program. Proceedings of the Mallik International Symposium «From Mallik to the Future» in Makuhari, Japan, 2003, 109 p.

4. TakahashiH. Exploration for Natural Hydrate in Nankai-Trough Wells Offshore Japan / H. Takahashi, T. Yonezawa, Y. Takedomi. Paper presented at the 2001 Offshore Technology Conference in Houston, Texas, 30 April - 3 May 2001. OTC 13040.

5. Перлова E.B. Первоочередные объекты для поиска гидратов метана в надпродуктивных толщах действующих месторождений севера Западной Сибири / Е.В. Перлова, B.C. Якушев, Н.А. Махо-нина, С.А. Леонов // Полезные ископаемые мирового океана - 4: Материалы Международной конференции 12-15 мая 2008 г., г. Санкт-Петербург. - СПб.: ВНИИОкеангеология, 2008 (CD).

6. Perlova E.V. Submarine gas hydrate deposits: from genesis, geology to pecularities of gas production and treatment / E.V. Perlova, V.S. Yakushev, N.A. Makhonina, S.A. Leonov. Proceedings of 5th International Conference on Gas Hydrates, v. 3 (exploration, resources and environment), Trondheim, Norway, 2005. -Р 771-776.

7. Мазуренко Л.Л. Газовые гидраты Мирового океана / Л.Л. Мазуренко, В.А. Соловьев, Т.В. Матвеева // Газовая промышленность. Спецвыпуск «Газовые гидраты». - 2006. - С. 2-6.

8. Василев А. Оценка пространственного распространения и запасов газогидратов в Черном море / А. Василев, Л. Димитров // Геология и геофизика. - 2002. - Т. 43. - № 7. - С. 672-684.

9. Имра Т.Ф. Получение метана из угольных пластов / Т.Ф. Имра, О.А. Шепелькова и др. // Информационно-аналитический сборник, 2001. - 77 с.

10. Карасевич А.М. Кузнецкий бассейн - крупнейшая сырьевая база промысловой добычи метана из угольных пластов / А.М. Карасевич, В.Т. Хрюкин, Б.М. Зимаков и др. - М.: Издательство Академии горных наук, 2001. - 64 c.

11. Kuuskraa V.A. Decade of Progress in Unconventional Gas Unconventional gas / VA. Kuuskraa // OJG Unconventional gas article. - 2007. - № 1. - Р. 1-10.

12. Дмитриевский A.H. Сланцевый газ - новый вектор развития мирового рынка углеводородного сырья / А.Н. Дмитриевский, В.И. Высоцкий // Газовая промышленность. - 2010. - № 8. - С. 44-47.

В настоящее время потребление нефти таково, что никакой альтернативный ей источник энергии не может заменить собой потребности в нефти. При этом запасы традиционной легкодоступной нефти неуклонно снижаются. Новых открытий крупных месторождений нефти не было с 70-х годов прошлого века, несмотря на все старания нефтяных компаний.

Возобновляемые источники энергии, такие как энергия Солнца или энергия ветра не оправдывают ожиданий своих последователей. Слишком уж дорого обходится их внедрение, да и эффективность их применения вызывает много вопросов. Как показывает практика, возможности этих ресурсов (технологий) по выработке энергии довольно ограничены. Несмотря на отдельные довольно-таки успешные примеры внедрения альтернативной (возобновляемой) энергетики, ее широкомасштабное использование малоперспективно.

Атомная промышленность самостоятельно также не может покрыть необходимые потребности. Максимум на что может хватить запасов урана при текущих технологиях – это 10 лет. К тому же в обществе после недавних событий на Фукусиме укрепилось негативное отношение к этому виду энергии. Никто не хочет иметь у себя в огороде такой потенциально опасный объект как АЭС.

Чтобы удовлетворить непрерывно растущие потребности общества в энергии, нефтедобывающая отрасль все больше переключает свое внимание на дорогостоящие нетрадиционные и труднодоступные источники углеводородов.

К таким источникам относятся:

• Нефтяные пески Канады;
• Тяжелая/высоковязкая/битумная нефть других регионов мира;
• Сланцевая нефть;
• Технологии, основанные на процессе Фишера-Тропша:
• газ-в-жидкость / gas-to-liquids (GTL);
• уголь-в-жидкость / coal-to-liquids (CTL);
• биомасса-в-жидкость / biomass to liquids (BTL);
• Добыча нефти на глубоководном шельфе и шельфе арктических морей

Общая характерная черта всех этих источников углеводородов – высокая себестоимость конечной продукции. Но это относительно небольшая плата за то, чтобы получить привычную и подходящую для современной инфраструктуры форму энергии (жидкие углеводороды).

Краткий обзор нетрадиционных источников углеводородов

Нефтяные пески успешно разрабатывают в Канаде c 60-х годов прошлого века. Сегодня примерно половина нефти добываемой в этой стране приходиться на нефтяные пески. Под нефтяным песком, на самом деле, подразумевается смесь песка, воды, глины, тяжелой нефти и природного битума. Выделяют три нефтяных региона в Канаде со значительными запасами тяжелой нефти и природного битума. Это Athabasca, о котором многие наверняка слышали, Peace River и Cold Lake. Все они находятся в провинции Альберта.

Для добычи нефти из нефтяных песков применяют два принципиально различных метода:

1) Открытым карьерным способом и 2) Непосредственно из пласта.

Карьерный способ добычи подходит для неглубоких залежей (глубиной до 75 м) и залежей, выходящих на поверхность. Примечательно, что в Канаде все залежи подходящие для карьерного способа добычи, расположены в районе Athabasca.

Карьерный способ добычи подразумевает, что нефтяной песок, попросту говоря, грузиться на самосвалы и перевозится на установку переработки, где его промывают горячей водой и таким образом отделяют нефть от всего прочего материала. Требуется добыть примерно 2 тонны нефтяного песка, чтобы получить 1 баррель нефти. Если это кажется вам довольно трудозатратным способом получить 1 баррель нефти, то вы правы. Зато коэффициент нефтеотдачи при этом способе добычи очень высок и составляет 75%-95%.

Рис. 1 Карьерный способ добычи нефтяного песка

Для извлечения тяжелой нефти непосредственно из пласта используют, как правило, тепловые способы добычи, такие как . Существуют также и «холодные» методы добычи, предполагающие закачку в пласт растворителей (например, метод VAPEX или ). Способы добычи тяжелой нефти непосредственно из пласта менее эффективны в плане нефтеотдачи по сравнению с карьерным способом. В то же время эти способы имеют некоторый потенциал к снижению себестоимости получаемой нефти за счет совершенствования технологий ее добычи.

Тяжелая/высоковязкая/битумная нефть привлекает все большее внимание нефтяной промышленности. Поскольку основные «сливки» в мировой нефтедобыче уже сняты, нефтяные компании просто вынуждены переключаться на менее привлекательные месторождения тяжелой нефти.

Именно в тяжелой нефти сосредоточены основные мировые запасы углеводородов. Вслед за Канадой, поставившей на свой баланс запасы тяжелой/битумной нефти, то же самое сделала и Венесуэла, имеющая огромные запасы этой нефти в поясе реки Ориноко. Этот «маневр» вывел Венесуэлу на первое место в мире по запасам нефти. Значительные , а также во многих других нефтедобывающих странах.

Огромные запасы тяжелой нефти и природных битумов требуют разработки инновационных технологий добычи, транспорта и переработки сырья. В настоящее время операционные затраты по добыче тяжелой нефти и природных битумов могут в 3-4 раза превосходить затраты на добычу легкой нефти. Переработка тяжелой высоковязкой нефти также более энергоемка и, как следствие, во многих случаях низкорентабельна и даже убыточна.

В России различные способы добычи тяжелой нефти испытывались на хорошо известном Ярегском месторождении высоковязкой нефти расположенном в Республике Коми. Продуктивный пласт этого месторождения, залегающий на глубине ~200 м, содержит нефть плотностью 933 кг/м3 и вязкостью 12000-16000 мПа·с. В настоящее время на месторождении осуществляется термошахтный способ добычи, зарекомендовавший себя как достаточно эффективный и экономически оправданный.

На Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти, расположенном в Татарстане, реализуется проект по опытно-промышленному испытанию технологии парогравитационного воздействия. Эта технология, правда без особого успеха, испытывалась также на Мордово-Кармальском месторождении.

Результаты разработки месторождений тяжелой высоковязкой нефти в России пока не внушают особого оптимизма. Требуется дальнейшее совершенствование технологий и оборудования для повышения эффективности добычи. В то же время потенциал к снижению себестоимости добычи тяжелой нефти есть, и многие компании готовы принимать в ее добыче активное участие.

Сланцевая нефть - «модная» тема в последнее время. Сегодня целый ряд стран проявляют повышенный интерес к добыче сланцевой нефти. В США, где добыча сланцевой нефти уже идет, с ней связывают значительные надежды по снижению зависимости от импорта этого вида энергоресурса. В последние годы основной прирост добычи американской сырой нефти происходит преимущественно за счет сланцевых месторождений Bakken в Северной Дакоте и Eagle Ford в Техасе.

Развитие добычи сланцевой нефти – прямое следствие той «революции», которая случилась в США в добыче сланцевого газа. Поскольку цены на газ обвалились в результате резкого роста объемов его добычи, компании стали переключаться с добычи газа на добычу сланцевой нефти. Тем более что технологии их добычи ничем особенным не отличаются. Для этого, как известно, бурят горизонтальные скважины с последующими множественными гидроразрывами нефтесодержащих пород. Постольку поскольку дебит таких скважин очень быстро падает, для поддержания объемов добычи требуется бурить значительное количество скважин по очень плотной сетке. Поэтому затраты на добычу сланцевой нефти неизбежно оказываются выше, чем затраты на добычу нефти традиционных месторождений.

Пока высоки проекты по добыче сланцевой нефти, несмотря на высокие издержки, остаются привлекательными. За пределами США наиболее перспективными считаются залежи сланцевой нефти Vaca Muerta в Аргентине и Баженовская свита в России.

Процесс Фишера-Тропша был разработан в 20-х годах прошлого века немецкими учеными Францем Фишером и Гансом Тропшем. Заключается он в искусственном соединении водорода с углеродом при определенной температуре и давлении в присутствии катализаторов. Получаемая таким образом смесь углеводородов сильно напоминает нефть и обычно называется синтез-нефть .

Рис. 2 Производство синтетического топлива на основе процесса Фишера-Тропша

CTL (Coal-to-liquids) - суть технологии состоит в том, что уголь без доступа воздуха и при высокой температуре разлагается на угарный газ и водород. Далее в присутствии катализатора из этих двух газов синтезируется смесь различных углеводородов. Затем эта синтезированная нефть также как и обычная проходит разделение на фракции и дальнейшую переработку. В качестве катализаторов используется железо или кобальт.

Во время Второй Мировой войны немецкая промышленность активно использовала технологию Coal-to-liquids для получения синтетического топлива. Но поскольку процесс этот экономически нерентабелен и к тому же экологически вреден, то после окончания войны выработка синтетического топлива сошла на нет. Немецкий опыт впоследствии был использован всего дважды - один завод был построен в ЮАР и еще один в Тринидаде.

GTL (Gas-to-liquids) - процесс производства жидких синтетических углеводородов из газа (природного газа, попутного нефтяного газа). Cинтез-нефть, получаемая в результате GTL процесса, не уступает, а по отдельным характеристикам превосходит высококачественную легкую нефть. Многие мировые производители используют синтез-нефть для улучшения характеристик тяжелой нефти, путем их смешивания.

Несмотря на то, что интерес к технологиям преобразования сначала угля, потом газа в синтетические нефтепродукты не угасает с начала 20 века, в настоящее время в мире функционирует всего четыре крупнотоннажных GTL завода - Mossel Bay (ЮАР), Bintulu (Малайзия), Oryx (Катар) и Pearl (Катар).

BTL (Biomass-to-liquids) - суть технологии та же что и уголь-в-жидкость. Единственное существенное отличие в том, что исходным материалом является не уголь, а растительный материал. Масштабное использование этой технологии затруднено в связи с отсутствием значительного количества исходного материала.

Недостатками проектов по производству синтетических углеводородов на основе процесса Фишера-Тропша являются: высокая капиталоемкость проектов, значительные выбросы углекислого газа, высокое потребление воды. В результате проекты либо совсем не окупаются, либо находятся на грани рентабельности. Интерес к таким проектам повышается в периоды высоких цен на нефть и быстро угасает при снижении цен.

Добыча нефти на глубоководном шельфе требует от компаний высоких капитальных затрат, владения соответствующими технологиями и несет с собой повышенные риски для компании-оператора. Вспомнить хотя бы последнюю аварию на Deepwater Horizon в Мексиканском заливе. Компании BP только чудом удалось избежать банкротства. Чтобы покрыть все затраты и сопутствующие выплаты, компании пришлось продать чуть ли не половину своих активов. Ликвидация аварии и ее последствий, а также компенсационные выплаты обошлись BP в кругленькую сумму порядка 30 млрд. долларов.

Не каждая компания готова брать на себя такие . Поэтому проекты добычи нефти на глубоководном шельфе осуществляются, как правило, консорциумом компаний.

Шельфовые проекты успешно осуществляются в Мексиканском заливе, Северном море, на шельфе Норвегии, Бразилии и других стран. В России основные надежды связывают с шельфом арктических и дальневосточных морей.

Шельф арктических морей хотя и малоизучен, но обладает значительным потенциалом. Существующие геологические данные позволяют прогнозировать значительные запасы углеводородов в этом районе. Но и риски велики. Практикам нефтедобычи хорошо известно, что окончательный вердикт по наличию (или отсутствию) коммерческих запасов нефти можно вынести только по результатам бурения скважин. А их в Арктике пока что практически нет. Метод аналогий, который применяют в таких случаях для оценки запасов региона, может дать неверное представление о реальных запасах. Не каждая перспективная геологическая структура содержит нефть. Тем не менее, шансы обнаружить крупные месторождения нефти оцениваются экспертами как высокие.

К поиску и разработке залежей нефти в Арктике предъявляются чрезвычайно высокие требования по обеспечению охраны окружающей среды. Дополнительными препятствиями являются суровый климат, удаленность от существующей инфраструктуры и необходимость учета ледовой обстановки.

И в заключение еще несколько соображений

Все перечисленные источники углеводородов и способы их добычи не новы, они достаточно давно известны. Все они в той или иной степени уже задействованы нефтяной промышленностью. Сдерживает их развитие уже упомянутая высокая себестоимость конечной продукции и такой интересный показатель как EROI.

EROI (возврат энергии на инвестиции) – это отношение количества энергии, содержащейся в энергоносителе к энергии, затраченной на получение этого энергоносителя. Другими словами - это отношение энергии, которая содержит в себе полученная нефть к энергии, потраченной на бурение, добычу, транспортировку, переработку, хранение и доставку потребителю этой нефти.

Если обычная легкая нефть в настоящее время имеет EROI порядка 15:1, то у нефти, получаемой из нефтяного песка, EROI примерно 5:1, а у сланцевой нефти примерно 2:1.

Процесс постепенного замещения легкой нефти на более дорогостоящие источники углеводородов уже идет, а усредненный показатель EROI неуклонно движется к паритетному значению 1:1. И вполне вероятно, что в будущем этот показатель будет не в нашу пользу. Если до сих пор энергия нам доставалась можно сказать бесплатно , то в не таком уж далеком будущем нам, вероятно, придется платить за то, чтобы получить энергию в привычной и удобной жидкой форме, подходящей для наших технологий и существующей инфраструктуры.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Российской Федерации

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ УНИВЕРСИТЕТ

«ГОРНЫЙ»

Кафедра Геологии и разведки месторождений полезных ископаемых

Реферат

по дисциплине « Геология нефти и газа » .

Тема: « Нетрадиционные виды и источники углеводородного сырья и проблемы их освоения »

Проверил: доцент. Арчегов В.Б.

Выполнил: студент гр. РМ-12 Исаев Р.А.

Санкт-Петербург 2016

• Введение
• 1. Нетрадиционные виды и источники углеводородного сырья
• 2. Обзор альтернативных источников углеводородного сырья
• Сланцевые месторождения
• Процесс Фишера-Тропша
• Шельфовые месторождения
• 3. Газогидраты
• Газовые гидраты в природе
• Заключение
• Литература

Введение

Углеводороды представляют собой особые соединения широко распространенных элементов -- водорода и углерода. Эти природные соединения добывают и используют уже тысячи лет: при строительстве дорог и зданий в качестве связую-щего материала, при строительстве и изготовлении водонепроницаемых корабельных корпусов и корзин, в живописи, для создания мозаичных полотен, для приготовления пищи и освещения. Сначала их добывали из редких выходов на поверхность, а затем из скважин. За последние два столетия добыча нефти и газа достигла беспрецедентных масштабов. Сейчас нефть и газ являются источниками энергии для почти всех видов человеческой деятельности.

XXI век уже давно прогнозируется, как век исчерпания основной части ресурсов углеводородов, вначале нефти, а затем и газа. Процесс этот неизбежен, поскольку все виды сырья имеют тенденцию выработки запасов, причем с той интенсивностью, с которой оно осваивается и реализуется. Если учесть, что современные мировые энергопотребности обеспечиваются в основном нефтью и газом -60% (нефть-36%, газ-24%), то все виды прогнозов об их исчерпании не могут вызывать сомнений. Меняются лишь сроки завершения углеводородной эры человечества. Естественно, что время выхода на заключительный этап освоения углеводородов не одинаково на разных континентах и в разных странах, но для большинства оно настанет при текущих объемах добычи нефти в пределах 2030- 2050 гг., при условии достаточно заметного воспроизводства их запасов. Однако уже около 20 лет добыча нефти в мире опережает прирост ее запасов.

Понятие традиционных и нетрадиционных ресурсов углеводородов не имеет однозначного определения. Большинство исследователей, понимая, что природные процессы и образования часто не имеют четких разграничений, предлагают использовать при определении нетрадиционных запасов и ресурсов такие понятия, как трудноизвлекаемые запасы и нетрадиционные ресурсы углеводородов. Трудноизвлекаемые запасы, добычной потенциал которых практически не используется, мало чем отличаются от традиционных запасов нефти и газа -- за исключением ухудшения их геолого-промысловых характеристик. К нетрадиционным ресурсам углеводородов относятся, как принципиально отличные от традиционных по физико-химическим свойствам, так и по формам и характеру их размещения во вмещающей породе (среде).

1. Нетрадиционные виды и источники углеводородного сырья

Нетрадиционные ресурсы углеводородов, это та их часть, подготовка и освоение которых нуждается в разработке новых методов и способов выявления, разведки, добычи, переработки и транспорта. Они сосредоточены в сложных для освоения скоплениях, либо рассеяны в непродуктивной среде. Они плохо подвижны в пластовых условиях недр, в связи с чем нуждаются в специальных способах извлечения из недр, что повышает их себестоимость. Однако, достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение некоторых из них.

На начальном этапе исследований считалось, что их резервы практически неисчерпаемы, учитывая их масштабы (рисунок 1) и широкое распространение. Однако, многолетнее изучение различных источников нетрадиционных ресурсов углеводородов, проведенное во второй половине прошлого века, оставило в качестве реальных для освоения только тяжелые нефти, нефтяные пески и битумы, нефтегазонасыщенные низкопроницаемые коллектора и газы угленостных отложений. Уже на 14- Мировом нефтяном конгрессе (1994 г., Норвегия) нетрадиционные нефти, представленные только тяжелыми нефтями, битумами и нефтяными песками, были оценены в 400- 700 млрд. т, в 1,3- 2,2 раза больше традиционных ресурсов -. Проблематичными и дискуссионными в качестве промышленных источников газа оказались водорастворенные газы и газогидраты, несмотря на их широкую распространенность.

Рисунок 1 - Геологические ресурсы углеводородов

2. Обзор альтернативных источников углеводородного сырья

Тяжелая нефть и нефтяные пески

Геологические ресурсы в мире этого вида сырья огромны- 500 млрд. т. Запасы тяжелых нефтей с плотностью более вполне успешно осваиваются. При современных технологиях их извлекаемые запасы превышают 100 млрд. т. Особенно богаты тяжелыми нефтями и битуминозными песками Венесуэла и Канада. В последние годы растут объемы добычи тяжелых нефтей, составляя по разным оценкам около 12-15% от общемировой. Еще в 2000 г. в мире из тяжелых нефтей добывалось лишь 37, 5 млн.т. в 2005 г.- 42,5 млн.т., а к 2010-2015 гг. по прогнозу может составить уже около 200 млн.т., но при мировых ценах на нефть не ниже 50-60$/брр.

Нефтяные пески успешно разрабатывают в Канаде c 60-х годов прошлого века. Сегодня примерно половина нефти добываемой в этой стране приходиться на нефтяные пески. Под нефтяным песком, на самом деле, подразумевается смесь песка, воды, глины, тяжелой нефти и природного битума. Выделяют три нефтяных региона в Канаде со значительными запасами тяжелой нефти и природного битума. Это Athabasca, Peace River и Cold Lake. Все они находятся в провинции Альберта.

Для добычи нефти из нефтяных песков применяют два принципиально различных метода:

1) Открытым карьерным способом и 2) Непосредственно из пласта.

Карьерный способ добычи подходит для неглубоких залежей (глубиной до 75 м) и залежей, выходящих на поверхность. Примечательно, что в Канаде все залежи подходящие для карьерного способа добычи, расположены в районе Athabasca.

Карьерный способ добычи подразумевает, что нефтяной песок, попросту говоря, грузиться на самосвалы и перевозится на установку переработки, где его промывают горячей водой и таким образом отделяют нефть от всего прочего материала. Требуется добыть примерно 2 тонны нефтяного песка, чтобы получить 1 баррель нефти. Если это кажется вам довольно трудозатратным способом получить 1 баррель нефти, то вы правы. Зато коэффициент нефтеотдачи при этом способе добычи очень высок и составляет 75%-95%.

Рис. 1 Карьерный способ добычи нефтяного песка

Для извлечения тяжелой нефти непосредственно из пласта используют, как правило, тепловые способы добычи, такие как парогравитационное воздействие. Существуют также и «холодные» методы добычи, предполагающие закачку в пласт растворителей (например, метод VAPEX или технология N-Solv). Способы добычи тяжелой нефти непосредственно из пласта менее эффективны в плане нефтеотдачи по сравнению с карьерным способом. В то же время эти способы имеют некоторый потенциал к снижению себестоимости получаемой нефти за счет совершенствования технологий ее добычи.

Тяжелая/высоковязкая/битумная нефть привлекает все большее внимание нефтяной промышленности. Поскольку основные «сливки» в мировой нефтедобыче уже сняты, нефтяные компании просто вынуждены переключаться на менее привлекательные месторождения тяжелой нефти.

Именно в тяжелой нефти сосредоточены основные мировые запасы углеводородов. Вслед за Канадой, поставившей на свой баланс запасы тяжелой/битумной нефти, то же самое сделала и Венесуэла, имеющая огромные запасы этой нефти в поясе реки Ориноко. Этот «маневр» вывел Венесуэлу на первое место в мире по запасам нефти. Значительные запасы тяжелой нефти есть и в России, а также во многих других нефтедобывающих странах.

Огромные запасы тяжелой нефти и природных битумов требуют разработки инновационных технологий добычи, транспорта и переработки сырья. В настоящее время операционные затраты по добыче тяжелой нефти и природных битумов могут в 3-4 раза превосходить затраты на добычу легкой нефти. Переработка тяжелой высоковязкой нефти также более энергоемка и, как следствие, во многих случаях низкорентабельна и даже убыточна.

В России различные способы добычи тяжелой нефти испытывались на хорошо известном Ярегском месторождении высоковязкой нефти расположенном в Республике Коми. Продуктивный пласт этого месторождения, залегающий на глубине ~200 м, содержит нефть плотностью 933 кг/м3 и вязкостью 12000-16000 мПа·с. В настоящее время на месторождении осуществляется термошахтный способ добычи, зарекомендовавший себя как достаточно эффективный и экономически оправданный.

На Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти, расположенном в Татарстане, реализуется проект по опытно-промышленному испытанию технологии парогравитационного воздействия. Эта технология, правда без особого успеха, испытывалась также на Мордово-Кармальском месторождении.

Результаты разработки месторождений тяжелой высоковязкой нефти в России пока не внушают особого оптимизма. Требуется дальнейшее совершенствование технологий и оборудования для повышения эффективности добычи. В то же время потенциал к снижению себестоимости добычи тяжелой нефти есть, и многие компании готовы принимать в ее добыче активное участие.

Сланцевые месторождения

Сланцевая нефть - «модная» тема в последнее время. Сегодня целый ряд стран проявляют повышенный интерес к добыче сланцевой нефти. В США, где добыча сланцевой нефти уже идет, с ней связывают значительные надежды по снижению зависимости от импорта этого вида энергоресурса. В последние годы основной прирост добычи американской сырой нефти происходит преимущественно за счет сланцевых месторождений Bakken в Северной Дакоте и Eagle Ford в Техасе.

Развитие добычи сланцевой нефти - прямое следствие той «революции», которая случилась в США в добыче сланцевого газа. Поскольку цены на газ обвалились в результате резкого роста объемов его добычи, компании стали переключаться с добычи газа на добычу сланцевой нефти. Тем более что технологии их добычи ничем особенным не отличаются. Для этого, как известно, бурят горизонтальные скважины с последующими множественными гидроразрывами нефтесодержащих пород. Постольку поскольку дебит таких скважин очень быстро падает, для поддержания объемов добычи требуется бурить значительное количество скважин по очень плотной сетке. Поэтому затраты на добычу сланцевой нефти неизбежно оказываются выше, чем затраты на добычу нефти традиционных месторождений.

Пока цены на нефть высоки проекты по добыче сланцевой нефти, несмотря на высокие издержки, остаются привлекательными. За пределами США наиболее перспективными считаются залежи сланцевой нефти Vaca Muerta в Аргентине и Баженовская свита в России.

На сегодняшний день технологии добычи сланцевой нефти все еще находятся в начальной стадии развития. Себестоимость получаемого сырья хотя и имеет тенденцию к снижению, но, тем не менее, значительно выше себестоимости добычи традиционной нефти. Поэтому сланцевая нефть остается пока скорее перспективным резервом на будущее и вряд ли значительно повлияет на существующий рынок нефти. Такой же «революции», какая случилась на газовом рынке в связи с развитием добычи сланцевого газа, на рынке нефти ждать не приходится.

углеводородный газогидрат нефтяной топливо

Процесс Фишера-Тропша

Процесс Фишера-Тропша был разработан в 20-х годах прошлого века немецкими учеными Францем Фишером и Гансом Тропшем. Заключается он в искусственном соединении водорода с углеродом при определенной температуре и давлении в присутствии катализаторов. Получаемая таким образом смесь углеводородов сильно напоминает нефть и обычно называется синтез-нефть .

Рис. 2 Производство синтетического топлива на основе процесса Фишера-Тропша

CTL (Coal-to-liquids) - суть технологии состоит в том, что уголь без доступа воздуха и при высокой температуре разлагается на угарный газ и водород. Далее в присутствии катализатора из этих двух газов синтезируется смесь различных углеводородов. Затем эта синтезированная нефть также как и обычная проходит разделение на фракции и дальнейшую переработку. В качестве катализаторов используется железо или кобальт.

Во время Второй Мировой войны немецкая промышленность активно использовала технологию Coal-to-liquids для получения синтетического топлива. Но поскольку процесс этот экономически нерентабелен и к тому же экологически вреден, то после окончания войны выработка синтетического топлива сошла на нет. Немецкий опыт впоследствии был использован всего дважды - один завод был построен в ЮАР и еще один в Тринидаде.

GTL (Gas-to-liquids) - процесс производства жидких синтетических углеводородов из газа (природного газа, попутного нефтяного газа). Cинтез-нефть, получаемая в результате GTL процесса, не уступает, а по отдельным характеристикам превосходит высококачественную легкую нефть. Многие мировые производители используют синтез-нефть для улучшения характеристик тяжелой нефти, путем их смешивания.

Несмотря на то, что интерес к технологиям преобразования сначала угля, потом газа в синтетические нефтепродукты не угасает с начала 20 века, в настоящее время в мире функционирует всего четыре крупнотоннажных GTL завода - Mossel Bay (ЮАР), Bintulu (Малайзия), Oryx (Катар) и Pearl (Катар).

BTL (Biomass-to-liquids) - суть технологии та же что и уголь-в-жидкость. Единственное существенное отличие в том, что исходным материалом является не уголь, а растительный материал. Масштабное использование этой технологии затруднено в связи с отсутствием значительного количества исходного материала.

Недостатками проектов по производству синтетических углеводородов на основе процесса Фишера-Тропша являются: высокая капиталоемкость проектов, значительные выбросы углекислого газа, высокое потребление воды. В результате проекты либо совсем не окупаются, либо находятся на грани рентабельности. Интерес к таким проектам повышается в периоды высоких цен на нефть и быстро угасает при снижении цен.

Шельфовые месторождения

Добыча нефти на глубоководном шельфе требует от компаний высоких капитальных затрат, владения соответствующими технологиями и несет с собой повышенные риски для компании-оператора. Вспомнить хотя бы последнюю аварию на Deepwater Horizon в Мексиканском заливе. Компании BP только чудом удалось избежать банкротства. Чтобы покрыть все затраты и сопутствующие выплаты, компании пришлось продать чуть ли не половину своих активов. Ликвидация аварии и ее последствий, а также компенсационные выплаты обошлись BP в кругленькую сумму порядка 30 млрд. долларов.

Не каждая компания готова брать на себя такие риски. Поэтому проекты добычи нефти на глубоководном шельфе осуществляются, как правило, консорциумом компаний.

Шельфовые проекты успешно осуществляются в Мексиканском заливе, Северном море, на шельфе Норвегии, Бразилии и других стран. В России основные надежды связывают с шельфом арктических и дальневосточных морей.

Шельф арктических морей хотя и малоизучен, но обладает значительным потенциалом. Существующие геологические данные позволяют прогнозировать значительные запасы углеводородов в этом районе. Но и риски велики. Практикам нефтедобычи хорошо известно, что окончательный вердикт по наличию (или отсутствию) коммерческих запасов нефти можно вынести только по результатам бурения скважин. А их в Арктике пока что практически нет. Метод аналогий, который применяют в таких случаях для оценки запасов региона, может дать неверное представление о реальных запасах. Не каждая перспективная геологическая структура содержит нефть. Тем не менее, шансы обнаружить крупные месторождения нефти оцениваются экспертами как высокие.

К поиску и разработке залежей нефти в Арктике предъявляются чрезвычайно высокие требования по обеспечению охраны окружающей среды. Дополнительными препятствиями являются суровый климат, удаленность от существующей инфраструктуры и необходимость учета ледовой обстановки.

3. Газогидраты

Газовые гидраты в природе

Газовые гидраты (также гидраты природных газов или клатраты) -- кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа. Название «клатраты» (от лат. clathratus -- «сажать в клетку»), было дано Пауэллом в 1948 году. Гидраты газа относятся к нестехиометрическим соединениям, то есть соединениям переменного состава.

Большинство природных газов (CH4, C2H6, C3H8, CO2, N2, H2S, изобутан и т. п.) образуют гидраты, которые существуют при определённых термобарических условиях. Область их существования приурочена к морским донным осадкам и к областям многолетнемёрзлых пород. Преобладающими природными газовыми гидратами являются гидраты метана и диоксида углерода.

При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промышленных коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с образованием гидратов на газовых промыслах вводят в скважины и трубопроводы различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-ный раствор CaCl 2), а также поддерживают температуру потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляцией трубопроводов и подбором режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока. Для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах наиболее эффективна газоосушка -- очистка газа от паров воды.

География распространения газогидратов

Большая часть гидратов сосредоточена, по-видимому, на материковых окраинах, где глубина вод составляет примерно 500 м. В этих зонах вода выносит органический материал и содержит питательные вещества для бактерий, в результате жизнедеятельности которых выделяется метан. Обычная глубина залегания СПГГ -- 100--500 м ниже морского дна, хотя иногда их обнаруживали и на морском дне. В районах с развитой многолетней мерзлотой они могут присутствовать и на меньших глубинах, так как температура на поверхности ниже. Крупные СПГГ были обнаружены на шельфе Японии, в районе Блейк Ридж к востоку от морской границы США, на материковой окраине района Каскадных гор около Ванкувера [Британская Колумбия, Канада] и на шельфе Новой Зеландии. Свидетельств об СПГГ, полученных путем прямого отбора образцов, во всем мире немного. Большая часть данных о нахождении гидратов получена косвенны-ми путями: посредством сейсмических исследований, ГИС, по результатам измерений во время бурения, по изменению минерализации поровой воды.

Пока известен только один пример добычи газа из СПГГ -- на Мессояхском газовом месторождении в Сибири. Это месторождение, открытое в 1968 г., стало первым месторождением в северной части Западно-Сибирского бассейна, из которого был получен газ. К середине 80-х годов в бассейне было открыто более 60 других месторождений. Суммарные запасы этих месторождений составляли 22 трлн. м 3 или одну треть мировых запасав газа. Согласно оценке, сделанной до начала добычи, запасы Мессояхского месторождения были равны 79 млн. м 3 газа, из которых одна треть содержалась в гидратах, перекрывающих зону свободного газа.

Если не считать Мессояхского месторождения, наиболее изученными являются СПГГ в районе Прудо Бей -- Кипарук Ривер на Аляске. В 1972 г. на разведочной скважине ARC0 и Exxon 2 Норт-Уэст Эйлин на Северном склоне Аляски были подняты гидратосодержащие образцы в герметизированных керноотборниках. По градиентам давления и температуры в регионе можно рассчитать толщину зоны устойчивого состояния или стабильности гидратов в районе Прудо Бей -- Кипарук Ривер. Согласно оценкам, гидраты должны быть сосредоточены в интервале 210-- 950 м.

Районы современной разведки на гидраты

Специалисты Геологической службы Канады (GCSJ, Японской национальной нефтяной корпорации (JN0CI, Японской нефтяной разведочной компании (JAPEX1, Геологической службы США, Министерства энергетики США и нескольких компаний, в том числе Шлюмберже, провели исследование газогидратной залежи (ГТЗ) в дельте р. Маккензи (Северо-Западные территории, Канада) в рамках совместного проекта. В 1998 г. рядом со скважиной кампании Imperial Oil Ltd., вскрывшей скопление гидратов, была пробурена новая исследовательская скважина Маллик 2L-38. Цель этой работы заключалась в том, чтобы оценить свойства гидратов в естественном залегании и оценить возможность определения этих свойств с помощью скважинных приборов, спускаемых на кабеле.

Опыт, приобретенный в ходе исследований на скв. Маллик, оказался очень полезным для изучения свойств природных гидратов. JAPEX и связанные с ней группы решили начать новый проект бурения на гидраты во впадине Нанкай на шельфе Японии. Около десятка площадей были оценены как перспективные на гидраты по признаку наличия BSR(подобно- донные отражающие границы).

Проблема промышленного освоения газогидратной формы скопления углеводородов

Устойчивость морского дна. Разложение гидратов может привести к нарушению устойчивости придонных отложений на континентальных склонах. Подошва ЗГТ может быть местом резкого снижения прочности толщи осадочных пород. Присутствие гидратов может препятствовать нормальному уплотнению и консолидации отложений. Поэтому свободный газ, удерживаемый ниже ЗГТ, может оказаться под повышенным давлением. Таким образом, любая из технологий разработки месторождений гидратов может оказаться успешной только в том случае, если будет исключено дополнительное снижение устойчивости пород. Пример осложнений, возникающих при разложении гидратов, можно найти у Атлантического побережья США. Здесь уклон морского дна составляет 5°, и при таком уклоне дно должна быть устойчиво. Однако наблюдается много подводных оползневых уступов. Глубина этих уступов близка к предельной глубине зоны стабильности гидратов. В районах, где происходили оползни, BSR менее отчетливы. Это может служить признаком того, что в настоящее время гидратов уже нет, так как они переместились. Существует гипотеза, согласно которой при снижении давления в СПТТ, как это должно было произойти при снижении уровня моря в ледниковый период, могло начаться разложение гидратов на глубине и, как следствие, сползание отложений, насыщенных гидратами.

Такие районы были обнаружены у побережья Сев. Каролины, США. В зоне огромного подводного оползня шириной 66 км сейсмическими исследованиями было установлено наличие массивного СПТТ по обе стороны от оползневого уступа. Однако под самим уступом гидратов нет.

Подводные оползни, обусловленные наличием гидратов, могут повлиять на устойчивость морских платформ и трубопроводов.

Многие специалисты считают, что часто упоминаемые оценки количества метана в гидратах преувеличены. И даже если эти оценки верны, гидраты могут быть рассеяны в осадочных породах, а не сконцентрированы в виде крупных скоплений. В таком случае добывать их может быть сложно, экономически не выгодно и опасно для окружающей среды.

Заключение

Состояние изученности нетрадиционных видов сырья и их освоенности в мире все еще низкое, но вместе с исчерпанием традиционных резервов страны с дефицитом углеводородов все чаще обращаются к их нетрадиционным источникам. Большая часть мероприятий так же, как и предложений по стимулированию добычи, направлена исключительно на группу трудноизвлекаемых нефтей и газов. Собственно же нетрадиционные ресурсы УВ находятся за пределами внимания как нефтегазовых компаний, так и государственных органов управления недропользованием.

Таким образом, применительно к современной ситуации основные виды нетрадиционных ресурсов углеводородов можно разбить на группу подготовленных для промышленного (или опытно-промышленного) освоения, группу, требующую изучения, оценки и учета на балансе, а также для которой необходима разработка технологий с вовлечением в освоение в долгосрочной перспективе, и группу проблемных и гипотетических объектов.

По возможности вовлечения в освоения нетрадиционные ресурсы углеводородов можно разделить на три неравнозначные группы. Практическую значимость в качестве углеводородного сырья среди нетрадиционных источников углеводородов уже в настоящее время имеют трудноизвлекаемые (тяжелые высоковязкие) нефти, битумы и нефтяные пески. В среднесрочной перспективе к этой группе можно будет относить газы и нефть в сланцах.

К природным газогидратам нефтяные компании пока интереса не проявляют. В то же время на рынке технологий в скором времени появится новый продукт, основанный на свойстве природного газа в определенных условиях образовывать твердые соединения (кстати, до сих пор это свойство приносило одни хлопоты и расходы, так как благодаря ему в газопроводах в зимнее время нередко возникают газогидратные пробки). К разработке этого продукта причастны сразу несколько крупных компаний, включая Shell, Total, Arco, Phillips и другие. Речь идет о преобразовании природного газа в газогидраты, что обеспечивает его транспортировку без использования трубопровода и хранение в наземных хранилищах при нормальном давлении. Разработка этой технологии явилась побочным продуктом десятилетних исследований природных газогидратов в норвежских научных лабораториях.

В целом нетрадиционные ресурсы углеводородов - это существенный резерв и для восполнения сырьевой базы нефти и газа для многих стран.

Литература

1. Макогон Ю.Ф. «Гидраты природных газов», Недра, 1974

2. Баженова О.К., Бурлин Ю.К. «Геология и геохимия нефти и газа», МГУ 2004

3. Якуцени В. П., Петрова Ю. Э., Суханов А.А. «Нетрадиционные ресурсы углеводородов - резерв для восполнения сырьевой базы нефти и газа России», ВНИГРИ, СПб., 2009, 20с.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Состав углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины. Методы предотвращения коррозии металлов, гидратообразования, парафиноотложения и солеотложения при сборе и подготовке углеводородного сырья.

диссертация , добавлен 31.12.2015


Характеристика нефтяной платформы как сложного инженерного комплекса. Типы нефтяных платформ: стационарная, мобильная, полупогружная. Назначение, устройство и эксплуатация нефтяной платформы Eva 4000. Бурение скважины и добычи углеводородного сырья.

реферат , добавлен 27.10.2015


Общие сведения о нефтяной промышленности, как в мире, так и в России. Мировые запасы нефти, ее добыча и потребление. Рассмотрение территориальной организации добычи и переработки нефти в Российской Федерации. Основные проблемы развития отрасли в стране.

курсовая работа , добавлен 21.08.2015


Технология термического воздействия на пласт высоковязких нефтей и природных битумов. Сущность метода внутрипластового горения. Разработка нефтяных (битумных) месторождений открытым способом. Опыт шахтной добычи тяжелой нефти в России и ее недостатки.

реферат , добавлен 08.05.2015


История морской добычи нефти. География месторождений. Типы буровых установок. Бурение нефтяных и газовых скважин в арктических условиях. Характеристика морской добычи нефти в России. Катастрофы платформ, крупнейшие аварии на нефтедобывающих платформах.

курсовая работа , добавлен 30.10.2011


Типы морских платформ - сложного инженерного комплекса, предназначенного для бурения скважин и добычи углеводородного сырья, залегающего под дном моря, океана либо иного водного пространства. Ее элементы: корпус, якорная система, буровая палуба и вышка.

презентация , добавлен 02.02.2017


Изучение и оценка ресурсов углеводородного сырья в статическом и динамическом состоянии; геологическое обеспечение эффективной разработки месторождений; методы геолого-промыслового контроля. Охрана недр и природы в процессе бурения и эксплуатации скважин.

курс лекций , добавлен 22.09.2012


Сравнение принципов классификации запасов нефти в 2001 и 2005 гг. Обоснование подсчетных параметров Залесного месторождения по данным промыслово-геофизического исследования скважин - общей площади, объема нефтенасыщенных пород, коэффициента их пористости.

курсовая работа , добавлен 17.05.2011


Краткая характеристика и основные показатели деятельности предприятия. Анализ рынка нефти, особенности процесса и проблемы ее добычи. Поиск возможных методов увеличения производительности скважин. Внедрение кислотного гидроразрыва пласта при добыче нефти.

дипломная работа , добавлен 29.06.2012


Общая характеристика, история и основные этапы освоения исследуемого месторождения. Используемое оборудование и инструментарий при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Профессиональные права и обязанности оператора по добычи нефти и газа.

В связи с развитием производственных технологий и значительным ухудшением экологической ситуации во многих регионах земного шара, человечество столкнулось с проблемой поиска новых источников энергии. С одной стороны, количество добываемой энергии должно быть достаточным для развития производства, науки и коммунально-бытовой сферы, с другой стороны, добыча энергии не должна отрицательно сказываться на окружающей среде.

Данная постановка вопроса привела к поиску так называемых альтернативных источников энергии — источников, соответствующих вышеуказанным требованиям. Усилиями мировой науки было обнаружено множество таких источников, на данный момент большинство из них уже используется более или менее широко. Предлагаем вашему вниманию их краткий обзор:

Солнечная энергия

Солнечные электростанции активно используются более чем в 80 странах, они преобразуют солнечную энергию в электрическую. Существуют разные способы такого преобразования и, соответственно, различные типы солнечных электростанций. Наиболее распространены станции, использующие фотоэлектрические преобразователи (фотоэлементы), объединенные в солнечные батареи. Большинство крупнейших фотоэлектрических установок мира находятся в США.

Энергия ветра

Ветроэнергетические установки (ветряные электростанции) широко используются в США, Китае, Индии, а также в некоторых западноевропейских странах (например в Дании, где 25% всей электроэнергии добывают именно таким способом). Ветроэнергетика является весьма перспективным источником альтернативной энергии, в настоящее время многие страны значительно расширяют использование электростанций данного типа.

Биотопливо

Главными преимуществами данного источника энергии перед другими видами топлива являются его экологичность и возобновляемость. К альтернативным источникам энергии относятся не все виды биотоплива: традиционные дрова тоже являются биотопливом, но не являются альтернативным источником энергии. Альтернативное биотопливо бывает твердым (торф, отходы деревообработки и сельского хозяйства), жидким (биодизель и биомазут, а также метанол, этанол, бутанол) и газообразное (водород, метан, биогаз).

Энергия приливов и волн

В отличие от традиционной гидроэнергетики, использующей энергию водного потока, альтернативная гидроэнергетика пока не получила широкого распространения. К главным минусам приливных электростанций относятся высокая стоимость их строительства и суточные изменения мощности, их за которых электростанции этого типа целесообразно использовать только в составе энергосистем, использующих также и другие источники энергии. Основные плюсы — высокая экологичность и низкая себестоимость получения энергии.

Тепловая энергия Земли

Для разработки этого источника энергии используются геотермальные электростанции, использующие энергию высокотемпературных грунтовых вод, а также вулканов. На данный момент более распространенной является гидротермальная энергетика, использующая энергию горячих подземных источников. Петротермальная энергетика, основанная на использовании «сухого» тепла земных недр, на данный момент развита слабо; основной проблемой считается низкая рентабельность данного способа получения энергии.

Атмосферное электричество

(Вспышки молний на поверхности Земли происходят практически одновременно в самых разных местах планеты )

Грозовая энергетика, основывающаяся на захвате и накоплении энергии молний, пока находится в стадии становления. Главными проблемами грозовой энергетики являются подвижность грозовых фронтов, а также быстрота атмосферных электрических разрядов (молний), затрудняющая накопление их энергии.