Karte

Nekonvencionalni izvori ugljovodonika. Vrste i izvori energije su netradicionalni. ljudske kanalizacije

28.08.2020

Trenutno je potrošnja nafte takva da nijedan alternativni izvor energije ne može zamijeniti potrebu za naftom. Istovremeno, zalihe tradicionalne lako dostupne nafte stalno se smanjuju. Novih otkrića velikih naftnih polja nije bilo od 70-ih godina prošlog vijeka, uprkos svim naporima naftnih kompanija.

Obnovljivi izvori energije kao što su solarna energija ili energija vjetra ne ispunjavaju očekivanja svojih sljedbenika. Njihova implementacija je preskupa, a efikasnost njihove upotrebe postavlja mnoga pitanja. Kako praksa pokazuje, mogućnosti ovih resursa (tehnologija) za proizvodnju energije su prilično ograničene. Uprkos nekim prilično uspješnim primjerima uvođenja alternativne (obnovljive) energije, njena masovna upotreba nije baš obećavajuća.

Nuklearna industrija sama po sebi također ne može pokriti potrebne potrebe. Maksimum koji rezerve uranijuma mogu trajati uz postojeće tehnologije je 10 godina. Osim toga, nakon nedavnih događaja u Fukušimi, u društvu je ojačao negativan stav prema ovoj vrsti energije. Niko ne želi da u svojoj bašti ima tako potencijalno opasan objekat kao što je nuklearna elektrana.

Kako bi zadovoljila sve veće energetske potrebe društva, naftna industrija sve više usmjerava svoju pažnju na skupe, nekonvencionalne i teško dostupne izvore ugljovodonika.

Ovi izvori uključuju:

  • Uljni pijesak Kanade;
  • Teška/visoko viskozna/bitumenska nafta iz drugih regija svijeta;
  • Ulje iz škriljaca;
  • Tehnologije zasnovane na Fischer-Tropsch procesu:
    • gas u tečnost / gas u tečnost (GTL);
    • ugalj u tečnost / ugljen u tečnost (CTL);
    • biomasa u tečnost / biomasa u tečnost (BTL);
  • Proizvodnja nafte na dubokovodnom šelfu i šelfu arktičkih mora

Generale karakteristika od svih ovih izvora ugljikovodika - visoka cijena finalnog proizvoda. Ali ovo je relativno mala cijena za dobijanje oblika energije koji je poznat i pogodan za modernu infrastrukturu (tečni ugljovodonici).

Kratak pregled nekonvencionalnih izvora ugljovodonika

uljni pijesak uspješno se razvijaju u Kanadi od 60-ih godina prošlog vijeka. Danas otprilike polovina nafte proizvedene u ovoj zemlji dolazi iz naftnog pijeska. Uljni pijesak je zapravo mješavina pijeska, vode, gline, teške nafte i prirodnog bitumena. U Kanadi postoje tri naftna regiona sa značajnim rezervama teške nafte i prirodnog bitumena. Ovo je Atabaska, za koju su mnogi verovatno čuli, reka mira i hladno jezero. Svi su u provinciji Alberta.

Za vađenje nafte iz uljnog pijeska koriste se dvije fundamentalno različite metode:

1) Otvoreni kop i 2) Direktno iz šava.

Metoda otvorenog kopanja pogodna je za plitka ležišta (do 75 m dubine) i ležišta koja izlaze na površinu. Važno je napomenuti da se u Kanadi sva ležišta otvorenog kopa nalaze u regiji Athabasca.

Otvorena eksploatacija znači da se naftni pijesak, jednostavno rečeno, utovari na kipere i odvozi u pogon za preradu, gdje se ispere toplom vodom i tako odvaja naftu od svih ostalih materijala. Za proizvodnju 1 barela nafte potrebno je otprilike 2 tone naftnog pijeska. Ako ovo zvuči kao prilično naporan način da se dobije 1 barel nafte, onda ste u pravu. Ali faktor povrata nafte kod ovog načina proizvodnje je vrlo visok i iznosi 75% -95%.

Rice. 1 Otvorena ekstrakcija uljnog pijeska

Za ekstrakciju teške nafte direktno iz ležišta u pravilu se koriste termičke metode proizvodnje, kao npr. Postoje i "hladne" metode proizvodnje koje uključuju ubrizgavanje rastvarača u rezervoar (na primjer, VAPEX metoda ili). Metode za vađenje teške nafte direktno iz ležišta manje su efikasne u smislu povrata nafte u odnosu na metode otvorenog kopa. U isto vrijeme, ove metode imaju određeni potencijal da smanje troškove proizvedene nafte poboljšanjem tehnologije proizvodnje.

Teško/visoko viskozno/bitumensko ulje privlačeći sve veću pažnju naftne industrije. Pošto je glavna "krema" u svjetskoj proizvodnji nafte već uklonjena, naftne kompanije jednostavno su primorani da se prebace na manje atraktivna polja teške nafte.

U teškoj nafti su koncentrisane glavne svjetske rezerve ugljikovodika. Nakon Kanade, koja je stavila na svoje bilansne rezerve teške/bitumenske nafte, isto je učinila i Venecuela, koja ima ogromne rezerve ove nafte u pojasu rijeke Orinoko. Ovaj "manevar" doveo je Venecuelu na prvo mjesto u svijetu po rezervama nafte. Značajan, kao iu mnogim drugim zemljama proizvođačima nafte.

Ogromne rezerve teške nafte i prirodnog bitumena zahtijevaju razvoj inovativnih tehnologija za ekstrakciju, transport i preradu sirovina. Trenutno operativni troškovi za ekstrakciju teške nafte i prirodnog bitumena mogu biti 3-4 puta veći od troškova za ekstrakciju lake nafte. Prerada teškog ulja visokog viskoziteta je također energetski intenzivnija i, kao rezultat, u mnogim slučajevima niskoprofitabilna, pa čak i neisplativa.

U Rusiji su različite metode izvlačenja teške nafte testirane na dobro poznatom visokoviskoznom naftnom polju Yaregskoye koje se nalazi u Republici Komi. Produktivna formacija ovog polja, koja leži na dubini od ~200 m, sadrži naftu gustoće od 933 kg/m3 i viskoziteta od 12000-16000 mPa·s. Trenutno se na polju koristi termički rudarski metod ekstrakcije, koji se pokazao kao prilično efikasan i ekonomski opravdan.

Na polju ekstra viskozne nafte Ashalchinskoye, koje se nalazi u Tatarstanu, implementira se projekat pilotskog testiranja tehnologije parne gravitacione obrade. Ova tehnologija, iako bez većeg uspjeha, testirana je i na Mordovsko-Karmalskom polju.

Rezultati razvoja teških visokoviskoznih naftnih polja u Rusiji još ne ulivaju mnogo optimizma. Da bi se poboljšala efikasnost proizvodnje, potrebno je dalje unapređenje tehnologija i opreme. Istovremeno, postoji potencijal za smanjenje troškova proizvodnje teške nafte, a mnoge kompanije spremne su aktivno učestvovati u njenoj proizvodnji.

ulje iz škriljaca- "modna" tema u novije vrijeme. Danas veliki broj zemalja pokazuje povećan interes za proizvodnju nafte iz škriljaca. U Sjedinjenim Državama, gdje je proizvodnja nafte iz škriljaca već u toku, velike nade se vežu za smanjenje ovisnosti o uvozu ove vrste energenata. Posljednjih godina, glavni porast proizvodnje sirove nafte u SAD-u dolazi uglavnom iz škriljaca Bakken u Sjevernoj Dakoti i Eagle Forda u Teksasu.

Razvoj proizvodnje nafte iz škriljaca direktna je posljedica "revolucije" koja se dogodila u Sjedinjenim Državama u proizvodnji plina iz škriljaca. Kako su cijene plina pale kao rezultat naglog povećanja proizvodnje plina, kompanije su počele prelaziti s proizvodnje plina na proizvodnju nafte iz škriljaca. Štoviše, tehnologije za njihovu ekstrakciju se ne razlikuju. Za to se, kao što je poznato, buše horizontalne bušotine, nakon čega slijedi višestruko hidraulično lomljenje naftonosnih stijena. Budući da brzina takvih bušotina vrlo brzo opada, potrebno je izbušiti značajan broj bušotina u veoma gustoj mreži kako bi se održao obim proizvodnje. Stoga je cijena vađenja nafte iz škriljaca neizbježno veća od cijene vađenja nafte iz konvencionalnih polja.

Dok su projekti nafte iz škriljaca visoki, uprkos visokim troškovima, oni ostaju atraktivni. Izvan SAD, nalazišta nafte iz škriljaca Vaca Muerta u Argentini i formacija Bazhenov u Rusiji smatraju se najperspektivnijim.

Fischer-Tropsch proces razvili su 1920-ih njemački naučnici Franz Fischer i Hans Tropsch. Sastoji se od vještačke kombinacije vodika sa ugljikom na određenoj temperaturi i pritisku u prisustvu katalizatora. Rezultirajuća mješavina ugljovodonika vrlo podsjeća na naftu i obično se naziva sintetsko ulje.

Rice. 2 Proizvodnja sintetičkih goriva po Fischer-Tropsch procesu

CTL (ugalj u tečnost)- suština tehnologije je da se ugalj bez pristupa zraka i na visokoj temperaturi razlaže na ugljični monoksid i vodonik. Nadalje, u prisustvu katalizatora, iz ova dva plina se sintetiše mješavina različitih ugljovodonika. Zatim se ovo sintetizirano ulje, kao i obično ulje, razdvaja na frakcije i dalje obrađuje. Kao katalizatori se koriste željezo ili kobalt.

Tokom Drugog svjetskog rata, njemačka industrija je aktivno koristila tehnologiju uglja u tečnost za proizvodnju sintetičkih goriva. No, budući da je ovaj proces ekonomski neisplativ, a štoviše, štetan po okoliš, nakon završetka rata proizvodnja sintetičkog goriva je nestala. Njemačko iskustvo je naknadno korišteno samo dva puta - jedna fabrika je izgrađena u Južnoj Africi, a druga na Trinidadu.

GTL (gas u tečnost)- proces proizvodnje tečnih sintetičkih ugljovodonika iz gasa (prirodni gas, prateći naftni gas). Sintezno ulje, dobiveno GTL postupkom, nije inferiorno, ali je po nekim karakteristikama superiorno visokokvalitetnom lakom ulju. Mnogi svjetski proizvođači koriste sintetička ulja za poboljšanje karakteristika teških ulja miješanjem.

Unatoč činjenici da interes za tehnologije pretvaranja najprije uglja, a zatim plina u sintetičke naftne derivate nije jenjavao od početka 20. stoljeća, u svijetu trenutno rade samo četiri velike GTL tvornice - Mossel Bay (Južna Afrika) , Bintulu (Malezija), Oryx (Katar). ) i Pearl (Katar).

BTL (biomasa u tečnost)- suština tehnologije je ista kao i ugalj u tečnost. Jedina bitna razlika je u tome što polazni materijal nije ugalj, već biljni materijal. Široka upotreba ove tehnologije je otežana zbog nedostatka značajne količine izvornog materijala.

Nedostaci projekata za proizvodnju sintetičkih ugljovodonika po Fischer-Tropsch procesu su: visoka kapitalna intenzivnost projekata, značajna emisija ugljičnog dioksida, velika potrošnja vode. Kao rezultat, projekti se ili uopće ne isplate, ili su na ivici isplativosti. Interes za takve projekte raste u periodima visokih cijena nafte i brzo nestaje kada cijene padaju.

Proizvodnja nafte na šefu dubokog mora zahteva od kompanija da kapitalni troškovi, vlasništvo nad relevantnim tehnologijama i sa sobom nosi povećane rizike za operativnu kompaniju. Prisjetite se barem posljednje nesreće u Deepwater Horizontu u Meksičkom zaljevu. BP je samo nekim čudom izbjegao bankrot. Da bi pokrila sve troškove i povezana plaćanja, kompanija je morala prodati skoro polovinu svoje imovine. Likvidacija nesreće i njenih posljedica, kao i isplata odštete, koštali su BP urednu svotu od oko 30 milijardi dolara.

Nije svaka kompanija spremna da to prihvati. Stoga projekte proizvodnje nafte na dubokom morskom šelfu obično izvodi konzorcij kompanija.

Offshore projekti se uspješno realizuju u Meksičkom zaljevu, Sjevernom moru, na šelfu Norveške, Brazila i drugih zemalja. U Rusiji se glavne nade vezuju za šelf arktičkog i dalekoistočnog mora.

Šelf arktičkih mora iako malo proučavan, ima značajan potencijal. Postojeći geološki podaci omogućavaju predviđanje značajnih rezervi ugljovodonika na ovom području. Ali i rizici su veliki. Praktičari proizvodnje nafte dobro znaju da je konačna presuda o prisustvu (ili odsustvu) komercijalne rezerve nafta se može izvaditi samo rezultatima bušenja bunara. A do sada ih praktično nema na Arktiku. Metoda analogija, koja se u takvim slučajevima koristi za procjenu rezervi regije, može dati pogrešnu predstavu o ​stvarnim rezervama. Ne sadrži naftu svaka potencijalna geološka struktura. Međutim, šanse za pronalaženje veliki depoziti naftu stručnjaci procjenjuju visokom.

Potraga i razvoj nalazišta nafte na Arktiku podliježu izuzetno visokim zahtjevima za osiguranje zaštite okruženje. Dodatne prepreke su oštra klima, udaljenost od postojeće infrastrukture i potreba da se uzme u obzir ledena situacija.

I u zaključku, još nekoliko razmatranja

Svi navedeni izvori ugljovodonika i načini njihove proizvodnje nisu novi, poznati su odavno. Svi su oni već u ovom ili onom stepenu uključeni u naftnu industriju. Njihov razvoj koči već spomenuta visoka cijena finalnih proizvoda i tako zanimljiv pokazatelj kao što je EROI.

EROI (povrat ulaganja u energiju)- ovo je omjer količine energije sadržane u energetskom nosaču i energije utrošene za dobivanje ovog energetskog nosača. Drugim riječima, to je omjer energije koju primljena nafta sadrži i energije utrošene na bušenje, proizvodnju, transport, preradu, skladištenje i isporuku ove nafte potrošaču.

Dok konvencionalno lako ulje trenutno ima EROI od oko 15:1, ulje od katranskog pijeska ima EROI od oko 5:1, a ulje iz škriljaca ima EROI od oko 2:1.

Proces postupne zamjene lake nafte skupljim izvorima ugljovodonika je već u toku, a prosječna EROI se stabilno kreće prema paritetu 1:1. I vjerovatno je da nam u budućnosti ovaj pokazatelj neće ići u prilog. Da li smo do sada dobili energiju, možemo reći je besplatno, onda ćemo u ne tako dalekoj budućnosti vjerovatno morati platiti za dobijanje energije u poznatom i prikladnom tečnom obliku, pogodnom za naše tehnologije i postojeću infrastrukturu.

Energetska kriza je doprinijela povećanju interesa za nove vrste energenata, koji su nazvani netradicionalnim ili alternativnim. Njihov udio u strukturi svjetske potrošnje primarnih energetskih resursa primjetno raste. Netradicionalni izvori energije uključuju solarnu energiju, geotermalnu i termonuklearnu energiju. Posebne nade polažu se na vodonik, jer je on najperspektivniji energent. Međutim, njegova industrijska proizvodnja je i dalje veoma skupa.

Sve veće interesovanje za savremeni svet manifestuje se u praktičnoj primeni geotermalne energije, korišćenju Zemljine toplote. Ima dvije namjene. Prvo - nabavka toplih zgrada i plastenika za grijanje. Danas je ovaj put od najveće važnosti za Island. U tu svrhu, u glavnom gradu države, Reykjaviku, od 1930-ih godina stvoren je sistem cjevovoda preko kojih se voda snabdijeva potrošačima. Zahvaljujući geotermalnoj energiji, koja se koristi za grijanje plastenika, u potpunosti se opskrbljuje jabukama, paradajzom, pa čak i dinjama i bananama. Drugo, geotermalna energija se može koristiti za izgradnju geotermalnih stanica. Najveći od njih izgrađeni su u, na, u, Italiji, Japanu, Rusiji ().

Teško je zamisliti život čovečanstva bez Sunca. Poznato je da se svijet u velikoj mjeri zasniva na solarnoj energiji pohranjenoj u procesu fotosinteze, u gorivu. Međutim, stvaranje solarnih elektrana omogućilo je čovječanstvu da energiju koristi mnogo više više. Najuspješnije u solarnoj energiji (od grčkog helios - sunce) su SAD, Italija,. godine izgrađena je solarna elektrana ().

Energija vjetra služi čovječanstvu dugo vremena. Primitivne vjetroturbine su korištene prije 2 hiljade godina. Pojava ljudskog interesovanja za energiju vjetra danas je posljedica energetskih poteškoća koje su se pojavile posljednjih godina. Male vjetroelektrane rade u gotovo svim. Francuska, SAD se sada bave dizajnom i industrijskom proizvodnjom modernih vjetroturbina. Veoma važan problem u korišćenju energije vetra je nizak sadržaj energije po jedinici zapremine, varijabilnost jačine i smera vetra, pa je perspektivno korišćenje vetra u zemljama koje se nalaze u područjima konstantnog pravca vetra.

Upotreba energije valova je još uvijek uglavnom u eksperimentalnoj fazi.

Energija plime i oseke uspješno se koristi u Francuskoj, SAD-u, Rusiji i. Ovdje su izgrađene plimne elektrane.

Netradicionalni izvori energije uključuju i proizvodnju sintetičkog goriva na bazi uglja, škriljaca i naftnog pijeska.

Resursi ugljikovodika u dubinama su ogromni, ali se samo mali dio njih, koji se pripisuje tradicionalnim, proučava. Izvan istraživanja, istraživanja i razvoja, postoji rezerva resursa netradicionalnih ugljikovodičnih sirovina, koja je za 2-3 reda veličine veća od tradicionalne, ali još uvijek malo proučena. Dakle, resursi metana u hidratiziranom stanju, raspršeni samo u donjim sedimentima Svjetskog okeana i na policama, su dva reda veličine (u ekvivalentu nafte) veći od tradicionalnih resursa ugljikovodika. Oko 8-10 4 milijarde tona ekvivalenta nafte e. metan je sadržan u vodi otopljenim plinovima podzemne hidrosfere, i to samo u području obračuna ugljikovodičnih resursa - do dubine od 7 km. Ogromne količine praktično istraženih resursa naftnog pijeska - do 800 milijardi tona naftnog ekvivalenta. e. u pojedinim regijama svijeta - Kanada, Venecuela, SAD i dr.

Za razliku od mobilnih u podzemlju, tradicionalnog dijela naftnih i plinskih resursa koji se vadi modernim tehnologijama, nekonvencionalni resursi su slabo pokretni ili nepokretni u akumulacijskim uslovima podzemlja. Njihov razvoj zahtijeva nove tehnologije i tehnička sredstva koja povećavaju troškove njihovog pretraživanja, vađenja, transporta, obrade i odlaganja. Nisu sve vrste netradicionalnih sirovina danas tehnološki i ekonomski dostupne za industrijski razvoj, ali u energetski deficitarnim regijama, kao i u basenima sa iscrpljenim rezervama i razvijenom infrastrukturom, određene vrste netradicionalnih sirovina mogu postati osnova. modernog efikasnog snabdijevanja gorivom i energijom.

Glavno povećanje tradicionalnih rezervi nafte i plina u svijetu, a posebno u Rusiji, sada se odvija na teritorijama s ekstremnim razvojnim uvjetima - Arktik, police, geografski i klimatski nepovoljni regioni udaljeni od potrošača i drugo. Troškovi njihovog razvoja su toliko visoki da će u periodu prelaska na nove resursne baze razvoj netradicionalnih rezervi sirovina biti ne samo neizbježan, već i konkurentan.

Važnost sveobuhvatnog i pravovremenog proučavanja nekonvencionalnih resursa ugljovodonika je posebno očigledna, s obzirom na to da više od polovine svih rezervi nafte koje se evidentiraju kao tradicionalne u Rusiji predstavljaju njihovi nekonvencionalni tipovi i izvori. Stoga se nivo rezervi proizvodnje nafte u Rusiji, koji se trenutno razmatra na osnovu zbira tradicionalnih i nekonvencionalnih rezervi, ne može smatrati ispravnim, jer njihove značajne količine ne ispunjavaju uslove za profitabilan razvoj.

Svaka naftna i gasna provincija u toku razvoja dolazi u fazu iscrpljivanja. Pravovremena priprema za razvoj dodatnih rezervi u obliku nekonvencionalnih izvora ugljovodonika omogućit će održavanje nivoa proizvodnje sa profitabilnim ekonomskim pokazateljima dugo vremena. Trenutno, stepen iscrpljenosti većine velikih polja u razvoju u Rusiji generalno prelazi 60% i približno 43% ukupne proizvodnje dolazi iz velikih polja sa stepenom iscrpljenosti od 60-95%. Moderna proizvodnja nafte u Rusiji odvija se u regijama sa visokim stepenom iscrpljenosti rezervi. Prelazak na razvoj novih resursnih baza na Arktiku i istočnim vodama zahtijeva rezervu vremena i višak kapitalnih izdataka, za što ruska ekonomija trenutno nije spremna. Istovremeno, na svim naftnim i plinskim poljima, čak i sa duboko iscrpljenim rezervama, postoje značajne rezerve nekonvencionalnih resursa ugljovodonika, čiji će racionalan i pravovremen razvoj omogućiti održavanje nivoa proizvodnje. Napredak koji je postignut u svijetu u tehnologijama za ekstrakciju naftnih i plinskih sirovina omogućava razvoj netradicionalnih vrsta i izvora ugljovodonika, čija je cijena ekvivalentna cijeni sirovina na svjetskom tržištu.

Studije VNIGRI su pokazale značajne rezerve resursa nafte i gasa u nekonvencionalnim izvorima i rezervoarima. Njihovo proučavanje i razvoj omogućit će da se popuni neizbježna pauza u nabavci nafte, a zatim i plina, koja će neminovno nastati prije razvoja novih resursnih baza u regijama sa ekstremnim razvojnim uvjetima. .

Trenutno se čini da su sljedeće vrste i izvori netradicionalnih ugljikovodičnih sirovina prioritetni za razvoj:

1. Teška nafta;

2. Zapaljivi "crni" škriljci;

3. Rezervoari niske propusnosti i složeni nekonvencionalni rezervoari;

4. Gasovi ugljenih bazena

Teška (ρ>0,904 g/cm 3 ) viskozna i vrlo viskozna ( >30 mPa-s) ulje zauzimaju posebno mjesto među netradicionalnim izvorima ugljovodonika. Njihove akumulacije se najbolje proučavaju metodama geologije nafte i gasa do proizvodnog bušenja i industrijskog razvoja, a rezerve u mnogim ležištima se procjenjuju na visoke (A + B + C 1) kategorije. Komercijalne rezerve teških ulja (HFO), koje iznose nekoliko milijardi tona, identifikovane su na svim glavnim naftnim i gasnim poljima Ruske Federacije sa padom proizvodnje nafte - Timan-Pechora (16,6% ukupnih rezervi), Volga-Ural (26 %) i zapadno-sibirski (54%). Značajne rezerve (3%) nalaze se iu regijama sjevernog Predkavkaza i Sahalina. Ukupni resursi (rezerve + prognostički resursi) HP-a u ovim regionima su takođe značajni i dostižu nekoliko desetina milijardi tona.

Ukupno je u Rusiji otkriveno 480 HP nalazišta, od kojih je 1 jedinstveno po rezervama (rusko u Zapadnom Sibiru), 5 najvećih, 4 velika, a ostala srednja i mala.

Polja se nalaze u širokom rasponu dubina - od 180 do 3900 m. Temperatura unutar njih je 6-65°C, a rezervoarski pritisak je 1,1-35 MPa. Većina naslaga je ograničena na antiklinalne strukture. U pravilu su višeslojni. Visina naslaga je od nekoliko metara do prvih stotina metara.

Što se tiče konvencionalnih ulja, karakterističan je visok stepen koncentracije rezervi u velikim i najvećim nalazištima. U njima, u zapadnosibirskom polju nafte i gasa, koncentrisano je 90,5% rezervi TN ove pokrajine, Timano-Pechora - 70,5%. Volga-Ural - 31,9%, u sjevernom Ciscaucasia - 52%, na Sahalinu - 38%. Sličan obrazac je tipičan za cijelu Rusku Federaciju - 72%. Glavne rezerve HP koncentrisane su na dubinama manjim od 1,5 km u 1-2 ležišta velikih i najvećih ležišta. Takva asimetrija je uzrokovana razvojem isključivo terigenih akumulacija u Zapadnom Sibiru i Sahalin region. U ostatku naftnih i plinskih polja ležišta su terigene i karbonatne, a rezerve su u njima raspoređene približno podjednako.

Što se tiče faze, većina HP depozita je čisto nafta. Izuzetak je Zapadni Sibir, gdje su gotovo sva nalazišta (oko 90% rezervi) klasifikovana kao nafta i gas ili gas sa naftnih ivica. U gasu najpotopljenijih ležišta primećuje se prisustvo kondenzata, dok je gas plićih ležišta pretežno metan "suv".

Stepen razvijenosti HP ležišta je najveći u Krasnodarskom teritoriju i Sahalinskom regionu, gde kumulativna proizvodnja HP ​​iznosi 66-72% nadoknadivih rezervi. Shodno tome, kumulativna proizvodnja na poljima Volga-Ural naftnog i gasnog polja je 22%, Timano-Pechora naftnog i gasnog polja je 15%, a zapadnosibirskog naftnog i gasnog polja je 3%. Maksimalni razvoj zabilježen je u onim regijama gdje su rezerve lakih i manje viskoznih ulja najviše iscrpljene.

Kvalitet HP rezervi u cjelini je takav da se mogu efikasno razvijati uz trenutni nivo tehnologija za njihovu proizvodnju.

Prije svega, to se odnosi na relativno laka ulja gustoće do 0,934 g/cm i viskoziteta do 30-50 MPa-s. Ali ništa manje obećavajuća su teža i viskoznija ulja.

Ekonomski učinak korištenja HP-a će biti određen ne samo troškovima razvoja polja, proizvodnje i transporta nafte, već i kvalitetom samih ulja i dubinom njihove industrijske prerade, uključujući i preradu na mjestu proizvodnje. Što je dublja obrada, to je širi spektar dobijenih proizvoda i manja je količina otpada koji se obično koristi kao gorivo za kotlove. TN je složen mineral. Samo od ovih ulja dobijaju se proizvodi specifičnih svojstava, kao što su razna visokokvalitetna ulja i naftni koks koji se koriste u obojenoj metalurgiji i nuklearnoj industriji, kao i sirovine za petrohemijsku industriju. Od njih je moguće ekstrahovati vanadij, nikl i druge metale u industrijskom obimu. I sve to unatoč činjenici da se cijeli set proizvoda tipičnih za konvencionalna ulja može nabaviti od HP-a.

Škriljac je izvor zapaljivog gasa. Sjedinjene Američke Države su 2009. godine došle na prvo mjesto u svijetu po proizvedenom i prodatom plinu. Prekomorsko "plavo gorivo" u tako velikim količinama počelo je da se dobija iz škriljaca dubokom i visokotehnološkom preradom.

Američki "proboj iz škriljaca" vrijedan je pažljivog razmatranja. Prema podacima američkog Ministarstva energetike, u periodu januar-oktobar 2009. proizvodnja gasa u državama porasla je za 3,9% u odnosu na isti period 2008. godine - do 18,3 triliona kubnih stopa (519 milijardi m 3). Ministarstvo energetike Ruske Federacije procjenjuje cjelokupnu rusku proizvodnju prirodnog plina za isti period na 462 milijarde m 3 . Prema preliminarnim procjenama, Sjedinjene Države su za cijelu prošlu godinu proizvele 624 milijarde m 3 . U Rusiji je obim proizvodnje smanjen na 582,3 milijarde m 3 (u 2008. proizvedeno je 644,9 milijardi m 3).

Povratak na prethodno testiran, ali prepoznat kao "neefikasan" način proizvodnje plina iz škriljaca sugerira da su se u Sjedinjenim Državama pojavile nove tehnologije. U 2008. godini, plin iz škriljaca proizveo je samo 10% ukupne proizvodnje plina u SAD-u, još 50% dolazi iz drugih nekonvencionalnih izvora goriva. Godinu dana kasnije škriljci su dali gotovo više "plavog goriva" od cijelog "Gasproma" /SPbV, 02.02.2010./.

„Gasne inovacije“ pružaju priliku da se na nov način izgradi svjetsko tržište plina. Sada se prirodni gas transportuje cevima, tj. se prodaje samo onim kupcima na koje je "cev" povezana. br trgovanje dionicama sada nema gasa u velikim količinama.

Ako neka velika i tehnološki napredna država nauči proizvoditi "plavo gorivo" izolovano od plinskih polja i investira u proizvodnju tečnog plina umjesto u cjevovode, onda će tržište ove sirovine postati isto kao i tržište nafte. Cijene će biti tržišne!

U Rusiji na sve to i dalje gledaju “izdaleka”. Tehnološka zaostalost u industriji sirovina može skupo koštati Federaciju. Nemoguće je kladiti se samo na resurse gasa na poljima u zapadnom Sibiru i kontinentalnom pojasu arktičkih i dalekoistočnih mora.

U Rusiji postoji iskustvo u dobijanju energetskih sirovina iz netradicionalnih izvora. Gas iz škriljaca sintetizovan je davno, a 1950. godine „plavo gorivo“ je dopremljeno u Lenjingrad sa estonskog nalazišta Kohtla-Järvi. U Ruskoj Federaciji resursi i rezerve uljnih škriljaca su prilično velike. Samo u Lenjingradskoj oblasti istražene rezerve škriljaca iznose više od milijardu tona, a veliki izvor dobijanja "plavog goriva" je gas rastvoren u nafti. Surgutneftegaz je nedavno počeo da razvija Zapadno-Sahalinsko polje, koje se nalazi skoro 100 km od Hanti-Mansijska. Osnovni problem ove oblasti je bio iskorišćenje pratećeg naftnog gasa, koji je uspešno rešen 2009. godine, kada je izgrađena klipna elektrana na gas. Surgutneftegaz koristi 95% pratećeg naftnog gasa.

Stoga je praktična upotreba netradicionalnih izvora energetskih sirovina i, prije svega, proizvodnja zapaljivog plina vrlo relevantna.

Nekonvencionalni rezervoari ( HP ) nafta i gas to su izolovani efektni kontejneri, čije postavljanje je nezavisno od moderne plikativne strukture.

Kao primjer, uzmimo jedno od najvećih nalazišta gasnog kondenzata u Zapadnom Sibiru u Berriasian sočivu Achz-4 (više od 700 milijardi m 3 gasa i 200 miliona tona kondenzata) istočno od gasnog kondenzatnog polja Urengoy, koje nalazi se u donjem, najstrmijem dijelu proširene padine. Akumulacijom ne upravlja samo pješčano tijelo, koje zauzima nekoliko puta veću površinu, već i efektivni rezervoar unutar njega. Ova i druge obližnje akumulacije su očuvane jer služe kao putevi za pulsirajuće tokove ugljovodonika od donjeg kompleksa nafte i gasa do gornjeg kroz regionalnu zaptivku, što se jasno vidi iz distribucije ležišnih pritisaka. U grebenu polja Urengoyskoye, gdje nema preljeva, koeficijenti anomalije formacijskog tlaka dostižu 1,9 ili više, au zoni istovara padaju na 1,6-1,7, što omogućava njegovo praćenje. Ovi tokovi su postali posebno intenzivni u kasnijim fazama razvoja, kada je Nižnjepurski megabunar počeo naglo da raste, a zahvaljujući snažnom jednosmjernom rasterećenju nastalo je jedinstveno senomansko nalazište plina.

Sastav naslaga u nekonvencionalnom Berriasovom rezervoaru povezan je sa specifičnostima formiranja - od početnog plinskog kondenzata, plin lakše prolazi kroz zaptivku, a faktor kondenzata se postepeno povećava u akumuliranoj tekućini (do 600 cm3/m3) , a zatim se uljne felne često odvajaju.

Također je važno naglasiti da se u Zapadnom Sibiru, na naftno-gasnim poljima Timan-Pechora i Volga-Ural, na Ciscaucasia, najveći dio IS nalazi na dubinama od 3-4 km, slabo osvijetljen bušenjem čak i u stara područja proizvodnje nafte i gasa. Relativno bolje proučavanje nekonvencionalnih akumulacija u pokrajini Lena-Tunguska objašnjava se činjenicom da, prvo, u njoj jednostavno nema drugih rezervoara, a kao drugo, njihove dubine su mnogo manje zbog intenzivnih kasnih izdizanja, dosežući čak iu najbogatijim akumulacijama. područja anteklize Nepa-Botuoba 1-1,5 km.

Energetski procesi u rezervoarima i njihova morfologija, parametri rezervoara domaćina, primjeri objekata, kao i procenti predviđenih resursa u različitim vrstama akumulacija i za svaku vrstu - stepen njihove istraženosti, nigdje ne prelazi 15%.

Rezervoari za konzerviranje(55% svih prognostičkih resursa). Nikako najproučavaniji, ali možda najilustrativniji primjer je Bovanenkovsko polje u Jamalu. U senomanu su postojale tri paleo-uzvišenja locirana u obliku trokuta, što su u to vrijeme bile najveće naslage sa naslagama u jurskim pješčarama. Zatim je u centru trougla počela da raste ogromna antiklinala, ispravljajući gotovo sve tri nekadašnje antiklinale. Nova antiklinala je skupila gas u albsko-cenomanskom nekonsolidovanom rezervoaru (4,5 triliona m 3 ), ali je skoro prazna u juri. Naslage u jurskim naslagama otkrivene su na blagoj antiklinali Sjeverno-Bovanenkovskaja - ostatak paleostrukture veće amplitude.

Za primjer se uzima i Yamal jer je to jedan od najupečatljivijih slučajeva takve "inverzije nafte i plina" - one antiklinale koje su sakupljale naftu i plin u sredini i na kraju krede tada su djelomično ili potpuno raspuštene, a nove one (uključujući naslage u senomanu) su uglavnom novoformirane. Paleovisinska kontrola je samo jedna od nekoliko vrsta kontrole koje se moraju uzeti u obzir prilikom postavljanja istražnih bušotina.

Ispusni rezervoari sadrže 12% predviđenih resursa.

Rezervoari za luženje(30% predviđenih resursa), izolirano u karbonatnim slojevima; proces ispiranja igra važnu ulogu u povećanju poroznosti i permeabilnosti u antiklinalnim objektima, prvenstveno onima povezanim sa organogenim strukturama. Materijali iz zapadnog Sibira svjedoče o širokom razvoju ispiranja rezervoara u polimiktičkim pješčanim stijenama, koje se u većini slučajeva otkrivaju i u antiklinalno-litološkim zamkama, ali će u budućnosti postati dominantne u nekim nekonvencionalnim objektima. Glavne karakteristike akumulacionih rezervoara su ogromna distribucija porozno-pukotinastih akumulacija i snažno izduženi (rasjed-rasjed) oblik.

Rezervoari za proizvodnju nafte i gasa(3% resursa) dobro su proučeni samo u zapadnom dijelu Zapadnog Sibira, gdje se formiranje autohtonih naslaga u Baženovskim crnim škriljcima nastavlja (i u porastu) do danas. Rezervoari ovog tipa razlikuju se ne samo u samim crnim škriljcima, već iu susjednim pješčarama, budući da je sama prisutnost divovskih naslaga u njima (na primjer, Talinskoe polje u okrugu Krasnolenjinski) određena grandioznim razmjerima generacije i emigracija ugljovodonika iz crnih škriljaca. Akumulacije i u škriljcima i u susjednim pješčanicima (iznad, ispod i unutar regionalne plombe) predstavljaju jedinstven hidrodinamički sistem (u geološkom smislu), a seizmička interpretacija bi trebala postati isti jedinstveni mehanizam.

Distribucija temperatura i formacijskih pritisaka i strukturne karakteristike regionalnog fluidnog zatvarača su izuzetno važne, odnosno ono što određuje glavne načine migracije ugljovodonika. Dominiraju pukotinsko-porozne akumulacije, koje karakterizira složena, nerazvijena distribucija.

Najvažniji za razvoj ležišta u NR je racionalan kompleks intenziviranja priliva. Vodeće mjesto, zbog prevlasti napuknutih ležišta, naravno zauzima hidraulično lomljenje. Nakon toga slijedi toplinski učinak na formaciju, što, između ostalog, dovodi do stvaranja agresivnih kiselina, često doprinoseći preraspodjeli mineralnih cementa i povećanju propusnosti. Sami tretmani kiselinom daju složenije rezultate, a, na primjer, u mnogim polimiktičkim pješčenicima ne dovode do povećanja, već, naprotiv, do smanjenja propusnosti.

Naftna praksa se sve više susreće sa rezervoarima niske propusnosti (NC), a samim tim i sa razvojem metoda za njihovo proučavanje i tehnologija za povećanje njihove iskoristivosti nafte i gasa.

Gasovi ugljenih bazena. Na teritoriji Rusije postoje 24 ugljena basena, oko 20 ugljenonosnih područja i regiona, kao i mnoga pojedinačna ležišta uglja. Većina njih je plinonosna. Količine gasa koji se oslobađaju tokom eksploatacije uglja u velikim regionima proizvodnje uglja dovoljno su velike da barem delimično pokriju njihove potrebe za gasom.Na primer, godišnji uvoz prirodnog gasa u Kemerovsku oblast je ~ 1,5 milijardi m Kuznjecki basen - 2,0 milijardi m 3, uklj. 0,17 milijardi m 3 se usisava sistemima za otplinjavanje. Za svaku tonu proizvodnje uglja u Rusiji se u prosjeku oslobađa 20 m 3 metana. 2009. godine, prvi put u Rusiji, počela je industrijska upotreba metana iz uglja region Kemerovo.

Sadržaj gasa u uglju, odnosno sadržaj metana (u smislu sastava, gas je pretežno metan, suv); u nizu slivova dostiže 30-40 m 3 /t (Pečora, Kuznjeck, itd.). Posebna karakteristika ugljenog gasa je oblik njegovog sadržaja - uglavnom sorpcija u monolitnim slojevima uglja, a slobodna u zonama lomljenja ugljenih slojeva i u stenama. Visok sadržaj gasa u ugljenim basenima, s jedne strane, uzrok je akcidenata pri eksploataciji uglja, as druge strane predstavlja značajnu rezervu gasnih sirovina za industriju, posebno u energetski deficitarnim regionima. Višestruko izmjenjivanje u presjeku i u području produktivnih ležišta razne forme sadržaj gasa, koji predodređuje razlike u tehnologiji njegove proizvodnje - faktor koji stvara poteškoće u razvoju ugljenih gasova.

Predviđeni resursi gasa u ugljenim slojevima izračunati za 18 ugljenih basena u dubinama procene rezervi i resursa uglja (< 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% .

Ugljeni gasovi po svojim kvalitativnim i kvantitativnim karakteristikama nisu ni na koji način inferiorni ugljovodoničnim gasovima iz tradicionalnih ležišta.

Trenutno se u više od 3 hiljade rudnika uglja u svijetu emituje oko 40 milijardi m 3 metana godišnje, od čega se oko 5,5 milijardi m 3 /godišnje zahvata u 500 rudnika, a 2,3 milijarde m 3 se koristi. Svjetsko iskustvo u korišćenju gasa iz uglja ukazuje na izglede i ekonomsku izvodljivost njegovog uključivanja u lokalni bilans goriva. U 12 zemalja svijeta zarobljeni plin se smatra pridruženim mineralom, au nekim zemljama samostalnim (SAD). U prvom slučaju, trošak njegovog razvoja ne premašuje cijenu konvencionalne proizvodnje plina, u drugom je nešto veći (1,3-1,5 puta).

U Rusiji se metan vadi iz ugljenonosnih slojeva u količini od 1,2 milijarde m 3 /god raznim sistemima za degazaciju na poljima 132 operativna rudnika. Koristi se u dva basena - Pečorskom i Kuznjeckom u količini od 100-150 miliona m 3 /god. Razvijene su tehnologije koje omogućavaju profitabilno vađenje i profitabilno korištenje plina iz slojeva koji sadrže ugalj.

Najperspektivniji za razvoj gasa su ugljeni basen Pečora i Kuznjeck, gde je studija izvodljivosti već završena i postoji pozitivna iskustva u proizvodnji gasa. Osim toga, moguća je proizvodnja pratećeg gasa u nizu dalekoistočnih basena - Partizanski, Uglovski, Sahalin. Bazen Tunguska i Lena predstavljaju velike rezerve sirovog gasa u budućnosti.

Generalno, nekonvencionalni resursi ugljovodonika predstavljaju rezervu mogućnosti za proširenje baze resursa nafte i gasa u Rusiji, posebno za provincije sa iscrpljenim rezervama, ali im je potrebno ciljano istraživanje i, što je najvažnije, razvoj novih principa teorije i prakse, kako za njihovo otkrivanje i istraživanje i plijen .

Uvod. 3

Nekonvencionalne vrste i izvori ugljikovodičnih sirovina. 4

Teška ulja i uljni pijesak. 4

Produktivni rezervoari niske propusnosti. 6

Otopljeni gasovi.. 6

Hidrati gasa.. 7

Zaključak. 11

Spisak korišćene literature:. 12

Uvod

21. vek se odavno predviđa kao vek iscrpljivanja glavnog dela resursa ugljovodonika, prvo nafte, a potom i gasa. Ovaj proces je neizbježan, jer sve vrste sirovina imaju tendenciju da ponestaju rezerve, i to intenzitetom kojim se razvijaju i prodaju. Ako se uzme u obzir da se savremene svjetske energetske potrebe uglavnom obezbjeđuju naftom i gasom -60% (nafta-36%, gas-24%), onda sve vrste prognoza o njihovom iscrpljenju ne mogu biti upitne. Mijenjaju se samo rokovi za završetak ugljovodonične ere čovječanstva. Naravno, vrijeme za dostizanje završne faze razvoja ugljovodonika nije isto na različitim kontinentima iu različitim zemljama, ali za većinu će doći u sadašnjim količinama proizvodnje nafte u periodu 2030.-2050. rezerve. Međutim, već oko 20 godina proizvodnja nafte u svijetu nadmašuje rast njenih rezervi.

Koncept tradicionalnih i nekonvencionalnih resursa ugljikovodika nema jednoznačnu definiciju. Većina istraživača, shvaćajući da prirodni procesi i formacije često nemaju jasne razlike, predlažu korištenje pojmova kao što su teško povratne rezerve i nekonvencionalni resursi ugljikovodika pri definiranju nekonvencionalnih rezervi i resursa. Teško nadoknadive rezerve, čiji se potencijal vađenja praktički ne koristi, ne razlikuju se mnogo od tradicionalnih rezervi nafte i plina - osim po pogoršanju njihovih geoloških i komercijalnih karakteristika. Nekonvencionalni resursi ugljovodonika obuhvataju one koji se fundamentalno razlikuju od tradicionalnih u pogledu fizičkih i hemijskih svojstava, kao i po oblicima i prirodi njihove distribucije u steni (životnoj sredini).

Nekonvencionalni resursi ugljovodonika su mnogo „skuplji“. Dakle, kada se govori o određenim grupama sirovina, ne uzimaju se u obzir samo čisto geološki i geološko-tehnički razlozi, već, na primjer, geografsko-ekonomski, društveni, tržišni, strateški itd.

Općenito, ako govorimo o sistemu netradicionalnih resursa ugljikovodika svih vrsta, onda su oni ogromni. Ukupno, prema grubim procjenama, oni premašuju 105 milijardi toe, ali ovi volumeni nisu nesporni, jer. to su raspršeni ugljovodonici u neproduktivnom okruženju, tj. čak i dugoročno, neće se svi moći savladati.

Nekonvencionalne vrste i izvori ugljikovodičnih sirovina

Nekonvencionalni resursi ugljovodonika su onaj njihov dio, čija priprema i razvoj zahtijeva razvoj novih metoda i tehnika za otkrivanje, istraživanje, proizvodnju, preradu i transport. Oni su koncentrisani u klasterima koje je teško razviti ili su rasuti u neproduktivnom okruženju. Oni su slabo pokretni u akumulacijskim uslovima podzemlja, te stoga zahtijevaju posebne metode vađenja iz podzemlja, što povećava njihovu cijenu. Međutim, napredak postignut u svijetu u tehnologijama za ekstrakciju naftnih i plinskih sirovina omogućava razvoj nekih od njih.

Na početna faza studijama, smatralo se da su njihove rezerve praktično neiscrpne, s obzirom na njihov obim (Sl. 1) i široku rasprostranjenost. Međutim, dugotrajno proučavanje različitih izvora nekonvencionalnih resursa ugljovodonika, sprovedeno u drugoj polovini prošlog veka, ostavilo je samo teške nafte, naftni pesak i bitumene, naftom i gasom zasićene niskopropusne rezervoare i gasove ležišta uglja kao realno za razvoj. Već na 14. Svjetskom naftnom kongresu (1994, Norveška), nekonvencionalna ulja, koju predstavljaju samo teška ulja, bitumen i naftni pijesak, procijenjena su na 400-700 milijardi tona, 1,3-2,2 puta više od tradicionalnih resursa - . Gasovi rastvoreni u vodi i gasni hidrati su se pokazali problematičnim i diskutabilnim kao industrijski izvori gasa, uprkos njihovoj širokoj rasprostranjenosti.

Rice. 1 Geološki resursi ugljovodonika.

Teška ulja i uljni pijesak.

Geološki resursi u svijetu ove vrste sirovina su ogromni - 500 milijardi tona.Uspješnije se razvijaju rezerve teških ulja gustine. At moderne tehnologije njihove nadoknadive rezerve prelaze 100 milijardi tona Venecuela i Kanada su posebno bogate teškim uljima i katranskim pijeskom.

Posljednjih godina raste proizvodnja teške nafte i iznosi, prema različitim procjenama, oko 12-15% ukupne svjetske. Još 2000. godine u svijetu je iz teških ulja izvađeno samo 37,5 miliona tona. u 2005. - 42,5 miliona tona, a do 2010-2015. prema prognozi, možda već iznosi oko 200 miliona tona, ali uz svjetske cijene nafte ne niže od 50-60 dolara/bbl.

U Rusiji postoji mnogo teških ulja, a njihova koncentracija u jedinstvenim nalazištima je važna. 60% rezervi teške nafte koncentrisano je u 15 polja, što pojednostavljuje njihov razvoj. Među njima su ruski, Van-Eganskoe, Fedorovskoe i drugi u Zapadnom Sibiru, Novo-Elohovskoe i Romashkinskoe u regionu Ural-Volga; Usinskoye, Yaregskoye, Toraveyskoye i drugi u regionu Timan-Pechora. Glavne rezerve teških ulja u Rusiji koncentrisane su u Zapadnom Sibiru (46%) i regionu Ural-Volga (26%). U 2010. godini njihov obim proizvodnje iznosio je 39,4 miliona tona, ali se mnoga nalazišta i dalje razvijaju.

U mnogim poljima teška ulja su metalonosna, posebno u evropskim naftnim i plinskim poljima, i sadrže značajne rezerve rijetkih metala. Posebno su potencijalni izvor sirovina vanadijuma, koje su po kvaliteti znatno superiornije u odnosu na izvore rude [Sukhanov, Petrova 2008]. Prema našim procjenama, geološke rezerve vanadijum pentoksida u teškim uljima samo u najvećim nalazištima vanadijuma iznose 1,3 miliona tona, ekstrahovane uz naftu 0,2 miliona tona (tabela 1).

Vanadijum se u svetu vadi u velikim količinama, uglavnom sakupljačima pepela u velikim termoelektranama koje rade na lož ulje, kao i u koksu u rafinerijama tokom dubinske prerade ulja. Dodavanje takvih koksa u visoku peć osigurava otpornost na mraz valjanog materijala.

Dakle, teška ulja su složene ugljikovodične sirovine koje su od interesa ne samo kao dodatni izvor ugljovodonika, već i kao izvor vrijednih metala, kao i hemijskih sirovina (organosumporna jedinjenja i porfirina).

Tabela 1

Procjena rezervi vanadijuma u uljima Ruske Federacije koje sadrže teške metale

Glavne prepreke velikom razvoju teških ulja u Rusiji su:

Nedovoljnost fundamentalnih istraživanja u cilju stvaranja efikasnih tehnologija za njihov razvoj i kompleksnu obradu, prilagođenih karakteristikama konkretnih razvojnih objekata;

Potreba za modernizacijom i izgradnjom novih rafinerija za dubinsku preradu teške, a posebno kisele teške nafte.

Produktivni rezervoari niske propusnosti.

Ne mogu postojati jasni standardni parametri permeabilnosti za predviđanje njihove iskorištavanja nafte i plina, jer to ne ovisi samo o strukturi i kvaliteti matrice ležišta (poroznost, lomljenost, hidraulička provodljivost, sadržaj gline, itd.) već i od kvalitete sirovina (gustina, viskoznost), ali i na termodinamičke uslove u ležištu (temperatura i pritisak). Za većinu rezervi nafte koje se nalaze u dubinom intervala od 1,5-3,0 km, ležište sa manjom propusnošću već stvara određene poteškoće u njihovom izvlačenju iz crijeva, posebno značajne ako se nafta u ležištu odlikuje velikom gustinom () ili viskozitet (> 30mPa*s). Udio rezervi nafte u takvim rezervoarima je (prema različitim procjenama) svjetskih i 37% njihovih ukupnih otpada na Rusiju. Posebno su česti u Zapadnom Sibiru, a njihov udio je velik u nalazištima s jedinstvenim rezervama (Salymskoe, Priobskoe, itd.). U predviđenim resursima Zapadnog Sibira oni iznose čak i više od 65% (Sl. 2), što je izuzetno nepovoljno, jer je propusnost rezervoara ta koja uglavnom određuje protoke bušotina, tj. obim proizvodnje i njen trošak.

Otopljeni plinovi u vodi

Plinovi otopljeni u vodi imaju pretežno metan, metan-azot ili metan-ugljični dioksid. Industrijski razvoj u vodi otopljenih ugljikovodičnih plinova ima teoretsko opravdanje i pozitivne praktične primjere. Resursi gasova rastvorenih u vodi i, prema različitim procenama, kreću se od do . Obično, zapremina u vodi rastvorenog gasa u formacijskim vodama na umerenim dubinama, do 1,0-1,5 km, u proseku iznosi 1-2 gasa po kubnom metru vode, na 1,5-3,0 km 3-5, ali u dubokim koritima geosinklinalnih područja dostižu 20-25, posebno u uslovima niskog saliniteta formacijskih voda [Kaplan, 1990]. Visoko zasićeni rezervoar gasom

vode se javljaju na dubinama većim od 3,5-4,0 km, praćene su AHRP-om sa koeficijentom anomalije do 2 atm., često šikljaju, ali brzo spontano degasiraju kada padne pritisak.

Osim toga, ako plinom zasićene formacijske vode imaju povećanu mineralizaciju i ne postoje uvjeti za njihovo ispuštanje, površinsko ili dubinsko, tada se javljaju i ekološki problemi, posebno zaslanjivanje tla i slijeganje površine. Cijene plina otopljenog u vodi kreću se od 75-140 USD za 1000, ali ako se voda koristi kao hidrotermalna sirovina ili za opskrbu toplinom, pada na 50 USD.

Rice. 2. Raspodjela (%) nafte u niskopropusnim rezervoarima () u rezervama i resursima federalnih okruga.

Industrijska vrijednost je u tome što ne sadrže štetne komponente i mogu se poslati direktno potrošaču bez prečišćavanja.

Gasni hidrati

Otkriće velikih nakupina gasnih hidrata u oblastima permafrosta na Arktiku, kao i ispod morskog dna duž spoljnih kontinentalnih rubova Svjetskog okeana, od velikog je interesa za njih u svijetu.

Plinski hidrati su čvrste strukture formirane od vode i plina koje izgledaju kao komprimirani snijeg. Oni su kristalna rešetka leda u kojoj se nalaze molekuli gasa. Za njihovo formiranje neophodni su gas, voda i određeni termodinamički uslovi, koji nisu isti za gasoviti sastav.Molekuli (delovi) gasa ispunjavaju šupljine u okviru molekula vode (domaćina). Štaviše, 1 voda može sadržavati do 150-160. Do danas su identifikovana tri tipa gasnih hidrata (I, II i III). Najčešći su plinski hidrati tipa I: predstavljeni su uglavnom molekulima biogenog metana. Plinski hidrati tipa II i III mogu sadržavati veće molekule koji čine termogeni plin.

Studije koje su sproveli naučnici širom svijeta sugeriraju da ogromne rezerve leže u donjim sedimentima šelfa i oceana. Ali studije su pokazale da to nije slučaj. Na ogromnim prostorima duboke okeanske platforme, u njenim tankim sedimentima dna, metana praktički nema, a u zonama riftova, gdje je to moguće, temperatura je previsoka, pa nema uslova za plinsko-hidrogenezu. Donji sedimenti zasićeni gasnim hidratima rasprostranjeni su uglavnom na šelfovima i posebno u zonama aktivnih podvodnih muljnih vulkana ili dislokacija.

Međutim, čak i uz potvrdu prisustva ogromnih količina gasa u gasnim hidratima, značajne tehničke i ekonomski problemi da se plinski hidrati smatraju održivim izvorom. Iako su ogromna područja svjetske kontinentalne margine pokrivena plinskim hidratima, njihova koncentracija u većini morskih akumulacija je vrlo niska, što stvara probleme u vezi sa tehnologijom ekstrakcije plina iz široko rasutih akumulacija. Osim toga, morski plinski hidrati se u većini slučajeva nalaze u nekonsolidovanim sedimentnim sekcijama obogaćenim glinom, što je razlog neznatne ili odsustva propusnosti sedimenta. Većina modela proizvodnje gasa zahteva pouzdane puteve za kretanje gasa do bušotine i ubrizgavanje fluida u ležišta koja sadrže gasne hidrate. Međutim, malo je vjerovatno da većina morskih sedimenata ima mehaničku čvrstoću da formira potrebne migracijske rute. Istraživanja američkih naučnika su pokazala da je upotreba inhibitora u proizvodnji gasa iz gasnih hidrata tehnički moguća, ali je upotreba velikih količina hemikalija skup poduhvat, kako sa tehničkog tako i sa ekološkog gledišta. .

Kao što se može vidjeti iz gore navedenog, nekonvencionalni resursi ugljikovodika, važan deo njihovu ravnotežu, posebno onu kojom je realno ovladati u ovom trenutku. Rasprostranjeni su po cijeloj Ruskoj Federaciji, međutim, udio njihovih vrsta za različite regije nije jednak, što određuje prioritete u njihovom razvoju za svaku regiju (Sl. 3).

Rice. 3. Prevladavanje resursa ugljovodonika u nekonvencionalnim objektima u regionima Rusije

Potreba za proučavanjem različitih vrsta nekonvencionalnih resursa ugljikovodika i izvodljivost poboljšanja tehnologija za razvoj njihovih pojedinačnih tipova diktiraju sljedeće temeljne odredbe, koje su posebno relevantne zbog nedostatka ulaganja, što isključuje široki preokret visokog kapitala. - intenzivni istražni radovi u nerazvijenim, teško dostupnim, ali perspektivnim regijama:

Očigledno iscrpljivanje aktivnih rezervi ugljovodonika unutar teritorija dostupnih za isplativ razvoj. Stepen iscrpljenosti rezervi nafte u Rusiji je već 53% ili više u nizu regiona, što povlači za sobom neizbježan pad proizvodnje;

Stalno povećanje troškova konvencionalnih rezervi ugljovodonika koje se pripremaju za razvoj zbog ekstremnih geografskih i klimatskih i ekonomskim uslovima proizvodnja radova na šelfu (uglavnom Arktiku) i velikim dubinama na kopnu; na nerazvijenim teritorijama koje su udaljene od potrošača i nemaju saobraćajnu infrastrukturu;

Prisutnost značajnih količina, uključujući rezerve nafte i plina koje istražuju industrijske kategorije u nekonvencionalnim izvorima u regijama s razvijenom komercijalnom i transportnom infrastrukturom, čiji je razvoj otežan ne toliko zbog tehnoloških poteškoća koje su prilično premostive, koliko zbog nedostatak poresko zakonodavstvo RF realni tržišni mehanizmi za njihovu ekonomičnu pripremu i razvoj.

Priprema i razvoj nekonvencionalnih izvora ugljikovodičnih sirovina djelomično će pokriti nastali deficit u svojim rezervama u Ruskoj Federaciji. Za to su potrebna vrlo umjerena izdvajanja, koja omogućavaju održavanje obima proizvodnje ugljovodonika u prvim godinama postkriznog perioda, usmjerene uglavnom na istraživanje i razvoj, i to:

Sprovesti regionalnu reviziju resursa, rezervi i kvaliteta svih vrsta nekonvencionalnih ugljikovodičnih sirovina na novom informatičkom nivou, uzimajući u obzir napredak postignut u tehnologijama njihove proizvodnje, kao i ekonomske, društvene i ekološke posljedice njihove proizvodnje. razvoj. Njihovo stanje treba jasno da se odrazi u vladinim bilansima;

Izvršite fundamentalna istraživanja kako biste stvorili učinkovite tehnologije za razvoj i složenu obradu netradicionalne vrste ugljovodonične sirovine prilagođene specifičnim domaćim objektima njihovog prioritetnog razvoja;

Unaprijediti sistem oporezivanja za vađenje netradicionalnih vrsta ugljovodoničnih sirovina kroz njihovu diferencijaciju u skladu sa kvalitetom i specifičnošću razvoja njihovih pojedinačnih vrsta.

Zaključak

Stanje poznavanja netradicionalnih vrsta sirovina i njihovog razvoja u svijetu je još uvijek nisko, ali uz iscrpljivanje tradicionalnih rezervi, zemlje s manjkom ugljovodonika sve se više okreću svojim netradicionalnim izvorima.

Većina aktivnosti, kao i prijedlozi za podsticanje proizvodnje, usmjereni su isključivo na grupu teško obnovljivih ulja i plinova. Zapravo, nekonvencionalni resursi ugljovodonika su izvan pažnje i naftnih i gasnih kompanija i državnih organa za upravljanje podzemljem.

Dakle, u odnosu na trenutnu situaciju, glavne vrste nekonvencionalnih resursa ugljikovodika mogu se podijeliti u grupu pripremljenu za industrijski (ili pilot) razvoj, grupu koja zahtijeva proučavanje, evaluaciju i računovodstvo u bilansu stanja, a takođe i za koju je potrebno Neophodan je razvoj tehnologija sa učešćem u razvoju na duži rok, te grupe problematičnih i hipotetičkih objekata.

Prema mogućnosti uključenja u razvoj netradicionalnih resursa ugljikovodika mogu se podijeliti u tri neravnopravne grupe. Teško povrativa (teška visokoviskozna) ulja, bitumen i naftni pijesak, kao i ulja i plinovi u niskopropusnim ležištima, već su od praktične važnosti kao ugljikovodične sirovine među nekonvencionalnim izvorima ugljovodonika. IN srednjoročno U Rusiji će takođe biti moguće u ovu grupu uključiti gasove u škriljcima i gasove u ležištima uglja (sorbovane i besplatne). Malo je vjerovatno da će gasovi rastvoreni u vodi i gasni hidrati postati predmet ciljane procene i razvoja u narednih 20-30 godina.

Generalno, nekonvencionalni resursi ugljovodonika predstavljaju značajnu rezervu za popunjavanje sirovinske baze nafte u Ruskoj Federaciji, ne samo na „starim“ iscrpljenim poljima nafte i gasa, već iu Zapadnom i Istočnom Sibiru, gde čine više od polovina predviđenih resursa ugljovodonika.

Spisak korišćene literature:

1 Kaplan E.M. Resursi netradicionalnih gasnih sirovina i problemi njegovog razvoja - L.: VNIGRI, 1990-str.138-144.

2 Anfilatova E.A. Članak// Analitički pregled savremeni strani podaci o problemu distribucije gasnih hidrata u vodama sveta (VNIGRI) 2009.

3 Ushivtseva L.F. članak// Nekonvencionalni izvori ugljovodonika i hidrotermalnih sirovina.

4 Nekonvencionalni izvori ugljikovodičnih sirovina / ur. Yakutseni V.P. 1989

5 Nekonvencionalni resursi ugljovodonika - rezerva za popunjavanje baze resursa nafte i gasa Ruske Federacije. / Yakutseni V.P., Petrova Yu.E., Sukhanov A.A. (VNIGRI) .2009.

6 O.M. Prishchepa članak / Potencijal resursa i smjerovi za proučavanje nekonvencionalnih izvora ugljikovodičnih sirovina Ruske Federacije (FGUP VNIGRI) 2012.

NEKONVENCIONALNI RESURSI PLINA (HIDRATI, UGALJ I GASOVI IZ ŠKRILCA) - SVJETSKO ISKUSTVO I PERSPEKTIVE RAZVOJA U RUSIJI

E.V. Perlova (Gazprom VNIIGAZ LLC)

Još uvijek nema konsenzusa o tome šta se podrazumijeva pod pojmom "nekonvencionalni resursi gasa". Radni komitet za traženje i istraživanje prirodnog gasa Međunarodne gasne unije je 2003. godine predložio geološke, tehnološke i ekonomske kriterijume po kojima se nalazišta gasa mogu pripisati jednom ili drugom nekonvencionalnom tipu.

Dakle, prema geološkim kriterijumima, objekte koji sadrže gas, gde gas nije u gasovitom, već u sorbovanom, vodotopivom i hidratizovanom obliku, treba pripisati zapravo nekonvencionalnim akumulacijama gasa. Postoji i kategorija pseudo-nekonvencionalnih rezervoara gasa, gde je gas u slobodnom (gasovitom) obliku u niskopropusnim ili dubokim rezervoarima. Prema tehnološkim kriterijumima, ležište se može smatrati nekonvencionalnim ako nije definisana tehnologija proizvodnje industrijskog gasa. Prema ekonomskim kriterijumima, da bi se nalazišta gasa klasifikovala kao nekonvencionalna, dovoljno je da troškovi proizvodnje gasa (uključujući troškove transporta) premašuju njegovu trenutnu tržišnu cenu.

Općenito, relevantnost proučavanja nekonvencionalnih izvora plina proizlazi iz nekoliko razloga.

Prvo, nekonvencionalni izvori gasa su rasprostranjeni u prirodi i imaju ogroman potencijal resursa (slika 1). Njihova konkurentnost može se približiti tradicionalnim akumulacijama zbog iscrpljivanja „jeftinih“ resursa gasa i pogoršanja njihove strukture, jer se sve više „malih“ nalazišta uključuje u razvoj, povećava se udio teško povrativih rezervi i resursa itd. .

Plin iz ugljenog sloja 200-250 tcm (6%)

Plin iz škriljaca 380-420 triliona m3 (11%)

Rezervoari nepropusni za gas

^ 180-220 triliona m3 (5%)

Gas dubokog horizonta 200-350 triliona m3 (6%)

Rice. 1. Svjetski resursi plina iz nekonvencionalnih izvora (prema procjenama Gazprom VNIIGAZ LLC)

Drugo, proučavanje nekonvencionalnih izvora gasa je važno prilikom planiranja inostrane ekonomske aktivnosti, jer vam omogućava da blagovremeno odgovorite na promene u globalnom izvozno-uvoznom bilansu gasa. Dakle, trenutno u Sjedinjenim Državama više od 50% vlastite proizvodnje plina dolazi iz nekonvencionalnih izvora, a taj udio nastavlja rasti. U vezi s uspjehom razvoja nekonvencionalnih resursa plina u Sjedinjenim Državama, mnoge zemlje koje su tradicionalna tržišta za ruski plin (na primjer, zapadnoevropske zemlje) pokazuju veliki interes za korištenjem američkog iskustva za razvoj vlastitih nekonvencionalnih resursa plina.

Odnos geoloških (propusnost, udeo slobodnog gasa, dubina pojave), tehnoloških (gustina resursa, brzina protoka gasa, pritisak na ušću bušotine), kao i ekonomskih (udaljenost do potrošača, cena gasa itd.) parametara odrediti izglede za razvoj nekonvencionalnih akumulacija plina. U trenutnoj fazi istraživanja ovo je prilično uslovni kriterij koji će se mijenjati kako novi podaci budu dostupni, nove tehnologije se razvijaju itd.

Trenutno se hidrati prirodnog gasa, ugalj i gasovi iz škriljaca mogu pripisati obećavajućim netradicionalnim izvorima gasa.

Resursi gasa u gasnim hidratima i izgledi za njihov razvoj u Rusiji

Hidrati prirodnog gasa (GH) su klatratna jedinjenja molekula vode i gasa koji stvara hidrate. Izgledi za razvoj GH su zbog njihove široke rasprostranjenosti u prirodi - na kontinentima u područjima permafrosta (niske temperature sekcije), ispod dna mora i okeana (visoki pritisci). Prema savremenim procjenama, svjetski resursi metana u hidratiziranom stanju u zemljinoj kori mogu iznositi 2500-21000 triliona m3.

U svijetu, među rijetkim studijama plinskih hidrata u kojima se razvijaju tehnologije proizvodnje hidratnog plina, najreprezentativniji su radovi na polju Mallik u Kanadi (za kontinentalne plinske hidrate) i studije u području dubokog rova ​​Nankai. uz obalu Japana (za podvodne plinske hidrate).

Na polju Mallik, u sklopu višegodišnjeg istraživačkog programa, obavljen je cijeli niz terenskih istraživanja bušotina, urađene su laboratorijske analize jezgara koje sadrže hidrate. Uspješno su provedeni terenski eksperimenti proizvodnje plina iz intervala zasićenih hidratima. Geološki resursi gasa u hidratizovanom stanju se ovde procenjuju od 8,8 do 10,2 triliona m3, njihova gustina je 4,15 milijardi m3/km2.

Istražni radovi se izvode u rovu Nankai na obali Japana više od 10 godina. Prisustvo gasnih hidrata u sekciji potvrđuje ekstrahovano jezgro koje sadrži hidrate. Općenito, resursi plina u hidratiziranom stanju na polici Japanskog mora mogu se kretati od 4 do 20 triliona m3. Gustina resursa se procjenjuje na 0,8 triliona m3 gasa po 1 km2 površine. Početak komercijalnog razvoja polja Nankai planiran je za 2017. godinu.

Rusija, čiji se značajan dio teritorije nalazi u zoni permafrosta, ima povoljne uslove za formiranje i očuvanje značajnih resursa gasnih hidrata.

Specijalizovane studije gasnih hidrata na prirodnim objektima u Rusiji još uvek nisu sprovedene. Ipak, do sada dobijeni činjenični materijal omogućava procjenu predviđenih resursa hidratiziranog plina, kao i identifikaciju prioritetnih poligona za specijalizirana geološka istraživanja (Sl. 2).

U kontinentalnim uslovima u Rusiji, resursi gasnog hidrata, prema našim procenama, iznose oko 400 triliona m3 i koncentrisani su u oblastima permafrosta unutar naftno-gasnih provincija (OGP) Istočnog Sibira, Timan-Pečore i Zapadnog Sibira. .

Zapadnosibirsko polje nafte i gasa je najperspektivnije za razvoj kontinentalnih GG. Najprioritetniji objekti geoloških istraživanja su područja polja na sjeveru regije Nadym-Pur-Taz, gdje se ukupni resursi hidratiziranog gasa procjenjuju na 110 triliona m3 (vidi sliku 2). Prema kombinaciji geološkog i tehnološkog i ekonomski kriterijumi Teritorija naftnog i gasnog kondenzatnog polja Yamburgskoye može poslužiti kao prioritetno pilot poligon.

Podvodni gasni hidrati na teritoriji rubnog i unutrašnjeg mora Rusije imaju značajan i „pouzdaniji“ potencijal resursa zbog veće pouzdanosti parametara potrebnih za procenu resursa (vidi sliku 2).

Mora arktičkog i dalekoistočnog sektora Rusije značajno se razlikuju u pogledu izgleda za učešće u razvoju subakvatičnih ležišta gasnih hidrata. Dakle, u arktičkom sektoru Ruske Federacije, Čukotsko, Istočnosibirsko i Laptevsko more karakteriziraju niske procjene sadržaja hidratacije zbog njihove plitke vode. Gotovo svi resursi hidratnog plina ovdje su povezani s područjima početka kontinentalne padine Arktičkog oceana. Prognostički resursi

Zone mogućeg

formiranje hidrata; O - prioritetni objekti za insceniranje geoloških istraživanja za nekonvencionalne izvore gasa

I - glavne ugljenonosne provincije;

Glavne provincije koje sadrže škriljce:

1 - Baltik; 2 - Volga-Pechora; 3 - Bajkal; 4 - Transbajkal; 5 - Olenekskaya; /-h, - ESG

Rice. 2. Raspodjela i potencijalni resursi hidrata, uglja i plinova iz škriljaca na teritoriji Rusije (prema procjenama Gazprom VNIIGAZ LLC)

PROBLEMI SNABDIJEVANJA RESURSIMA REGIONA RUSIJE ZA PROIZVODNJU GASA DO 2030.

hidratnog gasa u Barencovom i Karskom moru su značajni, međutim, oni su izuzetno neravnomerno raspoređeni po tom području i koncentrisani su u nekoliko dubokovodnih basena (vidi sliku 2).

More dalekoistočnog sektora - Beringovo i Ohotsko - imaju značajne izglede za hidrataciju. Zona stabilnosti metanskih hidrata dostiže impresivnu debljinu, protežući se preko ogromnih teritorija ovih vodenih područja. Predviđeni resursi hidratiziranog plina u Beringovom moru mogu doseći 63 triliona m3 i ograničeni su na njegov jugozapadni dio.

U Ohotskom moru predviđeni resursi hidratiziranog plina su znatno manji - oko 17 triliona m3 - međutim, oni su "pouzdaniji" zbog boljeg poznavanja vodenog područja. To omogućava identifikaciju u zapadnom dijelu Ohotskog mora, u području bazena Deryugin, prioritetnog poligona za eksperimentalna metodološka i geološka istraživanja subakoznih plinskih hidrata. Takođe treba napomenuti da je ova regija najudaljenija od tradicionalnih izvora gasa.

Među južnim morima, Crno more ima najveće izglede za budući razvoj hidrata prirodnog gasa zbog značajnih resursa hidratnog gasa koji se nalaze u blizini izvoznih transportnih koridora i potencijalnih potrošača ugljovodonika. Prema bugarskim istraživačima, resursi hidratiziranog plina u Crnom moru mogu doseći 49 triliona m3.

Stoga, kada se razmatraju izgledi za razvoj resursa hidratnog gasa u Rusiji, treba uzeti u obzir sljedeće:

1. Trenutno je procijenjena cijena proizvodnje hidratiziranog plina znatno veća od cijene tradicionalnih plinskih polja. Industrijski razvoj ležišta gasnih hidrata u Rusiji će postati profitabilan kada napredak u tehnologijama proizvodnje gasa obezbedi ekonomsku izvodljivost njihovog razvoja (otprilike za 15-20 godina).

2. Najveće izglede za industrijski razvoj imaju kontinentalne akumulacije gasnih hidrata ograničene na područja sa uspostavljenom infrastrukturom za proizvodnju i transport gasa.

3. Prioritetni ciljevi za uspostavljanje istražnih radova i pilot bušenja za hidrate prirodnog gasa u Rusiji su: teritorija Yamburgskog naftnog i gasnog kondenzatnog polja i zapadni deo Ohotskog mora u oblasti šefa Sahalina ( Deryugin depresija).

Resursi metana uglja i izgledi za njihov razvoj u Rusiji

Većina industrijskih ugljonosnih basena u svetu, uključujući i Rusiju, zapravo su uglja i gasa. U slojevima koji sadrže ugalj mogu postojati značajne akumulacije gasa u slobodnom obliku - takozvane "slatke tačke". Međutim, prema postojećim definicijama, u ležištu ugljenog plina (CO) najveći dio (do 90%) bi trebao biti u teško povratnom obliku čvrstog rastvora sa ugljem, inače ležište ne spada u nekonvencionalne , ali je tradicionalna akumulacija gasa u ograđenom masivu sa ugljem. Stoga, i pored značajnih predviđenih resursa metana uglja (do 250 triliona m3), njegova industrijska proizvodnja predstavlja problem koji je sa tehnološke i ekonomske tačke gledišta još uvijek teško riješiti.

Ipak, metan uglja u mnogim zemljama svijeta, uključujući i Rusiju, smatra se važnom komponentom goriva i energetske baze. Svjetsko iskustvo potvrđuje mogućnost i ekonomsku efikasnost velike proizvodnje metana iz ugljenih ležišta, čiji je godišnji obim u 2005. godini bio: u SAD-u - 52 milijarde m3, u Kanadi - 2,4 milijarde m3, u Australiji - 0,7 milijardi m3, u Kina -1,1 milijarda m3. U nizu zemalja (Italija, Njemačka, Južna Afrika, Indija, Venecuela, Argentina itd.) postoje programi za razvoj tehnologija za ekstrakciju metana iz ugljenih ležišta. ali večina metan proizveden u Sjedinjenim Državama iz ugljenih slojeva (60-65%) pada na tradicionalna ležišta koja sadrže plin, u čijim se nalazištima plin nalazi u slobodnom obliku u ugljenonosnim formacijama basena San Juan.

Sjedinjene Američke Države zauzimaju vodeću poziciju u svijetu po industrijskom razvoju metana iz ugljenih ležišta. Količina proizvedenog ugljenog metana u 2005. godini premašila je 50 milijardi m3, što je 9% ukupne godišnje proizvodnje prirodnog gasa u Sjedinjenim Državama. Ugljeni gas se proizvodi iz 40.000 bušotina izbušenih u 20 ugljenih basena.

Međutim, američka polja uglja su trenutno gotovo jedini primjer upotrebe metana iz ugljenog kamena u industrijskim razmjerima. Ovakva situacija je zbog činjenice da proizvodnja i priprema za glavni transport uglja zahtijevaju poseban skup geoloških i terenskih studija, koje se suštinski razlikuju od tipičnih istraživanja na istražnim bušotinama uglja. To zahtijeva promjenu dizajna bunara, sistema njihovog uređenja, korištenje druge mjerne opreme, opreme za zaptivanje itd. i na kraju značajna ulaganja u navedene tehnologije.

Veliki ugljeni baseni Rusije po svojim karakteristikama odgovaraju (i često značajno prevazilaze) svjetske kriterije za izglede proizvodnje ugljenog metana: sadržaj metana u ugljevima, stupanj njihovog metamorfizma, propusnost, petrografski sastav uglja itd. . Predviđeni resursi ugljenog gasa se procjenjuju na 50 triliona m3 (vidi sliku 2).

Od 2003. godine OAO „Gasprom“ je počeo da sprovodi projekat za procenu mogućnosti komercijalne proizvodnje metana iz ugljenih slojeva u Kuzbasu. OAO Gazprom promgaz je opremio eksperimentalnu lokaciju u oblasti Taldinskaya, gde se razvijaju tehnologije za industrijsku proizvodnju i korišćenje gasa iz uglja. Radovi se odvijaju u fazama kako bi se smanjili geološki i tehnološki rizici koji karakterišu ovakve projekte u ranoj fazi njihove realizacije.

Od februara 2010. oblast Taldinskaya u Kuzbasu zvanično je priznata kao ležište metana uglja (Gazprom Dobycha Kuznetsk LLC, Kemerovo, uz učešće Gazprom Promgaza).

Razvoj resursa uglja metana u Kuzbasu u budućnosti bi se mogao proširiti resursna baza ugljovodonične sirovine OAO Gazprom, obezbeđujući gasifikaciju velikih razmera Kemerovske oblasti i regiona juga Zapadnog Sibira. Iskustvo koje je stekao JSC Gazprompromgaz u Kuzbasu jedinstveno je za Rusiju i, zapravo, do sada jedino iskustvo u primenjenom istraživanju nekonvencionalnih gasnih resursa sa perspektivom njihove industrijske proizvodnje.

Uzimajući u obzir izglede za industrijski razvoj resursa ugljikovodika u Rusiji, primjećujemo sljedeće:

1. Primarni cilj za pilot proizvodnju je oblast Taldinskaya u Kuznjeckom ugljenom basenu (vidi sliku 2).

2. Industrijska proizvodnja gasa iz uglja u Rusiji će još dugo ostati neisplativa. Povezana proizvodnja rudarskog metana za potrebe lokalnog snabdijevanja gasom već sada ima dobre izglede.

3. Na osnovu svjetskog iskustva u razvoju metana iz ugljenih ležišta, rad na istraživanju i procjeni metana iz ugljenih ležišta u perspektivnim područjima različitih ugljenih basena, uzimajući u obzir metodološka dostignuća dobijena u bazenu uglja Kuznjeck, trenutno je relevantan za Rusija.

Resursi gasa iz škriljaca i izgledi za njihov razvoj u Rusiji

Škriljac je sedimentna stena koja se sastoji od konsolidovanih čestica gline sa izuzetno niskom propusnošću gasa. Na mnogim naftnim i plinskim poljima formacije škriljaca su tuljani. Istovremeno, u nizu basena, slojevi škriljaca (ponekad debljine i do stotina metara) predstavljaju izvor prirodnog gasa. Plin u škriljcima može biti sadržan zbog prisustva lokalne frakturirane makroporoznosti, unutar mikropora ili biti u adsorbiranom stanju. Plin iz škriljaca je sadržan u niskim koncentracijama i može se ekstrahirati otvaranjem i dreniranjem dovoljno velikih količina plinonosnih stijena na velikim površinama korištenjem tehnologija hidrauličkog frakturiranja.

Trenutno, gas iz škriljaca (SG) je perspektivna vrsta energetskih resursa. U Sjedinjenim Državama tokom 10 godina (1996-2006), proizvodnja plina iz škriljaca porasla je za skoro 300%, sa 8 na 31 milijardu m3/god. Količina SG proizvedenog u SAD u sedam najvećih basena, prema podacima iz 2009. godine, dostigla je 67 milijardi m3 (više od 11% ukupne proizvodnje gasa u SAD). Izvan SAD, SG rudarenje je počelo u Kanadi; količina proizvedenog gasa iznosila je 5 milijardi m3 (2,6% ukupne proizvodnje gasa u zemlji).

Pretpostavlja se da Holandija, Poljska, Mađarska, Francuska, Švedska i druge imaju značajne resurse gasnih škriljaca. evropske zemlje a takođe i Kina. Brojne zemlje EU smatraju SG realnom alternativom tradicionalnim isporukama gasa, uključujući i iz Rusije.

Uprkos pozitivnom američkom iskustvu, razvoj resursa SG, posebno u uslovima gusto naseljenih evropskih zemalja, ima niz značajnih, često nepremostivih ograničenja.

Za profitabilno vađenje SG-a potrebna su ogromna područja za prikupljanje gasa. U Sjedinjenim Državama, sa velikom rijetko naseljenom teritorijom, mogu se izbušiti desetine hiljada bušotina na područjima od hiljada kvadratnih kilometara. U gusto naseljenoj Evropi, malo je vjerovatno da će ekstraktivne kompanije to moći priuštiti, što drastično smanjuje atraktivnost SG projekata. Značajan dio mogućih projekata za razvoj plina iz škriljaca u Evropi teritorijalno je ograničen na odmarališta (uključujući i primorska) područja Austrije, Poljske, Italije, Engleske itd.

Osim toga, razvoj ležišta SG ima ozbiljna ekološka ograničenja. Hidrauličko frakturiranje koristi velike količine vode („jedan bunar, jedno jezero“) s pijeskom i hemijskim aditivima koji mogu infiltrirati podzemne vode. Potrebno je riješiti problem prikupljanja, skladištenja i odlaganja bušotinskog otpada koji sadrži cijeli spektar specifičnih zagađivača koji se koriste u procesu proizvodnje. S tim u vezi, ekološka ograničenja u zemljama EU značajno će ograničiti skalu prognoze razvoja SG u Evropi.

U Rusiji se uljni škriljac nalazi u šest glavnih sedimentnih basena (vidi sliku 2). Treba naglasiti da je samo 7% svjetskih resursa uljnih škriljaca ograničeno na evropski kontinent, dok je većina - na teritorije zemalja Zapadne i Istočne Evrope, a ne Ruske Federacije. Azijski sektor Ruske Federacije je također značajno inferioran u pogledu resursa uljnih škriljaca u odnosu na američke kontinente.

Za Rusiju, prema procenama stručnjaka OOO Gazprom VNIIGAZ, geološki resursi gasa iz škriljaca mogu iznositi 6-8 biliona m3. Drugi autori daju optimističnije procjene - do 20 triliona m3, nešto manje od ukupnih procjena istih autora za Evropu i Kinu.

Trenutno su sve procjene resursa SG za Rusiju isključivo stručne zbog izuzetno slabog poznavanja objekta, ali, bez sumnje, imaju „pravo na život“.

Razvoj SG resursa u Rusiji je komplikovan:

1. Loša geološka i geofizička znanja, što će dovesti do niske efikasnosti istražnih radova. U basenima škriljaca u SAD-u stepen poznavanja je mnogo veći, što omogućava sastavljanje geoloških i tehnoloških modela koji su adekvatni stvarnim.

2. Nedostatak specijalizovanih rudarskih tehnologija. U Rusiji postoji iskustvo u hidrauličkom frakturisanju i horizontalnom bušenju, ali su ti radovi bili usmereni na druge objekte. Upotreba ovih tehnologija za proizvodnju plina iz škriljaca ima svoje geološke i ekološke specifičnosti.

3. Niska raspoloživost bušenja. U Sjedinjenim Državama godišnje se izbuši nekoliko hiljada bušotina za postrojenja za gas iz škriljaca. Takav obim bušenja u narednim decenijama u Ruskoj Federaciji nije ekonomski izvodljiv i malo verovatan.

4. Nedostatak neophodnih ekonomskih podsticaja u Ruskoj Federaciji (na primjer, „§ 29. na poreske olakšice"- zakonodavni akt američkog Kongresa "O politici u oblasti proizvodnje gasa iz nekonvencionalnih izvora"). Ovo se podjednako odnosi na sve razmatrane nekonvencionalne izvore gasa - gasove iz škriljaca i uglja, hidrate prirodnog gasa.

Za Rusku Federaciju, proučavanje gasova iz škriljaca je relevantno za praćenje globalnih izgleda za njegovu upotrebu kao alternativu ruskom gasu. Međutim, ova vrsta nekonvencionalnih akumulacija plina još uvijek nije od industrijskog interesa za domaću proizvodnju, za razliku od ležišta ugljen-metana i prirodnog plina hidrata.

Bibliografija

1. Izvještaj Grupe o osnovnim aktivnostima WOC 1 (Istraživanje, proizvodnja i tretman prirodnog plina). Proc. 22. Svjetske gasne konferencije. WOC Reports. Tokio, Japan, 2003. Str. 5-49.

2. Yakushev B.C. Resursi i izgledi za razvoj netradicionalnih izvora gasa u Rusiji / V.C. Yakushev, E.V. Perlova, V.A. Istomin, V.A. Kuzminov, N.N. Solovjov, L.S. Salina, N.A. Makho-nina, S.A. Leonov. - M.: IRTs Gazprom, 2007. - 152 str.

3. Mallik 2002 Program istraživanja bušotina za proizvodnju plinskih hidrata. Proceedings of Mallik International Symposium "From Mallik to the Future" u Makuhariju, Japan, 2003., 109 str.

4. Takahashi H. Istraživanje prirodnog hidrata u Nankai-Trough Wells Offshore Japan / H. Takahashi, T. Yonezawa, Y. Takedomi. Rad predstavljen na 2001 Offshore Technology konferenciji u Hjustonu, Teksas, 30. aprila - 3. maja 2001. OTC 13040.

5. Perlova E.B. Prioritetni objekti za traženje metanskih hidrata u preproduktivnim slojevima aktivnih polja na sjeveru Zapadnog Sibira / E.V. Perlova, B.C. Yakushev, N.A. Makho-nina, S.A. Leonov // Minerali svjetskog okeana - 4: Zbornik radova međunarodne konferencije 12-15. maja 2008., Sankt Peterburg. - Sankt Peterburg: VNIIOkeangeologija, 2008 (CD).

6. Perlova E.V. Podmorska ležišta gasnih hidrata: od nastanka, geologije do posebnosti proizvodnje i tretmana gasa / E.V. Perlova, V.S. Yakushev, N.A. Makhonina, S.A. Leonov. Zbornik radova 5. međunarodne konferencije o gasnim hidratima, v. 3 (istraživanje, resursi i okoliš), Trondheim, Norveška, 2005. -P 771-776.

7. Mazurenko L.L. Gasni hidrati Svjetskog okeana / L.L. Mazurenko, V.A. Solovjov, T.V. Matveeva // Gasna industrija. Specijalno izdanje "Gas hidrati". - 2006. - S. 2-6.

8. Vasilev A., Dimitrov L. Procena prostorne distribucije i rezervi gasnih hidrata u Crnom moru // Geologija i geofizika. - 2002. - T. 43. - Br. 7. - S. 672-684.

9. Imra T.F. Dobivanje metana iz ugljenih slojeva / T.F. Imra, O.A. Šepelkova i drugi // Informativno-analitički zbornik, 2001. - 77 str.

10. Karasevich A.M. Kuznjecki basen je najveća sirovinska baza za komercijalnu proizvodnju metana iz ugljenih slojeva / A.M. Karasevich, V.T. Hrjukin, B.M. Zimakov i drugi - M.: Izdavačka kuća Akademije rudarskih nauka, 2001. - 64 str.

11. Kuuskraa V.A. Decenija napretka u nekonvencionalnom gasu Nekonvencionalni gas / VA. Kuuskraa // OJG Članak o nekonvencionalnom plinu. - 2007. - br. 1. - R. 1-10.

12. Dmitrievsky A.H. Plin iz škriljaca - novi vektor za razvoj svjetskog tržišta ugljikovodika / A.N. Dmitrievsky, V.I. Vysotsky // Gasna industrija. - 2010. - br. 8. - S. 44-47.