Ким
я могу что надо, то и могу
Ты дурак, если не восходил на Фудзияму. Но если ты был на ней дважды, ты дурак вдвойне (японская пословица)
Ким Александров
Все записи
текст

Сланцевая манна

"ММ" №2/113 2015, с. 54
Поиск альтернативных источников энергии стал для многих стран настоящей idee fix, объясняемой стремлением к энергетической независимости. 
И не в последнюю очередь – от России.

Однако далеко не везде у нас солнечная Испания или «горячая» Исландия. В скучных и пасмурных местностях ни одна имеющаяся «зеленая» технология не может заменить ископаемые энергоресурсы даже в перспективе. Независимая и «экологически чистая» энергия обходится так дорого, что на ощутимый прирост ее доли в общем энергетическом балансе надежды мало. Единственный энергоисточник, претендующий на статус заменителя традиционных энергоносителей, – сланцевый газ. 


Сланцевый газ вызывает повышенный интерес и еще по одной причине: он совмещает качества ископаемого топлива и возобновляемого источника. Предположения экспертов-оптимистов, что запасы сланцевого газа неисчерпаемы, будоражат воображение и позволяют рисовать идиллические картинки светлого будущего. Но так ли все радужно? Не повторится ли спорный и во многом печальный опыт других «революционных» видов возобновляемого топлива? 

Какие надежды возлагались на «мирный» атом! Но после Тримайл-Айленда, Чернобыля и Фукусимы мораторий на развитие атомной энергетики наложен даже в странах, испытывающих острейший энергодефицит. А рапсовое биотопливо, безвозвратно уничтожившее огромные массивы посевных площадей и породившее реальную угрозу продовольственной безопасности? В нынешних условиях природный газ – фундаментальный компонент системы мирового энергообеспечения. Одна из главных причин этого – самый низкий выброс углекислоты в атмосферу (в полтора раза меньше, чем у угля).

Однако при чем же здесь сланцы? Оказывается, очень даже «при чем»! Эти широко распространенные осадочные породы содержат так называемый кероген – остатки древних водорослей (сапропель), высших растений (гумус) и животных организмов. В отличие от угля или нефти, накопление керогена происходило в нормальном кислородном режиме, без воздействия экстремальных давлений и температур. Поэтому горючий компонент сланцев характеризуется высоким содержанием водорода (до 10 %), большим выходом летучих фракций при термической переработке (до 90 %) и сравнительно высокой удельной теплотой сгорания (до 35–37 МДж/кг). Минеральные компоненты горючих сланцев: кальцит, кварц и глинистые минералы – после переработки тоже идут в дело и широко используются для производства минеральной ваты, сланцезольного портланд-цемента, силикатного кирпича, газобетона, строительного щебня. В некоторых месторождениях сланцы содержат еще и медь, молибден, свинец, цинк и ванадий и потому оцениваются как рудное сырье.


В различных месторождениях свойства сланцев сильно разнятся. Так, ленинградские при сжигании отдают 12 МДж/кг, эстонские – около 14 МДж/кг, а вот теплотворность американских сланцев из формации Green River в штатах Колорадо, Юта и Вайоминг превышает 25 МДж/кг. США располагают крупнейшими в мире запасами горючих сланцев, превышающими 400 триллионов тонн! На долю всех остальных стран приходится в 4 раза меньше, да еще и в худшем качестве. 

Сланец можно не только сжигать, из него можно извлекать так называемую сланцевую «смолу» – нефть. Такая трансформация происходит с керогеном в процессе пиролиза, сухой перегонки. Казалось бы, сидя на таких запасах и располагая мощной производственной базой, американцы могут вообще не беспокоиться о состоянии дел, например, на Ближнем Востоке. 
Все решает экономика. Себестоимость сланцевой нефти превышает $70–75 (что, в общем, неудивительно, принимая во внимание трудную добычу сланца и его дальнейшую переработку), и она не может конкурировать с «легкой» ближневосточной нефтью, обходящейся в сущие копейки. 

Что же касается сланцевого газа, то тут дела тоже обстоят не совсем однозначно. Даже несмотря на наличие наисовременнейших технологий, обеспечивающих добычу этого вида сырья. В разработках сланцевых месторождений применяются методы сейсмического моделирования 3D GEO, сочетающие традиционные геологические исследования, картирование, компьютерную обработку данных, моделирование и визуализацию объекта. По оценкам экспертов, объем необходимых полевых исследований сокращается в 1,5–1,7 раза, соответственно уменьшаются и расходы на разведку.

Сланцевый газ – это, в основном, метан, продукт распада растительных остатков, по типу болотного и шахтного газов. В сланцах метан, точнее, смесь газов с его преобладанием, содержится в порах породы и в небольших газовых полостях-коллекторах, рассредоточенных по всему пласту. Извлечь их – дело непростое, недаром сегодня из 200-триллионных запасов к извлекаемым относится всего 5 %! Действительно, если с обычными купольными месторождениями все понятно хотя бы интуитивно (скважина, труба, вода и т. д.), то со сланцами задача намного трудней, и ее решение обходится несравненно дороже. 


Изменился сам подход к добыче сланцевого газа. Если раньше вертикальные скважины бурились по всей площади пласта (а стоимость каждой – не ниже $2,5 миллионов), то теперь для охвата той же площади применяется стволовой способ: одна главная вертикальная скважина и множество отходящих от нее горизонтальных штолен-отводов длиной до 2–3 километров. А если позволяет конфигурация пласта, то добытчики и вовсе стараются обойтись горизонтальными или наклонными скважинами, более дешевыми в прокладке и эксплуатации.

Дальше в дело вступает гидравлический удар. Отрадно заметить, что пионерские исследования в этом направлении были проведены в 1953 году в Советском Союзе силами коллектива Института нефти АН СССР под руководством академика С. А. Христиановича. На практике же пальма первенства принадлежит американской фирме Mitchell Energy&Development во главе с Джорджем П. Митчеллом, начавшим работы в 1980 году на знаменитом месторождении Barnett Shale. Эстафету подхватила компания Chesapeake Energy в 1989 году, а ее глава Том Л. Уорд обрел статус самого авторитетного «сланцевого гуру». 

Принцип гидроразрыва (англ. hydraulic fracturing) заключается в закачке водно-химического «коктейля» внутрь сланцевого пласта под большим давлением. Насколько большим? Речь идет о диапазоне от 500 до 1500 атмосфер, что частично объясняет «замораживание» отечественных работ: в СССР с насосно-компрессорным и турбинным оборудованием такой производительности всегда было напряженно.

Под таким огромным давлением сланцевый пласт в буквальном смысле «трещит по швам», его толщу пронизывают многочисленные трещины, позволяющие газу вырваться из герметичных коллекторов. Дальше откачать газ из скважины – дело техники! Однако у внимательного и здравомыслящего читателя возникнет ряд вопросов: разве трещины не склонны к засыпанию (смыканию)? Сколько воды требуется для гидроудара? И что происходит потом?

Для начала отметим, что воды требуется чрезвычайно много. Как показывает практика, один акт гидроудара (а их приходится повторять, чтобы компенсировать быстрое падение дебита) требует в среднем 7–8 тысяч тонн воды! Из дальнейшего станет ясно, что ее утилизация представляет собой серьезную проблему, решение которой и без того недешевый процесс делает еще более дорогим. 

Смыкание трещин в сланцевом пласте и следующее за ним снижение выхода газа добытчики предотвращают с помощью крупнозернистого песка! Точнее, «адской» смеси из воды, того же песка и загустителя, не дающего песку легко вымываться из трещин. В качестве последнего могут выступать нефтекислотные и водонефтяные эмульсии, применяемые при разрыве пластов в нефтяных скважинах. Кстати, вода тоже приправляется изрядной долей производных целлюлозы, например, сульфид-спиртовой бордой, повышающей ее фильтруемость. 


Но и это далеко не все, что требуется для гидроразрыва! Практически каждый крупный газодобытчик на конкретном месторождении разрабатывает персональный «коктейль», состоящий из десятков тонн не самых безобидных ингредиентов. Например, компания Halliburton применяет раствор, включающий соляную кислоту, формальдегид, уксусный ангидрид, пропаргиловый и метиловые спирты и хлорид аммония. У других фирм – своя «кухня», но в целом для добычи газа используется почти сотня веществ. Так, соляная кислота способствует растворению минералов, этиленгликоль противостоит отложениям на внутренних стенках труб, изопропиловый спирт, гуаровая камедь и борная кислота – загустители, глютаральдегид и формамид противодействуют коррозии, легкие фракции нефти работают как смазка, пероксодисульфат аммония предотвращает распад гуаровой камеди, хлорид и карбонат калия препятствует химическим реакциям между жидкостью и грунтом. И это далеко не полный перечень!

Плохую службу газодобывающим компаниям сослужил опыт, полученный на первом промышленном месторождении – Barnett Shale в Техасе. Результат привел экспертов-энергетиков в восторг: себестоимость добытого газа составила менее $120 за тысячу кубометров. Энтузиазму способствовала и близость мегаполиса Dallas-Fort Worth Metroplex, позволившая снизить расходы на транспортировку добытого сырья. 
Barnett Shale породил мощную волну «сланцевого» оптимизма. Но ее энергии хватило ненадолго.
Следующий же объект, месторождение Haynesville Shale (Северная и Восточная Луизиана, Техас), показал, что трудностей не избежать. Результаты бурения первых скважин повергли инженеров в ужас: «Да там настоящий ад!» Действительно, давление в 675 атмосфер при температуре 150 градусов на глубине около 4 км по-другому и не назвать, к тому же и сланцевый слой толщиной 70 м чрезвычайно неоднороден и отличается высокой проницаемостью. Все это привело к необходимости усиления мощности гидроразрывов и, как следствие, к многократному росту себестоимости добычи. 

Месторождение Marcellus Shale (Пенсильвания, Западная Виржиния, Нью-Йорк и Мэриленд) было картировано аж… в 1836 году! В этот бассейн входит и знаменитая скважина Fredonia, на которой впервые попытались добывать сланцевый газ в середине XIX века. Месторождение относится к самым перспективным (вместе с Barnett Shale) по причине малой глубины залегания (не более 2600 м) и высокого (до 60 %) содержания керогена палеозойского происхождения. Также к числу активно разрабатываемых относятся месторождения Woodford Shale в Оклахоме, с рекордным содержанием керогена (до 80 %!), Fayetteville Shale в Арканзасе, Bakken Shale (Северная Дакота) и Eagle Ford Shale в Южном Техасе. О последнем стоит сказать особо.

Оно зародилось в меловом периоде почти 150 миллионов лет назад и характерно высоким содержанием керогена (до 70 %). Толщина слоя невелика и в среднем составляет 65 м, а глубина залегания – всего 3 км. Важнее другое – по многим параметрам, в первую очередь по условиям добычи, Eagle Ford аналогичен месторождениям сланца Люблинского угольного бассейна в Польше и Днепровско-Донецкой впадины на Украине. Это обстоятельство позволяет применить уже готовые технологические решения, значительно снизить риски разведки и добычи и попытаться вытеснить с энергетического рынка Европы таких серьезных газовых игроков, как Катар, выстроивший мощнейшую инфраструктуру транспортировки сжиженного газа, прикаспийских поставщиков (Иран, Азербайджан, Казахстан и Туркмению) и, конечно же, российский «Газпром».

Так стоит ли серьезно воспринимать сланцевый «вызов»? С точки зрения сиюминутной, пожалуй, и нет. Недолговечность скважин, катастрофический ущерб локальным экосистемам (как это происходит в Пенсильвании), сложности с построением транспортной инфраструктуры – это пока не наши проблемы. В этом отношении Россия на ближайшие пару десятилетий застрахована от необходимости связываться со сланцевым газом. И все же есть нюанс, на который стоит обратить самое пристальное внимание. Как мы уже убедились, добыча и транспортировка сланцевого газа требуют ультрасовременного насосно-компрессорного и криогенного оборудования, которое в нашей стране не выпускается. И в свете непреходящих санкций не настала ли пора залатать эту техническую пробоину? Чем не стимул?


Читать эту статью в онлайн версии журнала "ММ": http://www.21mm.ru/#054 



Всего 0 комментариев
Комментарии
OK OK OK OK OK OK OK
Яндекс.Метрика