Раздел 3 2 Вспомогательные топливные ресурсы 3 2

Раздел 3. 2. «Вспомогательные» топливные ресурсы 3. 2. 1. Горючие и газоносные сланцы, 3. 2. 2. Битуминозные песчаники, 3. 2. 3. Газогидраты, 3. 2. 4. Попутный нефтяной газ, 3. 2. 5. Угольный (шахтный) метан,

3. 2. 1. Горючие и газоносные сланцы (ГС) • Топливные составляющие: кероген, сланцевый газ • Проблемы с добычей керогена: - шахтный способ: а) дорогой (себест. 1 барр. керог. более 60 долл. ), б) экологически опасный (1 т ГС даёт 0, 5 -2 барр. керогена и более 750 кг породы, содерж. : ртуть, кадмий, свинец и др. ) - скважинный метод высокопроизв. только при бурении горизонтально-разветвл. скважин

Состояние добычи сланцевого газа (СГ) • Первая скважина на ГС пробурена в 1821 г. • Во второй половине XX в. в США несколько раз начинали и прекращали добычу ГС (В зависимости от конъюнктуры цен на нефть и традиционный газ). • В 2009 г. годовой прирост добычи ГС в США составил 14% (добыто 51 млрд м 3), в 2010 г. ГС «принёс» ВВП 77 млрд. долл. , на 2015 г. Планирется 111 млрд. долл. • ГС найден в Канаде, Голландии, Великобритании, Германии, Швеции, Румынии, Сербии, Польше, Болгарии, Румынии, на Северо-Западе Китая. Широкая распространенность – важнейшее преимущество сланцевого газа над традиционным.

Проблемы добычи сланцевого газа: - при добыче сланцевого газа эффективны только горизонтальные скважины, стоимость которых в 4 раза выше, чем вертикальных; проблема усугубляется также более высокой твёрдостью сланцевых пород по сравнению с породами на месторождениях традиционного газа; - сланцевый газ залегает в небольших изолированных «карманах» ; чтобы его добыть в приемлемых объёмах, необходимо бурить большое количество скважин, каждая из которых обладает малым дебитом; это неприемлемо для стран и регионов с высокой плотностью населения (в частности, для густонаселённой Западной Европы); для обслуживания скважин необходимо большое количество дорог или трубопроводов для доставки огромного потребного объёма воды;

- для эффективного извлечения газа из сланцев необходимо осуществлять гидроразрыв - закачивать в скважины под большим давлением воду со специальными химикатами, разрывающими перегородки между порами, и с песком, который расклинивает эти разрывы; эти химикаты могут попадать в водные горизонты и пагубно влиять на подземные воды – фактически последний резерв питьевой воды на Земле; - срок службы горизонтальных скважин оценивается в 512 лет, тогда как обычных скважин – 30 -40 лет; - по оценкам независимых экспертов, себестоимость добычи 1000 м 3 сланцевого газа в 2009 -10 гг. составляла 212 -283 долл. , а объём добычи из одной скважины – около 50 млн м 3 (Компании, добывающие сланцевый газ, вероятно в рекламных целях называют другие величины – 150 долл. и 180 -200 млн м 3 , соответственно); - за время горизонтального бурения, осуществления гидроразрыва и обустройства скважины в атмосферу попадает такое количество метана, что это перечёркивает большую часть преимуществ сланцевого газа перед углём.

3. 2. 2. Битуминозные песчаники (БП) • Топливная составляющая: нефтяной битум (БП содержит около 14% битума (по масс. ), из котор. можно получить около 100 л. углеводородов). • Недостатки: - ограниченные запасы (США, Канада, Венесуэла) - высокая цена: 1 м 3 битума, извлечённого из БП, стоит 220 -320 долл. • Перспективы: к 2025 г. объём добычи будет составлять около 5% от объём добычи традиц. нефти

3. 2. 3. Газогидраты (ГГ) • Происхождение: соединение выделяющегося из недр метана с водой при t 0=0 -40 C и P=16 -20 атм. (В виде крист. ячейки из мол. воды, внутри котор. разм. метан. Ячейки образ. плотн. крист. решетку, пох. на лёд) • Топливная составляющая: горючий газ (преимущественно метан. 1 м 3 ГГ=300 м 3 метана) • Перспективность: огромные запасы (На сегодня открыто более 200 месторождений ГГ, расположенных в разных частях земного шара, содержащих углеводор. сырья в 10 раз больше, чем во всех месторождениях нефти и газа). • Проблемы: - технологическая сложность добычи (осн. часть залегает на морских глубинах 300 -1200 м, ниже дна на сотни метров. При подъёме на поверхность разлагается на метан и воду). - угрозы: • • дестабилизация газогидратов и превращение сцементированных ими пород на дне моря в разжиженную массу с крупномасштабными подводными обвалами и оползнями и, как следствие, разрушительными приливными волнами; выбросы огромных масс метана с морского дна в атмосферу, который много опаснее «парникового газа» - углекислого газа.

Горение газогидрата

P-T диаграмма существования газогидратов

Типы кристаллических решёток газогидратов

3. 2. 4. Попутный нефтяной газ (ПНГ) • Состав: смесь метана с другими лёгкими углеводородами (этан, пропан, бутан и др. ) и не углеродными компонентами (азот, углек. газ, сероводород, гелий, аргон и др. ). • Формы залегания: а) газовые шапки, б) газы, растворённые в нефти. • Объёмы: в России 50 -60 млрд. м 3/год. • Использование: до недавнего времени около 50% сжигалось в факелах (с 01. 2012 г. утилизация не менее 95%) • Проблемы: а) разбросанность по большой террит. , неустойчивый состав ПНГ.

Эффективность утилизации ПНГ - высокая экономическая эффективность и малые сроки окупаемость проектов по вводу генерирующих мощностей на ПНГ (2, 5 -3 года, других нефтегазовых проектов - 10 лет и более) ; - отсутствие необходимости в больших инвестициях в строительство ЛЭП для централизованного электроснабжения нефтяных месторождений и отсутствие потерь энергии при передаче её на большие расстояния; - наличие на рынке энергоагрегатов на ПНГ, обеспечивающих высокое качество производимой электроэнергии, устойчивость режимов работы, пониженный уровень выбросов углекислого газа.

3. 2. 5. Угольный (шахтный) метан (УМ) • Прогнозные запасы в России: 84 трлн. м 3 (ежегодно высвобождается около 2 млрд. м 3) • Способы извлечения: а) при вентиляции шахт (концентрация 0, 5 -2, 0%), б) при дегазации угольных пластов (концентрация 30 -90%), • Положительные эффекты от утилизации УМ: - повышение безопасности шахтёрского труда, - сокращение выбросов в атмосферу парникового газа, - дополнительное энергетическое сырьё (В США – 35 -40 млрд. м 3 или >5% от ежегодного потребления газа) - преимущества технологии добычи: – большинство угольных месторождений расположено в уже обжитых районах, имеющих достаточно развитую инфраструктуру, производственную базу и людские ресурсы; – угольные пласты в основном расположены на относительно небольших глубинах (до 1000 м); – объем разведочного бурения существенно сокращается, т. к. уже известные контуры угольного массива одновременно являются контурами и газового месторождения в толще угольных пластов.

1. 1 -15 Структура глобальных выбросов УМ по странам