Алексей Щебетов, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина Алексей Щебетов, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина Газогидратные месторождения обладают наибольшим потенциалом по сравнению с другими нетрадиционными источниками газа. Сегодня себестоимость газа, добытого из гидратов, несопоставима с аналогичным показателем добычи газа из традиционных газовых месторождений.

Алексей Щебетов, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

Алексей Щебетов, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

Газогидратные месторождения обладают наибольшим потенциалом по сравнению с другими нетрадиционными источниками газа. Сегодня себестоимость газа, добытого из гидратов, несопоставима с аналогичным показателем добычи газа из традиционных газовых месторождений. Однако вполне обоснованно полагать, что в ближайшей перспективе прогресс технологий газодобычи сможет обеспечить экономическую целесообразность разработки месторождений газовых гидратов. На основе анализа геологических условий залегания типовых газогидратных залежей и результатов численного моделирования автором выполнена оценка перспективности добычи газа из гидратов.

Газовые гидраты представляют собой твердые соединения молекул газа и воды, существующие при определенных давлениях и температурах. В одном кубометре природного гидрата содержится до 180 м3 газа и 0,78 м3 воды. Если раньше гидраты изучались с позиции технологических осложнений при добыче и транспорте природного газа, то с момента обнаружения залежей природных газовых гидратов их стали рассматривать как наиболее перспективный источник энергии. В настоящий момент известно более двухсот месторождений газовых гидратов, большая часть которых расположена на морском дне. По последним оценкам, в залежах природных газовых гидратов сосредоточено 10-1000 трлн м3 метана , что соизмеримо с запасами традиционного газа. Поэтому стремление многих стран (особенно стран-импортеров газа: США, Японии, Китая, Тайваня) освоить этот ресурс вполне объяснимо. Но, несмотря на последние успехи геологоразведочного бурения и экспериментальных исследований гидратов в пористых средах, вопрос об экономически рентабельном способе добычи газа из гидратов остается по-прежнему открытым и требует дальнейшего изучения.

Газогидратные месторождения

Самое первое упоминание о больших скоплениях газовых гидратов связано с Мессояхским месторождением, открытым в 1972 г. в Западной Сибири. Вопросами анализа разработки этого месторождения занимались многие исследователи, опубликовано более ста научных статей. Согласно работе в верхней части продуктивного разреза Мессояхского месторождения предполагается существование природных гидратов. Однако следует отметить, что прямые исследования гидратоносности месторождения (отбор керна) не проводились, а те признаки, по которым выявлены гидраты, носят косвенный характер и допускают различную трактовку .

Поэтому к настоящему моменту нет единого мнения о гидратоносности Мессояхского месторождения.

В этом отношении наиболее показательным является пример другого предполагаемого гидратоносного района - северного склона Аляски (США). Долгое время считалось, что данный район имеет значительные запасы газа в гидратном состоянии. Так, утверждалось , что в районе нефтяных месторождений Прудо Бей и Кипарук Ривер имеется шесть гидратонасыщенных пластов с запасами 1,0-1,2 трлн м3. Предположение о гидратоносности строилось на результатах опробования скважин в вероятном интервале залегания гидратов (эти интервалы характеризовались крайне низкими дебитами газа) и интерпретации геофизических материалов.

С целью изучения условий залегания гидратов на Аляске и оценки их ресурсов в конце 2002 г. компания «Анадарко» (Anadarko) совместно с Департаментом энергетики США организовала бурение разведочной скважины Хот Айс № 1 (HOT ICE #1). В начале 2004 г. скважина была закончена на проектной глубине 792 м. Тем не менее, несмотря на ряд косвенных признаков наличия гидратов (данные геофизических исследований и сейсморазведки), а также на благоприятные термобарические условия, гидратов в поднятых кернах обнаружено не было . Это еще раз подтверждает тезис о том, что единственным надежным способом обнаружения гидратных залежей является разведочное бурение с отбором керна.

На данный момент подтверждена гидратоносность лишь двух месторождений природных гидратов, представляющих наибольший интерес с точки зрения промышленного освоения: Маллик - в дельте реки Макензи на северо-западе Канады , и Нанкай - на шельфе Японии.

Месторождение Маллик

Существование природных гидратов подтверждено бурением исследовательской скважины в 1998 г. и трех скважин в 2002 г. На этом месторождении успешно проведены промысловые эксперименты по добыче газа из гидратонасыщенных интервалов. Есть все основания полагать, что оно является характерным типом континентальных гидратных месторождений, которые будут открыты в дальнейшем.

На основе геофизических исследований и изучении кернового материала выявлены три гидратосодержащих пласта (A, B, C) общей мощностью 130 м в интервале 890-1108 м. Зона вечной мерзлоты имеет мощность порядка 610 м, а зона стабильности гидрата (ЗСГ) (т.е. интервал, где термобарические условия соответствуют условиям стабильности гидратов) простирается от 225 до 1100 м. Зона стабильности гидратов определяется по точкам пересечения равновесной кривой образования гидрата пластового газа и кривой изменения температуры разреза (см. рис. 1). Верхняя точка пересечения является верхней границей ЗСГ, а нижняя точка - соответственно нижней границей ЗСГ. Равновесная температура, соответствующая нижней границе зоны стабильности гидратов, составляет 12,2°С .

Пласт А находится в интервале от 892 до 930 м, где отдельно выделяется гидратонасыщенный пропласток песчаника (907-930 м). По данным геофизики, насыщенность гидратом варьирует от 50 до 85%, остальное поровое пространство занято водой. Пористость составляет 32-38%. Верхняя часть пласта А состоит из песчаного алеврита и тонких прослоев песчаника с гидратонасыщенностью 40-75%. Визуальный осмотр поднятых на поверхность кернов выявил, что гидрат в основном занимает межзеренное поровое пространство. Данный интервал является самым холодным: разница между равновесной температурой гидратообразования и пластовой температурой превышает 4°С.

Гидратный пласт В (942-992 м) состоит из нескольких песчаных пропластков толщиной 5-10 м, разделенных тонкими прослоями (0,5-1 м) свободных от гидратов глин. Насыщенность гидратами варьирует в широких пределах от 40 до 80%. Пористость изменяется от 30 до 40%. Широкий предел изменения пористости и гидратонасыщенности объясняется слоистым строением пласта. Гидратный пласт В подстилается водоносным пропластком мощностью 10 м.

Пласт С (1070-1107 м) состоит из двух пропластков с насыщенностью гидратами в пределах 80-90% и находится в условиях, близких к равновесным. Подошва пласта С совпадает с нижней границей зоны стабильности гидратов. Пористость интервала составляет 30-40%.

Ниже зоны стабильности гидратов отмечается переходная зона газ-вода мощностью 1,4 м. После переходной зоны следует водоносный пласт мощностью 15 м.

По результатам лабораторных исследований установлено, что гидрат состоит из метана (98% и более). Изучение кернового материала показало, что пористая среда в отсутствии гидратов имеет высокую проницаемость (от 100 до 1000 мД), а при насыщении гидратами на 80% проницаемость породы падает до 0,01-0,1 мД.

Плотность запасов газа в гидратах около пробуренных разведочных скважин составила 4,15 млрд. м3 на 1 км2, а запасы в целом по месторождению - 110 млрд. м3 .

Месторождение Нанкай

На шельфе Японии уже на протяжении нескольких лет ведутся активные разведочные работы. Первые шесть скважин, пробуренных в период с 1999-2000 гг, доказали наличие трех гидратных пропластков общей мощностью 16 м в интервале 1135-1213 м от поверхности моря (290 м ниже морского дна). Породы представлены в основном песчаниками с пористостью 36% и насыщенностью гидратами порядка 80% .

В 2004 г. были пробурены уже 32 скважины при глубинах моря от 720 до 2033 м . Отдельно следует отметить успешное заканчивание в слабоустойчивых гидратных пластах вертикальной и горизонтальной (с длиной горизонтального ствола 100 м) скважин при глубине моря 991 м . Следующим этапом освоения месторождения Нанкай станет экспериментальная добыча газа из этих скважин в 2007 г. К промышленной разработке месторождения Нанкай намечается приступить в 2017 г.

Суммарный объем гидратов эквивалентен 756 млн м3 газа на 1 км2 площади в районе пробуренных разведочных скважин. В целом по шельфу Японского моря запасы газа в гидратах могут составлять от 4 трлн до 20 трлн м3 .

Гидратные месторождения в России

Основные направления поиска газовых гидратов в России сейчас сосредоточены в Охотском море и на озере Байкал . Однако наибольшие перспективы обнаружения залежей гидратов с промышленными запасами связаны с Восточно-Мессояхским месторождением в Западной Сибири . На основе анализа геолого-геофизической информации сделано предположение о том, что газсалинская пачка находится в благоприятных для гидратообразования условиях. В частности, нижняя граница зоны стабильности газогидратов находится на глубине приблизительно 715 м, т.е. верхняя часть газсалинской пачки (а в некоторых районах и вся пачка) находится в термобарических условиях, благоприятных для существования газогидратов. Опробование скважин результатов не дало, хотя по каротажу данный интервал характеризуется как продуктивный, что можно объяснить снижением проницаемости пород из-за наличия газовых гидратов. В пользу возможного существования гидратов говорит и тот факт, что газсалинская пачка является продуктивной на других рядом расположенных месторождениях. Поэтому, как отмечалось выше, необходимо бурение разведочной скважины с отбором керна. В случае положительных результатов будет открыта газогидратная залежь с запасами ~500 млрд м3.

Анализ возможных технологий разработки газогидратных залежей

Выбор технологии разработки газогидратных залежей зависит от конкретных геолого-физических условий залегания. Сейчас рассматриваются только три основных метода вызова притока газа из гидратного пласта: понижение давления ниже равновесного давления, нагрев гидратосодержащих пород выше равновесной температуры, а также их комбинация (см. рис. 2). Известный метод разложения гидратов с помощью ингибиторов вряд ли окажется приемлемым вследствие высокой стоимости ингибиторов. Другие предлагаемые методы воздействия, в частности электромагнитное, акустическое и закачка углекислого газа в пласт, пока еще мало изучены экспериментально.

Рассмотрим перспективность добычи газа из гидратов на примере задачи притока газа к вертикальной скважине, полностью вскрывшей гидратонасыщенный пласт. Тогда система уравнений, описывающих разложение гидрата в пористой среде, будет иметь вид:

а) закон сохранения массы для газа и воды:

где P - давление, T - температура, S - водонасыщенность, v - гидратонасыщенность, z - коэффициент сверхсжимаемости; r - радиальная координата; t - время; m - пористость, g, w, h - плотности газа, воды и гидрата соотвественно; k(v) - проницаемость пористой среды в присутствии гидратов; fg(S), fw(S) - функции относительных фазовых проницаемостей для газа и воды; g, w - вязкости газа и воды; - массовое содержание газа в гидрате;

б) уравнение сохранения энергии:

где Сe - теплоемкость породы и вмещающих флюидов; cg, cw - теплоемкость газа и воды соответственно; H - теплота фазового перехода гидрата; - дифференциальный адиабатический коэффициент; - коэффициент дросселирования (коэффициент Джоуля-Томсона); e - коэффициент теплопроводности породы и вмещающих флюидов.

В каждой точке пласта должно выполняться условие термодинамического равновесия:

Т = A ln P + B, (3)

где A и B - эмпирические коэффициенты.

Зависимость проницаемости породы от насыщенности гидратов принято представлять в виде степенной зависимости:

k (v) = k0 (1 - v)N, (4)

где k0 - абсолютная проницаемость пористой среды при отсутствии гидратов; N - константа, характеризующая степень ухудшения проницаемости с ростом гидратонасыщенности.

В начальный момент времени однородный и единичной мощности пласт имеет давление Р0, температуру Т0 и насыщенность гидратами v0. Метод понижения давления моделировался заданием на скважине постоянного дебита, а тепловой метод - тепловым источником постоянной мощности. Соответственно при комбинированном методе задавались постоянный расход газа и мощность теплового источника, необходимая для устойчивого разложения гидратов.

При моделировании добычи газа из гидратов рассматриваемыми методами учитывались следующие ограничения. При начальной пластовой температуре 10°С и давлении 5,74 МПа коэффициент Джоуля-Томсона составляет 3-4 градуса на 1 МПа депрессии. Таким образом, при депрессии 3-4 МПа забойная температура может достичь температуры замерзания воды. Как известно, замерзание воды в породе не только снижает проницаемость призабойной зоны, но и приводит к более катастрофическим последствиям - смятию обсадных колон, разрушению коллектора и т.д. Поэтому для метода понижения давления принималось, что за 100 суток работы скважины забойная температура не должна снизиться ниже 0°С. Для теплового метода ограничением является рост температуры на стенке скважины и самого нагревателя. Поэтому при расчетах принималось, что за 100 суток работы скважины забойная температура не должна превысить 110°С. При моделировании комбинированного метода учитывались оба ограничения.

Эффективность методов сравнивалась по максимальному дебиту вертикальной скважины, полностью вскрывшей газогидратный пласт единичной толщины, с учетом упомянутых выше ограничений. Для теплового и комбинированного методов энергетические затраты учитывались путем вычитания из дебита того количества газа, которое требуется для получения необходимой теплоты (в предположении, что теплота генерируется от сжигания части добываемого метана):

Q* = Q - E/q, (5)

где Q - дебит газа на забое, м3/сут.; E - подводимая к забою тепловая энергия, Дж/сут.; q - теплота сгорания метана (33,28.106), Дж/м3.

Расчеты проводились при следующих параметрах: P0 = 5,74 МПа; T0 = 283 К; S = 0,20; m = 0,35; h = 910кг/м3, w = 1000 кг/м3; k0 = 0,1 мкм2; N = 1 (коэффициент в формуле (4)); g = 0,014 мПа.с; w = 1 мПа.с; = 0,134; A = 7,28 К; B = 169,7 К; Сe = 1,48.106 Дж/(м3.К); cg = 2600 Дж/(кг.К), cw = 4200 Дж/(кг.К); H = 0,5 МДж/кг; e = 1,71 Вт/(м.К). Результаты расчетов сведены в табл. 1.

Анализ этих результатов расчетов показывает, что метод понижения давления является пригодным для гидратных пластов, где насыщенность гидратами невелика, а газ или вода не потеряли свою подвижность. Естественно, что при увеличении гидратонасыщенности (а значит, сокращении проницаемости согласно уравнению (4)) эффективность этого метода резко падает. Так, при насыщенности пор гидратами более 80% получить приток из гидратов за счет снижения забойного давления практически невозможно.

Другой недостаток метода снижения давления связан с техногенным образованием гидратов в призабойной зоне вследствие эффекта Джоуля-Томсона. На рис. 3 представлено распределение водо- и гидратонасыщенности, полученное в результате решения задачи притока газа к вертикальной скважине, вскрывшей газогидратный пласт. На этом рисунке отчетливо прослеживается зона незначительного разложения гидрата (I), зона вторичного гидратообразования (II) и зона фильтрации только газа (III), поскольку в этой зоне вся свободная вода перешла в гидрат.

Таким образом, разработка гидратных залежей за счет понижения давления возможна только при закачке ингибиторов в призабойную зону, что значительно увеличит себестоимость добываемого газа.

Тепловой метод разработки газогидратных месторождений пригоден для пластов, имеющих высокое содержание гидратов в порах. Однако, как показывают результаты расчетов, тепловое воздействие через забой скважины малоэффективно. Это связано с тем, что процесс разложения гидратов сопровождается поглощением тепла с высокой удельной энтальпией 0,5 МДж/кг (для примера: теплота плавления льда составляет 0,34 МДж/кг). По мере удаления фронта разложения от забоя скважины все больше энергии тратится на прогрев вмещающих пород и кровли пласта, поэтому зона теплового воздействия на гидраты через забой скважины исчисляется первыми метрами. На рис. 4 представлена динамика растепления полностью насыщенного гидратами пласта. Из этого рисунка видно, что за 100 суток непрерывного прогрева разложение гидратов произойдет в радиусе всего 3,5 метра от стенки скважины.

Наибольшие перспективы имеет комбинированный метод, состоящий в одновременном снижении давления и подводе тепла к скважине. Причем основное разложение гидрата происходит за счет снижения давления, а подводимая к забою теплота позволяет сократить зону вторичного гидратообразования, что положительно сказывается на дебите. Недостатком комбинированного метода (как и теплового) является большое количество попутно добываемой воды (см. табл. 1).

Заключение

Таким образом, при современном уровне нефтегазовых технологий трудно ожидать, что себестоимость добываемого газа из гидратов будет сопоставима с аналогичным показателем традиционных газовых месторождений. Это обусловлено большими проблемами и сложностями, возникающими перед разработчиками и исследователями. Однако уже сейчас газовые гидраты можно сравнить с другим нетрадиционным источником газа - метаном угольных пластов. Еще двадцать лет назад считалось, что добывать метан из угольных бассейнов технически сложно и невыгодно. Теперь только в США ежегодно добывается порядка 45 млрд м3 из более 10 тыс. скважин, что достигнуто за счет развития нефтегазовой науки и создания новейших технологий газодобычи. По аналогии с угольным метаном можно сделать вывод (см. табл. 2), что добыча газа из гидратов может оказаться вполне рентабельной и начнется в ближайшей перспективе.

Литература

1. Lerche Ian. Estimates of Worldwide Gas Hydrate Resources. Paper OTC 13036, presented at the 2001 Offshore Technology Conference in Houston, Texas, 30 April - 3May 2001.

2. Makogon, Y.F., Holditch, S.A., Makogon T.Y. Russian field illustrates gashydrate production. Oil&Gas Journal, Feb.7, 2005, vol. 103.5, pp. 43-47.

3. Гинсбург Г.Д., Новожилов А.А. О гидратах в недрах Мессояхского месторождения.// «Газовая промышленность», 1997 г., №2.

4. Collett, T.S. Natural gas hydrates of the Prudhoe Bay and Kuparuk River area, North Slope, Alaska: AAPG Bull., Vol. 77, No. 5, 1993, pp. 793-812.

5. Ali G. Kadaster, Keith K. Millheim, Tommy W. Thompson. The planning and drilling of Hot Ice # 1 - Gas Hydrate Exploration Well in the Alaskan Arctic. Paper SPE/IADC 92764 presented at the SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, The Netherlands, 23-25 February 2005.

6. Dallimore, S., Collett, T., Uchida, T. Scientific Results from JAPEX/JNOC/GSC Mallik 2L-38 Gas Hydrate research Well, Mackenzie Delta, Northwest Territories, Canada. Geological Survey of Canada, Bulletin 544, 1999, p. 403.

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

8. Takahashi, H., Tsuji, Y. Japan explores for hydrates in the Nankai Trough. Oil&Gas Journal, Sept.5, 2005, vol. 103.33, pp. 48-53.

9. Takahashi, H., Tsuji, Y. Japan drills, logs gas hydrate wells in the Nankai Trough. Oil&Gas Journal, Sept.12, 2005, vol. 103.34, pp. 37-42,

10. Соловьев В.А. Газогидратоносность недр Мирового Океана// «Газовая промышленность», 2001 г., №12.

11. Агалаков С.Е. Газовые гидраты в Туронских отложениях на севере Западной Сибири// «Геология нефти и газа», 1997г., №3.

Газы газонефтяных и нефтегазовых залежей . Газонефтяные и нефтегазовые залежи являются двухфазными. Свободный газ в них залегает совместно с нефтью. При этом в нефтегазовых залежах газ занимает основой объём ловушки и располагается над нефтяной частью залежи, называемой нефтяной оторочкой . В газонефтяных залежах газ занимает меньший объём ловушки. Газовая часть такой залежи называется газовой шапкой , а добываемые газы называются попутными .

Попутные газы представляют собой смесь свободного газа газовой шапки и газа, растворенного в нефти – нефтяного газа. Их состав отличается от газов газовых залежей и зависит от состава, плотности нефти и растворимости в нефти индивидуальных газовых компонентов.

В газовых шапках метан обычно находится в меньших количествах по сравнению залежами сухих и газоконденсатных газов. Газы газовых шапок отличаются также повышенным содержанием ТУВГ и паров жидких УВ, более тяжелых, чем гексан С 6 Н 14 . Иногда их суммарное содержание превышает содержание метана. Из ТУВГ в большинстве случаев преобладает пропан С 3 Н 8 .

Нередко в составе газов газовых шапок встречаются высокие концентрации неуглеводородных газов: азота, углекислого газа или сероводорода. При этом азот и углекислый газ могут резко преобладать.

Химический состав газов, растворенных в нефти . Газы, растворённые в нефти, называются нефтяными или попутными нефтяными . Нефтяной газ представляет собой смесь газо- и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из пластовой нефти при её дегазации в газосепараторах в результате изменения давления и температуры.

Качественный состав попутных нефтяных газов не отличается от природных свободных газов: метан, его гомологи, азот, углекислый газ, сероводород, гелий, аргон и другие компоненты. Однако количественное отличие часто весьма существенно . Содержание метана не превышает 20–30 %, но его гомологов, включая высшие УВ, значительно больше. Нефтяные газы – жирные (среди УВ часто преобладают пропан и бутан ) .

Состав углеводородной части нефтяных газов тесно связан с составом нефти. Легкие метановые нефти сопровождаются жирными газами, состоящими на 20–80 % из гомологов метана. Тяжелые нефти, наоборот, содержат преимущественно метан. Из неуглеводородных газов существенное значение имеют углекислый газ, сероводород и особенно азот, который может быть преобладающим компонентом.

Газовые гидраты

Все газы , за исключением водорода, гелия, неона и н-бутана, а также легколетучие органические жидкости, молекулы которых имеют размеры, не превышающие 0,69 нм, при соответствующих давлениях и температурах образуют твёрдые растворы с водой, называемые газовыми гидратами, газогидратами, или клатратами . Внешний вид газогидратов (ГГ) напоминает снег или фирн (рыхлый лед).

При образовании ГГ полости кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи (рис. 8) заполняются молекулами только одного определённого газа. При этом один объем воды связывает от 70 до 300 объемов газа, поэтому плотность газогидратов меняется в широком диапазоне, от 0,8 до 1,8 г/см 3 . Общая идеальная формула газовых гидратов М∙nН 2 О, где М – 1 моль конкретного газа. Значения n меняются от 5,75 до 17, в зависимости от состава газа и условий образования гидратов. Условия образования газогидратов определяются составом газа, температурой, давлением и минерализацией воды. Обычно газогидраты образуются при температуре ниже 30°С и повышенном давлении. Например, при 0ºС гидрат метана образуется при давлении 3 МПа, а при температуре 25ºС уже при давлении 40 МПа. Таким образом, чем выше температура, тем выше необходимо давление для образования ГГ.

Рисунок - 8. Кристаллическая решетка газового гидрата (по Ю.Ф. Макагону; 1985)

Элементарные ячейки гидрата: а – структура I, образуемая лёгкими компонентами углеводородных газов; б – структура II, образуемая тяжёлыми компонентами углеводородных газов.

Кроме того, на равновесные условия образования газогидратов оказывает большое влияние минерализация воды : чем она больше, тем более низкие температуры или более высокие давления необходимы для образования гидратов. Поскольку в гидрат переходит лишь пресная вода, то при их образовании минерализация оставшейся пластовой воды растет.

Непосредственно в воде ГГ не образуются потому, что там концентрация растворенного газа не достигает необходимых значений. Образуются они в водонасыщенных осадках и на разделах горная порода-вода, так как на поверхности минеральных частиц имеется слой адсорбированных молекул газа. Образуются ГГ и из свободного газа на разделе: газ–вода. Образование газогидратов может происходить в пласте в процессе разработки газовой залежи, в стволе скважины или в газопроводе, поэтому прежде чем газ подают потребителям, его осушают.

Условиям образования ГГ в природе соответствуют зоны многолетнемерзлых пород, а также морские и озерные осадки, лежащие на достаточной глубине. Сезонные колебания температуры воды в Мировом океане захватывают только верхний слой толщиной около 100 м. Затем колебания сглаживаются и на глубинах ниже 1500–2000 м температура становится постоянной в пределах от 2 до 3ºС и только в Арктике падает до –0,7 и даже до –1,4 ºС. Поэтому образование гидратов происходит в глубоких акваториях не зависимо от широты. В настоящее время установлено, что условиям гидратообразования соответствует до 23 % площади континентов, особенно Евразии и 90 % площади Мирового океана. Ресурсы гидратного в десятки тысяч раз превышают мировые запасы природного газа. В России газогидраты могут занимать около половины территории суши, которая промерзает на глубину то 500 до 1000 м. Обнаружены они также в придонных осадках Балтийского, Черного и Каспийского морей, озера Байкал.

Ресурсы гидратного газа в акваториях, связывают как с биохимическими газами, так и с глубинными, в том числе катагенетическими газами.

ЛИТОГЕНЕЗ И ОБРАЗОВАНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

Согласно органической теории процесс нефте- и газообразования развивается периодично, стадийно, длительно и непрерывно, имеет региональный характер и прямо связан с тектогенезом и литогенезом.

Формирование месторождений происходит в течение двух следующих этапов: нефтегазообразования и нефтегазонакопления .

Этап нефтегазообразования разделяется на три стадии: седиментогенеза ОВ, диагенеза ОВ и катагенеза О В. Углерод является главным биогенным элементом, или основой живого вещества и ОВ осадочных пород. Кроме того, углерод в больших количествах, как в окисленных (СО, СО 2), так и в восстановленных (СН 4 и др.) формах поступает в осадочную оболочку и биосферу из мантии Земли.

Expert evaluation of the current world aquatic gas hydrate reserves

А. VOROBIEV, PFUR, Russia, А. BOLATOVA, East Kazakhstan State Technical University, Kazakhstan
G. MOLDABAEVA, KazNTU, Kazakhstan, E. CHEKUSHINA, PFUR, Russia

Исследование выполнено по Государственному контракту № П1405 от 03 сентября 2009 г. в рамках Федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009 – 2013 гг. – мероприятия № 1.2.1 – Проведение научных исследований научными группами под руководством докторов наук по НИР «Разработка эффективных методов поиска, разведки и экологически безопасного освоения месторождений (залежей) газогидратов оз. Байкал, Телецкое (Россия) и оз. Иссык-Куль (Кыргызстан)». Руководитель – д.т.н., проф. А.Е. Воробьев (РУДН).

Актуальность газогидратной тематики обусловлена тем, что в настоящее время потребление всех видов ресурсов (в том числе и энергетических) растет экспоненциально (табл. 1).

The topicality of the gas hydrate theme is based on the current exponential growth of the consumption of all types of resources (including power resources)

Первоначально (примерно 500 000 лет назад) человек использовал только мускульную энергию. В дальнейшем (несколько тысяч лет назад) он перешел на древесину и органические вещества. 100 лет назад центр тяжести энергопотребления сместился в сторону угля. 70 лет назад – в сторону угля и нефти. А последние 35 лет этот центр тяжести оказался прочно связан с триадой «уголь – нефть – газ».

Табл. 1. Потребление энергии на одного человек (ккал/сут.)

По имеющимся прогнозам (табл. 2), несмотря на все продолжающееся развитие исследований по эффективному использованию альтернативных источников энергии (солнечной, ветровой, приливной и геотермальной), углеводородные виды топлива по-прежнему сохранят и, в обозримом будущем, даже существенно увеличат свою и так значительную роль в энергетическом балансе человечества.

Табл. 2. Вклад различных источников энергии в мировой энергобаланс (%)

Современный мировой энергетический рынок характеризуется следующими показателями.

Разведанные запасы по состоянию на конец 2008 г. составляли: нефть – 169 млрд тонн, газ – 177 трлн м 3 , уголь – 848 млрд тонн. При этом общее содержание метана в газогидратных залежах на два порядка превышает его суммарный объем в традиционных извлекаемых запасах, оцениваемых в 250 трлн м 3 (рис. 1). Иначе говоря, гидраты могут содержать 10 трлн тонн углерода, т. е. в два раза больше, чем вместе взятые мировые запасы угля, нефти и обычного природного газа.

Общемировое производство нефти в 2007 г. составило 3906 млн тонн, продуктов нефтепереработки – 3762 млн тонн, угля – 3136 млн тонн н.э., газа – 2940 млрд м 3 . При этом энергопотребление (primary energy) в мире равнялось 11 099 млн тонн н.э.: включая 3953 млн тонн нефти, 3178 млн тонн н.э. угля, 2922 млрд м 3 (2638 млн тонн н.э.) газа, 709 млн тонн н.э. гидроэнергии и 622 млн тонн н.э. атомной энергии.

Что касается прогноза мирового потребления энергии на 2020 г., то согласно оценкам Международного энергетического агентства (МЭА), ее совокупное потребление составит 13 300 – 14 400 млн тонн н.э.: нефти – 4600 – 5100 млн тонн н.э., газа – 3600 – 3800 млрд м 3 (3250 – 3450 млн тонн н.э.), угля – 2700 – 3200 млн тонн н.э., атомной энергии – 780 – 820 млн тонн н.э. и гидроэнергии – 320 млн тонн н.э.

Одной из основных проблем современной энергетики является неизбежное сокращение в средне- и долгосрочной перспективе запасов основных традиционных ее источников получения (в первую очередь нефти и газа).

При этом продуктивность разрабатываемых месторождений углеводородов неуклонно снижается, новые крупные месторождения открываются все реже, а использование угля наносит существенный ущерб окружающей среде.

Поэтому и приходится разрабатывать труднодоступные залежи нефти и газа в суровых природно-климатических условиях, на больших глубинах и, кроме того, обращаться к неконвенциональным углеводородам (нефтяные пески и горючие сланцы). Все это, значительно увеличивая стоимость получаемой энергии, так и не решает окончательно существующую проблему.

В связи с имеющейся ограниченностью и невосполнимостью традиционных ресурсов природного (горючего) газа, а также с растущим в XXI в. спросом на этот энергоноситель, человечество вынуждено обратить внимание на его значительные ресурсы, заключенные в нетрадиционных источниках, и прежде всего природных газовых гидратах.

Согласно современным геологическим данным, в донных осадках морей и океанов в виде твердых газогидратных отложений находятся огромные запасы углеводородного газа. Так, потенциальные запасы метана в газогидратах оцениваются величиной 2x1016 м 3 .

Однако газовые гидраты являются единственным все еще не разрабатываемым источником природного газа на Земле, который может составить реальную конкуренцию традиционным углеводородам: в силу наличия огромных ресурсов, широкого распространения на планете, неглубокого залегания и весьма концентрированного состояния (1 м 3 природного метан-гидрата содержит около 164 м 3 метана в газовой фазе и 0,87 м 3 воды).

Самое первое предположение о возможности существования газогидратных залежей было высказано И.Н. Стрижовым в 1946 г. Он писал: «На севере СССР есть обширные площади, где на глубинах до 400 м и даже до 600 м слои имеют температуру ниже 0°С и где могут быть газовые месторождения. Как будет обстоять вопрос о гидратах в таких месторождениях? Не будут ли эти месторождения содержать даже до начала разработки больших количеств гидрата? Не придется ли их разрабатывать как месторождения твердых ископаемых?»

В 1974 г. советские ученые Б.П. Жижченко и А.Г. Ефремова, проводя натурные исследования дна Черного моря, обнаружили образцы газогидратов (в сильно выделяющих газ поднятых колонках донных осадков наблюдали мелкие кристаллы, напоминавшие иней). В этот период такие образования еще не связывали с газогидратами.

Они упоминаются при описании пробоотбора осадков во многих местах континентального склона Болгарского сектора Черного моря (проф. П. Димитров, ИО БАН – устное сообщение), а также вблизи побережья Грузии (при глубине воды порядка 860 м).

Первая документированная находка газовых гидратов на Черном море была сделана в 1972 г. во время рейса НИС «Московский университет». Газогидраты были обнаружены в осадочной колонке, отобранной на периферии конуса выноса р. Дунай, при глубине воды 1950 м, и были описаны как «маленькие, белые, быстро исчезающие кристаллы», найденные в больших газовых кавернах, образовавшихся в осадках на глубине 6,4 м ниже морского дна. Следует отметить, что несколько позднее образец газогидрата был отобран и в восточной части конуса выноса р. Дунай (рейс НИС «Академик Вернадский», 1992 г.).

В 1998 г. во время 21-го рейса НИС «Евпатория» в акватории к югу от Крыма на грязевом вулкане Феодосия были отобраны семь грунтовых трубок, содержащих газогидраты. Станции располагались на небольшом участке дна диаметром 100 м при глубине моря около 2050 м. В шести пробах гидраты содержались в глинистых осадках, в седьмой были подняты брекчии грязевого вулкана, которые содержали образец монокристалла гидрата длиной 10 см. Эти находки газовых гидратов относятся к интервалу глубин от 0,4 до 2,2 м ниже дна. По визуальным оценкам содержание газогидратов составляло от 3 до 10% от общего объема осадков [Васильев].

В ряде последующих морских экспедиций, проведенных МГУ на НИС «Феодосия» (1988 – 1989 гг.) и «Геленджик» (1993 – 1994 гг.), также были найдены газовые гидраты – в районе грязевых вулканов, которые расположены на центральной абиссальной равнине Черного моря. Позднее (в 1996 г.) были описаны находки метановых гидратов в Феодосийском районе грязевого вулканизма (прогиб Сорокина). Все образцы газовых гидратов содержались в грязевых брекчиях и были отобраны на вершинах грязевых вулканов на глубинах от 0,6 до 2,85 м ниже дна.

В последующем газогидраты были найдены в Атлантическом и Тихом океане, в Охотском и Каспийском морях, на Байкале и т. д.

Эти, хотя зачастую разрозненные и не всегда планомерные, исследования ученых различных стран в прилегающих акваториях (Атлантический и Тихий океан, Черное, Каспийское, Охотское, Баренцовое и Северное море, Мексиканский залив и т. д.), проведенные в последние два десятилетия, позволили сделать обоснованный вывод о практически повсеместном наличии крупных скоплений аквальных залежей газогидратов, из которых можно будет извлечь в промышленных масштабах метан.

В частности, по прогнозным оценкам российских ученых Г.Д. Гинзбурга (1994 г.) и В.А. Соловьева (2002 г.), общее количество метана в аквальных залежах газогидратов оценивается в 2х1010 м 3 , т. е. его объемы на порядки превышают запасы углеводородов в традиционных месторождениях.

К настоящему времени установлено, что около 98% залежей газогидратов являются аквамаринными и сосредоточены на шельфе и континентальном склоне Мирового океана (у побережий Северной, Центральной и Южной Америки, Северной Азии, Норвегии, Японии и Африки, а также в Каспийском и Черном морях), на глубинах воды более 200 – 700 м, и только всего 2% – в приполярных частях материков (рис. 2). Сегодня установлено свыше 220 залежей газогидратов.

Рис. 2. Известные и перспективные залежи (месторождения) гидрата метана

Самые крупные из (залежей) месторождений газогидратов:

а. Глубоководные залежи:

1. Глубоководная впадина близ побережья Коста-Рики - одно из крупнейших месторождений в мире. Правда, метановый лед на дне Тихого океана плотно спаян с вулканическим пеплом. Глубина залегания - 3100 – 3400 м.

2. Центральноамериканский глубоководный желоб (Гватемала). Тихий океан. Глубина залегания гидратов - 2100 – 2700 м.

3. Мексиканский район центральноамериканского глубоководного желоба. Тихий океан. Здесь сразу три месторождения: Mexico-1 (глубина - 1950 м), Mexico-2 (3100 м) и Mexico-3 (2200 м).

4. Калифорнийский разлом (США). Тихий океан. Обнаружены богатейшие залежи газогидратов, которые образуются при помощи глубоководных «асфальтовых вулканов», которые извергают в воду не только нефть, но и метан.

5. Тихоокеанская впадина, Орегон (США). Тихий океан. Глубина залегания - 2400 м.

6. Шельф Сахалина, Охотское море (Россия). В районе восточного побережья острова - в глубинных разломах - сосредоточены самые большие разведанные запасы газогидратов - более 50 месторождений.

7. Курильская гряда, Охотское море (Россия). Здесь были проведены первые в СССР поиски гидратосодержащих отложений. К настоящему времени ресурсы газогидратов в этом районе Охотского моря оцениваются в 87 трлн м 3 . Глубина залегания - 3500 м.

8. Побережье Японии. В Стране восходящего солнца газогидратами начали заниматься в 1995 г., когда была принята национальная программа по исследованию и освоению этих месторождений. К 2004 г. геофизики у побережья Японских островов нашли более 18 месторождений.

Желоб Нанкай в Японском море - одно из самых первых разведанных месторождений газогидратов в мире, расположено на глубине свыше 600 м. Здесь, во впадине Нанкай (находящейся всего в 60 км от берегов Японии параллельно японскому архипелагу с глубиной моря в районе работы судна, равной 950 м), между полуостровом Кий и Сикоку (рис. 3), с 1995 г. по 2000 г. были проведены фундаментальные исследования по поиску гидрата метана.

Рис. 3. Зона аквальных залежей метана около Японского архипелага

Проведенные ультразвуковые исследования показали, что под морем вокруг Японии прогнозируемые запасы метана в гидратах могут составлять от 4 до 20 трлн м 3 . Промышленную разработку месторождения предполагается начать в 2017 г.

9. Глубоководная Перуанская впадина, Тихий океан. Здесь газогидраты расположены на глубине свыше 6000 м, протяженность месторождения превышает 1500 км.

б. Шельфовые залежи:

1 - Мексиканский залив, побережье штатов Техас и Луизиана (США). Атлантический океан. Разведаны запасы газогидратов в нефтеносных районах Грин-каньон, Миссисипском подводном каньоне (именно здесь произошла утечка нефти с буровой платформы Deepwater Horizon) и национальном парке Флауэр Гарден Бэнкс - это уникальная цепочка рифов.

2. Наиболее известная аквальная газогидратная залежь расположена в районе Блейк Ридж к востоку от морской границы США, в зоне океанической гряды Блейка, у Атлантического побережья США. Здесь в виде единого протяженного поля на глубине 1,5 – 3,5 км залегает около 30 трлн м 3 метана. Глубина залегания - 400 м, мощность гидратоносного слоя - 200 м.

3. Грязевой подводный вулкан Хакон Мосби (Норвегия). Северный Ледовитый океан. Газогидраты, обнаруженные еще в 1990 г., залегают на глубине 250 – 1000 м.

4. Шельф дельты Нигера (Нигерия) в Атлантическом океане - самый богатый нефтью регион в Африке. Его еще называют страной нефтяных рек.

в. Континентальные залежи:

1. На дне Черного моря есть около 15 месторождений газогидратов. Прогнозируемый объем - 20 – 25 трлн м 3 . Более точный расчет выполнен для двух наиболее перспективных участков – Центрального и Восточного (рис. 4), площадь которых составляет, соответственно, 60,6 и 48,5 тыс. км 2 .

Рис. 4. Карта перспектив газоносности зоны гидратообразования черноморской впадины: Зоны: 1 – высокоперспективные, 2 – перспективные, 3 – малоперспективные, 4 – бесперспективные

14. Гидраты природных газов

1. ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Газ в условиях пластовых давлений и температур насыщен парами воды, поскольку газоносные породы всегда содержат связанную, подошвенную или краевую воду. По мере движения газа по скважине давление и температура уменьшаются. При понижении температуры происходит и уменьшение количества водяных паров в газовой фазе, а со снижением давления, наоборот, увеличивается содержание влаги в газе. Влагосодержание природного газа в продуктивном пласте увеличивается и при падении пластового давления по мере разработки месторождения.

Обычно влагосодержание газа выражают отношением массы паров воды, содержащейся в единице массы газа к единице массы сухого газа (массовое влагосодержание) или в количестве молей паров воды, приходящихся на моль сухого газа (молярное влагосодержание).

В практике чаще пользуются абсолютной влажностью, т.е. выражают массу паров воды в единице объема газа, приведенной к нормальным условиям (0°С и 0,1 МПа). Абсолютную влажность W измеряют в г/м 3 или кг на 1000 м 3 .

Относительная влажность – это выраженное в процентах (или долях единицы) отношение количества водяных паров, содержащихся в единице объема газовой смеси, к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же температурах и давлении при полном насыщении. Полное насыщение оценивается как 100 %.

К факторам, определяющим влагосодержание природных газов относятся давление, температура, состав газа, а также количество солей, растворенных в воде, контактирующей с газом. Влагосодержание природных газов определяют экспериментально, по аналитическим уравнениям или по номограммам, составленным по экспериментальным данным или расчетным путем.

На рис. 1 приведена одна из таких номограмм, построенная в результате обобщения экспериментальных данных по ределению влагосодержания газов при широком диапазоне изменения давлений и температур равновесного содержания паров воды в кг на 1000 м 3 природного газа относительной плотности 0,6, не содержащего азот и находящегося в контакте с пресной водой. Линия гидратообразования ограничивает область равновесия паров воды над гидратом. Ниже линии гидратообразования приведены значения влажности для условий метастабильного равновесия паров воды над переохлажденной водой, Погрешность определений влажности газов с относительной плотностью, близкой к 0,6, по данной номограмме не превышает ±10 %, что допустимо для технологических целей.

Рис. 1 Номограмма равновесного содержания паров воды для газа, находящегося в контакте с пресной водой.

По экспериментальным данным по влиянию состава газа на его влагосодержание видим, что присутствие углекислого газа и сероводорода в газах увеличивает их влагосодержание. Наличие азота в газе приводит к уменьшению влагосодержания, так как этот компонент способствует уменьшению отклонения газовой смеси от законов идеального газа и менее растворим в воде.

С увеличением плотности (или молекулярной массы газа) влагосодержание газа уменьшается. Следует учитывать, что газы разных составов могут иметь одинаковую плотность. Если увеличение их плотности происходит за счет роста количества тяжелых углеводородов, то уменьшение влагосодержания объясняется взаимодействием молекул этих углеводородов с молекулами воды, что особенно сказывается при повышенных давлениях.

Наличие в пластовой воде растворенных солей уменьшает влагосодержание газа, так как при растворении в воде солей снижается парциальное давление паров воды. При минерализации пластовой воды менее 2,5 % (25 г/л) уменьшение влагосодержания газа происходит в пределах 5%, что позволяет в практических расчетах не пользоваться поправочными коэффициентами, так как погрешность находится в пределах определения влагосодержания по номограмме (см. рис. 1).

2. СОСТАВ И СТРУКТУРА ГИДРАТОВ

Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой – гидраты.

При разработке большинства газовых и газоконденсатных месторождений возникает проблема борьбы с образованием гидратов. Особое значение этот вопрос приобретает при разработке месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов не только в скважинах и газопроводах, но и в пластах, в результате чего образуются газогидратные залежи.

Гидраты природных газов представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое с повышением температуры или при понижении давления разлагается на газ и воду. По внешнему виду – это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег.

Гидраты относятся к веществам, в которых молекулы одних компонентов размещены в полостях решетки между узлами ассоциированных молекул другого компонента. Такие соединения обычно называют твердыми растворами внедрения, а иногда соединениями включения.

Молекулы гидратообразователей в полостях между узлами ассоциированных молекул воды гидратной решетки удерживаются с помощью Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения. Гидраты образуются в виде двух структур, полости которых заполняются молекулами гидратообразователей частично или полностью (рис. 2). В I структуре 46 молекул воды образуют две полости с внутренним диаметром 5,2 10 -10 м и шесть полостей с внутренним диаметром 5,9 10 -10 м. Во II структуре 136 молекул воды образуют восемь больших полостей с внутренним диаметром 6,9 10 -10 м и шестнадцать малых полостей с внутренним диаметром 4,8 10 -10 м.

Рис. 2. Структура образования гидратов: а–вида I; б–вида II

При заполнении восьми полостей гидратной решеткисоставгидратов структуры I выражается формулой 8М-46Н 2 О или М-5,75Н 2 О, где М – гидратообразователь . Если заполняются только большие полости, формула будет иметь вид 6М-46Н 2 О или М-7,67 Н 2 О. При заполнении восьми полостей гидратной решетки состав гидратов структуры II выражается формулой 8М136 Н 2 О или М17Н 2 О.

Формулы гидратов компонентов природных газов: СН 4 6Н 2 О; С 2 Н 6 8Н 2 О; С 3 Н 8 17 Н 2 О; i -С 4 Н 10 17Н 2 О; H 2 S 6Н 2 О; N 2 6Н 2 О; СО 2 6Н 2 О. Эти формулы гидратов газов соответствуют идеальным условиям, т. е. таким условиям, при которых все большие и малые полости гидратной решетки заполняются на 100%. На практике встречаются смешанные гидраты, состоящие из I и II структур.

Условия образования гидратов

Представление об условиях образования гидратов дает фазовая диаграмма гетерогенного равновесия, построенная для систем М-Н 2 О (рис. 3).

Рис. 3. Диаграмма фазового состояния гидратов различной относительной плотности

В точке С одновременно существуют четыре фазы (/, //, ///, IV): газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, раствор воды в гидратообразователе и гидрат. В точке пересечения кривых 1 и 2, соответствующей инвариантной системе, нельзя изменить температуру, давление или состав системы без того, чтобы не исчезла одна из фаз. При всех температурах выше соответствующего значения в точке С гидрат не может существовать, как бы ни было велико давление. Поэтому точка С рассматривается как критическая точка образования гидратов. В точке пересечения кривых 2 и 3 (точка В) появляется вторая инвариантная точка, в которой существуют газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, гидрат и лед.

Из этой диаграммы следует, что в системе М-Н 2 О возможно образование гидратов по следующим процессам:

М г +m (Н 2 О) ж ↔Мm (Н 2 О) тв;

М г +m (Н 2 О) тв ↔Мm (Н 2 О) тв;

М ж +m (Н 2 О) ж ↔Мm (Н 2 О) тв;

М тв +m (Н 2 О) тв ↔Мm (Н 2 О) тв;

Здесь М г, М ж, М тв – условное обозначение гидратообразователя соответственно газообразного, жидкого и твердого; (Н 2 О) ж, (Н 2 О) тв – молекулы соответственно жидкой и твердой (лед) воды; т – число молекул воды в составе гидрата.

Для образования гидратов необходимо, чтобы парциальное давление паров воды над гидратом было выше упругости этих паров в составе гидрата. На изменение температуры образования гидратов влияют: состав гидратообразователя, чистота воды, турбулентность, наличие центров кристаллизации и т. д.

На практике условия образования гидратов определяют с помощью равновесных графиков (рис. 4) или расчетным путем – по константам равновесия и графоаналитическим методом по уравнению Баррера–Стюарта.

Рис. 4. Равновесные кривые образования гидратов природных газов в зависимости от температуры и давления

Из рис. 4 следует, что чем выше плотность газа, тем больше температура гидратообразования. Однако отметим, что с увеличением плотности газа не всегда повышается температура гидратообразования. Природный газ с небольшой плотностью может образовывать гидраты при более высоких температурах, чем природный газ с повышенной плотностью. Если на увеличение плотности природного газа влияют негидратообразующие компоненты, то температура его гидратообразования понижается. Если же влияют различные гидратообразующие компоненты, то температура гидратообразования будет выше для того состава газа, в котором преобладают компоненты с большей устойчивостью.

Условия образования гидратов природных газов по константам равновесия определяют по формуле: z = у/К, где z , у– молярная доля компонента соответственно в составе гидрата и газовой фазы; К – константа равновесия.

Равновесные параметры гидратообразования по константам равновесия при данных температуре и давлении рассчитывают следующим образом. Сначала находят константы для каждого компонента, а затем молярные доли компонента делят на найденную константу его равновесия и полученные значения складывают. Если сумма равна единице, система термодинамически равновесная, если больше единицы – существуют условия для образования гидратов, при сумме меньше единицы гидраты не могут образовываться.

Гидраты индивидуальных и природных углеводородных газов

Гидрат метана впервые был получен в 1888 г. при максимальной температуре, равной 21,5°С. Катц и другие, изучая равновесные параметры (давление и температуру) гидратообразования метана при давлении 33,0–76,0 МПа, получили гидраты метана при температуре 28,8 °С. В одной из работ отмечено, что температура образования гидратов этого компонента при давлении 390 МПа повышается до 47 °С.

3. ОБРАЗОВАНИЕ ГИДРАТОВ В СКВАЖИНАХ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ

Образование гидратов в скважинах и промысловых газопроводах и выбор метода борьбы с ними в значительной степени зависят от пластовых температур, климатических условий и режима эксплуатации скважины.

Часто в стволе скважины имеются условия для образования гидратов, когда температура газа при его движении вверх от забоя до устья становится ниже температуры гидратообразования. В результате скважина забивается гидратами.

Изменение температуры газа вдоль ствола скважины можно определить при помощи глубинных термометров или расчетным путем.

Образование гидратов в стволе можно предупредить теплоизоляцией фонтанных или обсадных колонн, повышением температуры газа в стволе с помощью нагревателей. Самый распространенный способ предупреждения образования гидратов – подача ингибиторов (метанола, гликолей) в поток газа. Иногда подача ингибитора осуществляется через затрубное пространство. Выбор реагента зависит от многих факторов.

Место начала образования гидратов в скважинах определяют по точке пересечения равновесной кривой образования гидратов с кривой изменения температуры газа по стволу скважин (рис. 8). Практически образование гидратов в стволе скважины можно заметить по снижению рабочего давления на устье и уменьшению дебита газа. Если гидраты перекрывают сечение скважины не полностью, разложения их проще всего достигнуть с помощью ингибиторов. Значительно труднее бороться с отложениями гидратов, полностью перекрывающих сечение фонтанных труб и образовавших сплошную гидратную пробку. При небольшой длине пробки ликвидацию ее обычно осуществляют продувкой скважины. При значительной длине выбросу пробки в атмосферу предшествует некоторый период, в течение которого она частично разлагается в результате снижения давления. Продолжительность периода разложения гидратов зависит от длины пробки, температуры газа и окружающих горных пород. Твердые частицы (песок, шлам, окалина, частицы глинистого раствора и т. п.) замедляют разложение пробки. Для ускорения этого процесса используют ингибиторы.

Следует учитывать также, что при образовании гидратной пробки в зоне отрицательных температур только при понижении давления получают эффект. Дело в том, что вода, выделяющаяся при разложении гидратов при низкой концентрации ингибитора, может замерзнуть и вместо гидратной образуется ледяная пробка, ликвидировать которую затруднительно.

Если пробка большой длины образовалась в стволе скважины, ее можно ликвидировать, применяя замкнутую циркуляцию ингибитора над пробкой. В результате механические примеси размываются, и на поверхности гидратной пробки постоянно содержится ингибитор высокой концентрации.

4. ОБРАЗОВАНИЕ ГИДРАТОВ В ГАЗОПРОВОДАХ

Для борьбы с отложениями гидратов в промысловых и магистральных газопроводах применяют те же способы, что и на скважинах. Кроме того, предупредить образование гидратов можно путем ввода ингибиторов и теплоизоляцией шлейфов.

По расчетам данным теплоизоляции шлейфа пенополиури-таном толщиной 0,5 см при среднем дебите скважин 3 млн. м 3 /сут обеспечивается безгидратный режим его работы при длине до 3 км, а при дебите 1 млн. м 3 /сут – до 2 км. Практически толщину теплоизоляции шлейфа с учетом запаса можно принять равной в пределах 1–1,5 см.

Для борьбы с образованием гидратов при исследовании скважин применяют способ, предотвращающий их прилипание к стенкам труб. С этой целью в поток газа вводят поверхностно-активные вещества (ПАВ), конденсат или нефтепродукты. При этом на стенках труб образуется гидрофобная пленка, и рыхлые гидраты легко транспортируются потоком газа. ПАВ, покрывая поверхность жидкостей и твердых веществ тончайшими слоями, способствует резкому изменению условий взаимодействия гидратов со стенкой трубы.

Гидраты водных растворов ПАВ не прилипают к стенкам. лучшие из водорастворимых ПАВ–ОП-7, ОП-10, ОП-20 и ИНХП-9–можно использовать только в области положительных температур. Из нефтерастворимых ПАВ лучшим является ОП-4–хороший эмульгатор.

Добавление к 1 л нефтепродуктов (лигроину, керосину, дизельному топливу, стабильному конденсату) соответственно 10; 12,7 и 6 г ОП-4 предотвращают прилипание гидратов к стенкам труб. Смесь, состоящая из 15–20% (по объему) солярового масла и 80–85% стабильного конденсата, предотвращает отложения гидратов на поверхности труб. Расход такой смеси составляет 5–6 л на 1000 м 3 газа.

Температурный режим газопроводов

После расчета температуры и давления по длине газопровода и зная равновесные их значения, можно определить условия образования гидратов. Температура газа рассчитывается по формуле Шухова, которая учитывает теплообмен газа с грунтом. Более общая формула, учитывающая теплообмен с окружающей средой, эффект Джоуля – Томсона, а также влияние рельефа трассы, имеет вид

Рис. 9. Изменение температуры газа вдоль подземного газопровода. 1–измеренная температура; 2 – изменение температуры по формуле (2); 3– температура грунта.

где , – температура соответственно газа в газопроводе и окружающей среды; – начальная температура газа; – расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; – коэффициент Джоуля–Томсона; , – давление соответственно в начале и конце газопровода; –длина газопровода; – ускорение свободного падения; –разность отметок по высоте конечной и начальной точек газопровода; – теплоемкость газа при постоянном давлении; – коэффициент теплопередачи в окружающую среду; – диаметр газопровода; –плотность газа; –объемный расход газа.

Для горизонтальных газопроводов формула (1) упрощается и имеет вид

(2)

Расчеты и наблюдения показывают, что температура газа по длине газопровода плавно приближается к температуре грунта (рис. 9).

Выравнивание температур газопровода и грунта зависит от многих факторов. Расстояние, где разница температур газа в трубопроводе и грунте становится не ощутимой, можно определить, если в уравнении (2) принять и .

(3)

Например, по расчетным данным на подводном газопроводе диаметром 200 мм пропускной способностью 800 тыс. м 3 /сут температура газа выравнивается с температурой воды на расстоянии 0,5 км, а на подземном газопроводе при тех же параметрах – на расстоянии 17 км.

5. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И БОРЬБА С НИМИ

Эффективным и надежным методом предупреждения образования гидратов является осушка газа перед поступлением его в трубопровод. Необходимо, чтобы осушка проводилась до той точки росы, которая обеспечивала бы нормальный режим транспортирования газа. Как правило, осушку осуществляют до точки росы на 5–6°С ниже минимально возможной температуры газа в газопроводе. Выбирать точку росы следует с учетом условий обеспечения надежного газоснабжения на всем пути движения газа от месторождения до потребителя.

Ввод ингибиторов, используемых при ликвидации гидратных пробок

Место образования гидратной пробки обычно удается определить по росту перепада давления на данном участке газопровода. Если пробка не сплошная, то в трубопровод через специальные патрубки, штуцера для манометров или через продувочную свечу вводят ингибитор. Если в трубопроводе образовались сплошные гидратные пробки небольшой длины, их иногда удается ликвидировать таким же путем. При длине пробки, исчисляемой сотнями метров, над гидратной пробкой вырезают в трубе несколько окон и через них заливают метанол. Затем трубу заваривают вновь.

Рис. 10. Зависимость температуры замерзания воды от концентрации раствора. Ингибиторы: 1–глицерин; 2–ТЭГ; 3–ДЭГ; 4–ЭГ; 5–С 2 Н 5 ОН; 7–NaCl; 8– CaCI 2 ; 9–MgCl 2.

Для быстрого разложения гидратной пробки применяют комбинированный способ; одновременно с вводом ингибитора в зоне образования гидратов снижают давление.

Ликвидация гидратных пробок методом снижения давления. Сущность этого метода заключается в нарушении равновесного состояния гидратов, в результате чего происходит их разложение. Давление снижают тремя способами:

– отключают участок газопровода, где образовалась пробка, и с двух сторон через свечи пропускают газ;

– перекрывают линейный кран с одной стороны и выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов;

– отключают участок газопровода с обеих сторон пробки и выпускают в атмосферу газ, заключенный между пробкой и одним из перекрытых кранов.

После разложения гидратов учитывают следующее: возможность накопления жидких углеводородов на продуваемом участке и образование повторных гидратоледяных пробок за счет резкого снижения температуры.

При отрицательных температурах по методу снижения давления в некоторых случаях не получают должного эффекта, так как вода, образовавшаяся в результате разложения гидратов, переходит в лед и образует ледяную пробку. В этом случае метод снижения давления используют в комбинации выводом в трубопровод ингибиторов. Количество ингибитора должно быть таким, чтобы при данной температуре раствор из введенного ингибитора и воды, получившийся при разложении гидратов, не замерзал (рис. 10).

Разложение гидратов снижением давления в комбинации с вводом ингибиторов происходит гораздо быстрее, чем при использовании каждого метода в отдельности.

Ликвидация гидратных пробок в трубопроводах природных и сжиженных газов методом подогрева. При этом способе повышение температуры выше равновесной температуры образования гидратов приводит к их разложению. На практике трубопровод подогревают горячей водой или паром. Исследования показали, что повышение температуры в точке контакта гидрата и металла до 30–40°С достаточно для быстрого разложения гидратов.

Ингибиторы для борьбы с образованием гидратов

На практике для борьбы с образованием гидратов широко применяют метанол и гликоли. Иногда используют жидкие углеводороды, ПАВ, пластовую воду, смесь различных ингибиторов, например метанола с растворами хлористого кальция и т. д.

Метанол обладает высокой степенью понижения температуры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки и смешиваться с водой в любых соотношениях, малой вязкостью и низкой температурой замерзания.

Метанол – сильный яд, попадание в организм даже небольшой дозы его может привести к смертельному исходу, поэтому при работе с ним требуется особая осторожность.

Гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль) часто используют для осушки газа и в качестве ингибитора для борьбы с отложениями гидратов. Наиболее распространен как ингибитор диэтиленгликоль, хотя применение этиленгликоля более эффективно: его водные растворы имеют более низкую температуру замерзания, меньшую вязкость, а также малую растворимость в углеводородных газах, что значительно снижает его потери.

Количество метанола, требуемого для предупреждения образования гидратов в сжиженных газах, можно определить по графику, приведенному на рис. 12. Для определения расхода метанола, необходимого для предупреждения гидратооб-разования в природных и сжиженных газах, поступают следующим образом. К расходу его, найденному по рис. 11 и 12, следует приплюсовать количество метанола, переходящего в газовую фазу. Количество метанола в газовой фазе значительно превышает содержание его в жидкой фазе.

БОРЬБА С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯМИ В МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

(Громов В.В., Козловский В.И. Оператор магистральных газопроводов. – М.; Недра, 1981. – 246 с.)

Образование кристаллогидратов в газопроводе происходит при полном насыщении газа парами воды при определенном давлении и температуре. Кристаллогидраты – неустойчивые соединения углеводородов с водой. По внешнему виду они похожи на спрессованный снег. Гидраты, извлеченные из газопровода, на воздухе быстро распадаются на газ и воду.

Образованию гидратов способствуют наличие в газопроводе воды, увлажняющей газ, посторонних предметов, сужающих сечение газопровода, а также земли и песка, частицы которых служат центрами кристаллизации. Немаловажное значение имеет содержание в природном газе других углеводородных газов помимо метана (С 3 Н 8 , C 4 H 10 , H 2 S).

Зная, при каких условиях образуются гидраты в газопроводе (состав газа, точка росы – температура, при которой конденсируется содержащаяся в газе влага, давление и температура газа по трассе), можно принимать меры для предотвращения их образования. В борьбе с гидратами самым радикальным способом является осушка газа на головных сооружениях газопровода до точки росы, которая была бы на 5–7°С ниже возможной самой низкой температуры газа в газопроводе в зимний период.

При недостаточной осушке или при отсутствии ее для предотвращения образования и разрушения образовавшихся гидратов применяются ингибиторы, поглощающие из газа ";асть водяных паров и делающие его неспособным к гидратообразо-ванию при данном давлении. Известны такие ингибиторы, как метиловый спирт (метанол–СН 3 ОН), растворы этиленгликоля, диэтиленгликоля, триэтиленгликоля, хлористого кальция. Из перечисленных ингибиторов на магистральных газопроводах часто применяют метанол.

Для разрушения образовавшихся гидратов используется метод снижения давления на участке газопровода до давления, близкого к атмосферному (не ниже избыточного 200–500 Па). Гидратная пробка разрушается за время от 20–30 мин до нескольких часов в зависимости от характера и размера пробки, температуры грунта. На участке с отрицательной температурой грунта вода, образующаяся в результате разложения гидратов, может замерзнуть, образовав ледяную пробку, ликвидировать которую гораздо труднее, чем гидратную. Для ускорения разрушения пробки и предотвращения образования льда описанный способ применяется попутно с разовой заливкой большого количества метанола.

Повышенные перепады давления в газопроводе обнаруживаются по показаниям манометров, установленных на кранах по трассе газопровода. По показаниям манометров строятся графики падения давления. Если измерять давление на участке длиной / в одно и то же время и значения квадратов абсолютного давления нанести на график с координатами р 2 (МПа)-l (км), тогда все точки должны лечь на одну и ту же прямую (рис. 13). Отклонение от прямой на графике показывает участок с ненормальным перепадом давления, где идет процесс образования гидратов.

При обнаружении ненормального перепада давления в газопроводе обычно включают в работу метанольную установку или при отсутствии последней производят одноразовую заливку -метанола через свечу, для чего к верхнему концу свечи приваривают кран. При закрытом нижнем кране через верхний кран в свечу заливается метанол. Затем верхний кран закрывается, а нижний открывается. После того как метанол стечет в газопровод, нижний кран закрывается. Для заливки необходимого количества метанола эту операцию повторяют несколько раз.

Подача метанола через метанольницу и единовременная заливка метанола могут не дать должного эффекта или, судя по величине и быстрому росту перепада давления, создается угроза закупорки. Указанным способом заливают одновременно большое количество метанола и по ходу газа производят продувку газом. Количество метанола, заливаемое в участок газопровода протяженностью 20–25 км и диаметром 820 мм, составляет 2–3 т. Заливка метанола производится через свечу в начале участка, после этого краны в начале и конце участка перекрывают, газ сбрасывают в атмосферу через свечу перед краном на конце участка.

При более тяжелом положении после заливки метанола участок газопровода отключают, перекрывая краны на обоих концах, газ сбрасывают через свечи на обоих концах, снижая давление почти до атмосферного (не ниже избыточного 200– 500 Па). Через некоторое время, в течение которого гидратная пробка при отсутствии давления и под действием метанола должна разрушиться, открывают кран в начале участка и производят продувку через свечу в конце участка, чтобы стронуть пробку с места. Ликвидация гидратной пробки с применением продувки небезопасна, так как при внезапном разрушении ее в газопроводе могут возникнуть большие скорости потока газа, увлекающего остатки разрушенной пробки. Необходимо тщательно следить за давлением на участке до и после пробки, чтобы не допустить очень большого перепада. При большом перепаде, свидетельствующем о перекрытии значительной части сечения трубы, место образования пробки легко определить по характерному шуму, возникающему при дросселировании газа, который прослушивается с поверхности земли. При полной закупорке газопровода шума не бывает.

Беседа с геологом, академиком НАН Украины, директором Центрального научно-природоведческого музея НАНУ Евгением Федоровичем Шнюковым

Есть разные прогнозы о том, сколько на нашей планете осталось топлива. Относительно нефти пессимисты из числа ученых говорят: ее запасы будут исчерпаны через 10-15 лет; оптимисты «успокаивают», продлевая этот срок лет до 30-40.

Угля вроде бы хватит на дольше, на несколько столетий, но добывать его все труднее и дороже: эпоха толстых, легко доступных залежей «черного золота» отходит в прошлое.

Что же нам еще остается? Электростанции солнечные, ветровые, приливные, геотермальные, - все это, честно говоря, еще в зародыше...
Так обстоят дела с энергетикой в масштабах всей Земли: что же можно сказать о будущем Украины? Здесь все просто трагично. Евгений Федорович говорит: «Сейчас мы на очень коротком поводке у поставщиков энергоносителей. Мы добываем всего 8-10 процентов потребляемой нефти и максимум 20 процентов газа, - все остальное покупаем».

Видный украинский ученый произносит слова великой надежды. Надежды, которую дает Черное море - и лежащие на его дне диковинные вещества, газогидраты.

Справка:

На непосвященный взгляд газовые гидраты представляют собой обычные грязноватые комочки льда. На самом деле это - уникальная твердая смесь, в которой молекулы газа "впаяны" в каркас из молекул воды. В природе газогидраты образуются в районах вечной мерзлоты и в глубоководных осадках морей и океанов, в условиях высокого давления и низких температур. Количество органического углерода, запасенного в виде газогидратов метана, больше, чем во всех остальных залежах планеты, вместе взятых!

Давайте для начала определим, что это такое - газогидраты?

Если популярно говорить, это своеобразный лед, для образования которого не нужен мороз. Газогидраты возникают при определенных давлении и температуре, - именно таких, какие есть на дне Черного моря, на глубине свыше 700 метров. В их составе, в связанном состоянии, находится горючий газ метан. Если его оттуда освободить, - из одного кубометра «теплого льда» выйдет до 200 кубометров метана!

И много там, на дне, этого «льда»?

Он залегает на огромной площади, слоем мощностью до 400 метров. Российские геологи выполнили большую работу по изучению черноморского дна и определили, что запасы метана, связанные в газогидратах, достигают 25 триллионов кубометров! Триллионов семь, вероятно, приходится на долю Украины...

Звучит, конечно, очень внушительно, но все-таки: можно ли сравнить эти запасы с известными газовыми месторождениями на суше, например, на Таймыре?

Таймыр беднее газом. Мало того: надо учитывать географию. Если Черное море - теплое, а потребители газа тут же рядом, то с крайнего Севера надо прокладывать через тундру, в суровейших условиях, гигантские газопроводы, тянуть их на тысячи километров, поддерживать... Если освоим черноморскую сокровищницу, метан будет и обильный, и дешевый.

А откуда они вообще берутся в море, эти газогидраты? Каким образом сложился 400-метровый слой на дне?

Думаю, они глубинного происхождения. То есть, метан выходит из недр земли через разломы в коре с больших глубин, порядка нескольких десятков километров.

Впрочем, возможно и существование промежуточных коллекторов, этаких подземных «карманов», где газы долгое время накапливаются, а потом находят себе дорогу наверх...

Если выход метана находится достаточно глубоко под водой, газ увязывается в составе «теплого льда». Но иногда толщу газогидратов прорывают свободные, очень мощные выбросы газа.

Иногда такой «метановый фонтан» бьет сутками, месяцами... а то и начинает «работать» периодически, то затихая, то опять прорываясь на поверхность моря. Такие феномены называют грязевыми вулканами, - ведь газ, устремляясь со дна ввысь, прихватывает с собой массы донного грунта, камней, воды...

Зрелище бывает просто грандиозным, взрывы темной грязи с грохотом взлетают на высоту до ста метров. Мало того, подчас газы при выбросе воспламеняются!

В Каспийском море тоже есть выходы метана, так вот: грязевые вулканы возле Баку иногда полыхали столь внушительно, что их принимали за атомные взрывы. Тем более, грибовидное облако...

Во время одного извержения было выброшено около пятисот миллионов кубометров газа! Представляете себе, что бы произошло, сколько было бы жертв, случись нечто подобное на суше?..

Мы хорошо знаем периодически действующий грязевой вулкан в Азовском море, напротив казацкой станицы Голубицкой, возле города Темрюка. Впервые его черные рокочущие выбросы еще в 1799 году увидели казаки-запорожцы, переселенные на Кубань.

По словам ученого тех времен, российского академика Петра-Симона Палласа*, вулкан создал вокруг себя круглый остров диаметром около ста метров.

Извержения Голубицкого вулкана много раз повторялись в течение ХІХ и ХХ веков. Наиболее крупный выброс пришелся на 1988 год: тогда вязкий остров возник за несколько часов и просуществовал много месяцев. Голубицкий извергается и ныне...

Бывают донные газовые выбросы, не похожие на вулканы, но тоже очень впечатляющие. Во время предпоследнего рейса нашего исследовательского судна «Профессор Водяницкий» мы нашли два таких фонтана: каждый был около 850 метров высотой и шириной до 400 метров! Интересно, что на суше это была бы экологическая катастрофа, а в море - никаких ее следов. Спокойно плавают вокруг рыбы, растут водоросли...

Во многих местах со дна поднимаются куда более скромные струи метана, расплывающиеся облаками. Мы их зовем - сипы. Одни из них выбрасывают газ ровным, постоянным потоком, иные - пульсируют, напоминая пыхтящую трубку курильщика... Сипов достаточно много и в районе Керченско-Таманском, и у берегов Кавказа, и возле побережий Грузии, Болгарии...

Кстати, о курильщике. Именно так мы называем своеобразный экспонат, находящийся у нас в музее. Это такой минеральный вырост из черноморского дна, похожий на кубок. Он сложился постепенно, за девять тысяч лет, вокруг постоянно бившей снизу метановой струи.

Газовый фонтан нес твердые частицы, они и образовали такую занятную структуру со сквозным каналом внутри. Мы этого «курильщика» добыли во время очередной экспедиции на исследовательском судне «Профессор Водяницкий».

Да, действительно, - Черное море, наверное, хранит в себе куда больше загадок и сюрпризов, чем любой другой водоем в мире.
Взять хотя бы тот факт, что, начиная с глубины в двести метров, оно вполне заслуживает названия Мертвого моря, поскольку оттуда до самого дна вода насыщена сероводородом.
Я знаю из одной вашей книги, Евгений Федорович, что еще относительно недавно существовал проект промышленного извлечения из черноморских вод громадных количеств серы, а также тяжелых металлов...
Но это - особая тема для разговора. Вернемся к газогидратам. Насколько экономически выгодна добыча метана из этих соединений? Не затратим ли мы при этом больше энергии, чем потом получим?

Нет, затея вполне оправдана с точки зрения экономики. По крайней мере, теперь. Должен вам сказать, что, вообще, честь открытия газогидратов принадлежит нашим, советским ученым, они обнаружили первые месторождения на северо-востоке Союза.

Так вот, - тогда добыча не пошла, поскольку была слишком технологически сложной.

А вот сейчас морские газогидраты признаны самым вероятным альтернативным топливом во многих странах. Над их разведкой и освоением работают во Франции, Германии, США; но особенно активны Канада и Япония.

Японцы планируют начать экспериментальную добычу метана из «горючего льда» возле своих островов, во впадине Нянхай, уже в 2007 году; а еще десять лет спустя пойдет масштабная добыча, да такая, что Япония, вечно все ввозящая, станет одним из мировых экспортеров газа!

Недавно российский «Газпром» произвел переоценку газовых запасов страны, включая и морские, связанные на дне.

Оказалось, что резервы «голубого топлива» в пятьдесят раз больше, чем считали прежде! Добывать газогидраты в промышленных объемах Россия намеревается с 2020 года.

Кстати, при газодобыче в море речь пойдет, очевидно, не только о газогидратах. Я тут вам рассказывал о вулканах и сипах, то есть, о выходах свободного газа непосредственно из дна.

Мы убеждены, что такой газ в огромных массах накапливается под шапкой «горючего льда», он там закупорен, законсервирован, - потому иногда и прорывается просто катастрофически.

Возможно, проще будет сначала пройти 400-метровую толщу «ледника» и выкачать подгидратный метан, а потом уже браться за сам слой...

И все-таки, морские глубины... Это не помеха для добычи?

Самая большая глубина Черного моря не превышает 2100 метров. Нынешняя горнодобывающая промышленность извлекает нефть и газ с глубины в четыре-пять километров. Так что здесь нет особых проблем.

Как вы думаете, когда - реально - можно у нас ожидать начала работ, подобных тем, которые ведутся в Японии или в России?

Вот это, в настоящих условиях, сказать труднее всего...
Есть известный девиз геологических конгрессов: «Умом и молотком». А по поводу наших топливных сокровищ я бы сказал иначе: умом и финансами!

Что мы можем разведать или добыть, когда тому же «Профессору Водяницкому», в лучшем случае, выделяются средства на двенадцатидневный рейс?!

Надо вложить большие деньги, создать могучую комплексную программу, привлечь специалистов разных профилей... Вообще, следует поднять эту работу на тот уровень, на котором велось в Советском Союзе освоение атомной энергии.

Тогда, и только тогда лет через десять, пятнадцать, возможно, нам удастся обеспечить энергетическое будущее Украины.

Надеюсь, что наше социальное сознание к тому времени будет идти вровень с научно-техническим, и газовые сокровища Черного моря принесут благополучие, в самом деле, всей Украине, а не отдельным (и не лучшим) ее представителям, присосавшимся к добывающей отрасли.

Только если запасы газогидратов, как и все клады, сокрытые в наших недрах, станут воистину всенародной собственностью, пользу от них сможет получить каждый наш соотечественник.

Будем на это надеяться...

Справка:

В Черном море газогидраты были обнаружены экспедициями Министерства геологии и Академии наук СССР в конце 80-х годов. В 90-е годы и начале текущего десятилетия исследования в этой области также проводились украинскими и болгарскими учеными. Полученные в итоге данные имеют приблизительный характер: по различным оценкам, запасы черноморских газогидратов, сосредоточенных, как правило, в нескольких десятках или первых сотнях метров под морским дном, могут составлять от 25 до 100 трлн куб м.

Немецко-украинская экспедиция 2010 г. обнаружила запасы газогидратов недалеко от Севастополя. Но для их более-менее точной оценки нужны будут широкомасштабные разведочные работы.

Впрочем, говорить о том, что Украина в обозримом будущем сможет достичь энергетической независимости благодаря разработке черноморских газогидратов, еще рано. Проблема в том, что газ, заключенный в ледяной ловушке, очень сложно извлечь, не потеряв по дороге.

Газогидраты существуют только благодаря низкой температуре и огромному давлению, "разрушить" их на месте залегания весьма нелегко. Даже при нормальном атмосферном давлении они начинают плавиться только при 10-20 градусах.

Сегодня существуют технологии, позволяющие добывать газ из газогидратов только на суше, причем их эффективность оставляет желать лучшего. Впервые они были опробованы еще в конце 60-х годов на Мессояхском месторождении на полуострове Таймыр, где добыча газа началась в 1967 г. Для "расплавления" газогидратов там используется депрессионный способ добычи, заключающийся в искусственном снижении пластового давления посредством откачки воды из скважины. На это приходится тратить много энергии, из-за чего значительная часть добываемого газа используется на месте, а сам газ получается весьма дорогим.

То что Мессояхское месторождение вообще стали разрабатывать, объясняется его уникальным расположением: оно является ближайшим (около 280 км) от Норильска, к которому в 1969 г. был протянут газопровод. Поставлять газ на промышленные предприятия Норильска с месторождений Ямала, до которых в несколько раз дальше, было признано экономически менее целесообразным.

За сорок с лишним лет эксплуатации на Мессояхском месторождении добыто около 12.5 млн куб м газа, что составляет около 65% от его оценочных запасов. Объемы добычи падают, в 2009 г. они составили всего 213 тыс куб м, так что большая часть поставок газа в Норильский промышленный район приходится на другие, традиционные месторождения.

Помимо Мессояхского месторождения, в мире существует еще одно место, где добывали газ из газогидратов - экспериментальная буровая станция Mallik, расположенная недалеко от устья реки Маккензи на северо-западе Канады. В 1998-2008 гг. японско-канадская группа ученых при участии специалистов из США, Германии и Индии вела там пробное бурение, обнаружив слой газогидратов на глубине около 1000-1200 м.

И сейчас на этой станции продолжается изучение различных технологий в данной области. Тестовая добыча велась в течение 6 дней зимой 2008 г. и составила около 13 тыс куб м газа. При этом использовался тот же депрессионный метод, что и на Таймыре. Ранее на Mallik был испытан и тепловой метод, заключающийся в нагревании газогидратного пласта посредством закачки пара или горячей воды, но расход энергии там оказался сравнимым с энергоемкостью высвободившегося газа.

Некоторыми специалистами предлагается технология замещения, заключающаяся в вытеснении метана из кларатов посредством заполнения их другим газом. Для этого лучше всего подходит углекислый газ, что позволило бы заодно решить и проблему его захоронения. Однако эта технология пока находится на стадии лабораторных исследований, до промышленных масштабов она дорастет, очевидно, еще не скоро.

Основная проблема добычи газа из газогидратов заключается в том, что для разрушения их структуры и извлечения газа из "клеток"-кларатов нужно затратить довольно большую энергию, что, естественно, приводит к существенному росту затрат. По оценкам исследователя из US Geological Service Тимоти Коллетта, себестоимость добычи газа из газогидратов в Арктике может составлять 100-200% затрат при разработке традиционных месторождений, а морской газогидратный газ будет еще более дорогостоящим.

Кроме того, при организации добычи с морского дна существует реальная опасность поднятия "метансодержащего льда" на поверхность, что приведет к взрывному выделению газа. По одной из наиболее вероятных версий, именно такой подъем газогидратного пласта стал причиной взрыва платформы Deepwater Horizon и ее гибели в апреле этого года. Некоторые специалисты советуют вообще не трогать газогидраты, поскольку это может привести к значительным выбросам в атмосферу содержащегося в них метана, который является в 20 раз более сильным парниковым газом, чем диоксид углерода.

Тем не менее, в ряде стран мира разрабатываются проекты добычи природного газа из газогидратов, в том числе и на морском дне. При этом эксплуатация газогидратных месторождений может стартовать уже во второй половине текущего десятилетия.

Все это не мешает и Украине включиться в "газогидратную гонку". Тем более, что уже несколько лет инновационную технологию добычи газа из газогидратов предлагает директор научно-исследовательской и внедренческой фирмы "Лед-газогидрат", профессор Одесской государственной академии холода Леонард Смирнов. Его идея (запатентованная) заключается в закачке в газогидратные пласты под давлением концентрированного соляного раствора или (летом) теплой, прогретой солнцем, морской воды.

По мнению Л.Смирнова, соль будет оказывать на газогидрат такое же действие, как и на обычный лед, т.е. снижать температуру его плавления, высвобождая заключенный в нем газ, который будет откачиваться через вытяжные скважины. Помимо газа, данная технология будет также обеспечивать получение чистой талой воды, что может быть весьма актуально в условиях Крыма.

Правда, для строительства тестового газодобывающего комплекса по технологии Л.Смирнова требуется около $500 млн. Пока ученому не удалось заинтересовать своим проектом украинский частный бизнес, а у государства нет таких средств. Кроме того, данная технология, как и многие другие возможные способы извлечения газа из газогидратов, пока не проверена на практике и не обязательно является панацеей. К сожалению, в отличие от России, США и Канады, в Украине нет сухопутного "полигона", где можно было бы проводить исследования в газогидратной области при относительно небольших затратах.

Вообще складывается впечатление, что Украина очень богата нетрадиционными источниками природного газа. У нее есть большие запасы шахтного метана, есть, очевидно, сланцевый газ, доказано наличие месторождений газогидратов… Однако всех их объединяют большая сложность и дороговизна добычи, а также отсутствие эффективных и экономически обоснованных технологий. Чтобы быть на переднем краю прогресса в этих областях, украинскому правительству нужно или самому финансировать обширные и дорогостоящие исследовательские программы, или заинтересовать частный бизнес возможностью получения солидной прибыли от многомиллионных инвестиций.

Но первый путь для Украины пока совершенно нереален из-за хронического отсутствия средств в казне, а на второй, очевидно, можно будет вступить только после появления уже зарекомендовавших себя технологий в других странах.

Газогидраты представляют собой очень перспективный источник природного газа для Украины. Но это своеобразная "заначка на будущее" - на то время, когда в мире научатся сравнительно несложно и недорого добывать такой газ. На ближайшие же годы приоритетными, очевидно, должны стать иные, более доступные источники.

Газогидратные лидеры

На сегодняшний день лидерами на газогидратном направлении являются Япония, Корея и Индия. Все три страны являются крупными импортерами энергоресурсов, и поэтому считают разработку газогидратных месторождений приемлемой альтернативой зарубежным закупкам. Правда, во всех трех странах проекты в данной области стартовали в 2007-2008 гг., во время наивысшего подъема цен как на нефть, так и на сжиженный природный газ.

В Корее реализацией проекта занимается государственная компания Korea National Oil Corp. С целью приобретения опыта она участвует в исследованиях в области добычи газа из газогидратов, которые сейчас проводятся на Аляске с участием американских федеральных организаций и ряда частных компаний. Залежи оцениваются в 600 млн т (более 1 трлн куб м) природного газа. Газогидраты залегают под морским дном в Японском море на расстоянии около 135 км от побережья страны.

Несмотря на падение цен на сжиженный газ, правительство Кореи не собирается отказываться от газогидратного проекта. Он включен в государственную программу развития нефтегазодобывающей отрасли, цель которой заключается в повышении уровня самообеспечения страны энергоресурсами (в 2009 г. 91.9% потребностей Южной Кореи в энергоносителях покрывалось за счет импорта). Начало добычи газа из газогидратов запланировано на 2015 г.

В индийских водах прогнозные резервы газогидратного газа оцениваются более чем в 55 трлн куб м, а месторождение Krishna-Godavari в Бенгальском заливе считается одним из крупнейших в мире. Еще в 1997 г. для проведения исследований в этом направлении была основана государственная компания National Gas Hydrate Program. Начать разведочные работы планировалось в 2010 г., а коммерческую добычу - в 2014-2015 гг.

Однако кризис отодвинул эти планы, а в начале 2010 г. правительство страны решило создать новую структуру с привлечением государственных агентств и частных нефтегазовых компаний с целью совместного финансирования НИОКР в данной области. Как признают индийские специалисты, в настоящее время в их распоряжении нет технологий добычи газогидратного газа с морского дна, их нужно создавать.

Затормозился, похоже, и японский проект. В 2008 г. правительство страны приняло решение о разработке залежей газогидратов, которые были найдены на юге-востоке от острова Хонсю во впадине Нанкай. Запасы газа оценивались в объеме до 50 трлн куб м, его добычу планировалось начать в 2016 г. Однако с начала кризиса никакой новой информации на эту тему не поступало.

В США исследования в области газогидратного газа осуществляются на двух направлениях. Во-первых, продолжаются разведка и отработка технологий наземной добычи на Аляске, где запасы газогидратного газа, по предварительным оценкам USGS, составляют около 16 трлн куб м. Этот проект реализуют Министерство энергетики США и ряд компаний. На лето 2010 г. намечено проведение тестовой добычи на основе разведки, проведенной тремя годами ранее компанией BP. При этом ConocoPhillips должна впервые испытать в полевых условиях технологию замещения метана, содержащегося в газогидратах, углекислым газом. Правда, по данным американских СМИ, программа этого года может быть выполнена не полностью из-за недостатка государственного финансирования.

Кроме того, в 2009 г. стартовала двухлетняя программа исследований в Мексиканском заливе, в которой партнером государства является Chevron. Состоявшаяся летом 2009 г. экспедиция обнаружила газогидраты под различными участками морского дна.

По оценкам американской Mineral Management Service (организация при Министерстве внутренних дел), запасы газогидратного газа в Мексиканском заливе могут достигать астрономического значения - 600 трлн куб м! Однако крупные нефтегазовые компании пока не слишком торопятся осваивать эти беспредельные ресурсы. Они предпочитают участвовать в программах, финансируемых государством, из-за слишком высоких затрат и риска, связанных с газогидратными проектами.

Как отмечают некоторые американские аналитики, ввод в эксплуатацию газогидратных месторождений с их гигантскими ресурсами может обрушить цены на природный газ, сделав эти проекты убыточными. Как это, похоже, уже случилось со сланцевым газом.