Как добывают сланцевый газ
Главное отличие — особенности его залегания. Традиционный газ добывается из пористых коллекторов, глубина залегания которых колеблется от 700 до 4000 метров. Из-за большого количества пор коллекторы имеют высокую проницаемость (около 25%) и голубое топливо легко выкачивать после того, как скважина будет пробурена.
Сланцевый газ в свою очередь залегает на глубине от 2500 до 5000 метров в породах с низкой пористостью (3–4%), поэтому его разведка обходится гораздо дороже, а технология добычи намного сложнее.
Краткий экскурс в историю
Впервые добывать газ из сланцевого слоя осадочной породы начали почти 200 лет назад. Это произошло в США в 1821 году. Этот вид топлива использовался и в СССР: после окончания Великой Отечественной Войны он добывался в Эстонии и поставлялся по газопроводу в Ленинград. Но вскоре советские власти, как и правительства многих других стран мира, поняли, что добыча и транспортировка сланцевого газа обходится значительно дороже традиционного природного, поэтому разработка месторождений была остановлена.
Вторую жизнь идея добычи сланцевого газа обрела в начале двухтысячных годов, когда стали активно применяться технологии горизонтального бурения и многостадийного гидроразрыва пласта, которые позволили значительно увеличить объемы добычи, снизив ее себестоимость.
Технология разведки
Поиск месторождений сланцевого газа требует гораздо больших затрат по сравнению с разработкой традиционного голубого топлива, а технология разведки пока далека от совершенства. Из-за большой глубины залегания многие традиционные методы исследования оказываются неэффективны.
Если смотреть упрощенно, разведка сланцевого газа происходит следующим образом:
- в предполагаемом районе его залегания бурится скважина, в которой производится гидроразрыв;
- полученный газ анализируется, и на основании результатов анализа определяются оборудование и технология, которые необходимо будет применять для его добычи ;
- продуктивность скважин определяется опытным путем, а не при помощи точных гидродинамических исследований, как при добыче обычного природного газа.
Оценка рентабельности добычи сланцевого газа
Показатели рентабельности скважин зависят от многих факторов, не только от уровня цен на природный газ. Главной из них является возможность одновременной добычи газа и нефти из низкопрофильных коллекторов (ее еще называют сланцевой нефтью ).
По оценке авторитетного консалтингового агентства CERA , добыча такого газа в США останется рентабельной, если цены на традиционный газ Henry Hub останутся в пределах 108 долларов за тысячу кубометров. А по прогнозам Международного энергетического агентства американским газовым компаниям имеет смысл продолжать добычу, если стоимость газа будет составлять 178,6 долларов за тысячу кубометров. Если же одновременно со сланцевым газом добывается и нефть (хотя бы 25% от общего уровня добычи), скважина остается рентабельной и при цене газа в 126 долларов за тысячу кубометров.
Мировая статистика запасов
Прогнозируемые запасы сланцевого газа составляют 760 триллионов кубометров, доказанные, по данным американского агентства EIA , — 187,5 триллионов кубометров. Для сравнения, мировые запасы газа, по мнению самого читаемого журнала в мире по нефтегазовой тематике Oil & Gas Journal , составляют чуть более 36 триллионов баррелей.
Крупнейшими месторождениями сланцевого газа обладают КРН — 19,3 % от мировых запасов, США — 13%, Аргентина — 11,7%, Мексика — 10,3%, ЮАР — 7,3%, Австралия — 6%, Канада — 5,9%.
Эти оценки с течением времени могут кардинально измениться, ведь, как уже упоминалось, разведка запасов сланцевого газа только начинает развиваться и пока продуктивность скважин определяется только опытным путем.
Сейсмическое моделирование
Для построения геологических моделей резервуаров газа применяется технология сейсмического моделирования, которая позволяет сделать процесс бурения максимально эффективным. Еще одной целью сейсмического моделирования является прогноз сейсмической активности после проведения гидроразрыва пласта. Ведь фактически он представляет собой искусственно вызванное микроземлетрясение.
Бурение и прокладка труб
Особенностью добычи сланцевого газа является технология горизонтального бурения. Ее суть заключается в том, что после того, как была пробурена одна вертикальная скважина до глубины залежей сланцевого газа, бур начинает идти горизонтально. Однако существует множество нюансов, которые необходимо соблюдать при бурении, например, необходимо следить, чтобы уровень наклона бура соответствовал углу наклона сланцевого пласта и т. д.
Добывающие компании вынуждены применять такую технологию, так как газ залегает на значительной глубине в изолированных карманах в очень небольших объемах. Срок эксплуатации скважин невелик — от 5 до 12 лет. Для справки, срок эксплуатации скважины природного газа — от 30 до 50 лет. На крупнейшем разрабатываемом месторождении СГ в мире — BarnettShale — количество скважин уже превысило 17 тысяч.
Горизонтальная длина скважины может достигать 12 километров (этот рекорд был установлен при бурении на Сахалине ).
В пробуренную скважину устанавливаются стальные трубы в несколько слоев. В пространство между ними и почвой заливается цемент, чтобы изолировать газ и жидкости для гидроразрыва пласта от пластов почвы, в которых содержится вода.
Гидроразрыв
Поскольку сланцевый газ залегает в породе, имеющей низкую пористость, извлекать его традиционными методами невозможно. Именно поэтому для добычи сланцевого газа активно применяется технология гидравлического разрыва пласта (фрекинга). По трубам к залежам газа закачивается вода, химические реагенты (ингибаторы коррозии, загустители, кислоты, биоциды и множество других химических элементов, общее число которых может доходить до 90 наименований ) и специальные гранулы диаметром 0,5–1,5 миллиметра, которые могут состоять из керамики, стали, пластика или песчинок. Вся эта смесь создает химическую реакцию, которая и приводит к гидроразрыву. В результате в породе, которая содержит газ, образуется множество мелких трещин, в которых застревают гранулы, чтобы трещины уже не могли сойтись.
Затем вода откачивается назад (она фильтруется и повторно используется для нового ГРП), а сланцевый газ, благодаря перепаду давления, выкачивается через трубы на поверхность.
Жидкости для гидроразрыва
Основой жидкости для гидроразрыва является вода (98,5% от общего объема). Порядка 1% состава — «расклинивающий» трещины элемент (обычно им является песок). Оставшиеся 0,5% — химические соединения, воздействующие на водопроницаемость породы. Без них гидроразрыв просто невозможен.
В течение последних лет велось много споров о вреде для экологии жидкостей для ГРП. Поднятая шумиха привела к тому, что многие европейские страны (Франция, Болгария, Италия ) запретили проводить на своей территории гидроразрывы, а в США законодатели вынудили компании, занимающиеся добычей сланцевого газа, публиковать информацию о составе жидкостей для ГРП.
Но технология гидроразрыва, а соответственно и жидкости для них, используются и при добыче обычного природного газа. Например, ее активно применяет компания «Роснефть» , производившая две тысячи гидроразрывов в год еще несколько лет назад.
Транспортировка и очистка
Доставлять сланцевый газ обычными способами до конечных потребителей невозможно, так как стандартные газопроводы рассчитаны на давление в 75 атмосфер. В сланцевом газе этот показатель гораздо ниже из-за повышенного содержания аммиака, сероводорода, азота и углекислого газа и при прокачке его через газопроводы для природного газа может произойти взрыв.
Существует два решения проблемы транспортировки: cтроить заводы по очистке, что позволит сделать состав сланцевого газа приближенным к природному и затем доставлять его по уже существующим газопроводам, или создавать отдельную инфраструктуру для транспортировки сланцевого газа.
Первый вариант требует значительных расходов и делает добычу сланцевого газа просто нерентабельной. А вот второй способ все более активно используется странами, добывающими сланцевое топливо. Причем все они предпочитает доставлять газ на небольшие расстояния потребителям, которые находятся недалеко от месторождения, что делает транспортировку сланцевого газа максимально дешевой.
Именно так поступают в США, где добытый газ транспортируется пока только по коротким локальным газопроводам низкого давления или закачивается в баллоны. Такой же политики придерживается и Китай, начавший строительство первого сланцевого газопровода в провинцию Юньнань, длина которого составляет всего 93 километра.
Что касается транспортировки сланцевого газа на дальние расстояния, то при отсутствии разветвленной сети газопроводов наиболее перспективным способом на данный момент является его преобразование в специальных терминалах в сжиженный газ и отправка покупателям при помощи танкеров. По прибытии в пункт назначения продукт перекачивается в резервуары для хранения, а затем преобразуется обратно в газообразное состояние и доставляется по газопроводам конечным потребителям. В настоящий момент строительством подобных терминалов активно занимаются в США. Первый объект, через который будет производится экспорт топлива в страны Юго-Восточной Азии, планируется ввести в эксплуатацию уже в конце 2015 года. Ожидается, что все построенные к 2020 году терминалы позволят экспортировать 118 миллиардов кубометров сланцевого газа.
Главное ноу-хау современной добычи
Экологический вред от гидроразрыва можно свести к минимуму при помощи применения технологии пропанового фрекинга. От обычного гидроразрыва она отличается тем, что вместо воды и химикатов к местам залежей сланцевого газа закачивается пропан, который, в отличие от традиционных жидкостей для ГРП, не оседает в почве после гидроразрыва, а полностью испаряется, поэтому загрязнять землю или воду он никак не может.
Эта технология серьезно изменила отношение многих европейских стран, заботящихся о своей экологии, к проведению гидроразрывов. Британские власти уже сняли запрет на ГРП , другие страны ЕС только рассматривают эту возможность.
Правда, у пропанового фрекинга есть и существенный минус, перечеркивающий всю его хваленую экологичность. Применение этого метода обходится в полтора раза дороже обычного гидроразрыва. Поэтому использовать подобную технологию можно только на месторождениях, имеющих высокую рентабельность.
