На бумаге природный газ прост, но на практике он сложен. Это бесцветный, высокогорючий газообразный углеводород. Смесь состоит преимущественно из метана и этана. Он относится к широкой категории нефтепродуктов. Его часто можно найти рядом с сырой нефтью. Это ископаемое топливо обеспечивает энергией всё — от домашних обогревателей до крупных промышленных предприятий. Оно генерирует электричество. Оно готовит пищу. Оно даже приводит в движение некоторые виды транспорта. Помимо энергетической функции, он служит важнейшим химическим сырьём. Производители используют его для создания пластмасс. От него зависит производство удобрений. То же самое касается и красителей.
Найти этот ресурс не всегда просто. Природный газ часто растворён в нефти в подземных коллекторах. Давление там колоссальное. Иногда он образует газовую шапку, плавающую над слоем нефти. Это давление действует как движущая сила. Оно выталкивает нефть на поверхность. Такой тип газа называется попутным нефтяным газом. По сути, это газообразная фаза сырой нефти. Обычно он содержит лёгкие жидкости, такие как пропан и бутан. Люди называют его «мокрым газом».
Не весь газ добывается вместе с нефтью. Некоторые месторождения содержат только газ. Это непутевой (не связанный с нефтью) газ. Поскольку поблизости нет источника жидкой нефти, его называют «сухим газом».
Где люди впервые использовали природный газ?
История начинается задолго до появления современных трубопроводов. Ранние люди заметили выходы природного газа на поверхность. Они происходили в Иране в период с 6000 по 2000 год до н. э. Древние писатели документировали эти нефтяные выходы на Ближнем Востоке. Регион Баку, ныне часть Азербайджана, был горячей точкой. Вероятно, молния первой ударила в эти выходы. Возникшие пламена питали «вечные огни» древних персидских религий, поклонявшихся огню.
Китай вошёл в историю примерно в 900 году до н. э. Китайцы были практичными новаторами. Они пробурили первую известную скважину для добычи природного газа в 211 году до н. э. Глубина достигала около 150 метров. Работу выполняли бамбуковые трубы и примитивные ударные буры. Целью был известняк позднего триасового периода. Этот слой породы, возрастом около 237 миллионов лет, залегал в антиклинали к западу от современного города Чунцин.
Зачем бурить так глубоко? Чтобы высушить каменную соль. Соль была прослоена в известняке. Сжигание газа обеспечивало необходимое тепло. Со временем скважины стали бурить глубже. Некоторые достигали глубины 1000 метров. К 1900 году на этой антиклинали насчитывалось более 1100 скважин.
Европа не знала о природном газе на протяжении тысячелетий. Континент открыл его для себя только в Англии в 1659 году. Даже тогда он не получил широкого распространения. Впереди был городский газ. Это топливо получали из коксованного угля. Оно освещало улицы и дома по всей Европе, начиная с 1790 года.
Северная Америка пошла другим путём. Именно там произошло первое коммерческое использование нефтепродукта. Небольшая скважина во Фредонии, штат Нью-Йорк, дала природный газ в 1821 году. Газ транспортировали по свинцовым трубам малого диаметра. Потребители использовали его для освещения и приготовления пищи.
Проблема трубопроводов
На протяжении большей части XIX века использование природного газа оставалось локальным. Технологии для транспортировки больших объёмов на большие расстояния просто не существовали. Уголь и нефть двигали промышленное развитие. Природный газ оставался на обочине.
Прорыв произошёл в 1890 году. Изобретение герметичного трубопроводного соединения изменило правила игры. Оно позволило улучшить транспортировку. Однако материалы и методы строительства оставались громоздкими. Газ не мог пройти более 160 км от источника.
Экономика была суровой. Попутный газ в основном сжигали на факелах. Это означает, что его сжигали непосредственно на устье скважины. Непутевой газ часто оставляли в земле. Города полагались на производственный городской газ. Инфраструктура отставала от наличия ресурсов.
Возвышение сетей магистральных трубопроводов
Дальняя передача газа стала возможной только в конце 1920-х годов. Именно тогда технологии трубопроводов наконец догнали амбиции. В период с 1927 по 1931 год в Соединенных Штатах было построено более десяти крупных магистральных систем. Это были масштабные предприятия. Каждая система использовала трубы шириной примерно 50 см (20 дюймов). Они простирались более чем на 320 км (200 миль).
После Второй мировой войны масштабы резко возросли. Инженеры строили еще более длинные трубопроводы с увеличивающимися диаметрами. Технологии производства позволяли создавать трубы шириной до 150 см (60 дюймов). С начала 1970-х годов самые длинные из этих артерий начинаются в России.
Рассмотрим трубопровод «Северный поток». Построенный в 1960-х и 1970-х годах, он протянулся на 5470 км (3400 миль). Он пересекает Уральские горы и более 700 рек и ручьев. Он связывает Восточную Европу с Западно-Сибирскими газовыми месторождениями на Полярном круге. В результате газ с месторождения Уренгой, крупнейшего в мире, поступает в Восточную Европу, а затем и в Западную Европу для потребления.
Затем есть Транс-Средиземноморский трубопровод. Он короче, но представляет собой инженерный кошмар. Эта линия диаметром 50 см (20 дюймов) проходит между Алжиром и Сицилией. Она пересекает воды, где глубина моря превышает 600 метров (2000 футов).
Почему природный газ стал премиальным топливом
Природный газ не всегда был ценным. Еще в 1960 году попутный газ был проблемой. Он был побочным продуктом добычи нефти. Инженеры отделяли его от сырой нефти и устраняли максимально дешево. Часто его просто сжигали. Сжигание было самым простым решением.
Ситуация изменилась после нефтяных кризисов конца 1960-х и начала 1970-х годов. Природный газ стал критически важным мировым источником энергии.
Даже в Соединенных Штатах, на рынке отопления жилых домов, он был ограничен до 1930-х годов. Тогда широко использовался городской газ. Он был синтетическим. Его теплотворная способность составляла половину от теплотворной способности природного газа. Когда появился обильный и дешевый природный газ, он вытеснил городской газ.
Природный газ сгорает полностью, образуя в основном углекислый газ и воду. Он относительно свободен от сажи, угарного газа и оксидов азота.
Эта чистота имеет значение. Выбросы диоксида серы практически отсутствуют. В результате многие страны предпочитают природный газ по экологическим причинам. Он вытеснил уголь на электростанциях по всему миру.
Но есть подвох. Метан — мощный парниковый газ. Он удерживает тепло примерно в 25 раз эффективнее, чем углекислый газ. Несмотря на свою репутацию чистого топлива, утечки метана с хранилищ, трубопроводов и транспортных средств вносят значительный вклад в глобальное потепление. Это остается серьезной проблемой.
Что находится внутри трубы?
Природный газ — это смесь углеводородов. Он состоит преимущественно из насыщенных легких парафинов. Метан и этан являются основными компонентами. Они находятся в газообразном состоянии при атмосферных условиях.
Смесь также может содержать пропан, бутан, пентан и гексан. В пластах высокое давление удерживает даже эти более тяжелые углеводороды в газообразной форме. После подъема на поверхность и снижения давления до атмосферного они конденсируются в жидкость. Они производятся отдельно в виде жидкостей природного газа (NGL).
Это происходит в полевых сепараторах или на установках переработки газа. Затем жидкости природного газа разделяются на фракции. Вы получаете все: от тяжелых конденсатов (гексаны, пентаны, бутаны) до сжиженного нефтяного газа (LPG) и этана. В Соединенных Штатах это огромная отрасль. Переработка природного газа обеспечивает большую часть сырья этана для производства олефинов. Сжиженный нефтяной газ используется для отопления и коммерческих целей.
Неуглеводородные примеси
Природный газ часто содержит неуглеводородные газы. Азот, углекислый газ, водород, гелий и аргон являются распространенными.
Азот и углекислый газ не горят. Они могут присутствовать в значительных пропорциях. Азот инертен. Однако, если он присутствует в больших количествах, он снижает теплотворную способность. Его необходимо удалить перед выходом газа на коммерческий рынок. Углекислый газ удаляют для повышения теплотворной способности, уменьшения объема и обеспечения стабильного горения.
Затем есть сера. Природный газ часто содержит сероводород или другие органические соединения серы. Это известно как «кислый газ».
Сера токсична при вдыхании. Она corroзирует (корродирует) объекты и трубопроводные сооружения. При сжигании она создает серьезные загрязнители. Поэтому она удаляется в процессе переработки. Но вот поворот: после удаления серы добавляется минимальное количество едкого меркаптанового одоранта. Зачем? Для обнаружения утечек. Метан не имеет запаха. Нужен запах, чтобы знать, если что-то пошло не так во время транспортировки или использования.
Газ и пластовая вода сосуществуют в пласте. Поэтому газ, извлеченный из скважины, содержит водяной пар. Этот пар частично конденсируется во время транспортировки на установку переработки.
Тепловые и физические свойства
Коммерческий природный газ лишен жидкостей природного газа (NGL). Он продается для отопления. Он обычно содержит от 85 до 90 процентов метана. Остальное — в основном азот и этан.
Его теплотворная способность высока. Он обычно обеспечивает примерно 38 мегаджоулей (МДж) на кубический метр. Это около 1050 британских тепловых единиц (BTU) на кубический фут.
Сам метан бесцветен и не имеет запаха. Он легко воспламеняется. Но, как отмечалось, попутные газы, такие как сероводород, имеют резкий, пронзительный запах. Всего несколько частей на миллион достаточно, чтобы придать природному газу отчетливый запах. Этот запах является мерой безопасности.
Газ не остается неизменным после того, как покидает недра. Он расширяется. Он охлаждается. Он меняет свое состояние. Понимание того, как мы измеряем и перемещаем это невидимое топливо, составляет половину истории энергетической отрасли. Другая половина заключается в том, чтобы не дать ему замерзнуть в трубах.
Стандартные объемы и рыночная стоимость
Мы измеряем газ по объему, но только при строгих условиях. А именно: при стандартном атмосферном давлении (760 мм рт. ст. или 14,7 фунта на квадратный дюйм) и температуре 15 °C (60 °F). Под землей газ сжат колоссальным давлением. Когда он достигает поверхности, это давление исчезает. Газ расширяется. Он занимает больше места. Но фактическое количество энергии, содержащееся в этом газе, не меняется.
Именно поэтому мы используем стандартные условия для измерений. Это создает равные условия для всех.
Запасы огромны. Мы говорим о миллиардах и триллионах кубических метров (млрд м³, трлн м³) или кубических футах (млрд фут³, трлн фут³). Ежедневная добыча на устьях скважин меньше, обычно измеряется в тысячах или миллионах кубических метров (тыс. м³, млн м³) или кубических футах (тыс. фут³, млн фут³).
Здесь есть странная особенность. В отрасли используются римские цифры. M означает 1 000. MM означает 1 000 раз 1 000. Таким образом, MMcf — это один миллион кубических футов. Это кажется произвольным, пока к этому не привыкнешь.
Но объем — это не то, за что вы платите. Энергия — это то, за что вы платите.
Природный газ покупают и продают по его теплотворной способности. То есть по тепловой энергии, которая выделяется при сгорании. Примерно 38 мегаджоулей на кубический метр (МДж/м³) или 1 050 БТЕ на кубический фут. На практике эти числа слишком малы для коммерческих сделок. Мы используем гигаджоули (ГДж) и миллионы БТЕ (MMBTU).
В британской имперской системе 1 MMBTU примерно равен 1 000 кубических футов газа. Еще одной распространенной единицей является терм, который равен 100 000 БТЕ или примерно 100 кубическим футам. Цены часто указываются за терм, за MMBTU или за ГДж. Все сводится к теплу.
Основы обработки на месторождении
Газ на месторождении редко бывает готов к использованию. Иногда содержание метана в нем настолько высоко, что его можно напрямую подавать потребителям по трубопроводу. Но это случается редко.
В большинстве случаев он «грязный». Он содержит более тяжелые жидкие углеводороды и примеси. Он также находится при очень низком давлении. Эффективно протолкнуть его по трубопроводу в таком состоянии невозможно.
Поэтому мы его обрабатываем.
Процесс включает несколько этапов сжатия. Мы сжимаем газ, чтобы удалить жидкости и примеси. Мы также охлаждаем флюид. Охлаждение снижает температуру газа. Это экономит энергию на компрессорных станциях дальше по линии. Это своего рода компромисс. Вы тратите энергию на охлаждение и сжатие сейчас, чтобы сэкономить энергию позже.
Обезвоживание и предотвращение образования гидратов
Вода — враг при обработке газа.
В простой компрессорной установке газ попадает во входной скруббер. Он удаляет захваченные жидкости. Затем газ сжимается и охлаждается. Давление растет. Температура падает. Водяной пар конденсируется в жидкость.
Если газ слишком охладится, он достигнет точки росы. Вода или углеводороды превращаются в жидкость. Это создает проблему. Образуются газовые гидраты. Это кристаллы, похожие на лед. Они забивают клапаны. Они блокируют трубопроводы. Они останавливают добычу.
Их необходимо предотвращать.
Решение — гликоль. Раствор гликоля впрыскивается в газовый поток. Он поглощает растворенную воду. Газ высыхает. Гликоль, теперь насыщенный водой, нагревается. Вода испаряется. Гликоль используется повторно.
Есть и другой способ. Твердые осушители.
Влажный газ проходит через башни, заполненные сушильным материалом. Вода адсорбируется на твердом теле. На выходе получается сухой газ. Твердый осушитель в конечном итоге насыщается и должен быть регенерирован или заменен.
Восстановление жидких углеводородов
Метан ценен. Но более тяжелые компоненты часто стоят дороже.
Если рыночная экономика этого требует, мы извлекаем жидкие углеводороды природного газа (NGL). Для этого требуется сложный комплекс абсорбции и фракционной перегонки.
Сырой сжатый газ встречается с «обедненным маслом» в абсорбционной колонне. Обедненное масло поглощает более тяжелые компоненты из газа. Основная часть газа — обычно 95 процентов метана — выходит сверху в виде остаточного газа. Он все еще нуждается в обработке для удаления серы и других примесей.
Жидкая струя с дна, теперь «насыщенное масло», направляется в ректификационную колонну. Здесь этан удаляется для использования в качестве топлива для собственных нужд завода или сырья для нефтехимии. Обедненное масло восстанавливается и рециркулирует обратно наверх колонны.
Некоторые установки имеют дополнительные колонны для разделения пропана и бутана.
Температура имеет значение. Старые заводы работали при комнатной температуре. Современные объекты используют холодильные машины для снижения температуры обработки. Это повышает эффективность абсорбции.
Существует даже более агрессивный метод. Криогенное расширение.
Именно так мы эффективно извлекаем этан. Охлажденный газ нагнетается мощной турбиной в камеру расширения. Давление пара падает. Температура резко падает до −84 °C (−120 °F).
При этой температуре метан остается газом. Более тяжелые углеводороды конденсируются. Они извлекаются. Метан продолжает движение. Жидкости собираются.
Очистка сероводородного газа
Сероводородный газ содержит соединения серы. Они коррозионно-активны. Они токсичны. Их необходимо удалить.
Мы «подслащиваем» газ.
Процесс использует этаноламин. Это жидкий абсорбент. Он действует подобно гликолю при обезвоживании, но нацелен на серу.
Газ пропускают через этаноламин. Он выходит практически полностью лишенным серы. Затем этаноламин обрабатывают для удаления поглощенной серы. Он используется повторно.
Этот цикл продолжается до тех пор, пока амин не иссякнет или не загрязнится настолько, что его станет невозможно восстановить.
Транспортировка
После того как газ стал сухим, «подслащенным» и измеренным, он поступает в трубопровод. Давление высокое. Температура контролируется. Состав стабилен. Он проходит сотни или тысячи миль.
Но это уже другая история. Инфраструктура, которая перемещает это невидимое пламя, является чудом инженерной мысли. Она требует постоянного мониторинга. Она требует технического обслуживания. Она требует тонкого баланса физики и химии.
Если откажет один клапан, вся система останавливается.
Инфраструктура определяет отрасль. Бум добычи природного газа заключался не только в поиске газа. Речь шла о его транспортировке. И первым шагом в этой логистической головоломке стал металлический трубопровод.
До XXI века сеть не имела ничего общего с тем, что мы видим сегодня. Самая первая металлическая линия соединила Титусвилль и Ньютон (Пенсильвания) в 1872 году. Это была чугунная труба диаметром всего 2,5 дюйма. Крошечная. Хрупкая по современным меркам. Тем не менее, она подавала газ под давлением 80 psi (примерно 550 килопаскалей) в 250 домов. Это было начало.
Перенесемся в настоящее. Масштабы ошеломляют. Только в Соединенных Штатах протяженность магистральных трубопроводов превышает 500 000 километров. Если добавить к этому 3,4 миллиона километров распределительных сетей меньшего диаметра, получится сеть, ежегодно доставляющая более 672 миллиардов кубических метров газа. Этим снабжаются 70 миллионов потребителей.
Россия, крупнейший в мире экспортер, не сильно отстает. Она эксплуатирует более 160 000 километров магистральных трубопроводов. Ее пропускная способность? Более 600 миллиардов кубических метров в год. Физический масштаб перемещения энергии от источника к розетке является истинным двигателем рынка.
Геометрия давления
Вы не используете пожарный брандспойт для полива комнатного растения. Инженерия трубопроводов следует той же логике.
Современные линии сильно различаются по размерам. Подводящие трубопроводы могут иметь ширину всего 15 сантиметров (6 дюймов). Магистральные трубопроводы? Они раздуваются до 60, 106 или даже 122 сантиметров (24, 42, 48 дюймов). Самые крупные российские магистральные линии превышают эти размеры, достигая 140 сантиметров (56 дюймов).
Давление — другая переменная. Крупные магистральные трубопроводы работают при давлении около 8 мегапаскалей. Это более 1000 psi. В регионах, где преобладает метрическая система, это 80 бар. Трение газа, стремительно движущегося по стальной трубе, огромно. Чтобы поддерживать его движение, каждые 100 километров (60 миль) размещаются автоматические компрессорные станции. Они включаются, повышают давление и преодолевают сопротивление. Без них газ мгновенно останавливается.
Пересечение океанов на льду
Что происходит, когда газ находится далеко от рынка? Скажем, посреди ничего? Не всегда можно проложить трубопровод. Вместо этого его замораживают.
Сжиженный природный газ (СПГ) решает проблему расстояния. При охлаждении до примерно -160 °C (-260 °F) природный газ сжимается до 0,16 процента от своего первоначального объема. Это сокращение в 600 раз. Внезапно его транспортировка через океаны становится экономически целесообразной.
Процесс на заводах по сжижению газа точен. Он использует автохолодильные каскадные циклы. Сначала из газа удаляют диоксид углерода и осушают его. Затем он проходит через ряд этапов сжатия и расширения. Газ охлаждается до тех пор, пока не перейдет в жидкое состояние. Энергия для этого сжатия обычно поступает за счет сжигания части самого газа. Эффективно, но дорого.
После замораживания его загружают на специально изолированные танкеры. Эти суда следуют к портам потребления. Там СПГ хранится в холодильных резервуарах до момента использования. Чтобы воспользоваться им, жидкость необходимо снова превратить в газ. Для этого требуется тепло. Часто это тепло поступает из близлежащей морской воды — недорогой обмен.
Но есть нюанс. Каждый этап — сжижение, транспортировка, регазификация — приводит к утечке энергии. Потери могут достигать 25 процентов от первоначального объема. Вы отправляете лед, но также отправляете неэффективность.
От сжигаемого топлива к химическому сырью
Самое крупное единое использование этой энергии? Производство электроэнергии. Мы сжигаем его, чтобы вращать турбины.
После электроэнергии следуют промышленное и бытовое использование. Отопление домов. Работа заводов. Но природный газ — это больше, чем просто топливо. Это строительный блок.
Его чистое горение сделало его фаворитом для транспортных парков. Многие автобусы работают на сжатом природном газе. Он выделяет углекислый газ, безусловно, но меньше сажи, чем дизельное топливо.
Он также присутствует в вещах, к которым вы прикасаетесь каждый день. Углеродная сажа — мелкий пигмент коллоидных размеров — производится путем сжигания природного газа с ограниченным доступом воздуха. Сажа оседает на холодных поверхностях. Она есть в ваших шинах. Она есть в ваших чернилах для принтеров. Она есть в ваших красителях.
Связь с аммиаком
Более половины мирового аммиака производится из природного газа. Процесс использует водород, полученный из метана. Каталитический. Сложный.
Этот аммиак не просто лежит без дела. Он становится удобрением для растений. Или превращается в синильную кислоту, азотную кислоту, мочевину и различные удобрения. Если вы едите пищу, выращенную сегодня, вы, вероятно, воспользовались преимуществами этой химии.
Другие химические вещества следуют аналогичным путям. Контролируемое окисление превращает газ в метанол, пропанол и формальдегид. Это базовые материалы для бесконечного числа других продуктов. Метанол даже может заменять бензин.
Затем есть МТБЭ. Метил-трет-бутиловый эфир. Это кислородсодержащая добавка к топливу. Вы смешиваете метанол с изобутиленом над кислой ионообменной смолой, и получаете соединение, которое повышает октановое число в бензине. Это химический мост между скважиной и вашим бензобаком.
Где все началось
Природный газ более распространен, чем нефть. Он не просто скрывается глубоко под землей. Он генерируется выше, в пределах и ниже «нефтяного окна». Каждая материнская порода имеет потенциал для его производства.
Многие из крупнейших месторождений газа в мире связаны с углем. Не случайно. Эти материнские породы датируются каменноугольным и раннепермским периодами. Примерно 358,9–273 миллиона лет назад.
Газ образуется из наземных растений и водных органических веществ. Древняя биомасса, сжатая и нагретая на протяжении эонов. Она все еще формируется. Она все еще движется. И она все еще находит свой путь в наши трубы, наши резервуары и наши химические лаборатории.
Вопрос не в том, как мы его нашли. Мы нашли его давно. Вопрос в том, как долго мы сможем поддерживать давление.
Возможно, вы считаете нефть и газ древними, находящимися под давлением сгустками, запертыми под землей. Это так, но их путь к вашему котлу или заправочной станции включает в себя различные биологические и термические этапы.
Биологическая стадия
Прежде чем тепло и давление возьмут на себя основную работу, начинают действовать микробы. Это незрелая или биологическая стадия. Анаэробные бактерии разлагают органическое вещество в зонах без доступа кислорода. Они выделяют биогенный метан. Подумайте о болотном газе. Топливном газе.
Эти микробы деликатны. Даже следовое количество кислорода убивает их. Высокий уровень сульфатов также подавляет их активность. Поэтому этот газ образуется только в определенных местах. Плохо дренируемые болота. Дна определенных озер. Морские среды ниже зоны восстановления сульфатов.
Это не просто нишевое любопытство. Биогенный газ составляет более 20 процентов мировых запасов газа. Это огромный объем энергии, полученный из простого разложения, а не из глубокой земной химии.
Термическая стадия
Затем приходит тепло. Генерация нефти достигает зрелой стадии на глубинах от 750 до 5000 метров. Это 2500–16 000 футов. Это «нефтяное окно».
Здесь вы получаете полный спектр углеводородов. Термический метан присоединяется к процессу наряду с нефтью. Но если копать глубже, чем на 2900 метров (9500 футов), игра меняется. Вы в основном получаете влажный газ. Газ, смешанный с жидкими углеводородами.
Опустившись ниже 5000 метров, вы вступаете в постзрелую стадию. Нефть разрушается. Она больше не стабильна. Основным продуктом становится термический метан. Это уже не микробное разложение. Это крекинг существующих жидких углеводородов.
Крупные молекулы распадаются быстрее, чем образуются. Метан выживает. Более длинные цепи — нет. Вот почему вы редко находите нефть ниже 5000 метров в осадочных бассейнах. Толстые последовательности осадочных пород? Они все еще могут содержать потенциал для глубокого газа, но не для нефти.
Неорганическое формирование
Весь ли газ органический? Обычно да. Но некоторый метан может быть неорганическим. Абиогенным.
Углерод Земли произошел от космического мусора. Метеоритов. Углеродистые хондриты богаты углеводородами. Если эти метеориты представляют собой исходные строительные блоки Земли, то высокие концентрации углеводородов присутствовали здесь с самого начала.
Непрерывное дегазация может все еще происходить. Углеводороды, выходящие из недр планеты. Некоторые могут накапливаться в виде абиогенных скоплений, никогда не проходя через органическую фазу.
Звучит многообещающе? Не really. Широкая дегазация, вероятно, сделала бы газ слишком рассеянным. Слишком разбросанным для добычи. Значительные скопления неорганического метана? Мы их еще не нашли. Если они существуют, они хорошо прячутся.
Затем есть лишние элементы. Гелий и аргон. Это не побочные продукты нефти. Они происходят от радиоактивного распада. Семейства тория и урана производят гелий. Калий производит аргон.
Их присутствие в природном газе, вероятно, случайность. Неродственные газы, оказавшиеся захваченными в одном геологическом кармане. Не потому, что они химически связаны. Просто неудача для газа, удача для шахтеров гелия.
Геологическая среда
Природный газ ведет себя подобно нефти, мигрируя через горные породы до тех пор, пока не попадет в геологическую ловушку. Но вот в чем дело: нефть содержит больше извлекаемой энергии, чем газ того же объема. Хотя добыча газа технически более эффективна, физика не играет в его пользу. Газ изначально имеет низкую концентрацию. Он легко рассеивается. Для того чтобы предотвратить его утечку, необходимы абсолютно непроницаемые кровельные породы.
Эта летучесть делает кровельные породы критически важными.
Природный газ не привередлив к глубине. Его можно обнаружить как в неглубоких слоях, так и глубоко под поверхностью. Неглубокие скопления часто образуются в результате биогенных процессов и формируются выше «нефтяного окна». Термический газ, однако, присутствует на всем протяжении этого окна и ниже него. В большинстве бассейнов вертикальное пространство для генерации газа больше, чем для нефти. Примерно четверть крупных газовых месторождений являются биогенными и неглубокими. Остальные? Они залегают глубоко в старых коллекторах, часто в карбонатах, закрытых эвапоритами.
Конвенциональные газовые месторождения
Не все конвенциональные газовые месторождения ведут себя одинаково. Физические вариации определяют то, сколько газа фактически можно извлечь.
В однофазном газовом месторождении теория предполагает, что можно извлечь почти все запасы, если достаточно снизить давление. Но реальность сложнее. Если вода из окружающих пород проникает внутрь для поддержания давления, капиллярные силы удерживают часть газа за фронтом вытесняющей воды. Вы теряете ее.
Таким образом, на практике коэффициент извлечения составляет около 80 процентов.
Существует и экономическое ограничение. Если давление падает слишком низко, стоимость сжатия газа превышает его стоимость. В зависимости от проницаемости, фактический коэффициент извлечения составляет от 75 до 80 процентов. Сопутствующий газ — тот, который добывается вместе с нефтью, — отделяется на поверхности после извлечения.
Неконвенциональные газовые месторождения
Затем есть неконвенциональный газ. Он залегает в геологических условиях, которые не вписываются в стандартную модель нефтяной ловушки.
Он встречается в:
— Плотных песчаниках (низкая проницаемость)
— Трещинах и разломах
— Поглощенном в матрице сланцев
— Угольных пластах
— Газовых гидратах в холодных полярных или подводных регионах
— Растворенном или захваченном в горячих геопressedированных формационных водах
«Неконвенциональный» — это в основном экономический ярлык. Учитывая современные технологии и цены, эксплуатация этих источников обходится дороже, а темпы добычи ниже. Их труднее извлечь. Но по мере развития технологий и удорожания конвенциональных источников эти альтернативы становятся рентабельными. Плотный газ, сланцевый газ и угольный метан уже доказали это.
Плотный газ
Плотный газ скрывается в пластовых или линзовидных песчаниках. Ключевым показателем здесь является проницаемость. Речь идет о величине менее одного миллидарси (0,001 дарси). Это невероятно низкое значение.
Конвенциональные вертикальные скважины испытывают здесь трудности. Естественные скорости потока слишком малы, чтобы быть экономически выгодными. Бурить старым способом — значит растрачивать ресурсы впустую.
На сцену выходят горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта (ГРП).
Эти методы создают обширные зоны сбора в formations с низкой проницаемостью. Они создают трещины в породе, предоставляя газу «магистраль» к стволу скважины. Объем добычи резко вырос с тех пор, как эти методы стали стандартом.
Сланцевый газ
Сланцевый газ заперт внутри самой тонкозернистой осадочной породы. В отличие от плотного газа в песчаниках, где трещины могут обеспечивать некоторые естественные пути, сланец плотный и мелкозернистый. Газ адсорбирован на органическом веществе и глинистых минералах внутри матрицы породы.
Для его извлечения требуется двухсторонний подход. Необходимо горизонтальное бурение для максимизации контакта со сланцевым слоем. Затем требуется масштабный гидроразрыв пласта для раскрытия микротрещин. Без этих шагов газ остается запертым.
Масштабы также иные. Сланцевые залежи часто охватывают сотни квадратных миль. Одна скважина может подключиться к обширной сети трещин. Это полностью меняет экономику процесса. Речь идет не просто о поиске кармана газа. Речь идет о том, чтобы рассматривать саму породу как коллектор.
По мере снижения затрат на извлечение сланцевый газ напрямую конкурирует с конвенциональными источниками. В некоторых регионах он уже стал основным поставщиком. Технология не нова, но ее эффективность растет. Трение материалов, лучший мониторинг и усовершенствованные конструкции скважин позволяют извлекать больше газа из той же породы.
Вопрос заключается не столько в том, можем ли мы извлечь его. Вопрос в экологических компромиссах. Расход воды. Вызванная сейсмичность. Утечки метана в процессе добычи. Это реальные узкие места сегодня.
Тем не менее, потенциал остается ошеломляющим. Ресурсы сланцевого газа широко распространены. Они не ограничены несколькими конкретными бассейнами. Они существуют почти на каждом континенте. По мере истощения конвенциональных запасов переход к этим неконвенциональным источникам ускоряется. Геология не меняется. Порода остается на месте. Но наши возможности раскрыть ее ресурсы растут.
Сланцевый газ не начинался как ресурс. Он начинался как грязь. Органический ил оседал на дне древних океанов, покрываясь слоями осадочных пород на протяжении миллионов лет. Высокая температура и давление взяли на себя основную работу. Они превратили эту грязь в породу. Они же «приготовили» органическое вещество, превратив его в природный газ.
Часть этого газа была подвижной. Она просачивалась в соседние карманы песчаника. Застряв там, она образовала месторождения традиционного газа. Однако большая часть газа осталась запертой. Сам сланец непористый. Это тюрьма для газа. На протяжении десятилетий попытки извлечь его были убыточным делом. Поток газа был слишком медленным, а маржа — слишком тонкой.
Затем появилось горизонтальное бурение. Инженеры научились бурить вбок, прорезая сланцевые пласты на многие мили. Добавив гидроразрыв пласта (фрекинг), можно расколоть породу. Объемы добычи резко выросли. Сегодня около 25 процентов природного газа в США добывается из этих плотных формаций. Эксперты прогнозируют, что к середине XXI века эта доля достигнет 50 процентов. Эра сланца наступила.
Углеводородный газ угольных пластов
Уголь — это не только топливо для электростанций. Это губка для метана. Огромные объемы газа остаются запертыми внутри угольных пластов.
Процесс начинается с уголизации. Когда растительное вещество превращается в уголь, выделяется газ. Часть его улетучивается в атмосферу. Значительная часть остается. Она находится в виде свободного газа в трещинах и разломах пласта. Еще больше газа адсорбируется на внутренних поверхностях микропор. Представьте себе газ, прилипший к внутренним стенкам микроскопических отверстий.
Для его извлечения требуется управление водными ресурсами. Вы бурите скважину в пласт. Вы откачиваете воду, насыщающую уголь. Удаление воды снижает давление. Это падение давления вызывает десорбцию. Метан покидает поверхность пор. Он становится свободным газом. Он мигрирует в трещины. Затем поднимается по стволу скважины на поверхность.
Уголь непроницаем. Трещины — единственные пути. Если пласт богат метаном, инженеры стимулируют его с помощью фрекинга, аналогично операциям на сланцевых месторождениях. Угольный газ в настоящее время обеспечивает почти 10 процентов природного газа в США. Он растет и в других регионах. Новые районы осваивают эти пласты по мере истощения традиционных источников.
Геопрецизионные флюиды и метангидраты
Не весь газ находится в очевидных карманах. Некоторые скрывается в глубоких молодых осадочных бассейнах. Это геопрецизионные резервуары.
Здесь пластовые флюиды — обычно соленая рассолы — берут на себя часть нагрузки от вышележащих пород. Давление накапливается. Оно может достигать двойного нормального гидростатического градиента. Тепло также плохо отводится. Изолирующие слои сланца и глины удерживают тепловую энергию. Эти флюиды часто горячее, чем в зонах с нормальным давлением.
Рассол насыщен газом. Речь идет о 0,84–2,24 кубических метрах природного газа на 0,159 кубических метра рассола. Это 30–80 кубических футов газа на баррель. Звучит многообещающе. Но это не так.
Добыча этого газа требует высоких дебиситов. Вам нужны формации с высокой пористостью и проницаемостью. Вам также необходимо откачивать огромные объемы горячей пластовой воды, чтобы получить коммерческие количества газа. Энергетические затраты и логистические проблемы слишком велики. В настоящее время коммерческая добыча газа из геопрецизионных отложений отсутствует. Математика не сходится.
Метангидраты — это нечто иное. Они представляют собой твердые структуры, похожие на лед. Одиночные молекулы метана заключены в клеточные решетки из молекул воды. Это молекулярная ловушка.
Эти гидраты существуют в двух основных местах. Под вечной мерзлотой в полярных регионах. И на морском дне вдоль континентальных шельфов. Специфические комбинации давления и температуры позволяют метану мигрировать в водоносные резервуары и образовывать эти структуры. Они встречаются в полярных песчаниках, а также в песке и глине континентальных окраин.
Извлечение является узким местом. У нас пока нет экономически жизнеспособного или экологически устойчивого метода. На столе лежат две основные идеи.
Во-первых, депрессуризация. Пробурить скважину в формацию. Снизить окружающее давление. Метан высвобождается из водной решетки. Он поднимается вверх по стволу скважины.
Во-вторых, инъекция углекислого газа. Накачать CO2 в породу. Молекулы CO2 вытесняют метан из решетки. Метан высвобождается. Затем его можно извлечь.
Оба метода несут риски. Вовлеченные экосистемы чрезвычайно чувствительны. Полярные среды и морские шельфы хрупки. Любая технология должна разрабатываться с крайней осторожностью. Газ у нас есть. Мы просто не знаем, как извлечь его, не разрушив окружающий мир.
Мировое распределение природного газа
Газ не просто находится в одном месте. Он мигрирует.
Представьте себе земную кору как вертикальную фабрику по генерации газа. Вблизи поверхности находится неглубокий биогенный газ. Далее, на глубине, вы попадаете в «окно нефти», где растворён газ. Если углубиться ещё больше, начинает доминировать термальный газ.
Эта обширная вертикальная среда обитания в сочетании с бесконечным источником сырья говорит о том, что мы лишь поверхностно изучили этот вопрос. Буквально.
Оценки показывают, что объём извлекаемого газа, остающегося неразведанным, составляет 45 процентов от общего объёма. Энергетический потенциал этих окончательных ресурсов, как прогнозируется, будет сопоставим с нефтью. Сегодня мы используем меньше газа, чем нефти, поэтому текущие запасы, как ожидается, прослужат дольше. Однако, если модели потребления изменятся и использование газа достигнет масштабов нефти, эта долговечность быстро исчезнет. Газ превратится в ещё один кратковременный ресурс.
Стоимость потерь газа
Сжигание попутного газа не является чем-то новым. Это вредная привычка, связанная с добычей нефти.
В 2017 году Всемирный банк сообщил о ошеломляющих потерях. Примерно 141 миллиард кубических метров (млрд м³) газа — что эквивалентно 5 триллионам кубических футов (трлн куб. футов) — было сожжено непосредственно на скважине. Это составляет одну пятую часть годового потребления газа в Соединённых Штатах или 75 процентов годового экспорта России.
Зачем тратить его впустую? Удалённость месторождений. Добыча газа с изолированных скважин обходится дорого. Если его невозможно транспортировать по трубопроводам, его сжигают.
Исторически крупнейшими «нарушителями» были Россия, Ближний Восток и части Африки. Хотя значительная часть этого газа теперь повторно закачивается в пласт для поддержания давления, то, что не может быть закачано, часто сжигается.
Но экономика меняет поведение. По мере роста стоимости газа усилия по его сохранению усилились. Сжигание сократилось. Деньги слишком велики, чтобы просто уходить в дым.
Гиганты индустрии
Не все месторождения одинаковы.
Крупнейшие месторождения природного газа — это «супергиганты». Они содержат более 850 млрд м³ (30 трлн куб. футов) газа. Затем идут «мировые гиганты», объём которых составляет от 85 до 850 млрд м³ (от 3 до 30 трлн куб. футов).
Эти огромные месторождения составляют крошечную долю от общего числа известных месторождений. Менее 1 процента. Тем не менее, они являются основой отрасли.
Супергиганты и гиганты, а также сопутствующий газ, обнаруженный в гигантских нефтяных месторождениях, изначально содержали около 80 процентов мировых запасов. Они обеспечивают 80 процентов мировой добычи газа.
Роль России
Россия располагает некоторыми из этих гигантов.
Россия удерживает корону крупнейшего в мире запасами природного газа. Речь идет примерно о 47 триллионах кубических метров (трлн м³), или около 1680 триллионов кубических футов (трлн куб. футов) газа. Россия периодически делит первое место по добыче с Соединенными Штатами, однако объем ресурсов, скрытых под землей в России, не имеет аналогов.
Основная деятельность сосредоточена в Западной Сибири. В частности, посмотрите на восток от Обской губы, прямо на Северный полярный круг. Именно здесь находятся одни из самых масштабных газовых месторождений планеты.
Уренгой: Гигант, который продолжает работать
Уренгой — второе по величине газовое месторождение в мире. Оно было открыто в 1966 году. Первоначальные оценки запасов составили 8,1 трлн м³ (286 трлн куб. футов). Это ошеломляющий объем энергии.
Геология здесь сложная, но последовательная. Примерно три четверти этого газа находится в самом мелком резервуаре. Он залегает на глубине от 1100 до 1250 метров (от 3600 до 4100 футов). Эти породы имеют меловой возраст (поздний мел), датируемый примерно 66–100,5 миллионами лет назад.
Всего в Уренгое насчитывается 15 отдельных резервуаров. Некоторые из них находятся в породах нижнего мела, которые старше и датируются периодом примерно от 100,5 до 145 миллионов лет назад. Самая глубокая точка — это зона газового конденсата в отложениях верхнего юрского периода, возраст которых составляет 145–163,5 миллиона лет.
Добыча началась в 1978 году. Она достигла пика. Объемы добычи снизились с тех пор, но Уренгой по-прежнему превосходит любое другое одиночное газовое месторождение на Земле по объему. Он остается королем добычи.
Ямбург и Оренбург
К северу от Уренгоя, также к северу от Северного полярного круга, находится Ямбург. Это второе по величине месторождение в России. Первоначальные запасы оценивались в 4,7 трлн м³ (166 трлн куб. футов). Газ добывается преимущественно из резервуарных пород верхнего мела. Они залегают на глубине от 1000 до 1210 метров (от 3300 до 4000 футов). Разработка началась в начале 1980-х годов.
Затем есть Оренбург. Открытое в Волго-Уральском регионе в 1967 году. Оно носит звание крупнейшего газового месторождения России за пределами Западной Сибири. Первоначальные запасы составляли 1,8 трлн м³ (64 трлн куб. футов). Добыча началась в 1974 году. Оно значимо, но не может конкурировать с сибирскими гигантами по своим масштабам.
Гронинген: Опора Европы
Переместимся на юг, в Европу. Крупнейшее месторождение природного газа на континенте — Гронинген. Оно расположено на побережье Нидерландов. Открытие произошло в 1959 году. Добыча началась в 1963 году. Первоначальные извлекаемые запасы составляли от 2,7 до 2,8 трлн м³ (от 95 до 99 трлн куб. футов).
Они уже извлекли около 60 процентов этих первоначальных запасов. Геология здесь уникальна. Разведочная скважина прошла через эвапориты пермского периода (возрастом 251,9–298,9 миллиона лет). Она достигла мощного базального пермского песчаника, который оказался высокопродуктивным.
Последующее бурение выявило широкую антиклиналь. Она имеет ширину около 24 км (15 миль) и длину 40 км (24 мили). Резервуар покрыт этими эвапоритами. Газ залегает на глубине от 2500 до 3000 метров (от 8000 до 10 000 футов). Ниже этого резервуара находится усеченная и сильно разбитая разломами каменноугольная (пенсильванская) последовательность, содержащая уголь. Эта последовательность, датируемая периодом от 323 до 299 миллионов лет назад, считается основным источником газа.
Тролл: Северо-морской гигант Норвегии
Второе по величине газовое месторождение в Европе — это месторождение Тролл. Оно расположено под Северным морем, менее чем в 100 км (60 милях) от побережья Норвегии. Оно залегает в песчаниках верхнего юрского периода. Открытие произошло в 1979 году. Извлекаемые запасы оценивались в 1,3 трлн м³ (45,9 трлн куб. футов).
Добыча началась в 1996 году. Это сразу стало переломным моментом. Норвегия быстро стала одним из крупнейших в мире производителей и экспортеров природного газа. Только на Тролл приходится более половины доказанных запасов природного газа Норвегии. Эти доказанные запасы составляют 2 трлн м³ (72 трлн куб. футов).
Северная Америка
Великаны Северной Америки
США располагают колоссальными доказанными запасами природного газа в объеме 9,7 трлн кубометров. Это 341 триллион кубических футов топлива, залегающего под землей. Главной жемчужиной является сланцевая формация Марцеллус. Она простирается через штаты Пенсильвания, Огайо, Западная Вирджиния и Нью-Йорк. Некоторые оценки предполагают, что она содержит до 14 трлн кубометров газа.
Она добывает более 80,3 млрд кубометров в год. Это делает её крупнейшим источником в стране. Она также является одним из крупнейших газовых месторождений на планете. Масштабы трудно осознать, пока не посмотришь на объемы добычи.
Затем есть месторождение Хьюготон. Открытое в 1927 году в Канзасе. Оно простирается через Оклахому и Техас. Чтобы увидеть полную картину, нужен широкий взгляд. Продуктивная площадь тянется вдоль зоны протяженностью 400 км. Там было пробурено более 10 000 скважин.
Геология здесь специфична. Газ добывается из пермских известняков и доломитов. Стратиграфические вариации в литологии контролируют скопления. Это не просто дыра в земле. Это сложный ловушечный комплекс. Оценочные извлекаемые запасы месторождения составляют 1,5 трлн кубометров. Уже извлечено около 65 процентов от них.
Канада — следующий крупный игрок. У неё 2,1 трлн кубометров доказанных запасов. Их неразведанный потенциал почти точно соответствует показателям США. Это огромный объем неиспользованной энергии. Одним из крупных объектов является месторождение Элмворт. Оно было обнаружено в Альберте в 1976 году. Оно залегает в меловом песчаниковом коллекторе. Оно содержало 560 млрд кубометров газа. Это 20 триллионов кубических футов потенциала.
Мексика обстоит иначе. У неё 356 млрд кубометров доказанных запасов. Добыча разрознена. Значительная часть приходится на нефтяное месторождение Кантерель в Мексиканском заливе. Спрос растет. Электроэнергетическая отрасль испытывает голод. Но они не могут переработать весь объем. Миллиарды кубических метров попутного газа сжигаются на факелах каждый год. Это неиспользованный потенциал. Или, точнее, неэффективная инфраструктура.
Великаны пустынь
В Северной Африке история более древняя. Ключевым объектом является месторождение Хасси-Р’Мель. Оно расположено в центральной впадине Алжира. Оно было открыто в 1956 году. Оно залегает в крупной антиклинали. Коллектором служит триасовый песчаник. Ему 200 миллионов лет. Он покрыт соляными пластами.
Изначально он содержал около 2,52 трлн кубометров извлекаемого газа. Он продолжает добывать 100 млрд кубометров в год. Это 60 процентов от общего объема сухого газа в Алжире. Геология здесь чистая. Проницаемая порода. Соляная крышка. Это классический коллектор. Но это также мощный экономический двигатель для региона.
Ближний Восток
Ближний Восток удерживает остальную часть глобального баланса.
На Ближнем Востоке дело не только в сырой нефти. Под песками скрывается огромный подземный резервуар газа. Этот потенциал связан с Аравийско-Иранским бассейном. Его основой является пермское формирование Хуфф. Оно залегает под большей частью региона. Это ключевой горизонт для накопления газа.
Этот слой содержит крупнейшее в мире месторождение попутного природного газа. Катар называет его Месторождение Север, а Иран — Месторождение Южный Парс. Оно расположено в акватории. Запасы ошеломляющие. Оценки указывают на объём более 28 триллионов кубических метров. Это 1 000 триллионов кубических футов.
Это богатство определяет рейтинги. Иран занимает третье место по запасам природного газа. Катар — четвёртое. Больше запасов только у России. Причина в формировании Хуфф. Это уже не только нефтяная страна. Это газовая сверхдержава.
Рифовые коллекторы Азии
Двигайтесь на восток. В Азии есть свой гигант. Месторождение Арун. Открыто в 1971 году. Оно расположено в северной части бассейна Суматра в Индонезии. Горные породы здесь отличаются. Это рифовый известняк. Он относится к среднему миоцену. Это 16–11,6 миллиона лет назад.
Первоначальные запасы оценивались в 383 миллиарда кубических метров. Или 13,5 триллиона кубических футов. Огромные цифры. Но газ не поставляется по трубопроводам соседям. Газ сжижается. Только на экспорт. Это полностью меняет логистику. Нужны холодовые цепи. Нужны специализированные танкеры. Ценность заключается в мобильности.
