,


Наш опрос
Хотели бы вы жить в Новороссии (ДНР, ЛНР)?
Конечно хотел бы
Боже упаси
Мне все равно где жить


Показать все опросы
Other


Курсы валют


Курсы наличного обмена валют в Украине

Внешний вид


Газовые кладовые Украины
  • 11 июня 2010 |
  • 18:06 |
  • TEMA |
  • Просмотров: 595130
  • |
  • Комментарии: 3
  • |
0
Газовые кладовые Украины


Виды природного газа и способы его добычи

В настоящее время известно несколько видов природного газа и способов его добычи (рис. 1).

Природный газ — смесь газов, образовавшаяся в осадочной оболочке земной коры (на глубине от сотен метров до нескольких километров) в результате разложения органических веществ без доступа кислорода. Природный газ также образуется в недрах земли при высоких температурах и давлениях. В земных недрах природный газ находится в газообразном состоянии — в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворенном состоянии в нефти или воде.

В недрах газ находится в пустотах (порах). Они соединены между собой микроскопическими каналами-трещинами, по которым газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине. Скважины размещают равномерно по территории месторождения, чтобы обеспечить в процессе добычи газа равномерное падение пластового давления в залежи. Это позволяет исключить переток газа между областями месторождения и преждевременное обводнение залежи.

Также природный газ может находиться в виде газогидратов, которые располагаются как под землей, так и на незначительной глубине под морским дном. По данным ПО «Южморгеология» (Россия), запасы газогидратов на Прикрымском участке Черного моря составляют около 7 трлн. куб. м.

Основную часть природного газа составляет метан — до 98%. В состав природного газа могут также входить этан, пропан, бутан и неуглеводородные вещества: водород, сероводород (источник химического сырья для получения серы), углекислый газ, азот, гелий (широко применяется в криогенной технике и аэронавтике).

Попутный нефтяной газ (ПНГ), извлекаемый в процессе добычи нефти, помимо метана содержит этан, пропан, бутан и др. примеси. В зависимости от района добычи с 1 т нефти получают от 25 до 800 куб. м ПНГ. Он требует разделения на фракции на специальных газоперерабатывающих заводах, строительство которых или не предусматривается, или запаздывает к началу добычи нефти. Поэтому на промысле ПНГ часто сжигается в факелах, а продукты его сгорания представляют собой потенциальную угрозу для человеческого организма. В мире ежегодно сгорает свыше 100 млрд. куб. м ПНГ, по объему его сжигания, согласно данным Всемирного банка, лидирует Россия — около 38 млрд. куб. м (2008 г.). На втором месте, по данным Всемирного фонда дикой природы (WWF), находится Нигерия — 26 млрд. куб. м (2009 г.).

Нетрадиционный газ (от англ. unconventional gas) — это промышленный термин, обозначающий природный газ: в глинистых сланцевых породах (shale gas), в угольных пластах (coal bed methane), в плотных песчаниках (tight gas sands), глубоко залегающий (deep natural gas), в геозонах под давлением (geopressurized zones).



Газовые кладовые Украины


Рис. 1. Виды природного газа и способы его добычи.
Источник: U.S. Energy Information Administration
(http://www.eia.doe.gov)


По оценкам U.S. Energy Information Administration (EIA), добыча газа из глинистых сланцев возрастет в США к 2030 г. до 116 млрд. куб. м, что составит 17,6% суммарной его добычи в стране; добыча газа из плотных песчаников достигнет почти 200 млрд. куб. м и останется на уровне 30%; газ угольных пластов составит 56 млрд. куб. м, и его доля снизится до 8,5%. В целом доля нетрадиционного газа здесь превысит 56%.

Для добычи природного газа бурят вертикальные, наклонно-направленные и горизонтальные скважины с помощью буровых установок (БУ) (табл. 1).



Газовые кладовые Украины


Анализ данных, приведенных в табл. 1, показывает, что экономический кризис вынуждает нефтегазовые компании расширять поиск и разработку месторождений в регионах мира, где эксплуатационные затраты меньше (Африка и страны Тихоокеанского региона). По количеству БУ и степени развития нефтегазовой промышленности на планете по-прежнему доминируют США, что позволило им стать мировым лидером в добыче газа, в том числе нетрадиционного. Например, в этой стране, по данным сайта http://www.rigzone.com/news/, на 01.01.2010 г. из общего количества БУ на суше 1035 ед. (на 01.01.2009 было 1790 ед.) 75% установок (80% в 2008 г.) используются для бурения газовых скважин. В 2009-м 42% общего количества БУ использовались для горизонтального бурения, 19% — наклонно-направленного, 39% — вертикального. Степень их использования в 2009 г. — 41% (в 2008 г. — 80%).

На сегодняшний день в Украине на суше имеется около 200 действующих установок для бурения нефтяных и газовых скважин. При этом большинство требуют модернизации или замены.



Газовые кладовые Украины


Для сравнения: по данным компании Baker Hughes (США), в марте этого года в мире эксплуатировалось 2879 установок на море и суше (в т. ч. США — 1419), а рекордное их число зафиксировано в сентябре 2008 г. — 3557.

В мире наблюдается тенденция увеличения средней стоимости 1 м проходки и бурения скважины (табл. 2). Причем бурение газовой скважины в настоящее время дешевле, чем нефтяной.

Разработка нефтегазовых месторождений

Потенциальные ресурсы природного газа на суше в трех нефтегазоносных регионах Украины (западном, восточном и южном) составляют около 5,4 трлн. куб. м, а промышленные запасы — более 1,2 трлн. куб. м. При этом большинство месторождений страны с крупными и средними запасами находятся в фазе падающей добычи.



Газовые кладовые Украины


Для сравнения: по экспертной оценке организации CEDIGAZ, на 1 января 2009 г. доказанные мировые запасы природного газа равны 189,158 трлн. куб. м, в т. ч. на шельфах морей — 75,085 трлн. куб. м, или около 40% общего количества мировых запасов, распределение которых по регионам мира приведено в табл. 3. При этом общемировая добыча газа в 2009 г. составляла около 3 трлн. куб. м.

Из структурных подразделений НАК «Нафтогаз Украины» добычу газа осуществляют ДК «Укргазвидобування», ОАО «Укрнафта» и ГАО «Чорноморнафтогаз», на которые приходится около 90% суммарной добычи газа в стране.

Одна из основных задач НАК «Нафтогаз Украины» — обеспечение населения природным газом собственной добычи. При этом цены на газ для населения, которые установлены НКРЭ в декабре 2008 г., самые низкие из существующих в странах Европы и СНГ.

Наращивание добычи сегодня — непростая задача, т. к. установленный уровень цен на газ собственной добычи не позволяет накопить необходимые финансовые ресурсы для существенного ее увеличения. Предприятиями НАК «Нафтогаз Украины» эксплуатируется 233 газовых, нефтяных, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождения. Значительная часть из них находится на завершающей стадии разработки и характеризуется сложными геологическими и технологическими условиями эксплуатации. Например, около 70% месторождений, разрабатываемых ДК «Укргазвидобування», эксплуатируются от 10 до 60 лет, из них уже добыто свыше 80% разведанных запасов углеводородов.

Поэтому предприятия НАК «Нафтогаз Украины» вынуждены осуществлять поиск и разведку новых залежей на более глубоких горизонтах как старых, так и новых месторождений. А это, в свою очередь, требует использования современных технологий поиска, разработки месторождений и добычи углеводородов, привлечения значительных финансовых и материальных ресурсов.

Для обеспечения энергетической независимости государства в НАК «Нафтогаз Украины» предусматривается увеличение добычи газа на суше, развитие нефтегазодобывающих предприятий и наращивание собственных запасов углеводородов, во-первых, за счет наращивания объемов, повышения эффективности геофизических исследований и поисково-разведочного бурения на перспективных площадях и месторождениях. Во-вторых — за счет ввода новых мощностей и интенсификации добычи из существующих месторождений. В-третьих — за счет обновления и модернизации парка бурового и нефтегазопромыслового оборудования. В-четвертых — участия в освоении нефтегазовых ресурсов других стран.



Газовые кладовые Украины


Для реализации поставленных задач в первую очередь необходимо увеличить объем капиталовложений в поиск и разработку нефтегазовых месторождений. Например, в США 30 крупнейших нефтегазовых компаний для бурения скважин на суше планируют увеличить объем капиталовложений в нынешнем году до $28,6 млрд. (против $26,0 млрд. в 2009 г.). При этом в 2009-м среднесуточные эксплуатационные затраты на одну БУ составляли от $10,45 тыс. до $22,0 тыс.

По данным Минтопэнерго (http://mpe.kmu.gov.ua), в первом квартале ДК «Укргазвидобування» выполнила геологоразведочных работ на 20 площадях и 37 месторождениях на сумму 300 млн. грн. В этом году основной объем прироста запасов углеводородов будет обеспечен за счет глубокого бурения на Березовском и Яблуновском месторождениях, а также завершения разведки Кобзевского месторождения.

Анализ данных, приведенных в табл. 4 и 5, показывает, что в 2008—2009 гг. произошло резкое падение объемов геологоразведочного и эксплуатационного бурения. Это стало одной из основных причин снижения добычи газа в начале 2010 г. Кроме того, начиная с 2006 г. наблюдается тенденция уменьшения добычи нефти и ПНГ вследствие значительного истощения запасов углеводородов на основных месторождениях и недостаточного прироста разведанных запасов.

О перспективах добычи нетрадиционного газа

Для организации добычи в промышленных объемах нетрадиционного газа, в первую очередь сланцевого и метана угольных пластов, в Украине, на примере зарубежных стран, необходимо решить следующие основные проблемы. Во-первых, провести значительный объем геологоразведочных работ для оценки запасов. Во-вторых, сделать оценку себестоимости добычи и рентабельного объема извлекаемых запасов. В-третьих, разработать современные технологии и технические средства для добычи и переработки газа. В-четвертых, предусмотреть льготное налогообложение для геологоразведочных и добывающих компаний. В-пятых, в несколько раз увеличить количество действующих буровых установок и насосных станций для осуществления гидроразрывов пластов.

Очевидно, что ведущую роль в освоении ресурсов нетрадиционного газа должны играть предприятия НАК «Нафтогаз Украины».

Сланцевый газ. Газ, добываемый из сланца (осадочная порода — окаменелая глина), состоит преимущественно из метана. Отличительная особенность сланцевых месторождений — это: во-первых, твердая порода, которую тяжелее бурить; во-вторых, малый поровый объем, т. е. небольшое содержание газа на единицу объема месторождения; в-третьих, невысокая проницаемость сланцев, т. е. по этому коллектору газ по микротрещинам течет к стволу скважины с небольшой скоростью. Поэтому площадь дренирования у скважины очень маленькая, а количество запасов газа, осваиваемых одной скважиной, небольшое. Теплотворная способность сланцевого газа в два раза ниже, чем природного. Помимо того, он содержит углекислый газ, азот и сероводород. Поэтому сланцевый газ в США используется как топливо для бытовых нужд в населенных пунктах, расположенных на небольших расстояниях от мест добычи, откуда он может транспортироваться по газопроводам низкого давления.

Ресурсы сланцевого газа в Государственном балансе запасов полезных ископаемых Украины не подсчитывались. Поэтому для детальной оценки их запасов необходимо провести соответствующие геологоразведочные работы. Компания Total (США) 13 апреля 2010 г. сообщила о подписании соглашения с Eurogas об оценке запасов месторождений сланцевого газа в Западной Украине. Группа компаний Shell также исследует запасы сланцевого газа в нашей стране.



Газовые кладовые Украины


В табл. 6 представлены данные о прогнозных запасах сланцевого газа в регионах мира. Как показывает опыт разработки месторождений сланцевого газа в США, технологически извлекаемые и коммерчески эффективные запасы сланцевого газа в мире как минимум на порядок ниже прогнозных и могут составлять около 25 трлн. куб. м.

Сланцевый газ добывается путем бурения в пласте горизонтальных скважин стоимостью $2,6—4 млн. Затем в горизонтальном стволе скважины осуществляется гидроразрыв пласта (ГРП), что обеспечивает увеличение дебита скважины в сотни раз. С другой стороны, гидроразрыв пласта представляет значительный экологический риск. Например, происходит загрязнение подпочвенных вод, т. к. флюиды из пласта через образовавшиеся от ГРП трещины (их длина может достигать больше 100 м) могут попасть в близлежащие водоносные горизонты, а воды из этих горизонтов могут проникать в пласт. При разработке месторождений сланцевого газа в густонаселенной Европе это может стать серьезным препятствием для таких проектов из-за сурового экологического законодательства ЕС.

Справка. Гидроразрыв пласта — метод интенсификации работы нефтяных и газовых скважин, который заключается в создании трещин в пласте для обеспечения притока к забою скважины добываемого флюида, — это газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь. Технология ГРП включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (в составе геля, песка, воды или кислоты, которая разъедает стенки трещин в пласте) при давлении выше давления разрыва нефтегазоносного пласта. Далее воду откачивают, а песок заполняет расширенные трещины и свободно пропускает газ к скважине, по которой газ поступает на поверхность. Первый в мире гидроразрыв пласта произвела в 1949 г. компания Halliburton.

Для стабильной добычи сланцевого газа необходимо, во-первых, непрерывно бурить новые скважины. Во-вторых, свободные участки земли под эти скважины. В-третьих, большое количество буровых установок и насосных станций для неоднократных гидроразрывов пластов. Для одной операции ГРП требуется около 4000 т воды и 200 т песка. В течение года на каждой скважине может производиться от 3 до 10 ГРП.

Низкая концентрация сланцевого газа в породе приводит к тому, что пробуренные скважины быстро сокращают свой дебит — на 30—40% в год. Поэтому срок их эксплуатации для добычи сланцевого газа составляет от нескольких месяцев до 5 лет (скважины для добычи природного газа эксплуатируются до 50 лет). Преимущество месторождений сланцевого газа в том, что газ добывается вблизи потребителя и в регионах с развитой инфраструктурой (наличие дорог, электроснабжения, газопроводов, ТЭС).

В 1990 г. добывалось в США только 10% нетрадиционного газа, в 2009 г. — более 40%, а к 2020 г. планируется около 60%. По данным департамента по энергетике (http://www.energy.gov/), в 2009-м добыча сланцевого газа на пяти американских месторождениях составила 80 млрд. куб. м, а в 2010 г. там предполагают добыть свыше 105 млрд. куб. м. Прогнозируется, что добыча сланцевого газа в стране будет возрастать до 2035 г. со среднегодовым приростом 5,3%, а импорт газа ежегодно снижаться на 2,6%.

В США, по данным Международного энергетического агентства (МЭА, http://www.iea.org/), в 2009 г. благодаря развитию технологий извлекаемые запасы сланцевого газа выросли на 51%. В агентстве считают, что к 2035 г. до четверти общемировой добычи природного газа придется на сланцевый газ.

Благодаря значительному росту добычи сланцевого газа Соединенные Штаты сократили импорт сжиженного природного газа (СПГ). В 2009 г. из-за кризиса произошло падение объемов потребления газа в Европе, Японии и Южной Корее. Невостребованные США, Японией и Южной Кореей объемы газа были перенаправлены в Европу, где в результате СПГ продавался по демпинговым ценам. Если «Газпром» продавал европейцам газ по $260—300 за 1000 куб. м, то, например, газ из Катара — по $70—90.

Для увеличения добычи нетрадиционного газа в США его цена должна быть дешевле импортного СПГ. По прогнозам экспертов, дешевый СПГ может даже вытеснить природный газ, добыча которого в США становится дороже, чем сланцевого газа или угольного метана.

В Соединенных Штатах компаниям, добывающим нетрадиционный газ, предоставляются налоговые льготы. При этом средняя себестоимость добычи сланцевого газа здесь составляет менее $180 за 1000 куб. м. Реальная себестоимость добычи — от $80 до $320 за 1000 куб. м. По оценкам МЭА, добыча сланцевого газа в США рентабельна при ценах от $140 до $210 за 1000 куб. м. По оценке IHS Cambridge Energy Research Associates (http://www.cera.com/), прогнозные удельные затраты на добычу и транспортировку газа (с учетом 10% нормы прибыли) для сланцевого газа к 2014 г. составят в среднем по США $155/1000 куб. м, для канадских сланцев в Британской Колумбии и Альберте — $109/1000 куб. м. Например, себестоимость добычи 1000 куб. м природного газа в России — $3—50, а в США, по данным U.S. EIA, — около $155,7 (март 2010 г.).

В настоящее время ведущие нефтегазовые компании мира разрабатывают новые технологии для уменьшения себестоимости добычи газа из сланца.

Резко увеличив производство сланцевого газа, американские компании обвалили цены на него, чем поставили себя в сложное положение. Многие из них закончили 2009 г. с убытками. Например, у Anadarko Petroleum Corporation — одного из крупнейших на планете независимых производителей нефти и газа — доход от продажи газа в прошлом году упал до $2,9 млрд. — с $5,7 млрд. в 2008 г. Чистый убыток составил $103 млн. Chesapeake Energy Corp. — второй по величине производитель природного газа в США, специализирующийся на сланцевом газе, — в прошлом году имел убыток $5,8 млрд. при доходе $7,7 млрд.

Промышленная добыча сланцевого газа ведется также в Канаде, где работы идут на двух месторождениях, — Horn River и Montney. По мнению специалистов канадского National Energy Board, к 2020 г. добыча сланцевого газа и газа плотных песчаников в стране достигнет 200 млрд. куб. м в год. Добыча лишь на одном месторождении Horn River может к 2015 г. достичь 40 млрд. куб. м в год.

Справка. Сланцевые месторождения США характеризуются концентрацией газа в пределах от 0,2 до 3,2 млрд. куб. м/кв. км. При коэффициенте отдачи 20% извлекаемые запасы газа составляют от 0,04 до 0,6 млрд. куб. м/кв. км, что в 50—100 раз меньше, чем в традиционных месторождениях газа. История разработки месторождения сланцевого газа Barnett Shale, расположенного на севере Техаса, показала, что сланцы залегают здесь на глубине от 450 до 2000 м на площади 13 тыс. кв. км. Мощность (толщина) пласта изменяется от 12 до 270 м. Объем метана в пласте составляет около 0,3%. Геологические запасы газа — 590 млрд. куб. м. Доказанные извлекаемые запасы — 59 млрд. куб. м. В настоящее время они полностью выбраны. Оператор месторождения — компания Chesapeake Energy вложила в его освоение около $30—40 млрд. По мнению американских экспертов, себестоимость добычи газа в компании составляет от $130 до $400 за 1000 куб. м. Планом разработки месторождения предусматривалось выйти на проектный уровень добычи 36,5 млрд. куб. м/год, но для этого надо было пробурить более 20 тыс. скважин. В 2006 г. добыча газа из 6080 скважин составила 20 млрд. куб. м, в конце 2008 г. количество скважин выросло до 11,8 тыс. (одна скважина на каждые 0,64 кв. км). Ежегодно для произведения ГРП на месторождении требуется 7,1 млн. т песка и 47,2 млн. т воды. При этом среднесуточный дебит скважины на месторождении составляет около 6 тыс. куб. м, т. е. около половины скважин работают периодически или простаивают. По данным U.S. EIA, на 01.01.2009 г. в США общий фонд газовых и газоконденсатных скважин составлял 478562 шт., а годом ранее — 452945.

Таким образом, разработка месторождений сланцевого газа в промышленных масштабах требует проведения значительного объема геологоразведочных работ и бурения десятков тысяч скважин в течение 7—10 лет. Например, общий фонд нефтегазовых скважин, пробуренных в Украине за последние 60 лет, составляет около 10 тыс., а в 2009 г. предприятиями НАК «Нафтогаз Украины» сдано в эксплуатацию 57 скважин.

По экспертным оценкам компании Royal Dutch Shell (http://www.shell.com/), запасы нетрадиционного газа в Европе могут составлять около 30 трлн. куб. м, что примерно в пять раз больше уже разведанных запасов газа. Эти оценки существенно отличаются от прогнозов компании Halliburton (см. табл. 6). Произведение должного объема геологоразведочных работ определит, чьи прогнозы точнее. Предполагается, что добыча нетрадиционного газа на континенте к 2030 г. достигнет примерно 15 млрд. куб. м, что составит около 7% суммарной добычи природного газа. Крупнейшие энергетические корпорации приобретают земли в Европе для разведки там месторождений сланцевого газа. Самая крупная нефтяная компания США, Exxon Mobil Production Co., приобрела договоры лизинга с целью разработки запасов нетрадиционного газа в Польше и Германии. При этом в феврале нынешнего года она отказалась от своего проекта в Венгрии, так как не нашла там запасов газа промышленного значения.

По оценкам консалтинговой компании Wood Mackenzie (http://www.woodmacresearch.com/), запасы сланцевого газа в северных и центральных районах Польши могут достигать 1,36 трлн. куб. м. Их освоение в 2010 г. начнет компания ConocoPhillips (США). Однако разработка сланцевого газа — трудоемкий и длительный процесс, и до начала его промышленной добычи в Европе может пройти десять лет. Одна из причин торможения — мало буровых установок (см. табл. 1).

Метан угольных пластов (МУП). Он формируется в результате биохимических и физических процессов в ходе преобразования растительного материала в уголь. Является причиной взрывов в угольных шахтах. МУП — экологически более чистое, чем уголь, и эффективное топливо. Может добываться как самостоятельное ископаемое и как попутный продукт, получаемый в процессе дегазации шахт перед добычей угля для создания безопасных условий работы. Например, средствами дегазации, применяемыми на шахтах России, извлекается от 20 до 30% общего объема выделяющегося метана.

В настоящее время добыча метана из угольных пластов осуществляется несколькими методами. Первый предусматривает дегазацию угольных шахт и использование каптируемого шахтного газа из выработки, в котором содержание метана колеблется от 10 до 98%. Для отделения метана от воздуха используются сорбционные и кристаллизационные процессы.

По второму бурятся вне зоны действующих шахт специальные вертикальные и горизонтальные скважины с применением искусственных методов повышения газопроницаемости угольных пластов. В этом случае газ, извлекаемый из угольных пластов по технологиям углегазового промысла, содержит метан (95—98%) с примесью азота (3—5%) и диоксида углерода (1—3%).

По третьему методу из закрытых шахт осуществляется добыча шахтного метана, в котором от 50 до 80% метана, для дальнейшего использования на ТЭС.

Четвертый способ добычи шахтного метана — комбинированный. Дегазацию шахт проводят перед их пуском. В этом случае удастся откачать до 70% объема метана в шахте. Поэтому сначала в пласте бурят скважины для извлечения метана, а через несколько лет на этих участках начинается добыча угля.

Доля добычи МУП на сегодняшний день не превышает 3% общемировой добычи газа.

По данным компании Halliburton, объемы мировых запасов метана в угольных пластах составляют около 210 трлн. куб. м, в т. ч. в США — более 19,6 трлн. куб. м, из которых рентабельных извлекаемых запасов — около 2,8 трлн. куб. м. Оценки других экспертов исходят из того, что средняя газонасыщенность угольных пластов составляет 30—40 куб. м/т, а мировые запасы угля — на уровне 826 млрд. т. Поэтому суммарные геологические запасы угольного метана оцениваются до 32 трлн. куб. м. В состав запасов не включаются уголь, залегающий на больших глубинах, и пласты малой мощности, из которых добывать уголь экономически невыгодно. Самым сложным вопросом является экономически оправданный коэффициент извлечения метана. Он зависит от степени трещиноватости и проницаемости пласта, удаленности района добычи от основных потребителей, системы налогообложения и многих других факторов.

По данным НКРЭ (http://www.nerc.gov.ua/), Украина имеет значительные ресурсы метана в угольных месторождениях — от 12 до 22 трлн. куб. м. Однако значительная часть МУП находится в связанном состоянии (уголь — хороший сорбент) и лишь незначительное его количество — в свободном и растворенном виде. Поэтому до сегодняшнего дня объемы добычи и использования метана незначительны: несколько сот млн. куб. м. Суммарные извлекаемые запасы метана угольных пластов (Донецкий и Львовско-Волынский бассейны) на уровне 900 млрд. куб. м. При этом в Донбассе максимальная мощность угольных пластов — около 2 м, поэтому использование американских технологий добычи метана нерентабельно.

По данным Минуглепрома (http://www.mvp.gov.ua/), запасы шахтного метана в Донецкой и Луганской областях оцениваются в 7—8 трлн. куб. м, а себестоимость его добычи может составить около $100—120 за 1000 куб. м.

В настоящее время на 62 шахтах используют подземную дегазацию, но утилизируется около 80 млн. куб. м метана, что составляет всего 4% общего газовыделения. Это в 4—5 раз меньше европейских показателей. В Донецком бассейне имеются шахты, где газонасыщенность угольных пластов составляет около 20 куб. м/т, а запасы метана — от 0,2 до 4,7 млрд. куб. м.

По информации Комитета Государственных премий в области науки и техники (http://www.kdpu-nt.gov.ua/work/), учеными и специалистами АП «Шахта им. А. Ф. Засядько», НАК «Нафтогаз Украины» и НАНУ разработана рентабельная технология промышленного извлечения и использования шахтного метана, которая представлена на соискание Госпремии в области науки и техники 2010 г. Извлеченный газ используется для выработки электроэнергии, отопления и моторного топлива. Суммарный экономический эффект от реализации проекта в условиях шахты им. А. Ф. Засядько — 272,3 млн. грн.

По данным НКРЭ, в Украине разработана концепция программы «Добыча и использование метана угольных месторождений как альтернативного энергоресурса». Цель программы стоимостью около 4 млрд. грн. — создание условий для разработки промышленных технологий добычи и использования метана как альтернативного энергоресурса, решение проблемы обеспечения безопасной добычи угля, увеличение до 1 млрд. куб. м в год доли метана в структуре энергетического баланса страны и исключение его выбросов.

Например, в США за последние 15 лет добыча МУП выросла с 5 до 60 млрд. куб. м. К 2030 г. здесь планируется увеличить добычу метана до 350 млрд. куб. м. В стране разработана и внедрена технология извлечения из угольных пластов до 80% содержащегося в них метана. При этом бурится большое количество вертикальных и горизонтальных скважин с использованием пневморазрыва или гидроразрыва пласта. Глубина скважин — от 150 до 1000 м. Стоимость бурения одной скважины, по данным компании Halliburton, составляет $0,4—1,0 млн. (2007 г.). Средний период от обезвоживания пласта до выхода на максимальную добычу метана — один-два года, а себестоимость добычи — от $3—90 за 1000 куб. м (2007 г.). Срок эксплуатации скважин — до 20 лет. При этом средняя мощность угольных пластов — около 20 м. Например, в угольном бассейне Сан-Хуан (добывается 60% угольного метана в стране) число скважин для дегазации угольных пластов превышает 20 тыс., а их дебит достигает до 80 тыс. куб. м газа в сутки.

Прогнозные ресурсы МУП в России составляют 83 трлн. куб. м. По данным ОАО «Газпром» (http://www.gazprom.ru), предприятие ООО «Газпром добыча Кузнецк» реализует пилотный проект по добыче метана из угольных пластов Кузнецкого бассейна, суммарные запасы которого в регионе до глубины 1800 м — около 13 трлн. куб. м, а до 1200 м — 6 трлн. куб. м. За 10 лет по проекту предусматривается пробурить около 1500 скважин и довести промышленную добычу метана до 4 млрд. куб. м в год. ОАО «Газпром» намерен инвестировать в проект $2,7 млрд. до 2030 г. По данным ВНИГРИуголь (Россия), себестоимость добычи шахтного метана в России может составлять около $15—20 за 1000 куб. м (2007 г.).

Выводы

1. Для значительного роста в Украине добычи газа на суше с целью повышения энергетической независимости страны в ближайшие годы необходимо увеличить объем капиталовложений в поиск и разработку нефтегазовых месторождений, что обеспечит наращивание собственных запасов углеводородов, даст возможность обновить и модернизировать парк бурового и нефтегазопромыслового оборудования, ввести новые мощности и интенсифицировать добычу из существующих месторождений.

2. Для развития добычи нетрадиционных газов в промышленных объемах необходимо: провести значительные геологоразведочные работы по оценке их запасов; сделать оценку себестоимости добычи и рентабельного объема извлекаемых запасов; разработать современные технологии и технические средства для добычи и переработки газа; предусмотреть льготное налогообложение для геологоразведочных и добывающих компаний; значительно увеличить количество действующих буровых установок и насосных станций для осуществления гидроразрывов пластов.

3. Сланцевый газ относится к сильно рассеянным полезным ископаемым, а существующие технологии его извлечения не дают возможность его промышленной добычи в Украине с достаточной экономической эффективностью. Форсирование проектов добычи сланцевого газа может привести компании к крупным финансовым потерям.

4. В мировом объеме добычи газа метан угольных пластов и сланцевый газ пока составляют менее 5%. Из-за высокой стоимости их извлечения из недр они неспособны существенно повлиять на мировые цены газа, но могут составить сильную конкуренцию природному газу на локальных рынках. Поэтому энергетические компании мира для защиты вложенных инвестиций будут вынуждены координировать свои действия с целью стабилизации цен на рынке газа на уровне, приемлемом как для продавцов, так и для покупателей.



Истончик



Информация
Посетители, находящиеся в группе Гости, не могут видеть и оставлять комментарии к данной публикации.

Вверх