сравнительный анализ коммерческих месторождений сланцевого газа сша

KazService

81

Фокус на регион

буровая отрасль

Инновации

международный  

опыт

аудит и право

аналитика

новости

спорт

пример теста изотерма лангемура:

  помимо анализов керна на сегодняш-

ний день существует множество мето-

дов  каротажа,  которые  могут  опреде-

лить содержание сорбированного газа 

на  тонну  угля.  к  этим  методам  отно-

сится  лазерная  спектрометрия.  также 

определить  наличие  природной  тре-

щиноватости и ее азимута можно с по-

мощью каротажа CMI или fMI.

Угли  можно  подразделять  по  клас-

су  (процентное  отношение  органиче-

ской  составляющей  к  минеральному), 

по типу (по содержанию органическо-

го  материала),  а  также  по  ранжиров-

ке (по уровню достигнутого созревания 

-  от  торфа  до  антрацита).  коммерче-

ская  добыча  в  мире  ведется  из  суб-

битумных  до  низко-волатильных  би-

тумных  углей.  данное  отношение  ис-

ходит  от  глубины  залегания  (количе-

ства  открытых  кливажей,  природной 

трещиноватости) и содержания метана 

в данных ранжировках типа угля. в за-

падной  литературе  ранжировка  углей 

ведется  в  соответствии  со  стандар-

тами ASTM (American Society of Testing 

and  Materials),  что  отличается  от  оте-

чественного  стандарта  (гОст  25543-

88).  приблизительное  сопоставление 

российских угольных марок, выделен-

ных  согласно  гОсту  25543-88,  и  ма-

рок, выделенных согласно стандартной 

классификации  углей  ASTM  d388-98a 

американского  общества  по  тестиро-

ванию и материалам (ASTM) (American 

Society  for  Testing  and  Materials,  1999; 

таблица  1,  стр.188),  проведено  рос-

сийскими  специалистами  следующим 

образом: 

1.  Уголь  группы  1б  соответствует 

«лигниту A и B» (lignite A and B); 

2.  уголь  группы  2б  соответству-

ет 

«суббитуминозному 

с 

углю» 

(subbituminous C coal); 

3.  уголь  группы  3б  соответству-

ет 

«суббитуминозному 

B 

углю» 

(subbituminous B coal); 

4. уголь марки д соответствует «суб-

битуминозному  а  углю»  (subbituminous 

A coal); 

5. угли марок дг, г, гжО, гж и ча-

стично марки ж соответствуют «биту-

минозным  углям  с  высоким  содержа-

нием  летучих»  (high  volatile  bituminous 

coals); 

6. угли марок кж, к, кО, ксн, кс и 

остальной части марки ж соответству-

ют  «битуминозным  углям  со  средним 

содержанием летучих» (medium volatile 

bituminous coals); 

7.  угли  марок  Ос,  тс  соответствуют 

«битуминозным углям с низким содер-

жанием летучих» (low volatile bituminous 

coals); 

8. уголь марки T соответствует, глав-

ным  образом,  «полуантрациту»  (semi-

anthracite); 

9. угли групп PA, 1A и 2A соответству-

ют «полуантрациту» (semi- anthracite) и 

«антрациту» (anthracite); 

10.  уголь  группы  3A  соответству-

ет, главным образом, «метаантрациту» 

(meta-anthracite).

российская  марка  сс,  выделенная 

согласно гОсту, не может быть сопо-

ставлена  со  стандартом  ASTM  d388-

98a,  т.к.  вне  зависимости  от  различий 

в содержании летучих, угли этой марки 

не поддаются спеканию или агломера-

ции  (главным  образом  из-за  высоких, 

более 60 %, содержаний инертинита). 

ниже  приведен  график  отношения 

частоты кливажей к рангу угля по амо-

сову  и  еремину  (1960г.),  что  являет-

ся одним из основных показателей для 

коммерческой добычи. 

Это  осложняет  разработку  углеме-

тановых месторождений, чувствитель-

ность  природной  трещиноватости  и 

кливажей  к  горному  напряжению.  то 

есть с увеличением глубины залегания 

продуктивного  пласта  увеличивается 

и  горное  напряжение,  что  вызывает  и 

увеличение  горного  напряжения,  вы-

званного весом вышележащих пластов, 

что, в свою очередь, вызывает закры-

тие  или  смыкание  природных  трещи-

новатостей и кливажей. коммерческой 

разработкой,  в  основном,  считается 

разработка угольных пластов, залега-

ющих на глубине менее 1200 м.

ниже  приведен  график  содержания 

метана по рангу углей по Эдди (1982 г.)

  Углеметановые  месторождения  не 

дают  относительно  высоких  дебитов 

без проведения грп, из-за необходи-

мости соединения кливажей и природ-

ной трещиноватости, что дополнитель-

но увеличивает себестоимость разра-

ботки. дополнительные затраты может 

составить утилизация добываемой во-

ды, поскольку дебиты по воде могут до-

стигать десятки-сотни тысяч м

3

 в сутки 

в течении 1-3 лет.

ниже  приведена  сравнительная  та-

блица  за  2008г  разных  углеметановых 

месторождений:

  Из  опыта  в  сШа  отчетливо  видно, 

что  добываемую  воду  надо  будет  ути-

лизировать, в сШа есть разные спосо-

бы  -  от  обратного  осмозиса  для  под-

Месторождение

Штат

Количество

скважин

Средний дебит 

скважин м

3

/сут

Средний дебит воды, м

3

/

день/скважин

Вода/Метан фактор, 

Баррель/Куб. фут

Средняя глубина залегания 

продуктивного угля, м

Блэк Варриор

Аляска

2917

2900

9.2

0.55

от 100 м до 800 м

Паудер Ривер

Ваеминг

2737

4200

63.6

2.75

от 180 м до 1800 м

Ратон

Колорадо

459

5700

42.3

1.34

нет данных

Сан Хуан

Нью Мексико

3089

22900

3.93

0.031

от 200 м до 1100 м

Уинта

Юта

393

14500

34.2

0.42

от 250 м до 1800 м

оценочное содержание добываемого метана от глубины и ранга

Данные за 2008 год

содержание метана — 450 

куб. фут/тонн

крит. давление

 десорбции 648

фунт. на кв дьюим

содержание газа при

консервации — 128

куб. фут/тонн

Давление консервации — 100

фунт. на кв дьюим

Макс. извлекаемый 

газ 227 куб. фут/тонн

нач. пластовое 

давление 1620

фунт. на кв дьюим

нач.

содержание

газа — 355

куб. фут/тонн

способность содер

ж

ани к

уб. фу

т/тонн

500

400

300

200

100

0

0

500

1, 000

1, 500

2, 000

Влага

нагрев при 107с

горение при 750с

«Точный»

углерод

«г

отовк

а» при 950

с

«летучее»

вещество

«Зола»

целый уголь

сухой уголь

целый уголь

проксимированный анализ для определения потенциала по метану для угля, для 

определения типа угля и содержания метана:

Cross-plot of Coal rank and Cleat Freguency

(Adapted from Ammosov and Eremin. 1960)

свободный десорбированный газ (к

уб. фунт

а тонну)

свободный десорбированный газ(см3/грамм)

глубина в метрах

Low-Volatile Bituminous

Medium—Volatile Bituminous

High — Volatile A Bituminous

High — Volatile B Bituminous

High — Volatile C Bituminous

Approximate ASTM Equivalent Coal Rank

Cleat Freguency (Number of Cleats per Meter)

Hv = High-Vilatile Bituminous

Mv =  Medium-Volatile Bituminous

Lv = Low-Voliatile Bituminous

SA = Semi-Anthracite

Anth = Anthracite

0

Hv

Mv

Lv

SA

Anth

10

20

30

40

50

60

70

200

400

600

800

200

400

600

800

1000

1200

1400

25

20

15

10

5

наша страна занимает десятое 

место в мире по добыче угля

 с 

запасами в 34.5 миллиарда тонн, что 

составляет 3,7% всех мировых запасов. 

KazService

83

готовки питьевой воды до обратной за-

качки в пласты. 

для  меня  остается  загадкой  то,  как 

рассчитывались  данные  цифры,  но  я 

согласен  с  тем,  что  карагандинский 

угольный бассейн является самым пер-

спективным.  также  в  карагандинском 

угле содержание метана колеблется от 

15-25 м

3

/тонну угля. например, в бас-

сейне  «сан  хуан»,  где  ведется  ком-

мерческая  добыча,  содержание  газа 

не превышает 20 м

3

/тонну угля.

помимо данных об угольных регионах 

казахстана  встречаются  пропласт-

ки  угля  и  на  нефтегазовых  регионах  с 

отчетливыми  газопроявлениями.  по-

перспективы углеметана в рк?

наша страна занимает десятое место в 

мире по добыче угля с запасами в 34.5 

миллиарда  тонн,  что  составляет  3,7% 

всех  мировых  запасов.    в  основном, 

уголь  представлен  антрацитами  и  суб-

битумными углями.

расчетные обьемы возможных запасов метана по Мустафину. р.к (2003г) 

скольку  разведка  была  ориентирова-

на на добычу нефти, данные интервалы 

даже  не  тестируются  на  приток.  ниже 

приведен типичный каротаж одного из 

месторождений  в  казахстане,  где  от-

четливо  наблюдаются  возможные  га-

зопроявления с угольных пропластков.

  на  сегодняшний  день  уже  работа-

ет  несколько  частных  компаний  в  ка-

рагандинской  области  пока  только  на 

стадии  разведки.  если  рассматри-

вать историю добычи метана из уголь-

ных пластов в казахстане, то мы дан-

ным вопросом занимались с советских 

времен  и  занимаемся  по  сей  день.  на 

сегодняшний  день  производственные 

предприятия  группы  «арселор  мит-

тал»  проводят  дегазационные  работы 

на  средней  глубине  300-600м  и  до-

бывают  тот  же  метан,  поскольку  это-

го  требует  закон.  но  данный  газ  про-

сто  сжигают  в  атмосферу,  посколь-

ку  отсутствует  газопроводная  инфра-

структура.    насколько  я  понимаю,  для 

«арселор миттал» данные низкие де-

биты  имеют  отрицательную  экономику 

для  постройки  газопровода.  согласно 

оценкам международного энергетиче-

ского  агентства,  стоимость  добычи  на 

подобных  объектах  составляет  от  115 

до 305 долларов сШа на 1000 куб. ме-

тров. в то же время в сШа, где, по дан-

ным инвестиционного банка J.P.Morgan, 

доля метана из угольных пластов в 2009 

году составила 7,6% от общей добычи 

сланцевого газа (56 млрд. куб.метров), 

себестоимость добычи с учетом транс-

портировки находилась в интервале от 

120  до  200  долларов  сШа  за  тыся-

чу куб. метров (традиционные проекты 

по  добыче  газа  демонстрируют  мень-

шую  себестоимость  —  от  30  долла-

ров). Опять же при оценке перспектив 

таких  проектов  в  странах  снг  важно 

ориентироваться  на  указанные  циф-

ры. ведь в сШа добыча ведется непо-

далеку от потребителя. следовательно, 

транспортные затраты в незначитель-

ной степени влияют на себестоимость. 

в  россии  и  в  казахстане  (кемерово  и 

караганда) планы по транспортировке 

добытого подобным образом газа в ре-

гионы, нуждающихся в этом газе, могут 

натолкнуться  на  серьезные  ограниче-

ния,  связанные  с    транспортировкой, 

что  может  препятствовать  достиже-

нию  приемлемого  уровня  рентабель-

ности  проектов.  дополнительным  ри-

ском остается отсутствие в казахстане 

закона  «О  добыче  метана».  насколь-

ко я знаю, сенатор от карагандинской 

области,  г-н  кубайчук  ю.а.  работает 

над принятием закона о добыче газа из 

угольных месторождений, но на сегод-

няшний  день  нет  точных  сведений  об 

этапе принятия данного закона. также 

отсутствует  информация  об  ослабле-

ниях  в    пользу  угольных  газов,  но  при 

этом, данный аспект не касается плот-

ных и сланцевых газов. нет также от-

вета на вопрос, к какому министерству 

относится добыча метана из угольных, 

плотных и сланцевых месторождений.

дополнительным  риском  является 

сумма  денежных  средств,  которые  не-

обходимо вложить для выяснения пер-

спективности  промышленной  разра-

ботки метана угольных пластов. многое 

зависит от наличия подрядчиков, а так-

же от опыта специалистов. по расчетам 

аналитиков  компании  Ernst&young,  на 

участок в 100 кв. километров требуется 

от 30 до 70 млн. долларов сШа сроком 

на  3-5  лет.  многие  ли  компании  могут 

себе это позволить? И как государству 

следует  поддержать  такую  инвести-

ционную  активность?  в  сШа  нынеш-

ний  успех  в  сфере  добычи  сланцевого 

газа  и  метана  угольных  пластов  зача-

стую приписывается налоговому режи-

му,  введенному  в  1980  году.  по  оцен-

кам  международного  энергетического 

агентства,  эффективность  введенных 

фискальных  послаблений.  Эти  посла-

бления  заключались  в  том,  что  компа-

нии  получали  вычет  по  налогу  на  при-

быль в определенном размере. при ро-

сте цены на нефть выше установленного 

уровня, вычет уменьшался и полностью 

отменялся  при  достижении  верхней 

планки  цены.  в  течение  1990-х  годов 

эта  планка  находилась  в  диапазоне  от 

0,90 до 1,08 доллара за тысячу куб. фу-

тов (это эквивалентно добавлению 53% 

от цены на устье скважины, что обусло-

вило  значительный  объем  инвестиций 

в  разработку  нетрадиционных  газовых 

месторождений). далее в 1992 году для 

новых скважин этот механизм перестал 

действовать,  а  накопленный  потенциал 

позволил  закрепить  результаты  техно-

логического прорыва. Это имело место 

при хороших ценах на газ, а у нас в ка-

захстане, как известно, антимонополь-

ный комитет контролирует данную цену. 

если не работать на экспорт, то инве-

стиции  могут  оказаться  отрицательны-

ми.  Одним  из  способов  решения  ука-

занных вопросов может стать активное 

участие  в  обсуждении  будущих  угле-

метановых  и  угледобывающих  пред-

приятий  государственных  органов  еще 

на этапе технико-экономического обо-

снования, что позволило бы предусмо-

треть метод и порядок передачи место-

рождения  и накопленных знаний после 

получения  (дегазации)  метана  угледо-

бывающим  компаниям.  другой  вариант  

–  законадательное  закрепление  обя-

зательств  добывающих  угольных  ком-

паний частично оплачивать расходы по 

дегазации,  проводимых  вышеизложен-

ным  способом,  в  размере,  обеспечи-

вающем экономическую привлекатель-

ность для углеметановых компаний. Чем 

быстрее  и  раньше  начнется  этот  про-

цесс, тем более успешным станут про-

екты.  соответственно,  тем  выше  будет 

интерес к ним со стороны инвесторов. 

постскриптум

не  так  давно  французская  компания 

Total SA купила 25% на сланцевом ме-

сторождении  «Утика»  в  Огайо  за  бас-

нословные  2.3  млрд.  у.е.,  продав  не-

которые  нефтяные  активы.  на  вопрос 

журналистов о целесообразности сдел-

ки глава Total SA ответил, что нефтяные 

месторождения в скором времени ока-

жутся  в  прошлом  и  политика  компа-

нии будет нацелена на будущее разви-

тие альтернативного газа. к примеру, в 

катаре уже превращают метан в жид-

кое топливо, которое не требует моди-

фикации бензиновых автомобилей. для 

сравнения,  в  казахстане  с  описанным 

выше потенциалом участие националь-

ных  (кроме  нефтяных)  даже  газовых 

компаний  пока  остаются  нулевым.  ак-

туальность  данного  вопроса  настолько 

очевидна, что имеющиеся запасы толь-

ко  снижаются,  и  в  момент  наступления 

часа «х», будем ли мы готовы к необхо-

димым преобразованиям? 

млн.тонн

250 000

200 000

150 000

50 000

сШ

а

россия

и

ндия

кит

ай

австралия

украина

казахст

ан

Ю

ар

Польша

Бразилия

100 000

источник: Statistical Reviw of World Energy 2011 //BP Global homepage

KazService

85

Фокус на регион

буровая отрасль

Инновации

международный  

опыт

аудит и право

аналитика

новости

спорт

иннОВациОннЫе расПреДеЛеннЫе ВОЛОкОннО-

ОПтиЧеские сенсОрЫ ДЛя нефтегаЗОВОЙ 

ПрОмЫшЛеннОсти.ОПЫт ВнеДрения

краткий обзор

трубопроводы являются эффективным, 

высоконадежным  и  безопасным  спо-

собом транспортировки продукта. Од-

нако, несмотря на постоянное и интен-

сивное наблюдение за охранной зоной 

трубопровода  пешими  и  автомобиль-

ными  патрулями,  облетами  с  воздуха, 

утечки  и  нелегальные  врезки,иногда 

с  катастрофическими  последствиями, 

остаются реальностью. 

возможность  свершения  подоб-

ных  событий  объясняется  отсутстви-

ем  мониторинга  в  реальном  времени, 

вызванной  большой  протяженностью 

трубопроводов.    Эта  задача  может 

быть  решена  путем  применения  тех-

нологии  распределенного  волоконно-

оптического сенсора. 

в  зависимости  от  используемого 

физического  эффекта  эта  технология 

позволяет  обнаруживать  изменение 

температуры,  деформацию,  вибра-

цию и звук  с высоким разрешением на 

участке  волоконно-оптического  кабе-

ля длиной до 50-ти километров.

Опыт применения в различных при-

ложениях, таких как обнаружение уте-

чек,  мониторинг  активности  в  охран-

ной зоне, обнаружение проникновения 

к  трубопроводу  или  смещения  грун-

тов, также как и интегрированный мо-

ниторинг  подтверждает,  что  исполь-

зование  распределенных  волоконно-

оптических  сенсоров  позволяет  зна-

чительно 

повысить 

безопасность 

эксплуатации  трубопроводов  и  их  за-

щиту.

технология  распределенного  воло–

конно-оптического  сенсора  также 

применима  для  внутрискважинного 

мониторинга    для  контроля  периметра 

предприятий.

введение

трубопроводы  являются  важной  ча-

стью  современной  инфраструктуры 

жизнеобеспечения,  и  необходимы  для 

транспортировки  газа,  нефти,  воды  и 

других различных продуктов.

поскольку  трубопроводы  часто  ис-

пользуются для транспортировки боль-

ших объемов опасных продуктов, любая 

утечка  приводит  не  только  к  потерям 

продукта  и  финансовым  потерям  из-

за  простоя  на  время  ремонта  и  стои-

мости самого ремонта, но также нано-

сит  ущерб  окружающей  среде,  часто 

с  катастрофическими  последствиями. 

Известны случаи гибели людей вслед-

ствие  взрывов  газопроводов,  вызван-

ных  несанкционированными  действия-

ми в их охранной зоне.

повреждения  трубопроводов,  и,  как 

следствие,  утечки  продукта  возника-

ют по причине осуществления врезок с 

целью кражи продукта, проведения не-

санкционированных  строительных  ра-

бот в охранной зоне, дефектами мате-

риала  и  коррозии  стенки  трубы,  сме-

щения грунтов.

Эти  действия  не  приведут  к  утечке 

продукта, если они обнаружены и пре-

дотвращены  заранее,  до  разрушения 

трубопровода. раннее обнаружение со-

бытия до того, как оно привело к утеч-

ке, возможно только при помощи мони-

торинга  в  реальном  времени  охранной 

зоны трубопровода по всей его длине.

задача непрерывного мониторинга в 

реальном  времени  не  может  быть  ре-

шена визуальным осмотром и патрули-

рованием  охранной  зоны  трубопрово-

да,  поскольку  осмотреть  можно  только 

поверхность  земли,  а  не  закопанную 

трубу, и такой способ требует вовлече-

ния  значительного  количества  персо-

нала.  Эту  задачу  нельзя  решить  путем 

использованием  дискретных  датчи-

ков, таких как камер видеонаблюдения, 

объемных, вибрационных датчиков или 

геофонов, поскольку каждый дискрет-

ный  датчик  требует  подвода  кабелей 

электропитания  и  сигнальных  прово-

дов. стоимость строительства и содер-

жания  такой  инфраструктуры  по  всей 

длине трубопровода очень высока. ко-

нечно, существуют системы, использу-

ющие  беспроводные  дискретные  дат-

чики, питающиеся от встроенных акку-

муляторов,  но  они  предназначены  для 

быстрого развертывания на небольших 

участках. 

волоконно-оптические сенсоры чув-

ствительны  по  всей  длине  волоконно-

оптического кабеля, до 50-ти киломе-

тров  на  участок,  и,  объединенные  се-

тью передачи данных, могут покрывать 

любые  расстояния,  ограничения  толь-

ко в пропускной способности сети. Уже 

установлены и эксплуатируются систе-

мы, обеспечивающие мониторинг в ре-

жиме реального времени нефтепрово-

дов длиной более 600 километров (680 км 

-  нефтепровод  карачаганак-атырау, 

казахстан; 670 км–нефтепровод кайр-

нэнержи, Индия). поскольку в качестве 

чувствительного элемента использует-

ся волоконно-оптический кабель, такие 

системы  устойчивы  к  электромагнит-

ным помехам, не требуют дополнитель-

ного  электропитания  и  кабелей  связи 

для  сенсора,  не  требуют  проведения 

строительных  работ  в  охранной  зоне 

трубопровода,  они  оптимально  подхо-

дят  для  мониторинга  распределенных 

трубопроводов. 

жүктеу/скачать 8,64 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: