ОСОБЕННОСТИ  ТЕХНОЛОГИЙ  И  ПЕРСПЕКТИВЫ  ДОБЫЧИ  ГАЗОГИДРАТОВ

Глазов  Владислав  Андреевич

студент  4-го  курса,  кафедра  МСС  и  МНД  МГТУ,  РФ,  г.  Мурманск

E-mail:  mega-glazov@mail.ru

Новосёлов  Александр  Евгеньевич

студент  4-го  курса,  кафедра  МСС  и  МНД  МГТУ,  РФ,  г.  Мурманск

E-mail:  explosion2810@yandex.ru

Царева  Валерия  Андреевна

студент  4-го  курса,  кафедра  экологии  и  ЗОС  МГТУ,  РФ,  г.  Мурманск

E-mail:  leurka@rambler.ru

Газовые  гидраты  (клатраты)  представляют  собой  твердые  кристаллические  соединения  низкомолекулярных  газов,  таких  как  метан,  этан,  пропан,  бутан  и  др.,  с  водой.  Внешне  они  напоминают  снег  или  рыхлый  лед.  Они  устойчивы  при  низких  температурах  и  повышенном  давлении;  при  нарушении  указанных  условий  газогидраты  легко  распадаются  на  воду  и  газ.  Самым  распространенным  природным  газом-гидратообразователем  является  метан.  Содержание  метана  в  гидратах  очень  высоко:  из  одного  кубометра  (в  стандартных  условиях)  можно  получить  более  160  куб.  м  метана.  По  содержанию  энергии  (теплотворной  способности)  газовые  гидраты  сопоставимы  с  битуминозной  нефтью  и  нефтеносными  песками  [5,  c.  186].

Различают  техногенные  и  природные  газовые  гидраты.  Техногенные  гидраты  могут  образовываться  в  системах  добычи  конвенционального  природного  газа  (в  призабойной  зоне,  в  стволах  скважин  и  т.  д.)  и  при  его  транспортировке.  В  технологических  процессах  добычи  и  транспортировки  конвенционального  природного  газа  образование  газогидратов  рассматривается  как  нежелательное  явление,  что  предполагает  дальнейшее  совершенствование  методов  их  предупреждения  и  ликвидации  [1,  c.  126].  В  то  же  время  техногенные  газогидраты  могут  быть  использованы  для  хранения  больших  объемов  газа,  в  технологиях  очистки  и  разделения  газов,  для  опреснения  морской  воды  и  в  аккумулировании  энергии  для  целей  охлаждения  и  кондиционирования  [3,  c.  170].

Природные  гидраты  могут  формировать  скопления  или  находиться  в  рассеянном  состоянии.  Они  встречаются  в  местах,  сочетающих  низкие  температуры  и  высокое  давление,  таких  как  глубоководье  (придонные  области  глубоких  озер,  морей  и  океанов)  и  зона  вечной  мерзлоты  (арктический  регион).  Глубина  залегания  газогидратов  на  морском  дне  составляет  500—1500  м,  а  в  арктической  зоне  —  200—1000  м.

Оценки  мировых  ресурсов  газогидратов  с  самого  начала,  а  именно  с  1970-х  годов,  носили  противоречивый  и  отчасти  спекулятивный  характер.  В  1970—1980-х  годах  они  находились  на  уровне  100—1000  квадрлн.  куб.  м,  в  1990-х  годах  —  снизились  до  10  квадрлн.  куб.  м,  а  в  2000-е  годы  —  до  100—1000  трлн.  куб.  м  [4,  c.  66].  Международное  энергетическое  агентство  (МЭА)  в  2009  году  привело  оценку  в  1  000—5  000  трлн.  куб.  м,  хотя  значительный  разброс  сохраняется.  Например,  ряд  текущих  оценок  указывают  на  наличие  ресурсов  газогидратов  в  2  500—20  000  трлн.  куб.  м  [5,  c.  186—188].  Тем  не  менее  даже  с  учетом  значительного  снижения  оценок  ресурсы  газогидратов  остаются  на  порядок  выше  ресурсов  конвенционального  природного  газа,  оцененных  на  уровне  250  трлн.  куб.  м  [4,  c.  60].

Добыча  метана  из  газогидратов  вызывает  затруднения  вследствие  их  твердой  формы.  Существующие  методы  опираются  на  диссоциацию  (разделение),  при  которой  газогидраты  распадаются  на  газ  и  воду.  Три  основных  метода  разработки  залежей  газогидратов  включают:  разгерметизацию  (снижение  давления),  нагревание  и  ввод  ингибитора.  Привлекает  внимание  технология  закачки  в  пласт  углекислого  газа.  Электромагнитные  и  акустические  методы  воздействия  на  гидратонасыщенную  породу  пока  изучены  мало.

Разгерметизация.

Разгерметизация  —  наиболее  перспективная  сегодня  технология  разработки  газогидратных  месторождений.  Ее  суть  состоит  в  искусственном  понижении  давления  в  пласте  вокруг  скважины,  которое  достигается  за  счет  понижения  давления  в  буровой  скважине  или  за  счет  сокращения  давления  на  газогидраты  воды  или  свободного  газа  после  их  частичной  откачки.  Когда  давление  в  слое  газа  ниже,  чем  фазовое  равновесие  газогидрата,  газогидрат  начинает  распадаться  на  газ  и  воду,  поглощая  при  этом  тепловую  энергию  окружающей  среды.  Технология  наиболее  эффективна  при  расположении  газогидрата  вблизи  пласта  свободного  газа.  При  снижении  объема  свободного  газа  происходит  постоянное  изменение  равновесия  между  гидратом  и  газом,  в  результате  чего  газогидрат  продолжает  выделять  газ,  который  наполняет  нижележащую  полость.  Разгерметизация  применяется  для  разработки  газогидратов,  залегающих  в  породах  высокой  проницаемости  на  глубине  более  700  м.

Преимущества  технологии:  сравнительно  невысокие  затраты;  простота  процесса  извлечения  газа  (происходит  автоматически  при  создании  перепада  давления);  возможность  относительно  быстрой  добычи  больших  объемов.  Ограничения  технологии:  при  низких  температурах  высвобождающаяся  в  ходе  разгерметизации  вода  может  замерзнуть  и  закупорить  оборудование.

Нагревание.

Технология  нагревания  разделяется  на  следующие  подвиды:

·       Нагревание  с  помощью  впрыскивания  теплоносителя.  Наиболее  часто  используемый  теплоноситель  —  вода.  Эффективность  технологии  повышается  при  подведении  нагретой  воды  в  замкнутом  цикле  по  специальным  трубам.  При  этом  открытое  впрыскивание  воды  или  пара  эффективно  лишь  в  пластах  газогидрата  толщиной  от  15  м.  В  противном  случае  потери  тепла  при  открытом  впрыскивании  теплоносителя  оказываются  чрезмерно  большими.

·       Метод  циркуляции  горячей  воды.  Применен  при  5-дневной  пробной  добыче  газа  на  канадском  месторождении  Маллик  в  2002  году.  В  ходе  эксперимента  в  скважину  глубиной  1  100  м  закачивалась  вода  температурой  80ºC.  При  достижении  водой  нижней  точки  скважины  температура  воды  составляла  50ºC.  В  результате  применения  технологии  было  добыто  470  куб.  м  метана.

·       Метод  разложения  газовых  гидратов  с  использованием  пара  или  другого  нагретого  газа  или  жидкости.  Метод  основан  на  использовании  устройства,  помещаемого  рядом  с  газовым  гидратом  или  внутри  его,  позволяющего  нагревать  газовый  гидрат  газом  или  жидкостью  (предпочтительно  паром).  Газовый  гидрат  может  быть  подвергнут  нагреву  непосредственно  газом  или  жидкостью  или  косвенно  через  теплопроводящую  катушку  или  канал.

·       Прямое  нагревание  с  использованием  электричества.  Метод  применяется  при  добыче  тяжелой  нефти.  При  разработке  газогидратов  электроды  вводятся  в  верхнюю  и  нижнюю  части  пласта  и  через  пласт  пропускается  переменный  ток.  Также  применяется  микроволновое  нагревание  пласта  с  помощью  подведения  к  нему  микроволнового  излучателя,  который  может  перемещаться  вдоль  всей  глубины  пласта.

Преимущества  технологии:  простота  и  отсутствие  сложной  техники.  Ограничения  технологии:  высокие  затраты  энергии  на  нагревание  и  подведение  теплоносителя  к  пласту;  невозможность  добычи  из  пластов  глубокого  залегания;  относительно  медленное  и  ограниченное  по  объемам  разделение  гидрата  метана  на  газ  и  воду;  необходимость  постоянного  увеличения  объемов  подводимой  тепловой  энергии  (так  как  при  разложении  газогидрата  на  газ  и  воду  происходит  постоянное  ее  поглощение);  требование  повышенных  мер  контроля  при  добыче  газа  из  пластов  в  зоне  вечной  мерзлоты  (для  минимизации  таяния  вечной  мерзлоты  за  пределами  разрабатываемых  участков  во  избежание  экологических  последствий).

Введение  ингибитора.

Введение  ингибитора  рассматривается  как  способ  нарушения  фазового  равновесия  газогидрата  и  понижения  его  температуры.  В  качестве  ингибиторов  могут  выступать  органические  (например,  этанол,  метанол,  гликоль)  или  соляные  растворы  (например,  морская  вода).  Лабораторные  опыты  показали,  что  распад  газогидрата  зависит  от  концентрации,  объемов,  температуры  и  площади  проникновения  ингибитора.  При  этом  доказано,  что  объем  распадающегося  газогидрата  является  функцией  от  объема  вводимого  ингибитора.

Существует  несколько  разновидностей  данной  технологии:

·       Подача  горячих  пересыщенных  растворов  хлорида  или  бромида  кальция  или  их  смеси  под  давлением  вниз  по  скважине.  При  этом  вода  газового  гидрата  абсорбируется  солями  с  выделением  тепла.

·       Подача  в  зону  залегания  газовых  гидратов  относительно  теплой  морской  воды  или  воды,  взятой  с  уровня  выше  уровня  залегания  газовых  гидратов.  Подача  осуществляется  через  аппарат,  обеспечивающий  контакт  с  газовым  гидратом,  что  приводит  к  разложению  гидрата.  Затем  жидкость  переносится  в  другую  часть  аппарата,  неся  захваченные  пары  углеводородов  в  виде  пузырей,  которые  могут  быть  легко  отделены  от  жидкости.  После  короткой  процедуры  запуска  процесс  и  аппаратура  работают  в  самоподдерживающем  режиме.

·       Сочетание  стадий:  (1)  экзотермическая  химическая  реакция  жидкой  кислоты  и  жидкой  щелочи,  в  результате  которой  образуется  горячий  солевой  раствор;  (2)  контакт  газового  гидрата  с  горячим  солевым  раствором  и  разложение  по  крайней  мере  части  газового  гидрата;  (3)  подъем  водно-газовой  смеси  из  скважины;  (4)  отделение  природного  газа  от  солевого  раствора.

Преимущества  технологии:  возможность  контроля  над  объемами  добычи  газа  за  счет  объемов  введения  ингибитора;  предотвращение  замерзания  воды,  образования  гидратов  и  закупорки  оборудования  скважины.  Ограничения  технологии:  высокая  стоимость;  медленное  протекание  химической  реакции  ингибитора  с  газогидратом;  экологическая  опасность,  которую  представляют  собой  ингибиторы  (исключая  растворы  солей)  [2].

В  заключении  хотелось  бы  отметить,  что  ввиду  отсутствия  большого  наработанного  опыта  разработки  газогидратов  известно  о  единичных  случаях  применения  той  или  иной  технологии.  Тем  не  менее  наблюдается  определенный  технологический  тренд  в  сторону  технологий  разгерметизации.  Об  этом  свидетельствует  переход  от  нагревания  к  разгерметизации  в  ходе  пробных  бурений  на  канадском  месторождении  Маллик,  а  также  применение  разгерметизации  при  пробной  разработке  запасов  шельфа  Японии  в  2012—2013  годах.  В  пользу  разгерметизации  говорит  более  высокая  эффективность  технологии:  при  проведении  пробной  добычи  метана  на  месторождении  Маллик  по  технологии  разгерметизации  за  5,5  дней  было  добыто  13  000  куб.  м  газа,  что  существенно  превышает  показатели  добычи  на  этом  же  месторождении  по  технологии  нагревания  —  470  куб.  м  газа  за  5  дней.

Список  литературы:

1. Гриценко  А.И.,  Истомин  В.А.  Сбор  и  промысловая  переработка  газов  на  северных  месторождениях  России  /  М.:  «Недра»,  1999.
2. Мельгунов  М.С.,  Фенелонов  В.Б.,  Пармон  В.Н.  Патент  Российской  Федерации  на  способ  добычи  природного  газа  из  газовых  гидратов.  Номер  патента:  2169834.  Заявитель:  Институт  катализа  им.  Г.К.  Борескова  СО  РАН,  2001.
3.  Софийский  И.Ю.,  Пухлий  В.А.,  Мирошниченко  С.Т.  Газовые  гидраты  и  энергосберегающие  технологии  //  Сборник  научных  трудов  СНУЯЭиП,  Выпуск  1(37),  2011.  —  С.  169—177.
4. Thakur  N.K.,  Sanjeev  R.  Exploration  of  Gas  Hydrates:  Geophysical  Techniques  /  Springer,  2013.
5. Resources  to  Reserves  2013  —  Oil,  Gas  and  Coal  Technologies  for  the  Energy  Markets  of  the  Future  /  IEA,  2013.