Сланцевая революция, начавшись в Америке, продолжает свое победное шествие по миру. После освоения технологии добычи газа, основным противником которой был российский «Газпром» с его мотивами ревности и зависти, началась успешная добыча сланцевой нефти. Все большее число рядовых читателей интересуется, что скрывается за этим термином — «сланцевая революция», какая под ней лежит техническая основа. В нашей статье мы попытаемся рассказать об этом, ограничиваясь для начала вопросами добычи сланцевого газа.
1. О месторождениях природного газа
Природный газ — комбинация углеводородных газов, состоящих, в основном, из метана (СН4) и, меньшего содержания — бутана, этана, пропана. Это бесцветный газ, не имеющий запаха и выделяющий при сгорании большое количество энергии.
Месторождения природного газа могут классифицироваться, как традиционные или нетрадиционные, по следующим признакам:
— традиционные резервуары. Газ содержится в пористом пространстве песков (песчаников) и карбонатов (известняков и доломитов). Связанность их пор в общую систему создает проницаемость месторождения, которая позволяет газу течь к скважине;
— нетрадиционные резервуары. Газ содержится в формациях с низкой проницаемостью: плотных песчаниках, угольных пластах, сланцевых слоях. Для стимуляции передвижения газа обычно необходимо создать дополнительную проницаемость этих формаций их гидрорасчленением.
Типичные сланцевые формации имеют мощность от десятков до сотен метров (а иногда — несколько километров) и простираются на большие расстояния. Сланцевый газ рассредоточивается в них чаще, чем собирается в ограниченных зонах. Бассейны сланцев содержат от сотен до тысяч миллионов кубометров газа и распространяются на сотни и тысячи квадратных километров (рис.1).
Однако, сланцы имеют очень низкую проницаемость для газа. Пространство пор в сланце, через которые газ поступает в скважину, в 1000 раз меньше, чем в песчаниках традиционных резервуаров. Трещины, соединяющие поры (горловины пор) также очень малы, превышая размер молекулы метана всего в 20 раз.
Из-за низкой проницаемости сланцев поток газа через вертикальные скважины невелик. Эта проблема частично устраняется бурением горизонтальных скважин на расстояние до 3 км. Их направление определяется системами естественных трещин. Увеличение проницаемости сланцев достигается их расчленением, что увеличивает естественные трещины и создает новые системы трещиноватости. Применяемые для этого жидкости и газы (вода, углекислый газ, азот, пропан) закачиваются в скважину до тех пор, пока их давление не превосходит прочности породного массива. Расчленяющая жидкость (или газ) служит также, как транспортирующее средство доставки расклинивающего агента (песка или керамических гранул), который проникает в сланцевую формацию и помогает удерживать трещины после ухода расчленяющей жидкости и снятия давления.
Рис.1. Источники природного газа. https://need-media.smugmug.com/Graphics/Graphics/i-h4sxpLr сoal bed methane-метан угольного пласта, conventional associated gas-традиционное месторождение газа, связанного с нефтью, оil-нефть, seal-непроницаемый слой, conventional non-associated gas-традиционное месторождение газа, несвязанного с нефтью, sandstone-песчаник, tight sand gas-газ плотных песчаников, gas-rich shale- газовый сланец
2. Основные технологии добычи сланцевого газа
При добыче сланцевого газа применяются следующие ключевые технологии (рис.2):
— горизонтальное бурение скважин;
— изменение траектории скважины;
— гидрорасчленение газоносных пород.
Бурение скважин. Глубина вертикальной части скважины зависит от геологических условий месторождения. В скважине устанавливаются обсадные трубы, изолирующие ее от подземных вод, слабых зон, пересекаемых угольных пластов. Так, в бассейне Марселе в верхней части скважины до глубины 15 м устанавливается направляющая труба диаметром 61 см. Затем через нее пропускается труба диаметром 51 см, затрубное пространство которой цементируется до поверхности. Через эту трубу проходит еще одна обсадка диаметром 34 см, у которой также до поверхности цементируется затрубное пространство. Наконец, до конца вертикальной части скважины на глубине от 1500 м до более 2700 м и, при переходе в горизонтальную часть длиной от 900 м до более 3000 м, в скважине устанавливается труба диаметром 14 см (рис.3).
В зависимости от условий месторождения такой переход от вертикали к горизонтали происходит при коротком, среднем или большом радиусе поворота скважины (рис.4).
К 2018 году в США пробурено более 1700 тыс. горизонтальных скважин, из них действует около 600 тысяч.
Рис.2 . Сравнение горизонтальных и вертикальных скважин. https://www.asme.org/engineering-topics/articles/energy/new-… horizontal versus vertical fracture stimulation-стимуляция трещиноватости при вертикальных и горизонтальных скважинах
По назначению горизонтальные скважины разделяются на три основных категории. К первой относятся те, целью которых является освоение участков месторождения, недоступных вертикальным скважинам. При неблагоприятной топографии поверхности (застроенности, холмистости, наличии водоемов) геологических особенностях района (тектонические нарушения, слоистые горные породы) применение такого вида бурения является единственно возможным решением (рис.5).
Рис.3. Конструкция скважины для добычи сланцевого газа. https://www.raeng.org.uk/publications/reports/shale-gas-extraction-in-the-uk сonductor casing-направляющая обсадная колонна, aquifer-водоносный слой, cement-цемент, surface casing-вторая обсадная колонна, salt water zone- засоленная водоносная зона, intermediate casing-промежуточная обсадная колонна, production casing-продуктивная обсадная колонна, production zone- продуктивная зона
Ко второй категории относятся горизонтальные скважины, предназначенные для доступа к участкам месторождения, весьма удаленным по горизонтали от места установки бурового станка. Эта технология применяется, в частности, для месторождений, находящихся под морским дном, когда особенно важным является уменьшение числа буровых морских платформ, или под застроенными городскими территориями, на которых установка буровых станков невозможна (рис.6).
Рис.4. Радиусы поворота скважины для добычи газа. https://www.slideshare.net/narendrakumard/directional-drilling-46444210 слева направо: длинный радиус 20-60/30 м, радиус 90-300 м; средний радиус 60-600/30м, радиус 210-380 м; короткий радиус 1,50-30/0,3 м, радиус 12-6
Третья категория включает скважины, конструкция которых зависит от геометрических особенностей газового месторождения. Например, в естественном резервуаре, имеющем малую мощность по вертикали, но значительную протяженность, горизонтальная скважина будет иметь контакт с большей частью месторождения, чем вертикальная (рис.7).
Горизонтальными считаются скважины, отклонившиеся более, чем на 750 от вертикали. Они часто отходят от горизонтали для того, чтобы достичь нужной глубины в заданной геологической формации. Эти скважины имеют характерную L- образную форму с горизонтальным участком, расположенном, в нефте- или газонесущем слое пород.
Скважины могут быть одиночными или разветвленными (рис.8).
Рис.5. Схема горизонтальной скважины первой категории. https://geology.com/articles/horizontal-drilling/
Рис.6. Схема горизонтальной скважины второй категории. https://rigzonenews.wordpress.com/2015/02/25/horizontal-drilling 1000 ft.-305 м, 7000 ft.-2130 м, seal-непроницаемый слой, conventional gas reservoir-резервуар традиционного газа, sandstone-песчаник, gas bearing formation-сланцевая газовая формация
Рис.7. Схема горизонтальной скважины третьей категории. https://slideplayer.com/slide/3431317/ shale or tight sand-сланец или плотный песок, gas-газ, water-вода
Рис.8. Виды скважин направленного бурения. http://www.oilandgasbmps.org/docs/GEN161-DirectionalDrilling_BCA.pdf слева-единичные скважины, справа-разветвленные скважины horizontal from slant-hole-горизонтальная скважина из наклонной части, slant-hole-, short-radius-короткой радиус, medium-radius-средний радиус, S-Turn-S-образная скважина, long-radius-длинный радиус, horizontal wells-горизонтальные части скважины, sidetracking from vertical well-ответвления от вертикальной скважины, stacked laterals-параллельные ответвления, opposing laterals-противоположные ответвления.
Последние представляют собой два или более горизонтальных ответвления от единственной вертикальной скважины, что позволяет вскрыть месторождение газа или нефти с максимальной эффективностью.
Из-за ограниченности запасов газа в отдельных сланцевых слоях важное значение имеет технология изменения траектории скважины. В ранних образцах применения такой технологии изменение траектории скважины достигалось установкой в ней отклоняющего клина. Лицевая сторона клина ориентировалась в заданном направлении наклона скважины. Затем фрезой буровой колонны прорезалось окно в стенке скважины (рис.9).
В мягких или несвязанных формациях пород на глубине до 2400 м широко применялось гидравлическое бурение скважин без вращения буровой колонны. Направление скважины изменялось подачей высоконапорной воды к буровому долоту, одно из сопел которого имело больший диаметр и, значит, большую производительность, чем два других (рис.10).
Рис.9. Один из вариантов создания ответвления скважины. https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ors98/win98/key.pdf step 1, 2,3-шаги, run multilateral packer on starter mill assembly-запуск забурочного фрезера, set packer, shear starter mill-сдвиг забурочного фрезера, begin milling window-начало фрезерования окна, complete milling of window-завершение фрезерования окна
В настоящее время для изменения траектории скважины применяются так называемые роторные системы, при которых на буровой колонне над долотом устанавливается специальное устройство, состоящее из сенсорных электронных и гидравлических устройств, а также распорных пластин, прижимаемых к стенкам скважины. Принцип их работы аналогичен способу изменения направления туннеля при его проходке буровой туннельной машиной (рис.11), по иллюстрации которого проще понять технологию такого изменения.
Рис.10. Конструкция и работа струйного долота при изменении направления скважины. https://www.netwasgroup.us/services-2/jetting.html https://slideplayer.com/slide/12246621/ TFA (Total Flow Area) — суммарная площадь форсунок.
Рис.11. Изменение направления туннеля. https://www.nap.edu/read/2349/chapter/8 tunnel centerline-осевая линия, cutting head-режущая головка, forward guide-передовая направляющая, rear gripper- задняя распорная пластина, tunnel walls-стены туннеля
Другой новой технологией, перспективной для газовых скважин, является применение гибких труб, наматываемых на барабан и в ходе бурения опускаемых в скважину (coil tubing drilling). Их важным преимуществом служит сокращение продолжительности бурения, поскольку для таких труб не нужны рассоединения и новые соединения буровой колонны. Буровое оборудование имеет небольшие габариты и вес, а площадка требует меньших размеров и подготовительных работ (рис.12).
Рис.12. Гибкие трубы, опускаемые в скважину. http://www.savannaenergy.com/services/drilling/hybrid
Гидрорасчленение сланцевых слоев. Ключевой технологией добычи сланцевого газа служит гидравлическое расчленение газоносных слоев, которое создает дополнительную проницаемость продуктивной формации, позволяя таким образом газу с меньшим сопротивлением течь к скважине. Площадка для работ по гидрорасчленению сланцев показана на рис.13.
Процесс гидрорасчленения включает закачивание расчленяющей жидкости в формацию со скоростью и давлением, достаточными для создания в ней трещин и разрывов. Используемые при этом жидкости состоят из воды (90% общего объема) с примесью добавок (0,5%) помогающих ей переносить песчаный (керамический) заполнитель, расклинивающий трещины (9,5%). Песок удерживает трещину после окончания закачивания жидкости. Результаты трещинообразования, зависят от геологических характеристик сланцев и параметров гидрорасчленения (рис.14).
Для дизайна гидрорасчленения используются технологии компьютерного моделирования, картирование макросейсмических трещин, мониторинг процесса. Программы моделирования позволяют геологам и инженерам разработать параметры гидрорасчленения и оценить высоту, длину и ориентацию потенциального развития трещин, а также правильно разместить скважины с максимальной эффективностью, не позволяя трещинам распространяться за пределы обрабатываемой площади. Неверно выбранные параметры приводят к напрасному расходу материалов, времени и средств. В некоторых случаях трещинообразование вне разрабатываемой формации может привести к потере скважины и соответствующих запасов газа. Такая проблема встает, например, при разработке бассейна Барнетт, Техас, США, где известняки, подстилающие сланцы, уязвимы к воздействию значительных объемов воды, используемых при гидрорасчленении.
Рис.13. Площадка для работ по гидрорасчленению сланцев, расположенная в лесном массиве штата Пенсильвания. https://na.unep.net/geas/getUNEPPageWithArticleIDScript.php?article_id=93
Гидрорасчленение сланца в горизонтальной части скважины, выполняется стадиями, поскольку при ее большой длине невозможно поддерживать достаточно высокое давление (более 70 МПа) и обеспечивать подачу объема воды (более 15 м3/мин), необходимого для создания одномоментного события гидрорасчленения. В работе, как правило, заняты до двадцати насосов, установленных на грузовиках.
В зависимости от условий бассейна могут варьироваться число стадий, объемы воды, специфические добавки к ней и концентрация расклинивающего заполнителя. Типичная горизонтальная скважина на сланцевый газ требует от 10 до 40 тыс.м3 воды. Многостадийное гидравлическое расчленение сланцев создает в нем тонкие вертикальные трещины, распространяющиеся вертикально на расстояние от 100 до 200 м.
Гидрорасчленение сланцев начинается с закачивания кислотного раствора, помогающего очистить массив сланцев, примыкающий к скважине, поры и их горловины, которые во время бурения могут быть закупорены мелочью или цементом обсадки скважины.
Для того, чтобы открыть скважину в сланцевую формацию, необходимо перфорировать разделяющий их цементный слой и обсадную трубу. Для этого могут быть использованы разные технологии, наиболее распространенный метод — перфорирующий «пистолет», где в планируемом и управляемом процессе взрыва используется небольшой объем взрывчатки.
Число таких стадий обычно составляет от 10 до 20. Стадии гидрорасчленения на отдельных изолированных участках горизонтальной части скважины выполняются последовательно, начиная с дальнего конца скважины и перемещаясь к ее входу в газоносную формацию (рис.15). Такая технология позволяет уменьшить общий расход воды на добычу газа. Например, для бассейна Марселлес, штат Нью Йорк расход воды на стадийное гидрорасчленение скважины составляет 2060 м3, тогда как одномоментное гидрорасчленение потребовало бы 8000 м3. Работы по гидрорасчленению производятся бригадой в составе 80-100 человек и на одной скважине занимают 5 дней. Расстановка оборудования для этих работ показана на рис.16.
Затем скважина и вскрытая ею формация заполняются раствором, снижающим трение расчленяющей жидкости уменьшением ее поверхностного натяжения. Раствор облегчает движение потока и размещение расклинивающего материала в сети трещин (общим весом более 200 т), а также позволяет воде после завершения гидрорасчленения свободно вытекать даже из малых образовавшихся или естественных трещин для последующей откачки на поверхность и повторного использования.
В состав расчленяющей жидкости обычно входят от 3 до 12 химикалий, набор которых определяется характеристиками сланцевой формации и воды. Каждый компонент выполняет специфические задачи, однако, кроме агентов, снижающих трение, в этот состав обычно входят:
— биоциды, предотвращающие рост микроорганизмов и уменьшающие биозагрязнение трещин;
— «ловушки» кислорода и другие стабилизаторы, предотвращающие коррозию металлических труб;
— соляная кислота, которая используется для устранения загрязнений в сланцевой формации, вызванные промывочной жидкостью и снижающие производительность скважины.
Работы завершаются промывкой скважины и оборудования водой с объемом достаточным для удаления излишков песка.
Источником воды для проведения этих операций служат наземные водоемы, такие как реки и озера, подземные резервуары, а также очищенные и повторно используемые буровые жидкости. Несмотря на то, что необходимые объемы воды сравнительно велики, они составляют лишь небольшой процент в общем использовании водных ресурсов на территории бассейна сланцевого газа — примерно 0,1% до 0,8%. Но следует иметь ввиду, что эти сравнительно небольшие объемы воды расходуются за короткие промежутки времени. Такие краткосрочные заборы воды из естественных водоемов могут воздействовать на жизнь рыб и других водных обитателей, режим муниципального водоснабжения, работу электростанций и т.д.
Рис.14. Схема гидрорасчленения сланцевой формации Марселлес. http://www.frackfreesomerset.org/what-is-fracking/ water trucked & pumped-транспортировка и закачивание воды, dirty water & gas-обратный поток и газ, gas to market-газ на рынок, water table-уровень воды, well-скважина, gas flow-поток газа, shale-сланец, sand & chemicals-песок и химикалии, water aquifer-водоносный горизонт, Marsellus shale formation- сланцевая формация Марселлес, hydrofracturing-гидрорасчленение.
На Видео 1 показано горизонтальное бурение и гидрорасчленение сланцевых слоев.
https://www.youtube.com watch?v=O0kmskvJFt0
Рис.15. Схема многостадийного гидрорасчленения. http://carbonwaters.org/wp-content/uploads/2010/09/Hydraulic-Fracturing-… 5000-12000 ft depth-глубина 1500-3700 м, monitoring well-скважина мониторинга, seismometer array-комплекс сейсмографов, microseismic events-микросейсмические события, producing zone 300-500 ft-продуктивная зона 90-150 м, producing well-продуктивная скважина, hydraulic fractures-гидротрещины, lateral extent from wellbore 1000-1500 ft-удаленные от скважины события 300-450 м
Рис.16. Наземный комплекс оборудования для гидрорасчленения сланца. http://www.trioequiprentals.com/wp-content/uploads/2012/10/frac.jpg
3. Экологические риски добычи сланцевого газа
Радиоактивная опасность. Некоторые грунты и геологические формации содержат небольшое количество естественного радиоактивного материала, создающего часть так называемого фонового излучения. Другими источниками такой радиации служат внешнее (по отношению к Земле) пространство, собственное человеческое тело и предметы окружающей обстановки (например, гранитные столешницы). Радиационный фон создается также медицинским оборудованием и промышленным производством.
Радиоактивное излучение при добыче сланцевого газа вызывается наличием в породах малых объемов урана и тория, которые вместе с продуктами их распада выносятся на поверхность в составе буровой мелочи и промывочной жидкости.
Принципиальная проблема природной радиоактивности при добыче нефти и газа заключается в том, что с течением времени она сосредотачивается в производственном оборудовании или в виде шлама и осадков внутри емкостей, контактирует с водой геологических формаций. Исследования показывают, что при этом риск облучения персонала незначителен и, тем более, не представляет опасности для населения.
Качество воздуха. При добыче сланцевого газа потенциальные источники загрязнения воздуха варьируются в зависимости от стадии буровых операций. На ранних стадиях эмиссия загрязнений может идти от дизельных или бензиновых двигателей, служащих приводами буровых инструментов и насосов гидрорасчленения. Дополнительное загрязнение происходит от сотен цистерн, поставляющих воду к буровой площадке, и сотен, увозящих загрязненную воду обратного потока. К этим источникам добавляются испарение химикалий с поверхности прудов-отстойников, выбросы газа в атмосферу и отходов его факельного сжигания.
После завершения бурения и гидрорасчленения начинается продуктивная работа скважин и возникают постоянные источники загрязнения воздуха — утечки из компрессоров, емкостей конденсата, соединений труб, неконтролируемые выбросы газа из скважины. При добыче газа происходят также кратковременные и случайные утечки из оборудования, причины которых — изношенность, коррозия, неправильный монтаж, неудовлетворительное обслуживание.
Снижение загрязнения воздуха достигается следующими решениями:
— использованием нового пневматического оборудования с малыми утечками, что снижает эмиссию добываемого газа почти на 90%;
— применением оборудования улавливания утечек газа;
— заменой двигателей внутреннего сгорания электрическими;
— активной инспекцией поддержания оборудования в нормативном режиме.
Загрязнение подземного пространства. Один из экологических рисков гидрорасчленения сланцев — возможность распространения трещиноватости вне газоносной формации к подземным водоносным слоям (рис.17). Это позволяет выделяющемуся метану и расчленяющей жидкости достичь подземных водоемов пресной воды. Но часто эти водоемы и газонесущие сланцы разделены сотнями и даже тысячами метров (например, в США).
Значительно больший риск загрязнения подземных вод представляет разрушение цемента между породным массивом, в котором пробурена скважина, и ее обсадными трубами или дефекты этих труб. Если кольцевой зазор между обсадной трубой и стенками скважины герметизирован неправильно, сланцевый газ, расчленяющая жидкость и природная вода геологических формаций соединяются вне скважины.
В штате Огайо, США в 2007 году скважина глубиной 1200 м была неправильно загерметизирована цементом, что позволило воде из сланцевого слоя подняться через кольцевой зазор вокруг обсадной трубы к подземному источнику питьевой воды. В конце концов сланцевый газ попал в подвал жилого дома и взорвался.
Неконтролируемый выброс газа из скважины. Бурение скважин в высоко напряженных зонах месторождения углеводородов и нагнетание в этих условиях расчленяющей жидкости, также находящейся под давлением, связано с риском их неконтролируемого выброса из скважины. Предотвращение выбросов осуществляется специальным устройством — превентором, конструкция которого определяется условиями скважины (рис.18). Однако, его неадекватно выбранные параметры могут привести к аварии. Так, в штате Пенсильвания, США неконтролируемый выброс случился из-за конструкции превентора, не соответствующей фактическим природным условиям. В штате Западная Вирджиния буровики встретили неожиданный «карман» метана закрытой угольной шахты на глубине около 300 метров, когда превентор на скважине еще не был установлен.
Сейсмические риски. Опыт добычи сланцевого газа показал, что во время бурения скважин и гидрорасчленения сланцевых слоев возникают сейсмические события — низкомагнитудные землетрясения (менее 1,6 по шкале Рихтера) (рис.19). На рис.20 показаны события в скважинах бассейна Барнетт, Техас, возникшие в результате осуществления 11 стадий гидорасчленения. Здесь мощность сланцев составляет около 100 м и он залегает на глубине около 1700-1800 м. Горизонтальная часть скважины имеет длину 1160 м.
Мониторинг определил микросейсмическую активность в полной мощности сланцев на расстоянии 45 м над и 60 м под скважиной, а также на длине 150-210 м средней стадии гидрорасчленения. Такие параметры предотвратили распространение трещин в известняк, подстилающий слой сланцев и содержащий сильно засоленный водоем, который мог бы загрязнить добываемый газ.
Рис.17. Риски загрязнения подземного пространства при добыче сланцевого газа. https://na.unep.net/geas/getUNEPPageWithArticleIDScript.php?article_id=93 1-эмиссия газа, 2-площадка скважины, 3-риск взрыва (в скважине, трубах), 4-риск утечек из скважины в подземный водоем, 5-риск утечек из пруда-отстойника гидрорасчленяющей жидкости, 6-риск утечек продуктивной воды и обратного потока в подземный водоем, 7-то же, что и пункт 6, но утечки в наземные водоемы, 8-риск миграции химикалий гидрорасчленяющей жидкости, 9-влияние продуктивной утечки продуктивной воды на урожай.
Рис.18. Превентор и газопроводная сеть на площадке скважины добычи сланцевого газа. http://www.rff.org/research/subtopics/shale-gas
Известны случаи гидрорасчленения сланцев (например, в Канаде), вызвавшие землетрясения с магнитудой более 3, но они, вероятно, были вызваны близостью неизвестных геологических нарушений.
Загрязнение подземных водоемов. Расчленяющая вода содержит химические добавки, способствующие ее движению и переносу заполнителя трещин. Поэтому обратный поток этой воды (примерно 30-70% инъектированной жидкости) необходимо либо очистить перед сбросом, либо сбросить в установленном безопасном порядке. Она через скважину возвращается на поверхность. Этот поток может содержать высокие концентрации солей, природных радиоактивных материалов, таких загрязнителей, как мышьяк, бензол, ртуть, и должен быть очищен.
В большинстве сланцевых бассейнов США этот отработанный поток сбрасывается в естественные подземные соляные или известняковые резервуары. Вместо этого он может очищаться на местных буровых площадках (с повторным использованием в технологическом цикле) или на муниципальных (коммерческих) станциях с последующим сбросом в реки и ручьи.
Очищенная вода может использоваться не только для повторного гидрорасчленения сланцев, но и для ирригационных целей, а в некоторых случаях даже, как питьевая вода.
Воздействие шума. Основными источниками шума на буровых площадках служат:
— воздушные компрессоры. Они обычно приводятся в действие дизельными двигателями и генерируют высшую степень шума во время буровых операций;
— подготовка и очистка труб. Эти операции проводятся при наращивании буровой колонны в скважине. Когда трубы перед установкой поднимаются над устьем скважины, рабочие ударами снаружи пытаются удалить из них обломки, оставшиеся внутри труб от предыдущего бурения;
— подъемные операции. Они выполняются при перемещении буровых и обсадных труб в скважину и из нее. Эти операции не являются постоянными. Их продолжительность зависит от глубины скважины и создаваемый шум незначителен;
— шум, издаваемый вспомогательным и транспортным оборудованием. Этот шум обычен для любой промышленной площадки, но его воздействие скоротечно, а уровень шума не превышает шума компрессоров;
Площадки множественного бурения имеют такой же уровень шума, как и единичного бурения, но его продолжительность больше, чем при одной скважине. Существующие нормативы требуют, чтобы множественное бурение продолжалось не более 3 лет.
Воздействие шума на ближайших реципиентов, например, собственника земли, который согласился с неудобствами, связанными с бурением скважины, снижается как использованием существующей топографии местности, так и специальными мероприятиями — применением шумопоглощающих материалов для временных зданий, сооружением звуковых барьеров (рис.21).
Рис.19. Микросейсмические события, вызванные гидрорасчленением сланцевой формации. https://eos.org/research-spotlights/more-earthquakes-may-be-the-result-of-… hydraulic fracturing-гидрорасчленение, wastewater disposal-сбор сточных вод
4. Добыча сланцевого газа в США
Первая скважина в сланцевую формацию США была пробурена в 1821 году в штате Нью-Йорк. Газ использовался для освещения жилья. В1920-х годах был получен газ из сланцев в штате Кентукки. В 1930-х годах газ добывался из сланцев в штате Мичиган. Однако, широкое его распространение началось только в 1980-х годах.
Рис.20. Микросейсмические события при гидрорасчленении сланцевого слоя. http://carbonwaters.org/wp-content/uploads/2010/09/Hydraulic-Fracturing-Paper-World-… A-вид на скважину сбоку, В-вид по оси скважины (Каждая точка на рис.А, В обозначает микросейсмическое событие, возникающее при гидрорасчленении сланца. Стадии расчленения показаны разными цветами). С-распределение магнитуд микросейсмических событий horizontal distance (feet)-расстояние по горизонтали в футах (1 фут=0,3048), wellbore axis-ось скважины, Marble Falls limestone-известняк, Duffer shale-сланец, Ellenberger limestone-известняк, depth below surface-глубина, cumulative number of microseismic events- кумулятивное (накопительное) число сейсмических событий
Решающим словом для развития добычи сланцевого газа стала комбинация бурения горизонтальных скважин и гидрорасчленения сланцев. До применения этой технологии ресурсы сланцевого газа серьезно не рассматривались, поскольку его добыча не считалась экономически приемлемой из-за низкой природной проницаемости сланцев.
Рис.21. Акустический барьер для бурового оборудования. https://www.ep-scotland.org.uk/wp-content/uploads/2014/05/7
К началу 2018 года общая добыча сланцевого газа в США составила примерно 1432 млн. м3/сут. Наиболее продуктивными сланцевыми бассейнами стали Марселлес, штаты Нью-Йорк, Пенсильвания, Делавар, Нью-Джерси — 368 млн. м3/сут, Игл Форд — юг штата Техас — 170 млн. м3/сут, Пермиан — запад штата Техас — 142 млн. м3/сут, Ниобрара, штаты Южная Дакота, Колорадо, Небраска, Вайоминг — 130 млн. м3/сут, Барнетт, штат Техас — 127 млн. м3/сут. В этих же бассейнах по технологии, подобной добыче газа, производится добыча сланцевой нефти. Месторождения сланцевого газа различаются спецификой освоения и имеют конкретные особенности разработки и эксплуатационные проблемы: расположение в городских или сельских районах, глубина и притоки воды, экологические проблемы размещения отходов бурения и гидрорасчленения (рис.22).
Развитие добычи нефти и газа, в том числе сланцевого, регулируется комплексом федеральных, штатных и местных законов, которые определяют каждый аспект разведки и добычи. Агентство США по защите окружающей среды разрабатывает большинство стандартов, хотя работы на землях федеральной собственности регулируются преимущественно Бюро по земельному управлению, которое входит в Департамент внутренних дел и Службой леса, входящей в Департамент сельского хозяйства. Кроме того, каждый штат, где добываются нефть и газ, имеет одно (или более) собственное регулирующее агентство.
Добыча сланцевого газа включает в себя бурение разведочных и продуктивных скважин, строительство (монтаж) установок очистки газа и трубопроводов для его передачи потребителю, комплекса подачи воды, ее очистки и сброса, объектов инфраструктуры.
Возникающие в ходе этих работ технические и экологические проблемы не являются единственной заботой менеджмента компании: значительных усилий требует также оптимизация взаимоотношений с собственниками земли, на которой проводятся работы и недр под нею.
Доступ к конкретному газовому полю регламентируется договорами об аренде земли и недр. Собственность на землю не означает автоматически права собственности на минералы, залегающие под поверхностью этой земли. Если один участник переговоров владеет правами на землю, а другой — на недра, по действующему закону владелец земли не может помешать другому участнику использовать недра по своему усмотрению.
Тем не менее владельцы недвижимости должны проверить свои имущественные акты, чтобы определить, имеют ли они право собственности на добычу полезных ископаемых. Если такой акт не содержит этой информации, землевладельцу могут быть необходимы исторические исследования о предыдущих сделках с обсуждаемой собственностью. При актах с неопределенными правами на добычу полезных ископаемых эти права передаются землевладельцу.
Как результат, газовые компании должны вести переговоры с правообладателями. Договоры на аренду обычно включают либо предоплату за пользование собственностью, либо долевое участие правообладателя в результатах добычи газа, либо регулярные платежи правообладателю за пользование его собственностью. Хотя предоплата может иногда казаться чрезвычайно большой суммой, платежи получателя газа за пользование землей (или недрами) могут стать главным источником дохода правообладателя. Продолжительность производительной работы скважин может превысить 50 лет, а добыча газа — миллионы кубометров и тогда платежи за собственность (royalty) достигают со временем очень больших значений.
На рис.23 показаны скважины добычи сланцевого газа на общественных землях штата Вайоминг.
5. Хранение и транспортировка сжиженного газа
Хранить и доставлять природный (в том числе, сланцевый) газ, особенно отдаленным потребителям, в последние годы предпочитают в сжиженном виде, охлажденным до весьма низких температур (например, метан — до минус 1610С). Если технологические схемы добычи сланцевого газа примерно аналогичны для разных геологических условий, то средства хранения и транспортировки сжиженного газа варьируются в зависимости от местных условий, технических и экономических потребностей и возможностей.
В США для сжижения газа строятся установки, совмещенные с емкостями хранения среднего размера, которые позволяют сгладить пиковые энергетические нагрузки. Несколько таких установок построено в Европе. Одна из них расположена в Нивенхейме, Германия. Ее охлаждающая способность 2400 м3/час (при стандартных температуре 00С и давлении 100 кПа), возвращения в газообразное состояние (регазификации) 100 000 м3/час. Сжиженный газ хранится в контейнере с объемом 21500 м3. Подобная установка построена в Снурреварден, Норвегия (рис.24).
Рис.22. Месторождения сланцевого газа в США. https://fracfocus.org/hydraulic-fracturing-how-it-works/hydraulic-fracturing-process
Рис.23. Газовые скважины на общественных землях штата Вайоминг, США. https://www.skytruth.org/2011/04/fracking-safe-or-not/
До погрузки в танкер сжиженный газ хранится в контейнерах тонкостенных (так называемых мембранных) из нержавеющей стали или в сферических толстостенных из алюминия. Первые требуют металлического поддерживающего каркаса, вторые — самоподдерживающиеся. Небольшие (500-1000 м3) вертикальные и горизонтальные контейнеры показаны на рис.25. На рис.26 показан наземный танк емкостью 20 000 м3 сжиженного газа в Нинашаме, Швеция.
Рис.24. Установка сжижения газа небольшой мощности (20000 т/год) в Норвегии. https://www.dgc.dk/sites/default/files/filer/publikationer/R1204_lng_status_dk.pdf
В терминалах импорта сжиженного газа строятся либо заглубленные, либо наземные танки общей емкостью до 100 000-200 000 м3, равной полной будущей загрузке судна. Такой танк емкостью 180 000 м3 построен в Сингапуре. В Австралии на острове Куртис построен наземный танк емкостью около 190 000 м3 с диаметром 79 м и высотой 38 м. Здесь было применено инновационное решение, когда купол танка был сооружен на поверхности земли, окруженный уже построенными стенами, а затем поднят давлением воздуха, нагнетаемого тремя вентиляторами. Купол, изготовленный из никелевой стали весом 900 т, был поднят над танком примерно за три часа, а затем покрыт двумя слоями бетона (видео 2).
На видео 3 показана перегрузка сжиженного газа из автоцистерны в танкер в порту Роттердама. На видео 4 показаны средства транспортировки сжиженного газа (рекламный ролик компании Worthington Industries).
Рис.25. Небольшие (500-1000 м3) вертикальные и горизонтальные емкости сжиженного газа в Норвегии. https://www.dgc.dk/sites/default/files/filer/publikationer/R1204_lng_status
Рис.26. Хранилище сжиженного газа емкостью 20000 м3 в Швеции. https://www.dgc.dk/sites/default/files/filer/publikationer/R1204_lng_status_dk.pdf
На рис. 27 показана схема возможных вариантов загрузки танкера сжиженным газом,
на рис.28 — примеры танкеров для разных видов контейнеров сжиженного газа.
Видео 2. Подъем купола наземного танка на острова Куртис, Австралия.
https://www.youtube.com watch?v=p03zoDSecAo
Рис.27. Схема возможных вариантов загрузки сжиженного газа в танкер. https://www.dgc.dk/sites/default/files/filer/publikationer/R1204_lng_status_dk.pdf approach of bunker vessel-подход к танкеру транспортного судна, ship to ship bunkering-перегрузка сжиженного газа в танкер, LNG fuelled ship-танкер, approach of LNG truck-подход к танкеру автомобильной цистерны, truck to ship bunkering-перегрузка сжиженного газа в танкер из автомобильной цистерны, bunkering via pipeline-загрузка танкера через трубу, intermediate LNG storage tank-промежуточная емкость газа
Видео 3. Перегрузка сжиженного газа из автоцистерны в танкер.
https://www.youtube.com watch?v=4rmT7_40vfg
Видео 4. Средства транспортировки сжиженного газа.
https://www.youtube.com watch?v=7rq1GJ8zYQw
Рис.28. Танкеры сжиженного природного газа (Liquefied Natural Gas — LNG). http://www.netwavesystems.com/features-liquefied-natural-gas-lng-tankers/http://esi.nus.edu.sg/docs/default-source/doc/smallscale-lng—esi-roundtable.pdf?sfvrsn=2
(окончание следует)
Литература
Another step forward as projects raise roof on LNG tanks. The Observer. 26 Jun 2013
Flank, W. All About Fracking — A Review.
LNG — Status in Denmark. Technology and potential. May 2012.
Netwas Group Oil. Drilling Services. Jetting. 13 Nov 2017.
Overview of Shale Gas and Hydraulic Fracturing in Canada. National Collaborating Centre for Environmental Health. November 2014. Overview_shale_gas_hydraulic_fracturing_Canada_Nov_2014.pdf
Ship Shale Gas Information Platform. The Basics — Water Protection.
Tianshou, M. Overview on vertical and directional drilling technologies for the exploration and exploitation of deep petroleum resources.Geomechanics and Geophysics for Geo-Energy and Geo-Resources. December 2016, Volume 2, Issue 4.
Zhang, D. Environmental impacts of hydraulic fracturing in shale gas development in the United States. Petroleum Exploration and Development Volume 42, Issue 6, December 2015,
Zobac, M. Addressing the Environmental Risks from Shale Gas Development. Natural Gas and Sustainable Energy Initiative. July 2010.
10 Biggest Shale Plays In The US.
Кауфман, Л. Добыча сланцевого газа. Издательство «Донбасс», Донецк, 2011
По следам Дэйвида Хьюза за сланцевым газом США. AfterShock. Информационный центр.
Сидорова, Л. Сланцевый газ и сланцевая нефть. Получение и экономический ущерб. Екатеринбург, 2016.
Оригинал: http://7i.7iskusstv.com/y2019/nomer4/lkaufman/
