Вторник, 11.12.2018
Технический надзор оборудования
Статистика

Онлайн всего: 1
Гостей: 1
Пользователей: 0
Форма входа
Главная » 2018 » Сентябрь » 24 » Нефть, газ и спрос
16:00
Нефть, газ и спрос

Продолжаем оценки технически извлекаемых, начатые в статье

https://aftershock.news/?q=node/661927

Труднее всего оценить запасы природного газа. В 1956 году Хабберт вынужден был ограничиться грубой оценкой по порядку величины:

Так как происхождение нефти и природного газа связана с одними и теми же геологическими процессами, вероятно наиболее надёжный метод оценки запасов природного газа – из отношения кумулятивных объёмов газа и нефти в текущей добыче и подтверждённых запасах. Из-за недостаточной статистики, пока [до 1956 года] никто не делал оценок для мировых запасов газа, но про США известно, что в 1955 году добыча природного газа составила 10.1 триллионов кубических футов [286 млрд м³], а чёрной нефти без конденсата – 2.42 млрд баррелей [385 млн м³, или около 320 млн тонн]. В среднем на каждый баррель добытой нефти пришлось 4200 фт³ газа [740 м³ газа на м³ нефти или 890 м³/т].

Подтверждённые запасы газа и нефти в США на 1 января 1956 года получены от Американской ассоциации производителей газа (1956) и Американского института Нефти (1956) – соответственно 224 триллиона кубических футов газа и 30.0 млрд баррелей нефти. Это позволяет оценить отношение газа к нефти в структуре запасов как 7500 фт³/баррель [1320 м³/м³ или 1590 м³/т].

[…] таким образом, остаточные запасы природного газа в США могут быть оценены между 540 и 860 триллионами кубических футов [15.3 и 24.3 трлн м³]. Большее значение, вероятно, более надёжно, так как запасы представляют гораздо более надёжную статистическую выборку. Последнее значение близко к оценке Погью и Хилла из банка «Чейз-Манхэттен»(1956) – 750 трлн фт³, и оценке Пратта(1956) – 850 трлн фт³. [19], стр 18.

Посмотрим, как оценки Хабберта ложатся на график фактической добычи в США и прогнозные значения Д.Хьюза и Ж.Лагеррера. Программа Chapter 14\Graph_10_Laherrer_US_Gas.py

Как видим, оценка Хабберта и Пратта из далёкого 1956 года довольно близка к современной оценке запасов «традиционного» газа – 30 трлн м³ против 32.3 трлн м³. Конечно, кроме «традиционного» есть ещё и газ из ТрИЗ, он же «сланцевый». Хабберту не могло пройти в голову, что в погоне за «жидкостями» американские буровики будут добывать природный газ первичным гидроразрывом себе в убыток!

Заметим также, что в отчёте «ВР» 2018 года значения годовой добычи идут на 4% ниже, чем исторические значения. Это не случайно. В 2018 Бонды, Джеймсы Бонды, пошурудили в сейфах газовых компаний, и история газодобычи США внезапно поменялась. В 2009 году аналогичный трюк был проделан с историческими данными добычи газа в РФ1. Одновременно в отчёте «ВР» поменялся пересчётный коэффициент из газа в условные тонны нефти (toe). В 2017 году 1'000 кубометров газа соответствовала 0.90 toe, а в 2018 – всего 0.86. Ясное дело, лицензию на убийство правду имеют лишь самые продвинутые агенты; всё по рецепту Дж.Оруэлла: «Кто владеет настоящим, тот владеет прошлым. Кто владеет прошлым, тот владеет будущим… Война — это мир. Свобода — рабство. Незнание — сила».

Выдвигаю предположение, что креаклов и мерчандайзеров (они глубже статистики прошлого года редко смотрят) морально готовят к глобальному пику природного газа. Плавно. По одной стране за отчёт.

Если применить подход Хабберта и посмотреть на долю природного газа, конденсата и ШФЛУ в мировой накопленной добыче, получается отношение (105+15+7)/169 = 0.75 toe «газовых» на toe «нефтяных». Ну или если использовать новый, «самый более правильный» пересчётный коэффициент 0.86 вместо 0.90, то (100+15+7)/169 = 0.72 toe/toe – в пределах погрешности. Тогда, вслед за Лагеррером, глобальные запасы суммы природного газа, конденсата и ШФЛУ можно оценить как 230±40 млрд toe, из них 190±30 млрд toe (210 трлн м³) «сухого» природного газа, 28 млрд toe лицензионного конденсата и 12 млрд toe NGPL/ШФЛУ.

Плотность начальных технически извлекаемых запасов «сухого» природного газа в США варьирует от 5.4 млн м³ / 4'900 toe/км² по оценке Лагеррера 2014 года до 6.8 млн м³/ 6'000 toe/км² по оценке Хьюза 2016 года, что несколько превышает плотность запасов нефти (3'900±400 toe/км²).

В относительно богатой газом Великобритании накопленная добыча с 1970 по 2017 годы – 2'564±130 млрд м³, а остаточные запасы 1Р, по данным «ВР» 2017 и 2018 годов – менее 200 млрд м³. Пик добычи газа случился в 2000 году на уровне 113.5 млрд м³ в год и с тех пор добыча снижалась по 5.7% в среднем за год. Вряд ли общие запасы существенно изменятся, оттого плотность начальных извлекаемых запасов «сухого» газа на территории островов – 11.6 млн м³/ 10'400±1'200 toe/км². Как мы считали выше, для нефти тот же показатель был порядка 17'500 toe/км².

В отчётах «ВР» начальные извлекаемые запасы природного газа на Земле оценивались как показано в таблице:

Отчёт

Накопленная добыча,

трлн м³

Остаточные (1Р), трлн м³

Начальные извлекаемые,

трлн м³

Начальные извлекаемые,

млрд toe

2002 года

69.4

155.1

225

203

2017 года

113.1

186.6

300

270

2018 года

116.7

193.5

310

267

 

Оценка «ВР» 2002 года близка к оценке Лагеррера (203 млрд toe против 190±30 млрд toe), а оценки 2017-2018 годов – выше на 35%. В отличие от нефти, коэффициент восполнения запасов природного газа в XXI веке оставался больше единицы: с 2002 года добыто 47.3±2.4 трлн м³ газа, а добавлено запасов 85.6 трлн м³, то есть в среднем за 15 лет коэффициент восполнения 1.81. Данные по регионам представлены в таблице ниже:

Регион

Добыто 2003-2017,

трлн м³

Добавлено запасов 2003-2017,

трлн м³

Коэффициент восполнения в среднем за 15 лет

Северная Америка

12.22

15.49

1.27

Южная Америка

2.43

3.49

1.44

Европа

4.15

2.25

0.54

Страны бывш. СССР

11.47

14.55

1.27

Ближний Восток

7.00

30.22

4.31

Африка

2.92

5.56

1.90

Азия, Австралия и Океания

7.03

14.07

2.00

ВСЕГО

47.22

85.61

1.81

 

Единственный регион, где находили меньше газа, чем добывали – Европа, что при детальной геологической изученности неудивительно. Добыча газа в Европе прошла пик в 2004 году на уровне 318 млрд м³ в год; единственная ещё не прошедшая пик страна – Норвегия. В 2017 Норвегия добыла 123.2 млрд м³, или половину европейского природного газа. Даже с Норвегией добыча газа в Европе падает по 2% в год. Потребление газа в Европе тоже прошло пик – 568 млрд м³ в 2010 году, и снижается по 1% в год. Типа, колбасу и икру «всё меньше спрашивают». Только вот отчего-то хотят «Северный поток» и другие трубы. Кстати, весь экспорт России 2017 года, включая Японию и страны бывшего СССР – 210 млрд м³, а импорт Европы (исключая страны бывшего Союза) – 290 млрд м³. Европа диверсифицирует поставки газа не столько из-за эмбарго и желания насолить России, сколько от аппетитов, падающих вдвое медленнее, чем собственная добыча.

Собственные аппетиты России если не падают, то и не растут. Пик потребления природного газа был в 2011 году на уровне 435.6 млрд м³, а потребление находилось на «полочке» 420 млрд м³ с 2004 года (в 2017 – 424.8 млрд м³).

Восполнение запасов газа в Северной Америке достигнуто исключительно за счёт ТрИЗ («сланцевого газа»). Сейчас запасы «традиционного» газа обеспечивают не больше 40% добычи в США. Подробно прогнозы разбирались в главах 10 и 11.

https://github.com/myak555/LIMITS_TO_LIMITS/blob/master/PDF/Ch_10.pdf

https://github.com/myak555/LIMITS_TO_LIMITS/blob/master/PDF/Ch_11.pdf

Число 30.22 трлн м³ для Ближнего Востока вероятно завышено на 8-10 трлн м³. Там по традиции «забывают» отнимать от запасов годовую добычу. Особенно отличились неизменными константами запасов Иран, Саудовская Аравия, Кувейт и ОАЭ. Приятное исключение – Катар.

Кроме «классического» и «сланцевого» природного газа на Земле есть газ «нетрадиционный». Источников два: «рудничный газ» и метан-гидраты. Типичная схема добычи рудничного газа (он же "метан угольных пластов") показана ниже.

Как в кружке «Умелые руки», нам потребуется четыре предмета:

  • Уголь приличного качества. Чем выше ранг угля, тем больше там газа. В лигните метан тоже есть, но его на единицу площади/объёма пласта мало, оттого добывать невыгодно. В отличие от месторождений «классического» и «сланцевого» газа, метан в угле сидит не в порах, а между атомами углерода в самом угле. Выделение такого газа – процесс физико-химический, называется десорбцией и управляется законом Ленгмюра (электронщики знают этот закон под именем закона Чайлда – Ленгмюра – Богуславского или уравнения Шоттки).

  • Надёжная «покрышка», то есть пласты глинистых непроницаемых пород. Если покрышки нет, газ просто убежит в атмосферу.

  • Чтобы газ изначально накопился в угле (натурально, через абсорбцию) и там миллионы лет ждал хитрого геолога, необходим «мощный аквифер», то есть горизонт, способный снабжать пласт угля водой.

  • Наконец, уголь должен быть трещиноватый, чтобы десорбированный газ мог найти дорогу к нашей скважине. Гидроразрыв при отсутствии естественной микроскопической трещиноватости помогает мало, так как сам по себе уголь высоких рангов плохо проницаем.

Добыча рудничного газа сложнее, чем обычного и «сланцевого». После бурения, обсаживания и цементажа скважины надо вызвать вторичную трещиноватость, то есть соединить микроскопические трещины угля трещинами большими. В США широко использовали гидроразрыв пласта, но при этом часто повреждались вышележащие водоносные горизонты, и метан, вместе с вредной химией от гидроразрыва, в них убегал. В Австралии были придуманы щадящие механические методы – расширение ствола скважины в пределах пласта до диаметра 600-1'200 мм гидравлическим андерримером. Американская компания-изготовитель считала, что подобное невозможно, но австралийцы прикрутили аппарат к бурильной колонне «вверх ногами» и после открытия андерримера чуть ниже подошвы пласта стали вытягивать колонну из скважины. Появился новый буровой параметр – вместо «вес на долоте» – «тяга на долоте». Специалисты уже улыбаются!

Далее в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) с погружным насосом. Лучше всего работают вытеснительные насосы PDP (Positive Displacement Pump). Если кто представляет, как работает турбобур, так это турбобур и есть, только повёрнут на 180 градусов и с поверхности его вращает – передаёт торсионное усилие – специальная штанга (вот вам и применение торсионных полей в нефтяной промышленности, хе-хе). Вода по НКТ поднимается на поверхность и идёт в отстойник. Если при строительстве скважины не делали гидроразрывов, качество воды может быть даже пригодным для сельского хозяйства (если только вода в ваших угленосных пластах не солёная). По мере откачки воды десорбированный метан находит дорогу к скважине и поднимается к устью. Здесь его приходится дополнительно сжимать компрессором, чтобы загнать в трубопровод. Давление газа на устье – всего несколько атмосфер, а в местной газовой линии – 15 или 20.

Угля на Земле много, но далеко не везде четыре геологических условия существования рудничного газа сходятся вместе. Есть конспирологическая теория, что недавняя война в Донбассе была вызвана переоцененными запасами рудничного газа. Во всяком случае, украинские власти через «Нафтогаз Украины» и «Донецкуголь» пытались найти инвестора для геологоразведочных работ. То ли война помешала разработке, то ли геологи поняли, что условия Донбасса не соответствуют, но внезапно интерес к разработке угас, а новорожденные республики остались разгребать последствия конфликта.

Разведка рудничного газа в соседней Польше пока не дала практических результатов2. И судя по результатам предварительных исследований, больших запасов там нет.

В 2018 году активно добывают рудничный газ в Австралии и КНР, где он известен под аббревиатурой CSG (Coal Seam Gas). В США, где тот же газ называют CBM (Coal Bed Methane), разработка началась довольно бодро в начале 2000-х, но пока не взлетела. Кроме метана и углекислого газа в CBM почти ничего нет, и отбивать на сепараторах лицензионный конденсат и называть последний «сланцевой нефтью» никак не выходит, а добывать метан в условиях, когда рынок и так завален сухим природным газом, из которого «сланцевые» коллеги вкусняшки отбили, крайне невыгодно.

Теперь перейдём к метан-гидратам (они же метан-хeлаты, они же «гидрометан», «метановый лёд», «огненный лёд» и «газогидраты»). В Интернете и прессе часто встречается, будто немереные запасы газогидратов рассыпаны по дну моря, надо только их как-то собрать. Даже в западной прессе проскакивает: «methane hydrate mining», то есть разработка гидратов шахтами (не дай бог, открытым способом). Плотность метан-гидрата при любом давлении ниже плотности дистиллированной воды: 0.92 г/см³ примерно. В более плотной морской воде эти кристаллы всплывают даже быстрее обычного водяного льда! Поэтому ни на морском дне, ни в слабо консолидированных осадках гидраты долго находиться не могут. Злой дед Архимед подбивает их к всплытию и самоуничтожению. Те кусочки, которые изредка находят глубоководные аппараты, месторождениями не являются: удивляет ли вас кусок перемешенного с грязью льда, застрявший на дне лужи? Долго он ждать нас не будет.

Большинство геологов придерживаются органической теории происхождения метан-гидратов, то есть источник газа тот же, что и в «классических» и «сланцевых» месторождениях. Глубоко под землёй в породе разлагается кероген. Если кероген нагреть несколько выше 60°Ц, начинает образовываться нефть и немного газа. За границей около 150°Ц образуется в основном газ, ну и надо помнить границу «газового окна» в 225°Ц, за которой даже метан образуется неохотно. Образовавшись, нефть и газ медленно просачиваются вверх. Если по пути встречается пористая и проницаемая порода (например, песчаник), покрытая плохо проницаемой («покрышкой»), то нефть и газ там и остаются – образуется залежь углеводородов. Метан-гидратное месторождение – это просто такой необычный тип залежи. Если термогенный метан достигает проницаемого водонасыщенного пласта с соответствующими условиями давления и температуры, то в порах образуются кристаллы метан-гидратов. При этом проницаемость на 5-6 порядков падает – и пласт начинает задерживать поступающие снизу молекулы метана. И так до тех пор, пока весь поровый объём не заполнится хелатными комплексами.

Есть ещё биогенная теория происхождения метан-гидратов, сторонники которой полагают, что метан – продукт жизнедеятельности бактерий, проживающих в морском иле на глубинах свыше 250-300 метров. Желающих обсудить абиогенную теорию происхождения метан-гидратов из мантии отсылаем к главе 6 и далее.

https://github.com/myak555/LIMITS_TO_LIMITS/blob/master/PDF/Ch_06.pdf

Самой продвинутой в мире компанией по разведке метан-гидратов является как раз японская «Jogmec» (Japan Oil, Gas and Metals National Corporation, Национальная корпорация по добыче нефти, газа и металлов). В 2013 году они заявили, что совершён «прорыв» в области добычи: «первая скважина дала метан из гидратов!»4 О конкретных величинах дебитов компания умалчивала, а затем информация как-то перестала поступать.

На самом деле «Нью-Йорк Таймс», как всегда, передёрнула, а скважина в Нанкайском прогибе Японского моря была не первой газогидратной скважиной, хотя и «первой морской с опробованием». Ещё в 2002 году консорциум компаний с участием «Мауэр», «Анадарко» и «Шлюмберже» бурил скважину «Hot Ice – 1» на Аляске в районе месторождения Купарук-Ривер, но гидратов не нашли.

Работы в районе дельты реки Маккензи в Канаде (месторождение Маллик) велись с 1972 года другим консорциумом, под предводительством «Jogmec». Лишь в самом конце 2001 приступили к бурению трех скважин. Наблюдательные скважины 3L-38, 4L-38 и разведочная 5L-38 (последняя глубиной 1'100 м) были успешно пробурены в 2002, и по данным каротажа обнаружилась залежь метан-гидратов с мощностью до 110 метров. В том же году пыталась добывать метан в интервале глубин 907-920 метров, прокачивая через бурильную колонну воду при температуре около 80°Ц. За пять дней испытаний из скважины 5L-38 получилось всего 470 м³ газа [H.Takahashi, E.Fercho, and S.R.Dallmore, Drilling and operations of the Mallik 2002 Production Research Well Program, Geological Survey of Canada, Bulletin 585, 2005.].

В начале 2007 старую скважину 2L-38 (пробуренную ещё в 1998 году) углубили с 1150 м до 1310, а скважину 3L-38 (из 2002 года) – до 1275 метров. На скважине 2L-38 провели 12 – часовое испытание, получив 870 м³ газа, причём технология была усовершенствована по сравнению с 2002 годом. Вместо бурильной колонны в скважину спускали насосно-компрессорные трубы (НКТ), а чуть выше глубины пласта к НКТ был прикручен скважинный электронасос. Ниже насоса был установлен фильтр, защищавший насос от выноса песка. Ничего такого особенного в системе нет. Точно такие насосы висят в нефтяных скважинах по всему миру. Сепаратор и всё остальное оборудование были вполне стандартные, нефтяные.

Где-то в прессе проскочило, что «Jogmec» придумала некий хитрый процесс добычи, когда кусочки метан-гидратов поднимают на поверхность, и там уже разгазируют. Журналисты опять ошиблись! Когда бурят скважину, на поверхность выходят кусочки породы – шлам. Счастливым корреспондентам показывали обыкновенные вибросита, на котором как раз во время бурения буровой раствор освобождался от шлама. Так как бурили зимой, то показывали фокус: при поднесении пропановой горелки шлам загорался лёгким голубоватым огоньком. Обмануть никого не хотели, но так уж повелось, что журналисты никогда на этих грязных, вонючих, гадких буровых не бывали, и откуда берётся шлам не догадывались. К собственно технологии добычи эти фокусы отношения не имеют.

Весной 2008 года снова проводили испытания в скважине 2L-38, а 3L-38 использовали под закачку воды. При испытаниях 2007 года в скважине был один фильтр – вокруг колонны, в 2008 году добавили второй: внутри скважины. В высокопористом коллекторе, который имел место на Маллике, с песком намучились.

Итак, после первого блина 2002 – комом, и второго неудачного блина 2007 – с песком и безнадёжно загубленным насосом, третий блин вышел почти удачным. За 5.5 дня испытаний добыли 13'000 кубов газа, то есть по 2'400 кубика в сутки1. К несчастью, тот первый фильтр вокруг колонны был спроектирован неадекватно, и забой скважины между первым и вторым фильтрами забился намертво. Однако «санд-скрин», как называют этот первичный фильтр специалисты – это отработанная технология. На обычных нефтяных и газовых месторождениях тоже иногда ошибаются с расчётом (он зависит от размера зёрен породы, который заранее угадать невозможно), но в последующих скважинах всегда находят правильное инженерное решение.

К лету 2008 «Jogmec» готова была бурить дальше, но чуть раньше, в декабре 2007, случилась заварушка в Нью-Йорке, и «Лехманы» и все прочие отчего-то стали разоряться по всей планетке. Короче, многим участникам консорциума на Маллике стало не до экспериментов. Тут же «Jogmec» с удивлением обнаружила, что их схема разработки уже используется примерно в пяти тысячах скважин в США, только не в метан-гидратных, а в скважинах рудничного газа (CBM), что мы разбирали выше. Более того, в Америке метод был запатентован компанией «Weatherford», причём в патенте умные юристы прописали: «для добычи CВM и других химически-связанных углеводородов»! Хелаты – химические соединения? Химические! Пожалуйте на баблос. К счастью для «Jogmec», прибыли никакой она сделать не успела, так что судиться было не о чем, а патент благополучно истёк в 2011. О чём конкретно договорились юристы «Jogmec» и «Weatherford», мы никогда не узнаем, но с Североамериканского континта «Jogmec» таки ушла.

Чему научились японцы?

  • Надо искать месторождения с водой в жидкой фазе, потому что её качать легче, и не надо тратить энергию на фазовый переход воды из льда в жидкость.

  • Надо куда-то девать килотонны откачанной слегка солоноватой воды. Технология бурения скважин на Малике мало чем отличалась от бурения артезианской скважины на воду, и никакого ГРП с ядовитой химией не проводили, но вода в пласте оказалась солёной просто в силу зловредности природы. Приемистость

  • Для успешной добычи нужен сильный аквифер. Это значит, что на нижней границе гидратов пористая проницаемая порода не заканчивается, а пласт ниже не просто насыщен водой, но и может эту воду легко отдавать. Мы откачиваем из скважины ледяную воду, а «сильный аквифер» подаёт снизу чуть тёплую и бесплатно для нас греет породу. И всё хорошо, кроме всё тех же килотонн воды на поверхности, смотрим выше.

  • Для успешной добычи на месторождении должна быть малопроницаемая «покрышка», чтобы газ шёл в скважину, а не в атмосферу.

  • Надо учитывать технические детали, вроде прочности породы и выноса песка, но это уже мелочи.

Из всего вышеозначенного следовало, что бурить надо не на суше, а на шельфе: тёплый аквифер найти легче, а откачанную почти чистую воду можно сбрасывать в океан. Единственная скважина была пробурена в 2012 году, точнее, пара скважин. В наклонно-направленную подаётся насыщенная углекислотой подогретая вода, а из вертикальной скважины большого диаметра выходит газ. Та же вертикальная скважина играет роль сепаратора, а излишек воды сбрасывается за борт. Углекислота нужна в системе как вытеснитель метана из воды. Короче, добывать газ из метан-гидратов можно, но не везде, и страшно дорого.

Вообще гидраты могут существовать на суше почти с поверхности до глубины несколько ниже подошвы пермафроста (максимальная зафиксированная глубина – в верховьях реки Вилюй – 1370 м), а на море – с глубин порядка 300 м до 1'500-1'800 м. К сожалению, то, что сидит в самой многолетней мерзлоте, добывать с положительным выходом энергии невозможно – там смесь гидратов и льда, и масса тепла должна тратится на перевод льда в жидкость. На фазовой диаграмме показаны зоны добычи для суши и шельфа. Нижняя граница гидратов определяется геотермальным градиентом – красная пунктирная линия на графике (заметим, что как геотермальный градиент, так и глубина морского дна в разных местах разные).

В Японии существование месторождения метан-гидратов в Нанкайском прогибе было подтверждено разведочной скважиной 2004 года, а в 2013 было заявлено о добыче 119'500 м³ газа в течение 6 суток[Yamamoto, K., Overview and introduction: Pressure core-sampling and analyses in the 2012–2013 MH 21 offshore test of gas production from methane hydrates in the eastern Nankai trough. Marine Petroleum Geology. 2015.02.024], то есть суточный дебит порядка 20 тыс м³. С 2016 года в «Jogmec» произошла реорганизация, и метан-гидратами там вроде более не занимаются, а на площадках на Маллике ничего не осталось, кроме головок ликвидированных скважин посреди тундры.

Поговаривали о продолжении в 2017 году развредочных работ «Анадарко» на Аляске, но пока тишина.

В России пока единственное месторождение, где подозревают по сейсмике существование метан-гидратов – Мессояхское газогидратное (гипотеза предложена д.т.н. Ю.Ф.Макогоном в 1966 году), однако физическим отбором образцов существование гидратов на Мессояхе (не путать с нефтяным Восточно-Мессояхским месторождением) пока не подтверждено. [На пике добычи в 1973 году добывали 5.9 млн м3 в сутки из 45 скважин, по состоянию на 2016 год  в работе то ли две, то ли четыре скважины с общей добычей не более 10 млн м3/год.]  Также по сейсмическим данным вероятно есть метан-гидраты по примеру акватории Охотского моря. Глубины залегания залежей – около 400 м (т.е. давление воды примерно 40 атм). Пластовая температура – около +5°Ц. Типичная пористость на малых глубинах – 30%, то есть на один кубометр породы приходится 0.3 куба гидратов. В одном кубометре гидрата метана при таких пластовых условиях содержится 160-190 кубометров стандартного метана: 1 моль метана на 5.75 моль воды. Из кубометра породы можно получить 0.3·180=54 кубометра метана, что соответствует пористости порядка 25% на месторождении «классического» природного газа с глубиной залегания порядка 2 км.

USGS в 2008 году оценивала перспективые ресурсы метан-гидратов на Североaмериканском континенте между 25 и 158 трлн м³, то есть от 12 до 75% мировых извлекаемых запасов природного газа. В то же время оценка технически-извлекаемых, но ещё не подтверждённых 3Р – не более 2.7 трлн кубометров6. Мировые ресурсы метан-гидратов иногда оценивают огромными величинами – до 20'000 триллионов м³. Очевидно, что подобные оценки берутся из того же места, откуда взялись «3'280'549 млн тонн перспективного угля в Восточной Сибири».

Сведём начальные экономически извлекаемые запасы «жидких», «условно жидких» и «газообразных» в таблицу. В качестве оценок для сырой нефти использована оценка Лагеррера и оценки «BP»/EIA. Считать вероятности запасов будем так же, как считали суммарные запасы угля на двух гипотетических месторождениях в прошлой главе. Программа Chapter 14\Graph_11_Probability_LG.py

Категория

Оценка P-90,

млрд toe

Оценка P-50,

млрд toe

Оценка P-10,

млрд toe

«Классическая» сырая нефть (исключая сверхтяжёлые и битум)

280 («ВР» с «коррекцией ОПЕК»)

300 (Лагеррер, 2014)

400 («ВР» без коррекций)

«Сухой» природный газ, конденсат и NGPL

230 (как доля от сырой нефти)

315 (отчёт «ВР» 2018 года)

460 (включая рудничный газ и метан-гидраты)

ВСЕГО (вероятностная оценка)

530

640

800

Кумулятивная добыча

296

296

296

Остаточные7

230

340

500

Суммарная добыча нефти, конденсата, NGPL и природного газа в 2017 году по данным «ВР» – 7.552 млрд toe. Вычисленные нами остаточные запасы (1Р) – 230 млрд toe. Значит, «при существующем уровне добычи 2017 года» запасов 1Р хватит на 230/7.552 = 30 лет. Заметим, что наша оценка – это не только «подтверждённые» запасы, но и то, что с вероятностью более 90% может быть обнаружено в пределах жизни следующего поколения. Нефтяные компании вообще любят делать высказывания типа «При существующем уровне добычи Х запасов достаточно на Y лет». Переведём эти высказывания, однако, на человеческий язык:

Заявление геологов / журналистов

Перевод

При существующем уровне добычи / потребления 2017 года, подтверждённых запасов нефти и газа достаточно на 30 лет.

Если человечество будет добывать нефть и газ по 7.6 млрд toe в год, а душевое потребление будет снижаться по 1% год, с вероятностью около 10% нефти и газа не хватит на 30 лет (до 2048 года).

При существующем уровне добычи / потребления 2017 года, подтверждённых и вероятных запасов нефти и газа достаточно на 45 лет.

Если вследствие роста населения человечество будет увеличивать добычу нефти и газа на 1% ежегодно, а душевое потребление останется постоянным, с вероятностью около 50% нефти и газа не хватит до 2054 года.

При существующем уровне добычи / потребления 2017 года, подтверждённых, вероятных и возможных запасов нефти и газа достаточно на 66 лет.

Если начиная с 2018 года человечество будет сокращать добычу нефти и газа на 1% ежегодно, с вероятностью более 90% нефти и газа не хватит до 2125 года.

Перспективных ресурсов нефти и газа достаточно на 300 лет.

Я – Гарри Поттер, у меня есть волшебная палка умклайдет, а в моей 25-литровой канистре – полтонны бензина!

 

Таблица выше сделана не для того, чтобы кого-то пугать. Тридцать лет – срок долгий, более поколения. В панику впадать не стоит, вполне есть время принимать меры. Однако исторический опыт показывает, что для среднего политика или президента нефтяной компании 30 лет – это целая вечность, и никакого стратегического планирования на подобный срок никто в правительствах и корпорациях делать не будет. Следуя корпоративной традиции не пугать потенциальных инвесторов, большинство геологов, а вслед за ними и журналисты, используют обтекаемые заявления из левой колонки, оттого предсказания климатологов IPCC о повышении уровня мирового океана на 30-40 см к 2100 году у всех на слуху, а «Пик Нефти» население считает мифом, хотя по факту для сырой нефти пик уже наступил в 2005 году, а для 148 стран и территорий, примерно половины площади суши и шельфа земного шара, – окончательно пройден в прошлом веке.  Последние данные 2018 года тут:

https://github.com/myak555/LIMITS_TO_LIMITS/blob/master/PDF/Ch_99.pdf

Теперь повторим вероятностный расчёт для всех энергетических полезных ископаемых программой Chapter 14\Graph_12_Probability_SLG.py

Категория

Оценка P-90,

млрд toe

Оценка P-50,

млрд toe

Оценка P-10,

млрд toe

Уголь (включая лигнит), торф, природный битум, сверхтяжёлая нефть

400

900

2'600

Сырая нефть природный газ, конденсат и NGPL

530

640

800

ВСЕГО (вероятностная оценка)

1'000

1'400

3'300

Кумулятивная добыча

501

501

501

Остаточные8

500

900

2'800

По расчёту выходит, что к 2018 году добыта ровно половина технически извлекаемых запасов 1Р. При уровне добычи как в 2017 – 11.3 млрд toe, остаточных технически извлекаемых запасов угля, нефти и газа не хватит до 2060 года с вероятностью 10% и до конца XXI века не хватит с вероятностью 50%. Кстати, «постоянный уровень добычи» означает, что душевое потребление энергетического сырья будет плавно снижаться. К 2060 году демографы ООН обещают нам 10.3 млрд человек. Если сейчас «спроса на электричество нет» у 800 млн жителей Земли9, то к 2060 году такого спроса не будет у 3.3 миллиардов, то есть у каждого третьего землянина. Вы хотите, чтобы у ваших детей или внуков «не стало спроса» на электричество?

Конечно, добыча ни на какой «полочке» оставаться не будет. Возможные модели изменения добычи от времени будут приведены в последующих главах, а пока итоги наших расчётов:

  • Со времён Хабберта нижняя оценка мировых технически извлекаемых запасов чёрной нефти (исключая сверхтяжёлые) увеличилась со 170 млрд тонн до 250-280 млрд тонн. Накопленная добыча к 2017 году – 169±9 млрд тонн, или более 60% от начальных запасов.

  • По материалам в открытых источниках начальные технически извлекаемые запасы нефти, природного газа (включая метан из угольных пластов и залежей метан-гидратов) и сопутствующих «жидкостей» (включая «сланцевую нефть») можно оценить между 530 и 800 млрд тонн нефтяного эквивалента (наиболее вероятное значение 640 млрд toe). Из этих запасов 296±30 млрд toe уже добыто. При сохранении уровня добычи 2017 года (7.6 млрд toe в год), остаточных технически извлекаемых запасов с вероятностью около 10% не хватит до 2048 года.

  • Также по материалам в открытых источниках начальные технически извлекаемые запасы каменного угля, торфа и углеводородного топлива (включая все категории выше и природный битум) можно оценить между 1'000 и 3'300 млрд тонн нефтяного эквивалента (наиболее вероятное значение 1'400 млрд toe). Из этих запасов 501±50 млрд toe уже добыто. При сохранении уровня добычи 2017 года (11.3 млрд toe в год), остаточных технически извлекаемых запасов с вероятностью около 10% не хватит до 2060 года.

  • При неизменном абсолютном уровне добычи 2017 года и снижении душевого потребления примерно на 1% в год, с вероятностью менее 10% остаточных технически извлекаемых запасов жидких и газообразных хватит до 2080 года, но всех запасов энергетического сырья (угля, торфа, битума) – на 250 лет и более. Последнее число вроде бы успокаивает, хотя успокаиваться не следует. Сядете ли вы в такси, если водитель говорит вам, что вероятность доехать до точки назначения – менее десяти процентов?

1См. график на странице 179.

Просмотров: 9 | Добавил: quadphylaws1971 | Рейтинг: 0.0/0
Всего комментариев: 0
Поиск
Календарь
Архив записей
Друзья сайта
  • Официальный блог
  • Сообщество uCoz
  • FAQ по системе
  • Инструкции для uCoz
  • Copyright MyCorp © 2018
    Бесплатный хостинг uCoz