Анализ технологий разработки нетрадиционных ресурсов углеводородов

Лайпанов Радмир Тохтарович
Анализ технологий
разработки
нетрадиционных
ресурсов углеводородов
Газовые гидраты
Сланцевый газ
Москва, 2021 г.
МУП
ABSTRACT
Laypanov R. T. Analysis of technologies for the development of
unconventional hydrocarbon resources / R. T. Laypanov. – Moscow :
Electronic publication, 2021. – 125 p.
Keywords: unconventional hydrocarbon resources, technologies
for developing unconventional hydrocarbon resources, gas hydrates,
coalbed methane, shale gas, reserves, classification.
The work is devoted to the analysis of technologies for the development of such unconventional hydrocarbon resources as gas hydrates,
shale gas and coalbed methane.
The paper considers general information about unconventional
hydrocarbon resources. The resources of gas hydrates, shale gas, and
coalbed methane are estimated. The analysis of development technologies is carried out, their advantages and disadvantages are revealed.
The work consists of an introduction, 3 chapters, conclusion, bibliography and 4 appendices. The length of the explanatory note 125 typewritten pages (including 33 figures, 9 tables and 37 titles of literature
sources).
Author
Radmir T. Laypanov
Laypan0v@yandex.ru
2
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ .......................................................................................... 5
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСАХ
УГЛЕВОДОРОДОВ ............................................................................ 7
1.1 Газовые гидраты ......................................................................... 8
1.1.1 История изучения газовых гидратов ................................ 9
1.1.2 Структура газовых гидратов............................................ 12
1.1.3 Зона стабильности газовых гидратов ............................. 17
1.1.4 Физические свойства газовых гидратов ......................... 20
1.2 Метан угольных пластов ......................................................... 22
1.3 Сланцевый газ ........................................................................... 26
2.
ОЦЕНКА
РЕСУРСОВ
НЕТРАДИЦОННЫХ
УГЛЕВОДОРОДОВ .......................................................................... 30
2.1 Ресурсы газовых гидратов ....................................................... 32
2.2 Ресурсы метана угольных пластов ......................................... 34
2.3 Ресурсы сланцевого газа .......................................................... 41
3.
АНАЛИЗ
ТЕХНОЛОГИЙ
РАЗРАБОТКИ
НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ........ 47
3.1 Технологии разработки ресурсов газовых гидратов............. 48
3.1.1 Тепловая технология ........................................................ 49
3.1.2 Депрессионная технология .............................................. 51
3.1.3 Химическая технология ................................................... 56
3
3.1.4 Альтернативные технологии разработки ....................... 59
3.1.5 Патентный обзор............................................................... 69
3.1.6 Анализ технологий разработки газовых гидратов ........ 72
3.2 Анализ технологий разработки ресурсов сланцевого газа ... 78
3.3 Анализ технологий разработки ресурсов метана угольных
пластов…………............................................................................. 88
3.3.1 Дегазация шахт ................................................................. 88
3.3.2 Скважинная технология ................................................... 92
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ............................................................................... 103
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ................. 105
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 ........................................................................... 111
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 ........................................................................... 112
ПРИЛОЖЕНИЕ 3 ........................................................................... 113
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 ........................................................................... 123
4
ВВЕДЕНИЕ
На мировых энергетических рынках в последнее время произошли заметные изменения, некоторые из которых напрямую связаны с так называемой «нетрадиционной революцией», то есть резким развитием нетрадиционной нефти и газа в течение последнего
десятилетия.
Нетрадиционными считаются те ресурсы, которые расположены в сложных для разработки геологических условиях, которые
требуют использования новых разработок в сфере разведки, добычи, переработки и транспортировки, что повышает их себестоимость [27]. Данная формулировка появилась недавно и процесс деления углеводородных ресурсов на традиционные и нетрадиционные начался в середине 20 века.
Актуальность данной работы заключается в том, что возрастающий спрос на энергию и истощение традиционных источников
нефти и газа, делает необходимым добычу углеводородов из нетрадиционных коллекторов, поэтому считается очень важным изучить
возможные технологии их добычи.
Целью дипломной работы является анализ технологий разработки некоторых нетрадиционных ресурсов углеводородов.
Для достижения данной цели поставлены следующие задачи:
5
1)
на основе различных критериев выбрать виды нетра-
диционных углеводородов, по технологиям которых будет проводиться анализ;
2)
рассмотреть общую информацию о выбранных ресур-
сах углеводородов;
3)
привести оценку их запасов;
4)
провести анализ технологий разработки нетрадицион-
ных ресурсов углеводородов, включающий как уже применяемые,
так и перспективные в обозримом будущем технологии.
Объектом исследования являются такие нетрадиционные углеводороды, как метан угольных пластов, газовые гидраты и сланцевый газ.
Предметом исследования – технологии их разработки.
6
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСАХ
УГЛЕВОДОРОДОВ
Некоторые углеводороды, которые сейчас известны как нетрадиционные, ранее считались традиционными. Например – ресурсы сланцевого газа. В 1821 году была пробурена первая коммерческая скважина сланцевого газа, что на 27 лет опередило появление
первой пробуренной традиционной нефтяной скважины.
В 1837 году началась коммерческая добыча горючего сланца,
а годом позднее её переработка в масло. В 1935 году в работах всесоюзного треста сланцевой промышленности упоминалось, что
«сланцевая нефть даст всю гамму топлив, получаемых из нефти».
Кратный рост нефтегазодобычи в начале 20-го века отодвинул сланцевые ресурсы на второй план, делая её «нетрадиционной».
Так как существует большое количество углеводородов, относящихся к нетрадиционным, мной были выбраны следующие их
виды: газовые гидраты, метан угольных пластов и сланцевый газ.
Критериями такого выбора являются:
1)
запасы ресурсов;
2)
наличие исследований, государственных программ по
их добыче и больших инвестиций в разработку;
3)
перспективы промышленной добычи не только в от-
дельных странах, но и по всему миру.
7
1.1
Газовые гидраты
Газовые гидраты представляют собой твердые кристаллические соединения (рис. 1), состоящие из молекул воды, которые образуют кристаллическую решетку, и газов, которые удерживаются
во внутренней полости решетки. Они могут быть образованы только
при определенных термобарических условиях. Такими условиями
являются низкие температуры и повышенные давления. Газами в таких веществах выступают метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, азот, сероводород.
Химические формулы некоторых гидратов природного газа:
▪
гидраты метана: CH4 7H2 O;
▪
гидраты этана: C2 H6 8H2 O;
▪
гидраты пропана: C3 H8 17H2 O;
▪
гидраты изобутана: C4 H10 17H2 O;
▪
гидраты диоксида углерода: CO2 6H2 O;
▪
гидраты серы: H2 S6H2 O;
▪
гидраты азота: N2 6H2 O.
8
Рисунок 1 – Газовый гидрат [13]
1.1.1 История изучения газовых гидратов
История изучения газогидратов начинается с 1778 года, когда Дж. Пристли открыл гидрат сернистого газа и хлора. Первый задокументированный эксперимент с газовыми гидратами приписывают Хамфри Дэви, который сообщил, что при определенных условиях вода и хлор образуют кристаллическое вещество, похожее на
лед, но образованное при температуре выше точки замерзание воды
[13].
Хронологическую историю изучения газовых гидратов
можно разделить на четыре этапа исследований, которые показаны
на рисунке 32 (приложение 1). Первый этап состоял из серии
9
научных и академических исследований по обнаружению различных соединений, образующих газовые гидраты.
Второй этап относится к 1930-м годам, когда было обнаружено, что гидраты образуются в газотранспортных трубах (газопроводах). В этот момент произошел поворот от научных исследований
к более практическому подходу, и силы исследователей были
направлены на разработку методов предотвращения образования газовых гидратов в газопроводах в холодных регионах, богатых традиционными газовыми коллекторами, таких как Сибирь, Аляска и
Канада.
Третий этап исследований начался в 1950-х годах, когда
опыты буровых работах в арктических и морских континентальных
окраинах привели к предположению, что гидраты могут существовать в природе и представлять собой потенциальный источник газа.
Во время этого этапа силы исследователей были сосредоточены на
определении свойств газогидратов, были составлены фазовые диаграммы, кривые давления и температуры.
В 60-х годах толчок в исследованиях произошел благодаря
добыче газогидратов в СССР на Мессояхском месторождении. Данное событие стало предвестником четвертого этапа исследования
газовых гидратов, который продолжается и сейчас.
Четвертый этап фокусирует усилия на оценке потенциала газовых гидратов как нетрадиционного источника энергии в среднесрочной и долгосрочной перспективе.
10
В 1972 году был извлечен первый находящийся под давлением образец самородного газогидрата через разведочную скважину на континентальном склоне северной Аляски, в нефтяном месторождении Прудо-Бэй.
В 1970-е годы ученые из обсерватории Земли Ламонта-Доэрти при Колумбийском университете обнаружила первые признаки
гидратов метана под дном океана по сейсмическим профилям, собранным в районе хребта Блейк, вдоль юго-восточного побережья
США. С тех пор газовые гидраты были обнаружены во многих местах.
В 1990-х годах также появились первые кампании морского
разведочного бурения. Такие программы дали неоценимые результаты для улучшения понимание образования гидратных отложений.
С этого момента и по сегодняшний день по всему миру появляются
конкретные государственные программы изучения газогидратов.
Наиболее успешными оказались программы в таких странах, как
Япония, Канада, США, Индия.
Важность изучения гидратов метана заключается в том, что
при диссоциации 1 м3 газогидрата выделяется 164 м3 газа [18].
11
1.1.2 Структура газовых гидратов
Известны три формы структуры газовых гидратов (рис. 2),
которые были исследованы методами дифракции рентгеновских лучей [30].
Рисунок 2 – Три кристаллические формы газовых гидратов
Установлено, что элементарная ячейка структуры I представляет собой куб (рис. 3), состоящий из 46 молекул воды, который
имеет два типа полостей. Две маленькие полости представляют собой пятиугольные додекаэдры (512), тогда как шесть больших полостей представляют собой тетрадекаэдры (51262), имеющие две противоположные шестиугольные грани и двенадцать пятиугольных
12
граней. Меньшие полости почти сферические, тогда как большие
полости структуры I слегка сплюснуты [13].
Рисунок 3 – Полости гидратной структуры типа I
Гидратообразователями структурного типа I являются метан,
этан, углекислый газ и сероводород. В гидратах CH4, CO и H2S молекулы могут занимать как большие, так и малые полости, а молекула этана занимает только большую полость [20].
Элементарная ячейка структуры II представляет собой куб со
136 молекулами воды, также содержит два типа полостей. 16 полостей меньшего размера представляют собой искаженные пятиугольные додекаэдры, а 8 полостей большего размера представляют собой гексадекаэдры (51264), имеющие 4 шестиугольных грани и двенадцать пятиугольных граней (рис. 4). Последние имеют почти сферическую форму.
13
Рисунок 4 – Полости гидратной структуры типа II
Гидратообразователями структурного типа II являются азот,
который занимает как большую, так и малую полость, пропан и изобутан, которые занимают только большую полость [13].
Третья гексагональная гидратная структура известна как
структура Н, для стабилизации которой требуются как большие, так
и маленькие молекулы.
В элементарной ячейке содержится 34 молекулы воды, образующие гексагональную решетку. Структура H имеет три различных типа полостей (рис. 5): три полости 512, которые являются общими для всех известных гидратных структур, две новые 12-гранные полости 43 56 63 и одну новую большую полость 512 68 . 435663
полость имеет три квадратные грани, шесть пятиугольных граней и
три шестиугольных грани, тогда как полость 512 68 имеет 12 пятиугольных граней и восемь шестиугольных граней.
14
Рисунок 5 – Полости гидратной структуры типа Н
Первые две полости вмещают небольшие молекулы, которые
действуют как вспомогательные газы. Такими газами являются 2метилбутан, 2,2-диметилбутан, 2,3-диметилбутан, 2,2,3 – триметилбутан, 2,2-диметилпентан, 3,3-диметилпентан, метилциклопентан, этилциклопентан, метилциклогексан, циклогептан и циклооктан [13].
Большая полость в этой структуре может вместить даже более крупные молекулы, поэтому молекулы размером от 7,5 до 8,6 Å
потенциально могут образовывать газовые гидраты.
В таблице 1 приведена геометрическая характеристика
структур газовых гидратов.
15
Таблица 1 – Геометрия полостей структур газовых гидратов [13]
Геометрия полостей
Структура
кристалла
гидрата
I
II
H
Полость
Малая
Большая
Малая
Большая
Малая
Средняя
Большая
Описание
512
51262
512
51264
512
435663
51268
2
6
16
8
3
2
1
3,95
4,33
3,91
4,73
3,94
4,04
5,79
3,4
14,4
5,5
1,79
4
8,5
15,1
20
24
20
28
20
20
36
Количество полостей
(блоков)
Средний
радиус
полости
Изменение радиуса
Количество молекул в
полости
Существуют четыре правила, применимых к структуре гидрата
[13]:
1)
молекула-хозяин в водной клетке определяет кри-
стальную структуру;
16
2)
молекулы хозяева сконцентрированы в гидрате с ко-
эффициентом 180;
3)
соотношение размеров полостей влияет на давление и
температуру образования гидратов.
4)
поскольку гидраты на 85 % состоят из молекул воды
и лишь 15 % молекул газа, то в них преобладает межфазная газоводяная формация.
1.1.3 Зона стабильности газовых гидратов
Из-за своей значимости для накопления газовых гидратов
зона стабильности является важным условием для успешной разведки газовых гидратов (рис. 6). Под зоной стабильности понимают
участки в разрезе земной коры, термобарический и геохимический
режим которых соответствует условиям устойчивого существования газовых гидратов [7].
Зона стабильности контролируется тремя основными факторами: компонентами газа, геотермическим градиентом и толщиной
вечной мерзлоты.
17
Рисунок 6 – Зона стабильности газовых гидратов в: а) – многолетней мерзлоте на суше; б) – на шельфе
Поэтому можно выделить критерии образования гидрата:
1)
правильное сочетание температуры и давления (обра-
зованию гидратов благоприятствуют низкая температура и высокое
давление).
2)
наличие достаточного количества воды.
Эти критерии являются существенными, если они не выполняются, то гидраты не образуются. При этом, при определенном
давлении возможно гидратообразование при температуре 0 °С (32°
F), точке замерзания воды.
Природные газовые гидраты обычно встречаются в отложениях вечной мерзлоты, активных и пассивных континентальных
окраинных океанических отложениях, внутренних озерных и
18
морских глубоководных отложениях (например, Черное море, Каспийское море и др.) и озеро Байкал), а также полярные отложения
континентального шельфа. Континентальные шельфы, где отложения содержат значительное количество органического вещества, составляют большую часть морских газовых гидратов.
Более 98 % газовых гидратов находятся в морских отложениях континентальных склонов, причем 95,5 % из них находятся на
большой глубине (обычно более 1000 м) и 3,5 % – на мелководье
(обычно менее 500 м) на верхних континентальных склонах [30].
Кроме того, на некоторых подводных холодных участках
массивные чистые гидраты существуют на морском дне, в неглубоких слоях под дном или даже в газопроводах.
Морские газовые гидраты стабильны в диапазоне высокого
давления (> 10 МПа) и низких температур (> 10 °С). Данные сейсмических наблюдений и программ бурения для разведки газовых
гидратов показывают, что морские газовые гидраты находятся на
глубине от 500 м до 1500 м, но большинство газовых гидратов обнаруживается на глубине от 800 до 2100 м. Мощность газогидратных отложений и глубина залегания обычно тесно связаны с температурными режимами.
Основываясь на более чем двух тысячах значений температур, предоставленных Международной комиссией по тепловым потокам, ученые показали, что оценка основы полей стабильности
19
газовых гидратов согласуется с результатами, полученными при бурении образцов керна [30].
Температуры относительно высоки на активных континентальных окраинах из-за активной субдукции плит. Таким образом,
эти континентальные окраины обычно имеют более мелкие залежи
газовых гидратов и более тонкие зоны устойчивости гидратов. Типичные примеры можно найти в районе Тихоокеанского побережья,
где залежи газовых гидратов имеют глубину залегания примерно
170–300 м.
Напротив, на континентальных шельфах тепловой поток относительно невелик. Таким образом, залежи газовых гидратов соответственно являются глубокими, а зоны устойчивости гидратов –
более мощными.
1.1.4 Физические свойства газовых гидратов
Физические свойства газовых гидратов зависят от типа гидрата, молекулы-хозяина, заключенного в гидрат и степени насыщения. Теплоемкость, электрические и механические свойства гидратов похожи на свойства льда. Но в отличии от льда, у гидратов уникальна теплопроводность.
Молярную массу гидрата можно определить по его кристаллической структуре и степени насыщения по формуле [13]:
𝑁𝑤 𝑀𝑤 + ∑𝑐𝑗=1 ∑𝑛𝑖=1 𝑌𝑖𝑗 𝑣𝑖 𝑀𝑗
𝑀=
𝑁𝑤 ∑𝑐𝑗=1 ∑𝑛𝑖=1 𝑌𝑖𝑗 𝑣𝑖
20
(1)
где:
𝑁𝑤 – количество молекул воды в элементарной ячейке (46
для типа I, 136 для типа II и 34 для типа Н);
𝑀𝑤 – молярная масса воды;
𝑌𝑖𝑗 – фракционное заполнение полости i компонентом j;
𝑣𝑖 – количество полостей типа i;
c – количество компонентов в ячейке.
В таблице 2 представлена молярная масса и плотность некоторых гидратов при 0 °С.
Плотность гидрата можно рассчитать с помощью следующей
формулы:
𝑀=
𝑁𝑤 𝑀𝑤 + ∑𝑐𝑗=1 ∑𝑛𝑖=1 𝑌𝑖𝑗 𝑣𝑖 𝑀𝑗
𝑁𝐴 𝑉яч
(2)
где:
𝑁𝐴 – число Авогадро (6,023*10-23 1/моль)
𝑉яч – объем элементарной ячейки;
𝑌𝑖𝑗 – фракционное заполнение полости i компонентом j.
Таблица 2 – Молярная масса и плотность некоторых гидратов при
0 °С [11]
Компонент
Тип
гидрата
Малая
полость
Большая полость
Молярная
масса
(г/моль)
Метан
Этан
I
I
0,8723
0,0000
0,973
0,9864
21
17,74
19,39
Плотность
(г/см3)
0,913
0,967
Пропан
Изобутан
CO2
H2 S
II
0,0000
0,9987
19,46
0,899
II
0,0000
0,9987
20,24
0,934
I
I
0,7295
0,9075
0,9813
0,9707
21,59
20,87
1,107
–
1.2
Метан угольных пластов
Метан – это углеводород из ряда алканов, его молекулярная
структура очень проста (рис. 7), это газ и его химическая формула –
CH4, каждый из атомов водорода присоединен к углероду посредством ковалентной связи. Это неполярное вещество, образующееся
в виде газа при обычных температурах и давлениях, оно легче воздуха, не имеет цвета, запаха и воспламеняется, а в жидкой фазе
плохо растворяется в воде.
В природе метан образуется как конечный продукт анаэробного разложения органических соединений.
Метан угольных пластов – это метан, который образуется
естественным путем вместе с небольшими количествами других углеводородов и других газов, отличных от углеводородов, содержащихся в угольной оболочке, в результате физического и химического процесса (углефикация). Этот процесс начинается с осаждения растительного органического вещества, в результате чего образуется торф. Торф образуется в результате непрерывного подводного осаждения органических веществ из растений в средах, где поровые воды бедны кислородом. Характерные условия окружающей
22
среды позволяют накапливать, захоронить и сохранять торф, включая болота и участки разлива, которые могут иметь или не иметь
морского влияния.
Рисунок 7 – Структура метана
В геологическом прошлом считалось, что большая часть
торфа образовалась в дельтовых морских средах. Углефикация происходит в разных режимах и в разных средах. Биохимическая деградация приводит в движение процесс углефикации, но при захоронении, повышенном давлении в покрывающих слоях и температурах
подпочвы возникают физико-химические процессы, которые продолжаются с этим процессом.
По мере того, как выделяется вода, выделяется и диоксид углерода с метаном. Слои угля делятся на ряды и включают в себя в
порядке возрастания ранга: полубитуминозные, легколетучие битуминозные,
среднелетучие
битуминозные,
23
низколетучие
битуминозные, полуантрацитовые и антрацитовые угли. Слои угля
содержат определенные неорганические минералы, которые в основном состоят из мацералов или растительных соединений, от древесных растений до смол.
Практически во всех метановых коллекторах угольных пластов поры являются основным механизмом проницаемости. Подобно обычным коллекторам, угольные пласты также могут быть
трещиноватыми. В более глубоких угольных пластах более высокие
напряжения от перекрывающих слоев могут разрушить структуру
угля и закрыть поры. В таких местах последующая естественная
трещиноватость обычно является основным фактором, способствующим проницаемости. Понимание природных пор и систем трещин
угольных пластов имеет важное значение на всех этапах разработки
залежи МУП.
Образование метана зависит от процесса термической зрелости. По мере увеличения температуры и давления изменяется качество угля, а также его способность генерировать и накапливать метан. С течением времени происходит обезвоживание и удаление летучих веществ, в результате чего углеродная матрица сокращается
и формируются эндогенные клинья. Изотермы десорбции описывают взаимосвязь между давлением и содержанием адсорбированного газа в угле в условиях статической температуры и влажности.
Способность угля накапливать метан существенно снижает
потребность в традиционных механизмах улавливания коллектора,
24
в связи с чем его газоносность и степень развития пор или естественных трещин являются важными факторами при оценке участка
для определения потенциала добычи угольного метана.
Абсорбционная и адсорбционная способность угля при возрастании степени зрелости угля от битуминозного до антрацитового
увеличивается. Испытания, проведенные на образцах угля, чтобы
связать адсорбированный газ с давлением (в изотермических условиях), позволяют оценить, какой будет добыча из скважин с угольным пластом с течением времен.
Во время первой стадии углефикации из тонны концентрированного органического вещества образуется около 1300 м3 газа и
большое количество H2O и CO2.
Большая часть газа, образующегося в процессе углефикации,
выбрасывается в течение времени в атмосферу, а остальная часть
хранится в породах. По оценкам, только 1,3 % газа задерживается в
угольных пластах.
При добыче угля метан создаёт большие неудобства, так как
его присутствие в шахте может вызывать взрывы. Поэтому до недавнего времени его рассматривали как побочный продукт.
Лишь в конце 1970-х годов МУП начали рассматриваться как
самостоятельный ресурс благодаря тому, что в США контроль цен
препятствовал бурению скважин природного газа, удерживая цены
на природный газ ниже рыночных; в то же время правительство хотело стимулировать рост добычи газа, поэтому Министерство
25
энергетики США финансировало исследования ряда нетрадиционных источников газа, включая метан угольных пластов. МУП был
освобожден от федерального контроля цен, а также получил федеральный налоговый кредит.
Активная добыча МУП сейчас ведется в США, Австралии,
Канаде, Китае. Опытная эксплуатация происходит в России, Украине и Индии. Разрабатываются проекты по добыче МУП в Казахстане, Турции и Германии.
1.3
Сланцевый газ
Сланцевым газом называют природный газ, который добывается из горючих сланцев состоящий в основном из метана. Месторождения сланцевого газа занимают большие площади, но отличаются высокой рассеянностью и крайне низкой проницаемостью, которая в тысячи раз меньше, чем у обычных газовых пластов. Поэтому их вместе с залежами угольного метана и газа плотных песчаников относят к нетрадиционным ресурсам [9].
Первая коммерческая газовая скважина в сланцевых пластах
была пробурена в США в 1821 году. После этого открытия вдоль
береговой линии озера Эри были пробурены сотни неглубоких
сланцевых скважин, и в конце 1800-х годов к юго-востоку от озера
было создано несколько месторождений сланцевого газа. С середины 1900-х годов в Нью-Йорке было пробурено около 100
26
скважин, чтобы проверить потенциал трещиноватости сланцев девонского и силурийского возраста.
Сланцы представляют собой осадочные породы с высоким
содержанием органического вещества, необходимого для образования нефти и газа, и в основном состоят из метана. Помимо метана,
сланцевый газ содержит этан, пропан, бутан и неуглеводородные
соединения. Особенность таких газовых залежей заключается в том,
что углеводороды в них залегают в очень плотных, практически
непроницаемых породах. Высокие температуры и высокое давление
способствуют образованию новых минералов. Органическое вещество превращается в нефть и газ. Глины отличаются низкой пористостью и низкой проницаемостью.
Газ в сланцевых породах равномерно распространяется по
всему пласту. Количество добытого газа зависит от толщины пласта
и его плотности. Мощность образований на отдельных участках может достигать 100 м. Глубина залегания образований колеблется в
широких пределах: от нескольких сотен метров до нескольких километров. Пластовое давление в газовых материнских породах часто может быть аномально высоким.
Температуры пласта в зависимости от глубины залегания могут составлять от 80 до 180 °С. Это требует особых технологий добычи газа. Во второй половине XIX века появились новые технологические решения, позволившие добывать значительные объемы
сланцевого газа. Это вызвало повышенный интерес к сланцевому
27
газу, сделав поиск новых решений в области добычи этого газа более активным.
В СССР технологии добычи сланцевого газа разрабатывались с 1950-х годов, в США – с 1970-х годов. Эти исследования проводились в основном как эксперименты, поскольку наличие огромных ресурсов природного газа делало непривлекательным разработку сланцевых месторождений. Тем не менее советские ученые
уделяли большое внимание теоретическим аспектам добычи сланцевого газа.
Теория добычи сланцевого газа была разработана академиком С.А. Христиановичем в Институте нефти АН СССР. Тогда
предлагалось закачивать жидкость под давлением в скважину; в результате пласт был разрушен. Этот метод в основном относился к
увеличению добычи нефти и был нацелен на достижение большего
нефтеотдачи пластов. Больший интерес к технологии добычи сланцевого газа проявили США. В отличие от СССР, где разработка
сланцевых месторождений носила экспериментальный характер,
США энергично взялись за разработку технологий, позволяющих
увеличить нефтеотдачу сланцевых пород. Довольно революционным было применение гидроразрыва пласта на месторождении
Клеппер в Канзасе. Этот метод в экспериментальных целях впервые
применил в 1947 году компанией Stanolind Oil and Gas Corporation
(ныне Amoco Corporation) и в 1949 году компанией Halliburton. Технология гидроразрыва была протестирована в Оклахоме и Техасе.
28
Гидравлический разрыв пласта применяется для создания «паутины» трещин путем быстрой закачки в породу большого количества пресной воды и песка в качестве пропанта. Эта технология требует специального технологического оборудования, позволяющего
создавать давление выше 100 МПа и перекачивать воду объемом более 15 м3/мин.
Эта технология зарекомендовала себя, и за несколько десятилетий в США было проведено большое количество гидроразрывов пласта. Растворы, используемые при гидроразрыве пласта (гидроразрыва пласта), обычно на водной основе. Добавки обеспечивают транспортировку пропанта с водой к трещинам. Вода составляет более 98 % применяемого раствора, остальная часть – это различные добавки.
Начиная с 80-х годов прошлого века сланцевый газ в США
рассматривался как альтернатива традиционному природному газу.
Настойчивые усилия США по развитию технологии добычи сланцевого газа увенчались успехом – с 2000-х годов США начали промышленную добычу этого газа, став лидером по добыче этого углеводородного ресурса. На рубеже 2008-2009 гг., когда США за счет
применения новых технологий достигли в этой области быстрого
роста добычи, опередив Россию, интерес к сланцевому газу в разных странах резко вырос. Объем добычи сланцевого газа оценивался в десятки млрд м3, что было сопоставимо с объемами добычи
и потребления в некоторых странах.
29
Многие страны обладают значительными запасами сланцев,
однако, чтобы добывать из них газ, требуется, чтобы сланец обладал
строго определенными характеристиками. По внешним признакам
совершенно невозможно определить, насколько продуктивным будет то или иное месторождение сланцевого газа [9]. Минимальной
глубиной для перспективного газоносного комплекса считается
1000 м, при меньших глубинах падает давление, что препятствует
рентабельной газодобыче. При глубинах свыше 7-8 км возникают
осложнения в силу аномально высоких температур и давления, возрастают издержки добычи. Для сланцевых коллекторов минимальная толщина 25 м считается достаточной для начала разработки, однако большая толщина остается предпочтительной [9]. В зависимости от способа образования сланцевого газа выделяют биогенный и
термогенный газ. Первый образуется в результате биодеградации
исходного органического вещества аэробными и анаэробными микроорганизмами на глубине 75-670 м, термогенный газ образуется в
результате более значительного катагенетического преобразования
пород на глубине свыше 1000 м, тогда как микробиальные преобразования органического вещества там фактически отсутствуют.
Россия обладает крупными запасами сланцевого газа. Этот
газ наблюдается, например, в отложениях рифея Тимано-Печорской
нефтегазоносной провинции [9].
2. ОЦЕНКА РЕСУРСОВ НЕТРАДИЦОННЫХ
УГЛЕВОДОРОДОВ
30
Основным фактором при оценке ресурсов нефти и газа является разница между традиционными и нетрадиционными углеводородами. Термин «нетрадиционные» не имеет стандартного определения, но обычно он относится к ресурсам, требующим обработки
интенсификатором или специальными процессами и технологиями
добычи для экономичной добычи нефти и газа.
Каждый нетрадиционный тип углеводорода требует уникальных стратегий, таких как стимуляция трещин в случае сланцевой нефти и газа. Каждый также представляет собой индивидуальные экологические проблемы. Извлекаемость нетрадиционных ресурсов во многом зависит от технологического развития. В сочетании с колебаниями спроса и цены это означает, что грань между экономически извлекаемыми и нерентабельными нетрадиционными
ресурсами постоянно смещается. Оценки запасов и ресурсов газа
постоянно пересматриваются по мере изменения информации, технологий и экономики. Поэтому на сегодняшний день остается значительная неопределенность в отношении размера ресурсов для
каждого типа нетрадиционных углеводородов как на региональном,
так и на глобальном уровне.
Ресурсы нетрадиционных углеводородов могут оцениваться
для заданных пространственных масштабов и могут относиться к
объемам запасов, которые, по оценкам, присутствуют или могут
быть добыты технически или экономически. Эти оценки могут быть
31
представлены с вероятностью или с заданным уровнем достоверности (например, «вероятным» или «возможным»). В случае нетрадиционного газа местоположение газа обычно известно, хотя подробный характер геологии и общий извлекаемый объем газа могут быть
полностью неизвестны. Однако во многих источниках эти ресурсы
до сих пор называются «неоткрытыми».
Мировые запасы нетрадиционных углеводородов превосходят ресурсы традиционного углеводородного сырья.
2.1
Ресурсы газовых гидратов
Многие исследования за последние четыре десятилетия были
сосредоточены на оценке глобальных ресурсов газовых гидратов,
однако результаты этих исследований значительно различаются. Со
временем исследователи выработали свое понимание того, как газовые гидраты распределяются и концентрируются в морских отложениях и вечной мерзлоте, поэтому разница между самыми ранними и
последними оценками составляет три-четыре порядка. Это ясно
видно по отрицательной корреляции между оценками запасов газовых гидратов и количеством опубликованных исследовательских
работ по газовым гидратам.
Проведя анализ оценок ресурсов газовых гидратов [7, 37],
можно сделать вывод, что глобальные ресурсы газовых гидратов составляют 2,1 × 1016 м3 метана. Это была наиболее часто цитируемая
оценка, и она была предложена в качестве согласованного значения,
32
поскольку многие независимые оценки сходятся вокруг этого значения.
С появлением методов колонкового бурения и геофизических исследований скважин с середины 1990-х годов пробы вмещающих отложений природных гидратов и количественные данные
скважинного каротажа показали, что только небольшая часть пористого пласта обычно содержит газовые гидраты, за исключением некоторых крупнозернистых коллекторов с высокой проницаемостью
[13]. Принимая во внимание этот факт, можно предположить, что
общий объем природного гидрата находится в пределах 0,7-2 ×
1015 м3.
Лучшее отражение современных знаний о морских газовых
гидратах дает диапазон 1-5 × 1015 м3, что в 4-20 раз меньше наиболее
широко цитируемого значения 21 × 1015 м3.
Следовательно, хотя глобальные запасы газовых гидратов не
так велики, как считалось ранее, они по-прежнему составляют
огромный объем природного газа, который может быть сопоставим
по размеру с другими резервуарами органического углерода, такими как резервуары традиционной нефти и природного газа. Этот
вывод также был подтвержден несколькими недавними исследованиями. Глобальная оценка, выполненная Boswell и Collett, основанная на исчерпывающем обзоре оценок и данных многих программ
бурения, дала примерно 3 × 1015 м3 метана в глобальных газовых
гидратах.
33
На рисунке 8 представлено расположение газогидратных залежей на карте мира.
Рисунок 8 – Расположение газогидратных залежей на карте мира
2.2
Ресурсы метана угольных пластов
Поскольку сегодняшняя нефтегазовая промышленность осознает ценность ресурсов метана угольных пластов (МУП), деятельность по разведке и разработке МУП, которая когда-то была исключительно североамериканской, теперь ведется в глобальном масштабе.
Согласно
данным
Международного
энергетического
агентства (МЕА), мировые ресурсы метана угольных пластов превышают 260 трлн м3 (рис. 9) [17].
Россия обладает наибольшими прогнозными ресурсами данного ископаемого, которые составляют 83,7 трлн м3 [19]. В
34
процентном соотношении на долю Росси приходится 32 % от всех
запасов. Большинство ресурсов МУП в России сосредоточены на
разведываемых участках и поисково-оценочных площадях. Так, на
их долю приходится 95 % всех прогнозных ресурсов. Остальные 5
% сосредоточены на полях действующих шахт.
Рисунок 9 – Мировые запасы МУП по данным МЕА, трлн м3 [17]
Около 40 % всех прогнозных ресурсов метана угольных пластов России сосредоточены в Западно-Сибирском угольном бассейне, 24 % - в Тунгусском бассейне, 16 % - в Кузнецком бассейне,
12 % - в Ленском бассейне, 5 % - в Таймырском и 2 % - в Печорском.
35
На долю остальных бассейнов приходится около 1 % от всех ресурсов. На основании различных критериев (широкая ресурсная база,
благоприятные геологические параметры, наличие крупных потребителей) все угленосные бассейны классифицируются на высокоперспективные, перспективные и неперспективные. Только два из
перечисленных угольных бассейна соответствуют критериям, по
которым их можно отнести высокоперспективным для добычи. Это
Кузнецкий бассейн с прогнозными ресурсами 13,1 трлн м3 газа и
Печорский – 1,9 трлн м3 газа.
Прогнозные ресурсы метана по угольным бассейнам и месторождениям России приведены в таблице 3.
На втором месте по ресурсам метана угольных пластов находятся США. Страна обладает 60 трлн м3 газа. В CША есть четыре
основных бассейна добычи МУП. Это бассейны Сан-Хуан, Блэк Уорриор, Паудер-Ривер и Ратон.
Бассейн Сан-Хуан занимает площадь 36259,8 км2. Угольные
пласты толщиной 4,5-15 м. залегают на глубине 1980 м. при общей
мощности 33,5 м.
Таблица 3 – Прогнозные ресурсы метана по угольным бассейнам и
месторождениям России (млрд м3) [19]
Бассейн, месторождение
Всего
В том числе
36
В том числе
на полях действующих шахт
на разведываемых и перспективных участках и
поисково-оценочных площадях
на верхнем этаже бассейнов до глубины 1200 м
на нижнем этаже бассейнов на глубинах от 1200
до 1800 м
Западно-Сибирский*
Тунгусский*
Кузнецкий
Ленский *
Таймырский*
Печорский
Донецкий
В том числе Восточный Донбасс
Буреинский
Апсатское
Сахалинский
Партизанский
Южно-Якутский
Зырянский
Остальные
Итого
33 900
–
–
–
–
20 000
13 085
6 000
5 500
1 942
1 178
–
212
–
–
26
495
–
12 873
–
–
1 916
683
–
7 448
–
–
1260
–
–
5 637
–
–
682
–
97
2
95
–
–
105
55
47
23
920
99
749
83 700
25
55
5
8
3
–
–
829
80
–
42
917
917
99
–
16 625
101
55
45
15
847
98
–
9 869
4
–
2
8
73
1
–
6 407
* В связи со слабой геологической изученностью этих бассейнов оценка метана в угольных пластах имеет ориентировочный характер
Газосодержание угля колеблется от 8,5 до 17 м3 на тонну.
Уголь имеет летучие битуминозные компоненты. Проницаемость от
37
средней до высокой (1-50 мД). Это хорошо освоенное месторождение. Добыча газа ведется вертикальными скважинами с гидроразрывом.
Рисунок 10 – Формация Fruitland в геологическом срезе бассейна Сан-Хуан
Часть этого бассейна находится под избыточным давлением
(давление газа выше, чем гидростатическое давление), что приводит
к очень высокой добыче газа. Запасы газа в данном бассейне составляют 2,35 трлн м3, из них 1,4 трлн м3 приходится на формацию Fruitland (рис. 10).
38
В Китае сосредоточено более 35 трлн м3 или 13 % от всех
прогнозируемых ресурсов МУП [19]. Общая оценка ресурсов МУП
Китая началась в 1992 году. Перспективными метанонасыщенными
бассейнами считаются Циньшуй, Ордос, Дянь-Цянь-Гуй Джунгар,
Терфан-Хамий, Хайлар, Эрянь и Илий (рис. 11) [14].
Рисунок 11 – Перспективные метанонасыщенные угольные бассейны Китая. Обозначения на рисунке: 1- Ордос; 2 – Циньшуй; 3 –
Джунгар; 4 – Дянь-Цянь-Гуй; 5 – Терфан-Хамий; 6 – Эрянь; 7 –
Хайлар; 8 – Илий
На данный момент уже осуществлена разработка МУП в бассейне Циньшуй провинции Шаньси и в бассейне Ордос,
39
крупнейшем по количеству метана угольных пластов в Китае. В нём
сосредоточено 9,82 трлн м3 газа или 28 % от общих ресурсов страны
(рис. 12). Крупномасштабная разработка МУП наблюдается в восточной части бассейна Ордос, где преобладают угли среднего и высокого класса. Наивысшие проницаемости в бассейнах Циньшуй и
Ордос едва превышают 10 мД, с большей долей менее 0,1 мД, в то
время как проницаемость в бассейнах США может составлять 1000
мД, с большей частью выше 10 мД.
Рисунок 12 – Ресурсы МУП по угольным бассейнам Китая
[14]
40
В Австралии сосредоточено 22 трлн м3 или 8 % от всех прогнозируемых ресурсов МУП. Ресурсы газа находятся в основных
угольных бассейнах в Квинсленде и Новом Южном Уэльсе, с дополнительными потенциальными ресурсами в Южной Австралии.
Многие угольные пласты Австралии содержат большие объемы газообразного метана – до 25 м3 на тонну. Австралия начала добычу
МУП в 1988 году, а в 1996 году МУП начали добывать в промышленных масштабах в штате Квинсленд.
Ресурсы МУП Индии оцениваются примерно в 18 трлн м3.
Запасы МУП находятся в угольных бассейнах в 12 штатах Индии,
при этом основную часть составляют отложения Гондваны на востоке Индии. Долина Дамодар Коэль и долина Сон являются перспективными территориями для разработки МУП, при этом проекты разработки МУП существуют в районах Южный Ранигандж,
Восточный Ранигандж и Северный Ранигандж на угольном месторождении Ранигандж, блоке Парбатпур на угольном месторождении Джария, а также на угольных месторождениях Восточного и Западного Бокаро.
Также ресурсы метана угольных пластов сосредоточены в
Германии – 16 трлн м³, ЮАР – 13 трлн м³, Украине – 8 трлн м³, Казахстане – 8 трлн м³ и Польше – 3 трлн м³ [19]. На долю этих стран
приходится 18 % прогнозных ресурсов МУП.
2.3
Ресурсы сланцевого газа
41
По оценке Управления энергетической информации (Energy
Information Administration – EIA) мировые ресурсы сланцевого газа
составляют 214,546 трлн м³ [35], причем большинство ресурсов сосредоточено в странах Северной Америки (рис. 13).
Рисунок 13 – Процентное соотношение ресурсов сланцевого газа в
мировых регионах [35]
Запасы сланцевого газа в Китае оцениваются в 31,58 трлн м³
[35]. Они залегают в основном в сланцах нефтематеринских пород
Сычуаньского бассейна (17,726 трлн м³), Тарима (6,116 трлн м³),
Джунгара (1,019 трлн м³) и Сунляо (0,45 трлн м³). Остальные
42
технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа (6,286 трлн м³) сосредоточены в более мелкой и сложной в структурном отношении
платформе Янцзы, бассейнах Цзянхань и Субэй [34]. В Китае ведется добыча сланцевого газа на юго-западе бассейна Сычуань с
2012 года. В 2020 году в стране было добыто 20 млрд м³ сланцевого
газа, что составляет примерно десятую часть годовой добычи природного газа [34].
На втором месте (таблица 4) по объёму ресурсов сланцевого
газа находится Аргентина. Запасы страны оцениваются в 22,7 трлн
м³, которые сосредоточены в четырех бассейнах (рис. 14) [34].
Рисунок 14 – Перспективные сланцевые бассейны Аргентины
43
Значительные образования сланцевого газа зафиксированы и
в Алжире. В залежах бассейнов Гадамес, Иллизи, Тимимун, Анет,
Муидир, Редган и Тиндуф сосредоточено 20,02 трлн м³ сланцевого
газа [2].
На протяжении большей части палеозоя Северная Африка
(включая Алжир) представляла собой единый массивный бассейн
осадконакопления. Разделение и последующее столкновение Лавразии и Гондваны установили семь отдельных очертаний бассейнов и
структур поднятия современного Алжира. Крупные трансгрессии
привели к отложению в этих бассейнах богатых органикой морских
материнских пород. Последующие тектонические движения активировали старые структуры. Эти события, а также дополнительное
сжатие и движение вызвали локальные поднятия и эрозию, которые
сегодня определяют и характеризуют эти бассейны [34].
Таблица 4 – Страны по количеству ресурсов сланцевого газа [35]
Позиция
страны
1
2
3
4
5
6
7
8
Название страны
Китай
Аргентина
Алжир
США
Канада
Мексика
Австралия
Южная Африка
44
Объём ресурсов, трлн
м³
31,58
22,70
20,02
17,63
16,22
15,44
12,16
11,04
Россия
Бразилия
Объединенные Арабские
11
Эмираты
12
Венесуэла
13
Польша
14
Франция
15
Украина
16
Ливия
17
Пакистан
18
Египет
19
Индия
20
Парагвай
Остальные страны
Итого
9
10
8,06
6,93
5,81
4,74
4,13
3,87
3,62
3,44
2,98
2,83
2,73
2,13
16,49
214,54
Ресурсы сланцевого газа в США оцениваются в 17,63 трлн
м³. Основными месторождениями в США являются сланцы Барнетт
(рис. 15), Хейнсвилл, Фейетвилл и Вудфорд, а также месторождение
Марселлус, который относится к Аппалачскинскому бассейну –
важной провинции по добыче сланцевого газа с начала 1800-х годов.
45
Рисунок 15 – Сланцевые бассейны и районы добычи сланцевого
газа в США
Россия входит в десятку стран по объемам запасов сланцевого газа. По данным Управления энергетической информации в
стране сосредоточено 8,06 трлн м³ сланцевого газа, что составляет
20,7 % от запасов традиционного природного газа [35]. Газ содержится в основном трех структурах — Баженовской (7,1 трлн м³), Доманиковой (0,457 трлн м³) и Куонамской свитах (0,503 трлн м³).
Также известно, что залежи газа имеются в Хадумской и Кумской
свитах Предкавказской области [34].
46
3. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ
НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ
Технологией разработки углеводородных ресурсов называется совокупность способов, применяемых для извлечения углеводорода из недр.
Для проведения подобного анализа необходимо рассмотреть
существующие технологии разработки (рис. 16), их недостатки и
достоинства и составить сравнительную характеристику.
Рисунок 16 – Технологии добычи нетрадиционных ресурсов углеводородов
47
3.1
Технологии разработки ресурсов газовых гидратов
За последнее время сложилось множество технологий до-
бычи ресурсов газогидратов, основными из которых являются тепловой (термический), депрессионный (технология понижения давления) и химический (ингибиторный) способ (рис. 17).
Рисунок 17 – Основные способы добычи газа из газовых гидратов
Выбор технологии разработки газогидратных залежей зависит от конкретных геолого-физических условий залегания (наличие
или отсутствие свободного газа под гидратной залежью) и от
48
степени «переохлаждения» гидратов (разность между пластовой
температурой и равновесной температурой гидратообразования)
[5].
3.1.1 Тепловая технология
Тепловая технология заключается в повышении температуры газовых гидратов выше равновесного.
При анализе тепловых технологий промышленной разработки газогидратных месторождений возникают два основных вопроса – об источниках энергии и способах ее подвода [5].
В зависимости от способов подвода тепла, технология подразделяется на нижеперечисленные подвиды.
1)
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.
2)
Метод циркуляции горячей воды. Применен при 5-
дневной пробной добыче газа на канадском месторождении Маллик
в 2002 году (рис. 18) [11]. Месторождение Маллик – это крупный
проект международного сотрудничества, в котором приняли
49
участие более 200 ученых из более чем 50 исследовательских институтов [36].
Рисунок 18 – Принципиальная схема скважинной части
опытной скважины в исследовании на месторождении Маллик: повышение температуры наблюдается за счет циркуляции горячей
воды [7]
Производственные испытания проводились в 2002, 2007 и
2008 годах. Результаты бурения скважины Маллик 5L-38 показали,
что гидраты распространяется на глубине 892-1107 м под землей.
Литология в основном состоит из двух фаций: толстослоистого песчаника с прослоями конгломерата и слоистого песчаника с прослоями конгломерата и алевролита, с высокой гидратонасыщенностью
от 50 % до 90 %.
50
Начиная с устья скважины, нагретая циркулирующая жидкость закачивалась в колонну диаметром 42,1 мм. Затем она циркулировала мимо открытых перфораций, и жидкость и добытый газ
возвращались на поверхность в кольцевом пространстве. Жидкости
и добытый газ были разделены в сепараторе высокого и низкого давления. Газ измеряли и сжигали. В результате применения технологии было добыто 470 м3 метана [36].
3)
Метод разложения газовых гидратов с использова-
нием 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 [11].
3.1.2 Депрессионная технология
Депрессионная технология – 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 пласте ниже, чем фазовое давление равновесия газогидрата, он
51
начинает распадаться на газ и воду, поглощая при этом тепловую
энергию окружающей среды [10].
Подобную схему разработки реализовали на Мессояхском
газогидратном месторождении в Западной Сибири, где за счет отбора свободного газа, подстилающего гидратный пласт, понижалось давление и инициировалось разложение гидратов. Однако
дальнейшие исследования показали, что геологические условия
Мессояхского месторождения, при которых только часть продуктивного разреза находится в гидратном состоянии, а насыщенность
гидратами невелика (20-40 %), уникальны [5].
Депрессионный метод также использовался при пробной разработке месторождения Маллик. Снижение забойного давления
осуществляли специальным динамическим прибором – пластоиспытателем (MDT), спускаемым на геофизическом кабеле в район
перфорации скважин, ограниченный двойным пакером [5]. Инструмент MDT изолирует небольшой участок коллектора, создает депрессию путем удаления (откачки) жидкости из коллектора, измеряет падение давления и скорость отбора жидкости, а также отбирает пробы.
MDT применяли в экспедиции NGHP-02 в бассейне КришнаГодавари на глубине 2553,5 м. на шельфе Индии. Схема данного тестера представлена на рисунке 33 (приложение 2). Испытания диссоциации гидрата проводили с периодом снижения давления
(сброса
давления)
в
течение
52
20
минут
с
последующим
восстановлением (остановкой) в течение 20 минут. Однако диссоциация газового гидрата не была достигнута из-за недостаточной
способности инструмента MDT к снижению давления и неспособности пакеров инструмента MDT эффективно герметизировать интервал испытаний при высоких перепадах испытательных давлений,
необходимых для достижения диссоциации.
Понижение давления было ограничено из-за производительности выбранных насосов MDT для этого испытания и чрезмерного
потока жидкости из пласта.
Необходимо отметить депрессионную схему разработки месторождения Шэньху в Южно-Китайском море, которая была применена в 2019-2020 годах, где в течение 30 дней непрерывной добычи удалось извлечь 86,14 × 104 м3 газа [32]. В отличие от месторождения Маллик, на Шэньху использовались наклонно-направленные скважины (рис. 19). По сравнению с вертикальными скважинами и скважинами с большим наклоном, горизонтальные скважины обладают такими преимуществами, как увеличение добычи
газа и контроль добычи песка из скважины. Кроме того, они отличаются высокими темпами отбора газа при низком перепаде давления. Это может эффективно снизить риски образования вторичных
гидратов [32].
53
Рисунок 19 – Схема обсадных труб горизонтальной скважины для
испытания морской добычи газогидратов [32]
Испытания проходили в четыре этапа [32]. На начальном
этапе перед снижением давления в пласте, скважина была заполнена
жидкостями для заканчивания, и пласт находился в условиях слегка
положительного давления. Затем был запущен ЭЦН на низкой частоте для медленного сброса давления путем удаления флюидов в
процессе протекания потока жидкости, и пласт постепенно переводился в состояние с отрицательным давлением. Как только давление
пласта вблизи ствола скважины снизилось до давления, необходимого для диссоциации гидратов, началась стадия стабильной добычи газа при постоянном забойном давлении. Жидкость в скважине постепенно уменьшалось по мере увеличения добычи газа.
54
Согласно моделированию и анализу характеристик газового потока
и потока жидкости в скважине, турбулентный режим был преобладающим в скважине, что вызывало резкое изменение давления на
устье скважины и оказывало значительное влияние на забойное давление. Чтобы уменьшить резкое изменение забойного давления
была применена инновационная технология восполнения запасов
жидкости в стволе скважины. Между тем, концентрация ингибиторов гидратов в скважине регулировалась и контролировалась в разумных пределах для предотвращения вторичного образования гидратов в стволе скважины.
Третий этап – стабильная добыча газа за счет медленного
снижения забойного давления. По мере продолжения эксплуатационных испытаний добыча газа на устье имела тенденцию к снижению при постоянном давлении в стволе скважины. Поэтому, параметры искусственного подъема были скорректированы для медленного снижения забойного давления, постепенного повышения давления добычи, увеличения радиуса сброса давления и диссоциации
гидрата, а также для дальнейшего достижения стабильной добычи
газа на устье скважины [32].
На поздней стадии производственного испытания радиус
диссоциации гидрата увеличился, что еще больше увеличило гидравлическое сопротивление. Как следствие, добыча газа на устье
продолжала снижаться с увеличением эксплуатационного давления.
55
Более того, постепенно снижающаяся добыча газа не могла
быть восстановлена путем дальнейшего повышения давления добычи. Это происходило вследствие следующей причины – во время
добычи, за счет высокого эксплуатационного давления, напряжение
скелета породы увеличивалось после диссоциации гидрата из-за
низкой прочности цементирования коллекторов гидратов.
Это привело к уменьшению радиуса пор и относительной
проницаемости газа. Следовательно, добыча газа снизилась [32].
3.1.3 Химическая технология
Химическая технология разработки газовых гидратов заключается в смещении условия равновесия гидрата за пределы термодинамических условий зоны стабильности посредством введения
химических ингибиторов.
В качестве ингибиторов могут выступать органические
(например, этанол, метанол, гликоль) или соляные растворы.
Анализ добычи газа из гидрата метана в пористых отложениях путем закачки растворов этиленгликоля различной концентрации и с разными скоростями закачки в одномерном экспериментальном устройстве показывает, что процесс добычи газа можно разделить на четыре стадии:
1)
начальная закачка;
2)
разбавление этиленгликоля;
56
3)
диссоциация гидрата;
4)
выход газа.
Тем не менее, расход воды остается почти постоянным в течение всего производственного процесса. Лабораторные опыты показывают, 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 [11].
При добавлении ингибитора кривая фазового равновесия
смещается влево, и реакция идет вправо. Вследствие чего ослабевает сила Ван-дер-Ваальса между молекулами газа и воды, поэтому
твердая форма гидратной структуры высвобождает большое количество молекул газа. Таким образом, ингибитор подавляет образование гидрата, что в действительности способствует диссоциации
гидрата, что, в свою очередь, позволяет добывать природный газ.
Основными типами ингибиторов являются термодинамические, кинетические и антиагломеранты [7].
Механизм термодинамического ингибитора заключается в
изменении термодинамического равновесия путем снижения температуры образования гидратов за счет изменения химического потенциала воды [37]. Ингибитор вступает в конкуренцию с молекулами
воды в отношении формирования водородных связей [7]. Этот эффект аналогичен добавлению антифриза в воду для понижения температуры замерзания. Наиболее широко распространёнными
57
термодинамическими ингибиторами являются метанол и гликоли.
Метанол, испаряясь в газовую фазу растворяется в любых скоплениях свободной воды, предотвращая образование гидратов.
Механизм действия кинетического ингибитора заключается
в замедлении скорости зарождения гидрата, скорости его образования, нарушении направления роста его кристаллов. На ранних стадиях образования и роста гидратов они прилипают к поверхности
кристаллов гидрата, подавляя время их образования или предотвращая рост новых кристаллов. Примерами кинетических ингибиторов
являются водорастворимые или диспергируемые в воде полимеры.
Механизм действия антиагломеранта заключается в диспергировании кристаллов газовых гидратов по мере их формирования.
Такие ингибиторы позволяют гидратам формироваться, но ограничивают их размеры и не допускают их прилипания к стенкам обсадных труб скважин [7].
Чтобы найти количество ингибитора, необходимого для производства единичного количества метана, сначала рассчитывают величину понижения температуры, а затем скорость диссоциации по
отношению к концентрации ингибиторов по массе. Эффекты ингибирования зависят как от температуры, так и от давления, но давление лишь незначительно влияет на ингибирование гидратов.
58
3.1.4 Альтернативные технологии разработки
Альтернативные технологии разработки газогидратных залежей изучены мало изучены экспериментально, однако существует
определенный интерес к ним со стороны исследователей. К альтернативным технологиям относятся [7]:
1)
молекулярная;
2)
акустическая;
3)
электромагнитная;
4)
применение нанотехнологий.
3.1.4.1 Молекулярная технология
Молекулярная технология разработки газогидратных залежей заключается в замене молекул метана на молекулы углекислого
газа (азота) в структуре гидрата и высвобождению первого (рис.20)
[15].
Способность молекулы диоксида углерода заменить метан в
структурной ячейке газогидрата подтверждается экспериментально.
Исследователи провели эксперимент по замене газообразным CO2 в
различных условиях. Принципиальная схема экспериментальной
установки для замены CO2 представлена на рисунке 21.
59
Рисунок 20 – Схема механизма замещения CH4 инжекцией CO2 /
N2 в природных гидратах [15]
Рисунок 21 – Принципиальная схема экспериментальной установки. Обозначения на рисунке: 1) – баллон с СО2; 2) – охладитель; 3) – буфер CO2; 4) – буфер CH4; 5) – ячейка с охлаждающей
рубашкой; 6) – окно; 7) – мешалка; 8) – редуктор давления; 9) – цилиндр CH4; 10) – термопары; 11) – манометр; 12) – регулятор противодавления; 13) – лазерный рамановский спектрометр или газовый хроматограф; 14) – бак
60
Устройство состоит из ячейки высокого давления, внутри которой находится магнитная мешалка для образования гидратов и реакции замещения, системы охлаждения для поддержания постоянной температуры ячейки, системы сбора данных и лазерного рамановского спектрометра или газового хроматографа для анализа состава газовой фазы.
Экспериментальная процедура заключается в следующем:
1) необходимое количество дистиллированной воды сначала
вводится в ячейку. Когда давление регулируется на заданном значении, запускается магнитная мешалка, чтобы способствовать образованию гидрата CH4;
2) образование гидрата CH4 считается завершенным, если показатели измерений остаются неизменными. Затем в ячейку инжектируется CO2 под высоким давлением;
3) реакция замещения начинается когда в системе регулируются требуемые давление и температура. После начала реакции отбирают небольшую пробу газа для анализа через определенные промежутки времени;
(4) по истечении заданного времени смеси гидратов разлагаются нагреванием, и составы количественно оцениваются.
Рисунок 22 построен на основе экспериментальных данных.
61
Рисунок 22 – Количество разложившегося гидрата CH4 (a) и образовавшегося гидрата CO2 (б) во времени
Основываясь на экспериментальных данных, можно сделать
три основных вывода:
1) молекулярная технология способствует разложению гидрата CH4 и образованию гидрата CO2;
2) количество разложившегося гидрата CH4 почти соответствует количеству образовавшегося гидрата CO2
3) высокая скорость реакции на ранних стадиях (около 10 ч),
но после этого она становится медленной.
Молекулярный метод был применен в реальных условиях в
2012 году на северном склоне Аляски на месторождении Прудо-Бэй.
В скважину Игник-Сикуми была закачана газовая смесь CO2 и N2.
Результаты испытаний показали, что закачка смеси привела к образованию смешанного гидрата азота и диоксида углерода, с выделением метана, хотя сложность подземной среды повлияла на степень
и эффективность реакции замещения.
62
3.1.4.2 Акустическая технология
Акустическая технология основана на прогреве продуктивного пласта в призабойной зоне посредством акустического воздействия. Поэтому ее можно отнести к виду теплового воздействия.
Данный способ может применяться совместно с методом закачки в
пласт воды.
Воздействие ультразвуковым полем с помощью забойного
излучателя осуществляется с большим проникновением в пласт относительно забойного нагревателя за счет использования принципа
ультразвуковой фокусировки. Для этого предлагается использовать
метод цилиндрической фокусировки.
В зависимости от свойств коллектора и содержащихся в нем
флюидов, форма фокусирующей линзы выбирается так, чтобы подобрать оптимальное фокусное расстояние, определяемое углом
фокусировки. В зависимости от необходимого фокусного расстояния, мощности и частоты ультразвукового излучателя, из геометрических соображений выбирается расстояние между акустическими
развязками [24].
Экспериментальное рассмотрение данной технологии не
осуществлялось, однако существует математическая модель, подтверждающая её эффективность. Результаты моделирования приведены на рисунке 23. Согласно полученным данным технология
63
наиболее эффективно справляется с прогревом зон на расстоянии
0,7-7,5 м от акустического излучателя [18].
Рисунок 23 – Увеличение температуры пласта после 70 суток акустического воздействия по мере возрастания расстояния от источника акустического воздействия [18]
3.1.4.3 Электромагнитная технология
64
Данная технология основана на нагреве пласта высокочастотным электромагнитным излучением. Газогидраты представляют собой диэлектрик с потерями, который характеризуется комплексной относительной диэлектрической проницаемостью. Мнимая часть диэлектрической проницаемости определяет плотность
источников тепла, возникающих в материале при его взаимодействии с высокочастотным электромагнитным полем. Возникновение внутренних источников тепла в таком диэлектрике при его взаимодействии с высокочастотным электромагнитным полем [23] и,
как следствие, изменение температуры и давления в нем, представляет физическую основу метода вызова диссоциации газовых гидратов [23].
Молекулы газа, образующие гидрат, связаны с кристаллической решеткой воды Ван-дер-ваальсовскими силами. Эти силы слабее по сравнению с водородными связями, удерживающими молекулы воды в решетке. Поэтому область дисперсии, соответствующая переориентации молекул газа, более широкая и вносит гораздо
меньший вклад в диэлектрические свойства гидрата. Этот вклад еще
меньше, если молекулы газа, образующего гидрат, не являются полярными. Поэтому для достижения максимальной эффективности
воздействия на гидратосодержащий пласт необходимо работать на
частотах, соответствующих максимуму диэлектрических потерь,
соответствующему поляризации молекул воды [16].
65
На данный момент электромагнитная технология недостаточно изучена.
3.1.4.4 Применение нанотехнологий для разработки
газогидратных залежей
Одной из задач разработки месторождения газовых гидратов
является выбор подходящего метода разрушения клатратных структур с учетом геологических и физических особенностей месторождения. Применение нанотехнологий является новым подходом в решении данной задачи. Существуют различные способы применения
нанотехнологий. Одной из которых является использование характеристик самонагрева наночастиц феррита никеля (NiFe2O4) для высвобождения метана из гидрата. Эти наночастицы имеют размер от
30 до 50 нм и, кроме того, нетоксичны и экологически безопасны.
Саморазогрев магнитных частиц является результатом гистерезисных и релаксационных потерь [29].
С целью оценки влияния характеристик самонагрева наночастиц феррита никеля на диссоциацию газовых гидратов был проведен лабораторный эксперимент. Для лабораторного эксперимента
газовый гидрат был получен искусственно с использованием метана, а его диссоциация измерялась при атмосферном давлении и
температуре в диапазоне от -7 до +5 ºC. Результаты эксперимента
66
показали, что на начальном этапе температура саморазогрева
быстро возрастала, а затем достигла максимума [29].
Кроме того, время диссоциации гидрата уменьшалось, когда
напряженность магнитного поля изменялась с фиксированной частотой. Исходя из этого был предложен метод, который включает
закачку никеля с воздушной суспензией наночастиц феррита в гидратосодержащий пласт с использованием горизонтальной нагнетательной скважины. Наночастицы пройдут через полости в газовом
гидрате и попадут в водную ячейку. Затем магнитное поле будет активировано в зоне гидратации с помощью магнитного инструмента,
который находится в горизонтальной скважине. Изменение магнитного поля активирует наночастицы и заставляет их повышать температуру гидратных образований примерно до +42 ºC [29]. Следовательно, термодинамическое равновесие будет нарушено, и это
приведет к разложению водной ячейки; в итоге метан будет извлечен через добывающую скважину.
Для последовательного (невзрывного) промышленного разрушения клатратных соединений газовых гидратов (с целью эффективного извлечения содержащегося в них метана) целесообразно
подавать наночастицы в составе неактивных водяных струй в количестве, соответствующем запланированному количеству разрушаемых газовых гидратов [6].
Эффективность разрушения газовых гидратов также существенно зависит от формы наночастиц, в частности, от наличия
67
различных шипов. Когда сферическая частица с иглами движется по
поверхности ячейки (клатрата) газовых гидратов, вершина иглы периодически поднимается и опускается, что приводит к разрушению
кристаллической ячейки и высвобождению молекулы метана [6].
Наноструктуры, похожие на морских ежей, довольно легко формируются электрохимическим методом. Основным материалом для их
строительства является пенополистирол [8].
Помимо сферических наночастиц в качестве рабочего инструмента, разрушающего наногидратные отложения, целесообразнее использовать молекулярные шестерни и осевые колеса. Валы
шестерен представляют собой углеродные нанотрубки, а зубья – молекулы бензола [8]. При этом характерные частоты вращения шестерен составляют несколько десятков гигагерц.
Для разрушения ячеек газогидрата наночастицами можно использовать не только энергию гидродинамического потока. В частности, одним из важных и перспективных направлений применения
нанотехнологий в нефтегазовой отрасли является создание специальных миниатюрных устройств, оснащенных микропроцессорами
и способных выполнять целенаправленные операции с объектами
нанометрового масштаба, называемыми «нанороботами» [6].
Согласно современным теориям, нанороботы должны уметь
осуществлять двустороннюю связь: реагировать на различные сигналы и уметь перезаряжаться или перепрограммироваться извне
(посредством звука или электрических колебаний) [8].
68
Также важны их функции репликации – самосборка новых
нанороботов и запрограммированное самоуничтожение, например,
в конце работы. В этом случае роботы должны распадаться на экологически чистые и быстродействующие компоненты. Различные
химические реакции, энергия света, звука (механические колебания), электромагнитное поле и электрический ток могут выступать
в качестве энергии движения нанодвигателей [6].
3.1.5 Патентный обзор
Для анализа востребованности и перспективности технологий разработки газогидратных залежей я провел патентный обзорсравнение Эффект сравнения заключается в том, что для анализа
были отобраны патенты с 1990 по 1995 гг.. а также с 2015 года по
настоящее время.
Всего было отобрано 50 патентов, связанных только с технологиями добычи газовых гидратов. Отобранные патенты представлены в таблицах 7 и 8 (приложение 3). По сравнению с периодом с
1990 по 1995 гг., в период с 2015 года к газовым гидратам сильно
возрос интерес со стороны учёных из многих стран (интерес проявляется в существенно возросшем количестве выпускаемых патентов).
Например, из Китая, представители этой страны публикуют
большее количество патентов, чем другие (рис. 24). Это связано с
69
тем, что в Китае заинтересованы в скорейшей добыче данного ресурса.
Рисунок 24 – Сравнение стран по доле патентов за периоды: а) – с
1990 по 1995 гг. и б) – с 2015 г. по настоящее время
Что касается технологий, если в 1990-х чаще всего в патентах
использовался далеко не самый эффективный тепловой способ (в
силу того, что требуются большое количество энергии и ресурсов
на прогрев пласта, рис. 25), то в период с 2015 года редко находится
способ, который основан только на тепловом способе. В большинстве случаев происходит комбинация, теплового и химического,
теплового и механического (рис. 26).
70
Рисунок 25 – Сравнение доли используемых технологий разработки газовых гидратов в патентах за периоды: а) – с 1990 по 1995
гг.; б) – с 2015 г. по настоящее время
Рисунок 26 – Соотношение в патентах с 2015 г. доли применения
только одной технологии разработки ресурсов газовых гидратов и
комбинации различных технологий
71
Также следует отметить и то, что в патентах все больше используются альтернативные технологий разработки газогидратов, в
числе которых молекулярный (использование диоксида углерода),
использование наночастиц, акустический и электромагнитный способ.
3.1.6 Анализ технологий разработки газовых гидратов
Для анализа технологий разработки ресурсов газовых гидратов выбраны пять критериев.
Критерий 1: эффективность технологии. Использование данного критерия позволяет рассмотреть, насколько эффективно и выгодно использовать данную технологию с точки зрения капиталоёмкости и конечного результата применения.
Критерий 2: востребованность и перспективность технологии. Данный критерий оценивается на основании патентного обзора
и количества уже имеющихся изобретений, относящихся к данной
технологий.
Критерий 3: условия применимости. Рассматривается широта геолого-физических условий применения.
Критерий 4: опыт реального применения. В силу того, что газовые гидраты не находятся в стадии промышленной разработки, то
не для каждой технологии данный критерий применим, однако
очень важно его учесть.
72
Критерий 5: экологическая опасность технологии. Данный
критерий позволяет рассмотреть влияние технологии разработки на
функционирование природных, антропогенных и природно-антропогенных систем, приводящее к ухудшению качества окружающей
среды.
Все критерии оцениваются по 5-ти бальной шкале, для того
чтобы рассчитать среднее значение по технологии и сравнить с другой, наглядно выявить все достоинства и недостатки.
Критерии оценивания и разбивка по шкале баллов представлена в таблице 9 (приложение 4).
Результаты оценки приведены в таблице 5.
По результатам оценки наибольшие баллы соответствуют
способу с применением нанотехнологий и депрессионной технологии разработки. За ними следуют такие технологии, как молекулярный и электромагнитный. Худший результат оказался у акустического способа.
Согласно результатам оценки, наиболее экономичным способом добычи газогидратов является депрессионный. Это объясняется тем, что данный метод осуществляется за счет понижения давления в буровой скважине или за счет сокращения давления на газогидраты воды или свободного газа после их частичной откачки и
для осуществления данного процесса не требуются значительные
средства [11]. Также к преимуществам депрессионного способа
можно отнести простоту процесса извлечения газа (происходит
73
автоматически при создании перепада давления) и возможность относительно быстрой добычи больших объемов. Наименьшую
оценку депрессионный способ получил по двум критериям. Это
применимость технологии и эффективность.
Таблица 5 – Результаты оценки технологий разработки газогидратных ресурсов по различным критериям
Номер критерия
Технологии разработки
Среднее
значение
2
3
4
5
Депрессионная
4
5
3
5
3
4
Химическая
3
5
5
5
1
3,8
Тепловая
2
5
4
5
4
4
3
4
5
3
4
3,8
-
3
5
3
-
3,6
Акустическая
-
2
4
2
-
2,67
Применение
нанотехнологий
-
5
3
3
5
4
Молекулярная
Электромагнитная
Оценка (от 1 до 5)
1
74
Существуют значительные ограничения для его применения
виду того, что при протекании газа под действием постоянного перепада давлений возможно возникновение эффекта Джоуля-Томсона, при котором происходит понижение температуры газа. Вследствие этого будет происходить вторичное образование гидрата газа
в каналах добычи газа, стволах скважин, противовыбросовых превенторах и других частях в условиях низких температур и высокого
давления.
Сильная закупорка повлияет на скорость миграции газа или
даже заблокирует каналы добычи газа, вызывая риск снижения скорости добычи газа или даже остановки производства. Также недостатком является то, что данный способ не универсален, например
для эффективного применения способа гидратонасыщенность
должна быть не очень высокой, и обязательно в пласте помимо гидратов должны быть газ в свободной форме и вода. Низкая эффективность заключается в том, что при депрессионном воздействии
объём разложившегося гидрата незначителен по сравнению с общим объёмом гидрата в пласте. Это подтверждается на основе численного моделирования двухфазной неизотермической фильтрации
в пористой среде, насыщенной газом, водой и гидратом [15].
В целом технология является достаточно востребованной и
перспективной.
По результатам проведенной оценки, химический способ является наиболее опасной с экологической точки зрения технологией
75
разработки газогидратных залежей в связи с применением ингибиторов. Например, термодинамический ингибитор – метанол, оказывает токсическое действие на гидробионты. Также существенным
недостатком данной технологии является высокая стоимость применения в связи с необходимостью использования ингибиторов в
большом количестве. Преимуществом химической технологии являются высокая эффективность применения.
Анализируя тепловой способ необходимо отметить, что важным его преимуществом является пригодность для высоко гидратонасыщенных пластов. Ограничениями технологии выступают: 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).
Традиционный метод нагрева отличается медленной скоростью нагрева и большими потерями тепла. Напротив, метод электромагнитной разработки газогидратов может быстро нагревать
пласт по мере необходимости.
76
Так как гидрат природного газа разновидность полярной молекулы, теоретически его молекулярное движение нарушается и
блокируется изменяющимся электромагнитным полем, что приводит к эффекту, подобному трению. А часть микроволновой энергии
преобразуется в энергию хаотического теплового движения, чтобы
интенсифицировать движение полярных молекул, тем самым повышая температуру и решая проблему недостаточной подачи тепла.
Преимуществом данного способа является то, что нагрев пласта, не
зависит от системы питания. Это означает, что температуру можно
повысить за короткое время, так что степень преобразования энергии будет высокой, а потери тепла небольшими. В этом случае может быть обеспечена термодинамическая мощность, необходимая
для разложения гидратов, что полезно для ингибирования вторичного образования гидратов или ускорения разложения вторичных
гидратов. Данный способ сейчас находится на стадии исследования.
Молекулярный метод (замена молекулы метана диоксидом
углерода) является перспективной технологией добычи газовых
гидратов. По мнению исследователей [25], процесс нагнетания жидкого диоксида углерода в гидратный пласт может состоять из следующих этапов: поршневое вытеснение свободного газа из пор; замещение метана жидким диоксидом углерода, его растворение и вымывание из пласта; завершение гидратообразования и вымывание
оставшегося газа метана из гидратного пласта. Преимуществом данной технологии является возможность снижения парниковых
77
выбросов и сохранение механической прочности горной породы,
так как в этом случае не выделяется вода. Вследствие того, что вязкость диоксида углерода в жидком виде на несколько порядков
ниже, чем воды, он легко распространяется в пористой среде [31].
Согласно экспериментальным данным [31], при замене CH4
на газообразный CO2 при температурах от 271,2 К до 276 К и начальном давлении 3,25 МПа скорость реакции замещения становилась
крайне низкой после первых стадий (около 10 ч), кроме того, доля
СН4, высвобождаемого из гидрата, составляла не более 15 % в течение 100 ч. Если коэффициент замены и эффективность не могут
быть улучшены, метод замены не должен иметь реальной практической ценности.
По результатам оценки акустический метод набрал наименьший средний балл. Это объясняется низким интересом к данной технологии со стороны исследователей и, соответственно, его малой
изученности. При этом с экологической точки зрения данная технология является достаточно безопасной, так как способ характеризуется применением акустического излучателя.
3.2
Анализ технологий разработки ресурсов сланцевого газа
Одним из ключевых параметров, который влияет на эффек-
тивность
разработки
ресурсов
78
сланцевого
газа,
является
проницаемость породы. Коллектор сланцевого газа имеет сверхнизкую проницаемость – всего 0,000001–0,001 мД.
Эта характеристика низкой проницаемости матрицы является принципиальным отличием между сланцами и другими газовыми коллекторами. Поэтому для разработки сланцевых залежей
применяются специальные технологии – гидроразрыв пласта (ГРП)
и горизонтальные скважины.
Горизонтальное бурение максимизирует площадь горной породы, которая после гидроразрыва находится в контакте со стволом
скважины, и, следовательно, максимизирует объем выделяемого
сланцевого газа.
Горизонтальное бурение выполняется с помощью оборудования и технологий, которые были созданы на протяжении десятилетий для вертикального бурения, и, фактически, первоначальное
бурение вертикального ствола почти идентично обычному бурению. Однако процессы разработки скважин и добычи газа сильно
различаются при добыче традиционного и нетрадиционного газа.
Хотя в прошлом некоторые традиционные скважины стимулировались гидроразрывом, горизонтальное бурение и гидравлический
разрыв являются ключевыми требованиями для обеспечения экономической рентабельности разработки месторождений сланцевого
газа.
Требование горизонтального бурения и гидроразрыва пласта
также приводит к различиям в расположении скважин над пластами
79
сланцевого газа. Процесс включает размещение нескольких отдельных скважин на одной площадке. Обычно от центральной кустовой
площадки отходят 6–10 горизонтальных скважин [1]; затем они бурятся параллельными рядами, обычно на расстоянии 5–8 м друг от
друга. Длина каждого горизонтального ствола обычно составляет 1–
1,5 км, хотя они могут быть значительно длиннее.
Поскольку ряд скважин, пробуренных с каждой площадки,
обеспечивает доступ только к конкретной зоне сланцевого пласта,
для максимальной добычи газа требуется несколько кустовых площадок.
Опорные площадки, используемые для многоскважинного
бурения, требуют большие площади земли для размещения хранилищ жидкости и оборудования, связанного с операцией гидроразрыва пласта. При этом используется более крупное оборудование
для горизонтального бурения, чем то, которое требуется только для
вертикального бурения. Это приводит к тому, что для кустовой площадки требуется от 0,4 до 1,2 га земли [2].
Глубина вертикального бурения сильно варьируется в зависимости от глубины пластов сланцевого газа и их местоположения.
После сооружения вертикальной части скважины и его цементажа
происходит бурение горизонтальной части.
Вертикальную часть скважины обычно пробуривают с использованием сжатого воздуха или пресноводного бурового раствора. Когда горизонтальный участок готов к бурению, обычно
80
требуется буровой раствор для питания и охлаждения забойного
двигателя, который используется для направленного бурения.
Гидравлический разрыв пласта – это технология, применяемая для увеличения добычи углеводородов из подземных геологических формаций путем нагнетания жидкости под давлением, превышающим пластовое давление, для создания трещин в пласте. В
жидкость гидроразрыва добавляются специальные расклинивающие агенты – пропанты. Пропант требуется для «расклинивания»
трещины при отключении подачи жидкости и снижении давления.
Идеальный расклинивающий агент является сильным, устойчивым
к раздавливанию, устойчивым к коррозии, имеет низкую плотность
и легко доступен по низкой цене. Продукты, которые лучше всего
соответствуют этим желаемым характеристикам – это кварцевый
песок, песок с полимерным покрытием и керамические пропанты.
Трещины начинаются в горизонтальном стволе скважины и могут
простираться на несколько сотен метров, в то время как песок разделяет трещины, позволяя газу течь в ствол скважины. Извлечение
закачиваемых флюидов сильно варьируется.
Впервые ГРП применили в 1949 г.. С тех пор гидроразрыв
повсеместно используется для интенсификации притока углеводородов из коллекторов. Первая операция ГРП была проведена с загущенной нефтью, а позже был использован загущенный керосин. К
концу 1952 года многие операции по гидроразрыву проводились с
81
использованием обработанной нефти. Этот тип жидкости разрыва
являлся недорогим.
В 1953 году для гидроразрыва начали использоваться жидкости на водной основе. Для предотвращения образования эмульсий с
пластовыми флюидами к жидкостям гидроразрыва были добавлены
гелеобразующие агенты.
Спирт и пена также использовались для улучшения жидкостей для гидроразрыва пласта на водной основе и для разрушения
большего количества пластов. В настоящее время водные жидкости,
такие как кислота, рассолы и вода, используются в качестве базовых
жидкостей примерно в 96 % всех операций разрыва пласта. В начале
1970-х годов ключевым достижением в использовании жидкостей
для гидроразрыва пласта стало использование сшивателей на основе металлов для повышения вязкости гелеобразующих агентов,
предназначенных для более глубоких скважин.
В 1981 году в вертикальных скважинах в коллекторах сланцевого газа была использована новая жидкость для гидроразрыва
пласта, состоящая из азота (N2) и углекислого газа (CO2). Эта реализация привела к увеличению притока газа в 3-4 раза.
Впервые горизонтальную скважину для добычи сланцевого
газа пробурили в 1992 году. Затем горизонтальные скважины постепенно заменили вертикальные. В 1998 году произошел крупный
прогресс в развитии технологии гидроразрыва пласта за счет
82
введения жидкости на водной основе, который имел низкое содержание расклинивающих наполнителей.
В начале 2000-х годов была разработана новая технология
под названием многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП), которая использовалась в горизонтальных скважинах при разработке
сланцевого газа (рис. 27). Эта технология была дополнительно доработана и улучшена, что привело к повышению как эффективности
извлечения, так и площади дренажа. Использование МГРП позволило повысить эффективность проведения ГРП на 85 % [16].
Впоследствии в 2006 году была представлена технология
синхронного гидроразрыва. Впервые эту технологию использовали
в бассейне Барнетт.
Рисунок 27 – Схема вертикальных и наклонно-направленных скважин и применения ГРП на них
83
В таблице 6 приведена классификация видов ГРП.
Таблица 6 – Классификация видов ГРП [4]
КритеВид ГРП
рий
Описание
Односта- ГРП проводится за одну спуско-подъёмную опедийный рацию
Многоста- ГРП проводится в 2 и более стадии с повышендийный ной мощностью отложений
Повтор- Проводится спустя некоторое время после
ный предыдущей стимуляции.
Осуществляется закачка буферной жидкости,
Стандартгеле-пропантовой смеси с нарастающих давленый
нием
Разрыв происходит через гидропескоструйные
Струйный
перфораторы
С оста- Приостановка и подача жидкости под давлением
новкой за- для осуществления более сильного разрыва трекачки щин
С циклической за- Циклический график закачки пропанта (не менее
По спокачкой двух циклов)
собу сопропанта
здания
С обрат- Стандартная технология ГРП с «принудительтрещин
ным отто- ным» закрытием образованных трещин за счет
ком
работы скважины
Данная технология ГРП, обеспечивает размещение трещин в пределах ориентированного интервала пласта и сбережение герметичности естеСелектив- ственных экранов. Селективность созданных
ный разрывов достигается за счет уменьшения вязкости технологического раствора, темпа закачки и
продолжительности операции, а также направления
интервала
инициации
разрывов
По количеству
стадий
84
(избирательная перфорация, монтаж изолирующих мостов, совмещенных пакерующих систем)
С концеСтандартная технология ГРП с модифицировым экраванным графиком закачки, придающим форминироварование «песчаного барьера»
нием
Матрица породы, содержащая сланцевый газ обеспечивает
проницаемость по нанодарси, поэтому очень важно применять правильную жидкость ГРП, так как величина проницаемости после разрыва должна увеличиваться в массиве в 100-1000000 раз по сравнению с первоначальной величиной. Существуют следующие требования к жидкостям ГРП при добыче сланцевого газа:
Во-первых, она должен иметь нейтральную смачиваемость,
не слишком смачиваемую водой, что может ослабить его впитывающее количество. Во-вторых, необходим широкий диапазон вязкости, потому что адаптивная вязкость будет способствовать транспортировке пропантов при закачке и обратному откачке потока
жидкости после завершения ГРП. В-третьих, необходимо чтобы
жидкость обладала небольшим поверхностным натяжением, поскольку оно снизит капиллярное давление, количество впитываемой воды и сопротивление схлопыванию искусственных трещин.
Таким образом, жидкости для гидроразрыва должны иметь
функцию снижения давления разрушения породы, стимулирования
инициирования трещин, активации естественных трещин и
85
создания новых микротрещин на основе взаимодействий между
жидкостями гидроразрыва и формацией, особенно минералами породы.
Естественные трещины и сеть микротрещин – это основной
путь миграции залежей сланцевого газа. В процессе гидроразрыва
пласта трещины заполняются жидкостями гидроразрыва. По мере
оттока жидкой фазы давление пласта сланцевого газа снижается, адсорбированный газ в порах сланцевой матрицы начинает десорбироваться и диффундировать в микротрещины.
Когда концентрации свободного газа достаточно для преодоления сопротивления водной фазы, в пласте сланцевого газа начинается двухфазный поток газа и воды. Большинство залежей сланцевого газа показывают низкое извлечение жидкости гидроразрыва.
Согласно экспериментальным данным, 25-60 % закачиваемой жидкости можно отобрать обратно. Существует несколько причин, вызывающих низкий уровень извлечения жидкости гидроразрыва в коллекторах сланцевого газа. Коллекторы сланцевого газа
обладают высокой гидрофильностью, развитыми нанопорами и
сверхнизкой водонасыщенностью, что приводит к сильному впитыванию и удерживающей способности жидкостей гидроразрыва в
коллекторах сланцевого газа.
После гидроразрыва пласты сланцевого газа имеют сложную
систему порового пространства, состоящую из трещин гидроразрыва, естественных трещин и нанопор в сланцах. Нанопоры в
86
сланцах богаты адсорбированным газом, и газовый поток в нем
имеет типичные наномасштабные характеристики потока. Поэтому
на поток газа в этих трещинах существенно влияет масштаб сети
трещин.
Сланцевые коллекторы показывают значительный спад после нескольких лет добычи, что объясняется закрытием и повреждением сети трещин внутри пластов. Следовательно, для поддержания
добычи применяется повторный гидроразрыв (рис. 28), который является предпочтительным вариантом по сравнению с бурением и заканчиванием новых горизонтальных скважин, так как его можно
проводить с небольшими затратами до 25–40 %.
Рисунок 28 – Сеть трещин после первичного гидроразрыва пласта
(слева) и после повторного гидроразрыва пласта (справа)
Темпы падения добычи из сланцевых пластов более быстры,
чем из традиционных пластов, из-за сверхнизкой проницаемости,
ограниченного контакта с пластом и первоначальной стратегии заканчивания. Повторный гидроразрыв восстанавливает добычу из
недостаточно эффективных пластов за счет увеличения сети
87
гидроразрыва, замены поврежденного пропанта, обхода зон скинслоя и соединения старых и новых трещин.
3.3
Анализ технологий разработки ресурсов метана
угольных пластов
На сегодняшний день существуют две технологии разработки ресурсов метана угольных пластов – дегазация шахт и скважинная технология (добыча ведется вне полей действующих шахт,
с интенсификацией пласта)
3.3.1 Дегазация шахт
Первое извлечение МУП связано с технологией дегазации
шахт. Под дегазацией понимают комплекс работ, которые направлены на извлечение и улавливание метана, выделяющегося из различных источников, с изолированным отводом его на поверхность
[19]. Существует большое количество схем дегазации. Наиболее активно используется сегодня следующие схемы:
1)
заблаговременная дегазация;
2)
предварительная дегазация;
3)
посредством барьерной скважины;
4)
дегазация выработанного пространства;
88
Процесс заблаговременной дегазации осуществляется за несколько лет до ведения горных работ путем бурения вертикальных
скважин, пробуренных с поверхности. Для ускорения дегазации
применяется гидродинамическое воздействие на угленосный массив [21].
Определенный ряд недостатков заблаговременной дегазации
снижает эффективность способа с увеличением глубины, повышаются сроки дегазации и приводит к неравномерной обработке массива. Этими недостатками являются:
1)
несколько систем трещин, которые раскрываются в
одном направлении при гидроразрыве;
2)
влияние физико-механических свойств, горно-геоло-
гических условий и напряженного состояния угольного пласта на
величину раскрытия трещин, их направления и густоту. Даже несмотря на недостатки данного способа, он является наиболее перспективным за счет того, что отвечает на следующие основные требования:
3)
имеет высокую техническую эффективность;
4)
обладает региональным воздействием;
5)
основные горные работы и данный метод разделены
во времени и пространстве
Предварительная дегазация – это процесс изолированного
вывода метана на поверхность до начала очистных работ. Эффективность
предварительной
дегазации
89
определяется
газопроницаемостью угольных пластов, сеткой заложения скважин
и продолжительностью их эксплуатации. Объём применения данного способа и количество извлекаемого метана постоянно возрастают. Однако это происходит не за счёт расширения области его
применения, а вследствие увеличения плотности бурения скважин
и вовлечения в разработку запасов угля с соответствующими условиями. Доля метана, извлекаемого этим способом, постоянно снижается и сейчас не превышает 6 % [21].
При предварительной пластовой дегазации все большее распространение получает бурение скважин с использованием системы
ориентирования в пространстве (направленное бурение). Бурение
подземных скважин по этой технологии позволяет вести дегазацию
неразгруженного угольного массива ещё до начала ведения подготовительных работ, а также производить дегазацию пластов – спутников.
К недостаткам предварительной дегазации относятся следующие факторы:
1)
сложность в технической сфере бурения с вязкими и
сыпучими углями;
2)
предварительная дегазация осуществляется около
100–150 суток;
3)
имеет ограничение в применении из-за низкой га-
зопроницаемости пластов.
90
Барьерная дегазация необходима для повышения выделения
метана в опасных участках пласта. Технология осуществляется путем бурения парной барьерной скважины из специальных камер под
углом 3-5 ° к оси выработки. Средняя длина таких скважин составляет 150 м, а среднее расстояние между камерами 130 м. Для эффективного улавливания метана устья скважин сооружают на расстоянии до 2,5 м от стенки выработки [12]. Другим способ увеличения
эффективности является бурение перекрещивающихся скважин
(рис.29).
Рисунок 29 – Схема дегазации пласта барьерными скважинами: а)
– перекрещивающиеся скважины; б) – одиночные скважины. Обозначения на рисунке: 1 – проводимый штрек; 2 – камера; 3 – серия
перекрещивающихся барьерных скважин; 4 – серия барьерных
скважин; 5 – одиночные барьерные скважины; 6 – газопровод
91
Дегазация с помощью вертикальных скважин, пробуренных
с поверхности, является технологичным и эффективным способом
извлечения метана. Данный способ уменьшает общий объем работ
за счёт разделения работ по извлечению газа и горных работ в пространстве. Вертикальные скважины, пробуренные в разгруженный
горный массив, позволяю добывать метан из всех источников в горных работах. Газопроницаемость у разгруженного массива на 2–4
порядка выше, чем у нетронутого и объем добытого метана зависит
от местоположения фильтрующей части скважины, от давления газа
и распределения метана в массиве. Такой способ дегазации применяют Карагандинский и Кузнецкий бассейны [21].
Технологию шахтной дегазации не используют для промышленной добычи МУП, так как объемы получаемого метана при дегазации невелики. Добываемый газ используется, в основном, для
собственных нужд угледобывающих предприятий непосредственно
в районе угледобычи.
3.3.2 Скважинная технология
Скважинный способ добычи является промышленным. Метан при этом рассматривается уже не как попутный продукт при добыче угля, а как самостоятельное полезное ископаемое. Разработка
метаноугольных
месторождений
92
с
добычей
метана
в
промышленных масштабах производится с применением специальных технологий интенсификации газоотдачи пластов.
Коллекторы МУП обычно очень плотные и требуют эффективной стимуляции для достижения рентабельной добычи. В последние годы было разработано все больше методов интенсификации притока газа из угольных пластов, но выбор наиболее подходящей техники интенсификации притока для конкретных условий
коллектора МУП становится все более сложной задачей.
Микропоры в угольных матрицах обеспечивают большую
удельную поверхность, так что газ может адсорбироваться и храниться на поверхностях пор. Однако наличие поверхностной свободной энергии угля приводит к тому, что газ не может быть полностью извлечен, и, следовательно, фактическая степень извлечения
обычно составляет менее 50 % без стимуляции.
Методы интенсификации угольных пластов можно разделить на три группы [33]:
1)
механическое воздействие;
2)
термическое воздействие;
3)
химическое воздействие.
Методы механического воздействия применяются для вызова перераспределение полевых напряжений и создания новых трещины за счет приложения внешних сил к угольному пласту. Методы
термического воздействия влияют на целостность угольного массива
и
снижают
механическую
93
прочность
угля
из-за
температурного воздействия, что приводит к улучшенной проницаемости. Методы химического воздействия позволяют изменять пористость угля за счет растворения минералов или органических веществ. Детали классификации показаны на рисунке 30.
Рисунок 30 – Методы интенсификации газоотдачи в угольных пластах [33]
94
3.3.2.1 Гидроразрыв угольного пласта
Гидроразрыв пласта предназначен для закачки жидкости под
высоким давлением в угольный пласт. В жидкости гидроразрыва
добавляются пропанты для усиления первичных трещин угольного
пласта, в результате чего проницаемость пласта улучшается из-за
расширения первичных трещин и образования вторичных.
При гидравлическом разрыве трещины и микротрещины в
каменноугольном массиве связаны с распространяющимися трещинами гидроразрыва, что приводит к образованию сети трещин.
Внутри сети трещин проницаемость угольного пласта улучшается,
а десорбция и миграция газа ускоряются [33]. Жидкость гидроразрыва в порах и трещинах создает давление, что приведет к вытеснению газа. В то же время она впитывается в поры и трещины под
действием капиллярного давления, в результате чего проходы миграции газа блокируются (что называется эффектом водоблока), а
десорбция газа сдерживается.
Одна из ключевых проблем, связанных с гидроразрывом пласта, заключается в том, что проницаемость угля достигает пика
сразу после гидроразрыва, но затем эффективность извлечения газа
постепенно падает из-за закрытия трещин. Для решения этой проблемы применяются улучшенные методы гидроразрыва. Например,
импульсный гидроразрыв, при котором жидкость закачивается в
угольный пласт с определенной частотой, что приводит к хорошо
95
распределенной сети трещин в условиях импульсной нагрузки, которая обладает лучшим стимулирующим эффектом по сравнению с
традиционным гидроразрывом пласта [33].
Хотя метод гидроразрыва пласта широко используется для
интенсификации притока угольных пластов, он имеет следующие
ключевые недостатки:
1)
новые трещины постепенно закрываются, что приво-
дит к снижению добычи газа.
2)
использование воды вызывает набухание глины при
гидратации, вызывая повреждение пласта, что отрицательно сказывается на производительности коллектора.
3)
возможно повреждение верхней и нижней части
угольного пласта из-за высокого давления, что приводит к нежелательной утечке или выбросу газа.
3.3.2.2 Метод пневмо-гидродинамического завершения в
необсаженном стволе
Пневмо-гидродинамическое воздействие на угольный пласт
с кавернообразованием используется для завершения скважин, добывающих метан из угольных пластов. В результате ствол скважины эффективно связывается с системой природных трещин, благодаря созданию большого количества разнонаправленных, саморасклинивающихся трещин.
96
Суть метода заключается в периодически повторяющихся
циклах введения воздуха или водо-воздушной смеси в интервал необсаженного ствола, за которым следует стремительное сбрасывание давления [27].
Теоретически обосновано, что в угольном пласте могут создаваться трещины растяжения на удалении от скважины, которые
не берут начало от ствола скважины, и могут быть ориентированы
в любых направлениях. В качестве побочного явления стремительного уменьшения давления происходит увеличение ствола скважины из-за обрушения в него (в ствол скважины) углей с низкой
прочностью вследствие наложения гидродинамических эффектов.
В процессе пневмо-гидродинамического "завершения" скважины должен вводиться воздух или водо-воздушная смесь в ствол
скважины в течение от 1 до 6 часов при расходах приблизительно
от 60 до 100 м3/мин и при давлении на поверхности вплоть до 15
МПа [27].
Фактические (действительные) расход и давление являются
функцией глубины, проницаемости и наличия стресса в недрах. После того как давление инъекции достигает расчетного верхний клапан открывается и поверхностное давление резко понижается флюиды выбрасываются через выкидную линию в отстойник. Обычно
проводятся от 20 до 30 инъекций в течение полного цикла, для которого может требоваться от 10 до 15 дней.
97
3.3.2.3 Подземные взрывные работы
Методика подземного взрыва заключается в использования
взрывчатого вещества для воздействия на уголь вокруг ствола скважины, что приводит к улучшению проницаемости из-за повреждения угольного массива. Технику подземных взрывов можно разделить на три вида: контролируемые взрывные работы с предварительным разделением глубоких скважин, свободные взрывные работы в глубоких скважинах и гидравлические взрывные работы с
накоплением энергии [33].
С 1960-х годов техника интенсификации притока глубоких
скважин рыхлым взрывом широко используется при добыче шахтного газа в Китае [33]. Однако, зоны дробления и зоны образования
трещин относительно невелики. Также недостатком метода является невозможность контроля направления трещин.
3.3.2.4 Воздействие жидким азотом
В угольном пласта много воды, и когда вода превращается в
лед, его объем увеличивается на 9,1 %. Во время фазового перехода
возможно возникновение давления расширения до 270 МПа. Основываясь на этом, метод воздействия жидким азотом заключается в
нагнетании жидкого азота в угольный пласт для разрушения угольной среды при смене фаз воды и, таким образом, улучшения
98
проницаемости угля. Были проведены испытания применения жидкого азота в качестве стимулирующего агента в бассейне Сан-Хуан
в США. Результаты показали, что жидкий азот способен увеличивать газопроницаемость [33].
Несмотря на то, что метод использования жидкого азота эффективно справляется с образованием трещин, он имеет следующие
недостатки:
1)
высокая стоимость применения по сравнению с гид-
роразрывом.
2)
сложность поддержки азота в низкотемпературном
состоянии.
3)
образующиеся трещины закрываются быстрее из-за
низкой вязкости жидкого азота из-за чего снижается эффективностью использования пропанта.
3.3.2.5 Микроволновый нагрев
Метод стимуляции микроволновым нагревом заключается в
микроволновом нагреве угольной среды для интенсификации добычи газа. С одной стороны, локальное напряжение, вызванное
нагревом, вызывает расширение трещин [33].
С другой стороны, высокая температура испаряет воду в порах, так что проницаемость увеличивается. Повышенная температура может также устранить эффект водоблока и снизить
99
способность адсорбции газа, поэтому это технически осуществимый метод воздействия на угольные пласты.
На сегодняшний день развитие этой техники по-прежнему
сталкивается со значительными проблемами, такими как:
1)
требуется разработка высококачественной антенны
микроволнового излучения;
2)
параметры нагрева, включая время и частоту, которые
необходимо определить;
3)
диапазон воздействия микроволнового нагрева изучен
не до конца;
4)
возможен эффект самовозгорания угля если его при-
менять для подземных работ.
3.3.2.6 Кислотная обработка
В угле много минералов, содержащих карбонатные и глинистые минералы, которые занимают канал транспорта газа. Кислотный раствор может растворять минералы в угле и улучшать газопроницаемость (рис. 31). Кислотную обработку можно разделить на два
вида: при низком давлении и кислотный гидроразрыв.
Кислотная обработка при низком давлении заключается в закачке раствора кислоты в угольный пласт под давлением ниже давления, при котором повреждается уголь. И наоборот, кислотный
разрыв аналогичен гидравлическому разрыву пласта [33].
100
Рисунок 31 – Развитие пор в угле: а) – до и б)–после кислотной обработки [33]
Недостатками технологии является возможное загрязнение
грунтовых вод, коррозия труб и насосов а также непригодность для
угольных пластов с низким содержанием карбонатных и глинистых
минералов.
3.3.2.7 Микробная стимуляция
Технология заключается в использовании микробов для разложения мелкомолекулярных веществ в угле, тем самым улучшая
газопроницаемость и увеличивая интенсивность газовыделений.
В начале 20 века некоторые ученые поняли, что микробиологические вещества могут метаболизировать уголь [33]. Затем появилось все больше и больше исследований микробных культур и их
влияние на уголь. В 2003 году на основе данных Сиднейской
101
газовой компании было доказано улучшение добычи МУП после
применения данной технологии. Однако, существует ряд нерешенных вопросов относительно использования данной технологии:
1)
требуется выбрать подходящий микроорганизм
2)
строгие требования к среде размножения (например,
температуре) микробов в угольном пласте.
3)
трудно разложить высокосортный уголь микробной
стимуляцией.
4)
значительно велико время, необходимое для того,
чтобы микробная стимуляция вступила в силу, поэтому в краткосрочной перспективе сложно повысить производительность.
102
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведенный анализ позволяет понять, что хотя доля нетрадиционных углеводородов в объеме добычи всех углеводородов сегодня совсем небольшая, существует множество различных технологий их разработки.
Для газовых гидратов наиболее перспективным считается использование таких технологий, как применение наночастиц и нанотехнологий, понижение давления для вызова диссоциации. Вторую
технологии, в силу ограничений применения и выявленных анализом недостатков, необходимо комбинировать с другими технологиями, например, с тепловой или химической. Такая комбинация позволит сгруппировать преимущество обеих технологий и покрыть их
недостатки.
В силу того, что газ в сланцевых месторождениях залегает в
каждом случае индивидуально, то для применения технологий разработки ресурсов данных углеводородов необходимо тщательно
рассчитывать и обосновывать выбор. Проведенный анализ показывает, что основными технологиями в разработке этого газа является
гидравлический разрыв пласта и применение скважин с горизонтальным окончанием. На протяжении десятилетий каждый из этих
методов совершенствовался, и при их одновременном использовании возможны хорошие результаты добычи, что подтверждается
практикой разработки ресурсов сланцевого газа в США. Россия
103
находится на 9 месте по количеству запасов сланцевого газа. Это
огромные запасы. В то же время Россия не включается в гонку разработки данного ресурса за имением лидирующих запасов традиционного газа.
Существуют множество технологии добычи метана угольных пластов, многие из которых являются видом дегазации – процесса, при котором МУП рассматривается как побочный продукт.
Однако, благодаря государственному финансированию, программам в различных странах, стимулируется интерес к рассмотрению
МУП как самостоятельного полезного ископаемого. При такой разработке происходит бурение вертикальных или горизонтальных
скважин и дальнейшая интенсификация газоотдачи. В данном анализе я рассмотрел как наиболее распространенные технологии интенсификации угольных пластов, так и новейшие, выявил их недостатки.
Так, технология закачивания в пласт жидкого азота, которая
применялась в бассейне Сан-Хуан в США, хотя и имеет высокую
эффективность повышения газоотдачи, остается сложной, дорогостоящей технологией. Чаще всего, как и при добыче сланцевого
газа, в метаноугольных месторождениях применяется гидроразрыв
пласта. Однако, в силу разности коллекторских свойств сланца и
угля, эффективность применения данной технологии отличается достаточно сильно.
104
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1.
Аглиуллин Р.Р. Сланцевый газ – перспективы добычи
/ Р.Р. Аглиуллин, Ф.Ф. Мухаметшин // Башкирский государственный университет. – 2019. – С. 3-6
2.
Аль-кади М.А.К.А Современные технологии добычи
сланцевого газа в мире / М.А.К.А Аль-кади // ВКР [Текст] – М.,
2020. – 67 с.
3.
Баёв М.А. Обоснование параметров процесса закреп-
ления трещин гидроразрыва угольных пластов при извлечении метана с использованием песков местных месторождений / М.А. Баёв
// Автореф. дис. к.т.н. [Текст] – Кемерово, 2020. – 126 с.
4.
Власенко Е.В. Классификация гидроразрывов пласта.
Проектирование операций ГРП / Е.В. Власенко, Ф.Ф. Мухаметшин
// Молодой ученый. – 2019. – № 2. – С. 16-18
5.
Воробьев А.Е., Малюков В.П. Газовые гидраты. Тех-
нологии воздействия на нетрадиционные углеводороды [Электронный ресурс]: учеб. пособие / В.П. Малюков, А.Е. Воробьев. – 2-е
изд., испр. и доп. – М.: РУДН, 2009 . – 292 с.
6.
Воробьев А.Е. Возможности безопасного и экологиче-
ски щадящего освоения газогидратных ресурсов арктического
шельфа России / А.Е. Воробьев // Арктика XXI век. Технические
науки. – 2015. – № 1. – С. 34-43
105
Воробьев А.Е., Капитонова И.Л. Основы добычи ак-
7.
вальных газовых гидратов / А.Е. Воробьев, И.Л. Капитонова. – М.:
РУДН, 2014. – 106 с.
Воробьев А.Е. Перспективы нанотехнологий освое-
8.
ния газогидратных ресурсов арктического шельфа России / А.Е. Воробьев // Вестник МГТУ. – 2016. – Т. 19, № 1. – С. 70-81
Газизов Р.С., Солодова Н.Л. Н.А. Терентьева Сланце-
9.
вый газ / Вестник Казанского технологического университета. – Казань. – 2013. –№3. – С.28-34
Газогидраты: технологии добычи и перспективы раз-
10.
работки
[Электронный
ресурс].
https://ac.gov.ru/files/publication/a/1437.pdf.
–
–
Режим
доступа:
Дата
доступа:
02.03.2021.
11.
Кривошеева К.А. Газовые гидраты и технологии их
добычи / К.А. Кривошеева, Т.Н. Пинчук // Булатовские чтения. –
2017. – Т. 2. – С. 114-119
12.
Курта И.В. Методы и схемы дегазации угольных пла-
стов [Текст] : метод. указания / И.В. Курта. – Ухта : УГТУ, 2015. –
35 с
13.
Кэрролл Дж. Гидраты природного газа: справочное
пособие: перевод с английского / Дж. Кэрролл ; науч. ред. Золотоус
А. Н., Бучинский М. Я. - М.: Премиум Инжиниринг: Technopress,
2007. – 289 с.
106
14.
Методы добычи метана из угольных пластов бассейна
Циньшуй (КНР) / Я. Лу, Ц. Хань, В. В. Шелепов [и др.] // Вестник
Московского университета. Серия 4: Геология. – 2018. – № 6. – С.
102-108
15.
Моделирование процессов образования и разложения
газовых гидратов в пористой среде при депрессионном воздействии
/ М.Х. Хайруллин [и др.] // Вестник МГТУ. – 2013. – Т. 16, № 4. – С.
803-816
16.
Низаева И.Г. Воздействие электромагнитных полей
на нетрадиционные виды углеводородного сырья / И.Г. Низаева,
Ю.Ф. Макогон // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. – 2013. – . – № 3. – С. 42-54
17.
Пармузин П.Н. Зарубежный и отечественный опыт
освоения ресурсов метана угольных пластов [Текст]: монография /
П.Н. Пармузин. – Ухта: УГТУ, 2017 – 109 с.
18.
Патент РФ RU2586343C2, 06.10.2016. Способ разра-
ботки газогидратных залежей с использованием фокусированного
акустического воздействия на пласт // Бюл. № 16. / Федоров И.А.
19.
Российские прогнозные ресурсы угольного метана
[Электронный
ресурс].
–
Режим
https://studopedia.su/16_70898_rossiyskie-prognoznie-resursiugolnogo-metana.html. – Дата доступа: 08.05.2021.
107
доступа:
20.
Стопорев А.С. Газовые гидраты в нефтяных суспен-
зиях: автореферат дис. к.х.н. / А.С. Стопорев. – Новосибирск, 2016.
– 23 с.
21.
Суксова C.А. Способы разработки метана угольных
пластов с помощью дегазации / C.А. Суксова, Ю.В. Тимофеева, Л.А.
Усольцева // Вестник евразийской науки. – 2020. – Т. 12, № 4. – С. 9
22.
Технология добычи сланцевого газа [Электронный ре-
сурс]. – Режим доступа: http://energorus.com/texnologiya-dobychislancevogo-gaza. – Дата доступа: 02.03.2021.
23.
Фатыхов М.А. Установка для экспериментальных ис-
следований динамики разложения газогидрата в трубе при СВЧ
электромагнитном воздействии / М.А. Фатыхов, Н.Я. Багаутдинов //
Башкирский государственный педагогический университет. – 2005.
– № 2. – С. 77-80
24.
Федоров И.А. Исследование перспективного метода
воздействия на призабойную зону пласта фокусированным акустическим полем / И.А. Федоров, Ю.Н. Васильев // Вести газовой
науки. – 2014. –– Т. 4, № 20. – С. 103-112
25.
Шепелькевич О.А. Замещение метана в гидратном
пласте путем инжекции в него жидкого диоксида углерода / О.А.
Шепелькевич // Башкирский государственный университет. – 2017.
– Т. 12, № 2. – С. 206-213
26.
Якуцени В.П., Петрова Ю.Э., Суханов А.А. Нетради-
ционные ресурсы углеводородов – резерв для восполнения
108
сырьевой базы нефти и газа России // Нефтегазовая геология. Теория и практика: эл. науч. изд. 2009. Т. 4. № 1. С. 1-20
27.
Ян И. Выбор оптимального заканчивания скважин для
разработки метаноугольных месторождений/ И. Ян // Автореф. дис.
к.т.н. [Текст] – Москва, 2020. – 220 с.
28.
A global outlook on methane gas hydrates [Electronic re-
source]. – Access mode: https://sustainabledevelopment.un.org/content/documents/1993GasHydrates_Vol2_screen.pdf. – Access date:
08.05.2021.
29.
Bondarenko V., Svietkina O., Prokopenko K. An innova-
tive method for creating and using nanoparticles for gas extraction from
gas hydrates [Text] / V. Bondarenko, O. Svietkina, K. Prokopenko // EDP
Sciences. 2019. – P. 14
30.
Carolyn D. Ruppel, John D. Kessler The interaction of cli-
mate change and methane hydrates [Text] / Carolyn D. Ruppel, John D.
Kessler // . Reviews of Geophysics. 2017. – P. 21-45
31.
Controllable methane hydrate formation through trace car-
bon dioxide charging / Y. Song, F. Wang, G. Liu, S. Luo, R. Guo // Fuel.
– 2017. – V. 203. – P. 145–151
32.
Jian-liang Y., Xu-wen Q., Wen-wei X. The second natural
gas hydrate production test in the South China Sea [Text] / Y. Jian-liang,
Q. Xu-wen, X. Wen-wei // China Geology. 2020. – P. 197-209
109
33.
Jicheng Zh., Leilei S., Zhongwei Ch. Stimulation Tech-
niques of Coalbed Methane Reservoirs [Text] / Zh. Jicheng, S. Leilei, Ch.
Zhongwei // Hindawi geofluids. 2020. – P. 23.
34.
Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Re-
sources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States [Electronic resource]. – Access mode:
https://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/fullreport.pdf. –
Access date: 08.05.2021.
35.
World Shale Resource Assessments [Electronic resource].
– Access mode: https://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas. –
Access date: 08.05.2021.
36.
Yamamoto K., Wangb X., Tamakic M. The second off-
shore production of methane hydrate in the Nankai Trough and gas production behavior from a heterogeneous methane hydrate reservoir [Text]
/ K. Yamamoto, X. Wangb , M. Tamakic // RSC Advances . 2019. – P.
87-98
37.
Yong B. Hydrates [Text] / B. Yong // Subsea Engineering
Handbook. 2019. – P. 409-434
110
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Рисунок 32 – Исторические события в исследованиях газовых гидратов
111
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Рисунок 33. – Модульный тестер динамики пласта (MDT),
установленный в скважине NGHP-02-23
112
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Таблица 7 – Патенты за 1990-1995 гг.
№
1
2
Название и №
патента
Способ разработки газогидратной залежи
SU1758213A1
Способ разработки морских газогидратных залежей
SU1776298A3
Страна
Технология, к которой относится
патент
СССР
Депрессионная
Закачивается
сжатый газ в
пласт
СССР
Тепловая
Закачивается
нагретая морская вода
3
Способ Кашеварова для получения электроэнергии и устройство
для его осуществления
RU2095517C1
РФ
Тепловая
4
Агрегат для добычи гидратов
природных газов
RU2027001C1
РФ
Тепловая
5
Агрегат для разработки
РФ
Тепловая
113
Особенности
технологии
Выделяющийся
при тепловом
воздействии газ
превращают в
электроэнергию. Нагрев
происходит путем создания
очагов горения
за счёт подземных взрывов.
Нагрев происходит за счет
трения бурового оборудования
Нагрев происходит за счёт
6
7
8
9
газогидратных залежей
RU2027004C1
Способ подводной добычи газогидрата
SU1792482A3
Устройство для
добычи газогидратов
RU2026964C
Способ получения гидратов газов для транспортировки и хранения JPH0827470A
Система разложения донных газовых гидратов
JPH09158662A
Газогидратный
10 комплекс
RU2026999
Агрегат для разработки газогид11
ратных залежей
RU2029089
закачки газа и
пара
Тепловая
Многоступенчатый нагрев
РФ
Тепловая
В качестве теплоносителя используются
илы.
Япония
Депрессионная
Снижается давление в пласте
Япония
Тепловая
Закачка морской воды
СССР
СССР
Тепловая
РФ
Тепловая
114
Подвод горячей
воды и пара
непосредственно к забою
скважины
Нагрев газогидратной залежи
осуществляется
с помощью постоянных магнитов, расположенных внутри
ферромагнитной обсадной
трубы, с
Способ и устройство для сбора
природного газа с
использованием
12 отработанного ди- Япония
оксида углерода в
качестве источника тепла
JPH0525986
Агрегат для до13 бычи газогидратов RU2029856
Комплекс
устройствкашеварова для эксплуатации газогидрат14
ных месторождений на материковом склоне
RU2066367
Ингибирование
15 гидратов
CA2196775C
Способ сброса и
утилизации газо16
образного диоксида углерода и
РФ
РФ
Канада
США
115
образованием
токов Фуко.
Способ сбора
газа с использованием углекислого газа в качестве источМолекулярника тепла, ханая
рактеризуется
тем что, диоксид углерода
отделяет метан
от гидрата.
Тепловая
Происходит
нагрев пласта
Тепловая
подается электроэнергия для
расплавления
газогидрата с
помощью электронагревателей,
Ингибитор может быть первичным, вторичным или
Химическая
третичным амином или солью
четвертичного
аммония
Закачка диокМолекуляр- сида углерода
ная
для извлечения
природного газа
устройства для
этого
US5261490A
Разложение газогидрата и извлечение гидрата
17
природного газа
из газа и устройства для этого
из газогидратного пласта
Япония
Поверхностно-активные вещества
в качестве инги18
биторов газогидратов
US5841010A
США
Ингибирование
19 газовых гидратов
US5076364A
США
Устройство для
комплексной раз20 работки газогидратных залежей
RU2027002C1
РФ
116
Тепловая
Нагрев пласта
путем закачки
воды комнатной температуры
Ингибитор гидратов выбран из
группы, состоящей из валерата
Химическая натрия, натриевой соли 1- бутансульфоновой кислоты и
цвиттериона
Закачка спирта
(например, глицерина и / или
органических
соединений на
Химическая
основе глицерина), предпочтительно вместе с неорганическими солями
Восходящий
поток воды, коТепловая
торый отдает
тепло обсадной
колонне.
Таблица 8 – Патенты с 2015 года по настоящее время
№
Название и №
патента
Технология, к
которой
Страна
относится
патент
Особенности технологии
РФ
Тепловая, химическая и
механическая
Разогрев происходит за счёт импульсов и добавления во время импульсов в пласт
химических веществ и за счёт
проявления эффекта самогазификации
РФ
ТеплоРазрушается донвая и меный слой и пласт
ханиченагревается
ская
1
Способ добычи
газа путем разложения газогидратов на газ и воду
физическими полями вызванной
самогазификации
RU2706039C1
2
Способ добычи
газогидратов со
дна и морской
комплекс для его
реализации
RU2668607C1
3
Способ разработки аквальной
залежи газогидратов RU2627776C1
РФ
Тепловая и
приме- Подается горячая
нения
вода в пласт
нанотехнологий
4
Разновидность метода наклоннонаправленного бурения с декомпрессией добычи
газовых гидратов
CN107701151A
КНР
Депрессионная
117
Добыча происходит за счёт снижения давления
5
6
7
8
9
Вид устройства и
способа добычи
газовых гидратов
CN106837258B
Способ добычи
природного газа
из газогидратной
залежи
RU2693983C2
Способ разработки газогидратных залежей с использованием фокусированного
акустического
воздействия на
пласт
RU2586343C2
Способ добычи
газовых гидратов
из придонных
слоев морей, океанов и озер
RU2588522C1
Разновидность метода СВЧ нагрева
U-образной скважины с эксплуатацией газогидрата
CN107542440A
Газогидратный
10 комплекс
RU2026999
Тепловая
Нагрев происходит за счёт закачки
горячей воды
РФ
Молекулярная
Используются диоксид углерода который высвобождает газ из газогидрата.
РФ
Прогрев продуктивного пласта в
Акустипризабойной зоне
ческая и
посредством акутепловая
стического воздействия
РФ
Тепловая и
применение
нанотехнологий
Наночастицами
выступают фуллерены, закачиваемые вместе с
нагретой водой в
пласт.
КНР
Электромагнитная
Нагрев происходит за счет СВЧ
РФ
Происходит разлаХимиче- гающее воздейская и
ствие химического
тепловая реагента и тепла
на гидраты для
КНР
118
выделения из них
газа
Способ длительной эксплуатации
и карьерный аппарат недиагенез11
ных газовых гидратов мелководья
морского дна
CN105587303
КНР
Геотермальная
разработка гидра12 тов природного
газа и СО2
CN105003237
КНР
Фрезерный способ
разработки дон13 ных гидратов природного газа
CN106522958
КНР
Метод заканчивания многоствольных и радиально14 горизонтальных
скважин для газовых гидратов
CN105298463
Способ добычи
природного газа
15
из гидратов
RU2607849
КНР
РФ
119
Тепловая
Закачка теплой
морской воды.
Извлечение газогидратов происхоМолеку- дит путем геотерлярная мальной экстракции за счёт закачки СО2
Пласт с газовыми
гидратами разМехани- дробляется и газоческая вые гидраты всасываются на платформу
Тепловая и депрессионная
Возможность разрабатывать несколько пластов
одновременно различными способами
Молекулярная
Способ разработки
запасов газа из залежей природных
гидратов с использованием метода
замещения на углекислый газ
Способ разработки газогидрат16 ных месторождений
RU2602621
Методика
опытно-промышленной добычи га17 зовых гидратов
диагенеза морской акватории
CN105422054B
Способ добычи
газа на месторож18
дениях гидратов
RU2689012C1
РФ
Депрессионная
и тепловая
Снижают давление
закачивая в пласт
теплую воду
КНР
Тепловая и химическая
Нагнетание тепла
в пласт, и подача
химического
агента
РФ
Разлагающее возТепло- действие химичевая и хи- ского реагента и
мичетепла на гидраты
ская
для выделения из
них газа.
Способ депрессионной добычи
19
РФ
газа из гидратов
RU2708771C1
Способ и устройство воздействия
на иловой мор20
Япония
ской газогидратный гравий
JP6694549B2
Улучшенная кинетика поли(винилкапролактамного)
ингибитора обра21
Австра.
зования газовых
гидратов и способ
его получения
AU2016322891B2
120
Депрессионная
Способ депрессионной добычи газа
из гидратов
Механическая и
химическая
В пласт нагнетается гравий, во избежание повторного гидратообразования используются ингибиторы
Кинетическим инХимиче- гибитором выстуская
пает винилкапролактам
Устройство и способ добычи гидра22 тов природного
газа
US20200040710A1
23
24
25
26
Метод и система с
подвижной платформой для сбора
природного газа
из гидратов морского дна
US20190211654A1
Устройство для
испытаний под
давлением и метод для добычи
гидратов природного газа на месте
струйными установками
US20200232305A1
Система и способ
добычи гидрата
природного газа
глубоководного
грязевого вулканического типа
CN111155972B
Добыча гидрата
природного газа
на мелководных
США
США
Добыча происходит путем псевдоожижения, когда
по сути твердая
Механи- статическая масса
ческая переводится в
псевдосостояние,
подобное состоянию жидкой
массы.
Этот метод исключает необходимость бурения
Теплоскважин и, диссовая
ция происходит
путем закачивания
горячей воды
США
Разрушение газогидратов с использованием водяных
Механиструй - новый меческая
тод добычи морских природных
газогидратов.
КНР
Предназначен для
пластов с высокой
гидрато -насыщенностью и большой
толщиной
КНР
121
Тепловая
Газовые гидраты
Механидобываются непоческая
средственно
пластах морского
дна и подъемное
устройство с
двумя насосами
CN111188598A
Система глубоководной эксплуатации газовых гид27
ратов и метод добычи
CN110273666A
Система и способ
добычи глубоководных газовых
28 гидратов на основе депрессионной эксплуатации.
CN110397424A
Способ разработки морских
гидратов природ29
ного газа методом
водной эрозии
WO2019114226A1
Разновидность химического способа разработки
30
месторождений
газовых гидратов
CN107514248A
механическим путем или выемкой
КНР
КНР
Молекулярная
Метод эксплуатации, при котором
происходит замещение метана газового гидрата на
CO2
Депрессионная
Добыча газа происходит путем
снижения давления ниже равновесного
ВОИС
(РСТ)
Происходит увеличения солености
пласта и темпераДепрес- туры фазового
сионная, равновесия сихимиче- стемы, а также
ская и
ускорения теплотепловая массопереноса
внутри пласта пласта за счет понижения давления
КНР
Химическим агенХимиче- том выступает соская и
левой раствор, метепловая танол, этанол, этиленгликоль
122
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Таблица 9 – Критерии оценивания и разбивка по шкале баллов с
описанием
№
крите.рия
1
2
1
Технология
крайне
неэффективна,
разработка
месторождения не
представляется
возможным
Технология
крайне
не востребована,
отсутствуют
разработки
2
Шкала баллов
3
4
5
Технология
недостаточно
эффективна
Технология являТехнолоется эфгия эффективфективна
ной, но
при опретребуется
деленных
ее соверусловиях
шенствование
Технология
эффективна
Технология
не востре
бована
Технология недостаточно
востребована
Технология
очень
востребована
123
Технология востребована
3
Не применима
Не при- в сущеменима ствующем
виде
Область
применения существенно
ограничена
Область
применения ограничена
незначительно
Применима в
широких геолого-физических
условиях
Есть
опыт реального
применения
Экологически
безопасна
4
Нет
опыта
реального
применения и
исследований о
перспективе
использования
Нет
опыта
реального
применения,
исследования
приостановлены
Нет
опыта реального
применения, проводятся
исследования
Нет
опыта реального
применения, но
есть результаты
исследований
позволяющие использовать технологию
в ближайшее
время
5
Представляет
огромную
экологическую
опасность
Представляет
большую
экологическую
опасность
Представляет
среднюю
экологическую
опасность
Представляет
незначительную
экологическую
опасность
124
Лайпанов
Р.Т.
Анализ
технологий
разработки
нетрадиционных ресурсов углеводородов / Р.Т. Лайпанов. –
М. : Электронная публикация, 2021. – 125 с.
“
Работа посвящена анализу технологий разработки таких
нетрадиционных ресурсов углеводородов, как газовые гидраты, сланцевый газ и метан угольных пластов.
В работе рассмотрены общие сведения о нетрадиционных ресурсах углеводородов. Приведена оценка ресурсов
газовых гидратов, сланцевого газа и метана угольных
пластов. Проведен анализ технологий разработки, выявлены их преимущества и недостатки.
Данная работа была написана под научным руководством кандидата технических наук, доцента департамента недропользования и нефтегазового дела РУДН Малюкова Валерия Павловича и старшего преподавателя
Капитоновой Ирины Леонидовны.
По решению совета по научно-исследовательской работе
студентов РУДН работа удостоена диплома 1 степени
за лучшую работу по направлениям бакалавриата, магистратуры и, спеиалитета 2021 года.
”
Лайпанов Радмир Тохтарович
Контакты:
laypan0v@yandex.ru
125
+79680811999