Пока человечество практически полностью зависит от ископаемых источников энергии, и эта зависимость будет продолжаться минимум до конца текущего столетия, а может быть и дольше. Попытки представить ситуацию таким образом, что в нашем распоряжении есть какие-то альтернативные источники энергии, способные заменить ископаемое топливо, и необходимо лишь приложить некоторые усилия для их практического освоения, как будет показано ниже, абсолютно несостоятельны. В лучшем случае эти источники способны немного отсрочить период истощения ископаемых ресурсов, но не более. К сожалению, взять на себя полностью ту нагрузку, которую несет сейчас традиционная энергетика на основе ископаемого топлива, они в принципе не в состоянии. Поэтому принимая во внимание, как это теперь уже очевидно, неизбежно длительный период перехода от традиционной энергетики к энергетике термоядерной, необходимо тщательно оценивать имеющиеся в нашем распоряжении природные ресурсы и планировать их рациональное использование. Так на что мы можем сейчас реально рассчитывать?

 

2.1. Нефть – фундамент современной высокомобильной цивилизации

Нефть сейчас, безусловно, является важнейшим природным ресурсом, определяющим состояние не только всей мировой экономики, но и в значительной степени мировой геополитической ситуации. Цена нефти – важнейший индикатор, отражающий текущее состояние мировой экономики. Уникальность нефти как энергетического и нефтехимического ресурса в том, что благодаря своему жидкому агрегатному состоянию и высокому удельному энергосодержанию она обеспечивает наиболее высокую рентабельность при добыче, транспортировке и использовании по сравнению со всеми остальными известными нам ископаемыми источниками энергии. Кроме того, нефть относительно легко и просто перерабатывать, а спектр получаемых из нее продуктов огромен. И в этом отношении с ней не могут сравниться ни газ, ни уголь, ни какие-либо другие источники энергии. Поэтому, как только были освоены технологии промышленной добычи и переработки нефти, она очень быстро заняла доминирующие позиции в мировой энергетике. В 1970—80-е годы ее доля в мировом энергобалансе доходила почти до 50 % (рис. 13).

Рис. 13. Эволюция структуры мирового энергопотребления

Благодаря своим очевидным достоинствам нефть достаточно быстро даже по современным темпам индустриального развития вытеснила из энергетики и коммунального сектора такие старые источники, как дрова и уголь. И сейчас с большим трудом уступает свои позиции природному газу и другим источникам энергии. Единственная причина, по которой нефть понемногу сдает сейчас свои позиции, это ограниченность ее ресурсов. Хотя до сих пор продолжаются споры между сторонниками органической и неорганической теорий происхождения нефти, большая часть ее разрабатываемых ресурсов, видимо, имеет все-таки биогенное происхождение. Поэтому можно считать, что сейчас мировая энергетика существует за счет своеобразных «энергетических консервов», приготовленных нам биосферой примерно за 300 млн лет эволюции начиная с каменноугольного периода. Эти ресурсы громадны, но современная скорость их потребления в миллион раз превышает скорость процессов их естественного формирования в земной коре. За один год человечество расходует запасы, на образование которых природе потребовался примерно миллион лет. Поэтому со временем эти ресурсы неизбежно будут исчерпаны.

О том, что время истощения традиционных нефтяных ресурсов уже достаточно близко, явно свидетельствует падение темпов открытия новых гигантских месторождений нефти (рис. 14). Представленная диаграмма показывает, что пик открытий давно пройден, и мы уже не можем рассчитывать на появление большого числа новых крупных месторождений, составляющих основу современной промышленной добычи нефти. А основной объем добываемой сейчас нефти мы получаем за счет эксплуатации тех месторождений, которые были открыты десятки лет тому назад (рис. 15).

Рис. 14. Доля вновь открываемых гигантских месторождений нефти относительно известных резервов

Рис. 15. Мировая добыча нефти по датам открытия разрабатываемых месторождений (2012. The Outlook for Energy: A View to 2040)

В результате сокращения ресурсов поддержание уже практически не растущего мирового уровня добычи нефти требует все более высоких затрат, т. е. каждый следующий баррель добытой нефти обходится мировой экономике все дороже и дороже. Так, за примерно 30 лет, предшествующие 2003 году, при росте мирового объема добычи нефти всего на ~60 % затраты на ее добычу в фиксированных ценах выросли почти в 17 раз. По последним данным, мировой объем затрат на добычу нефти достиг в 2013 г. 700 млрд долл. в год. Это является одной из объективных причин постоянного и, увы, неизбежного удорожания нефти и нефтепродуктов на мировом рынке. Эпоха легкодоступной и дешевой нефти уже завершилась.

Тенденция к удорожанию нефтяных ресурсов отражается и на отечественной нефтедобыче, тем более что основные отечественные ресурсы нефти, расположенные в удаленных и труднодоступных, практически арктических регионах, и без того являются самыми дорогими в мире, уступая по себестоимости лишь канадской битуминозной нефти (рис. 16). Стоимость их добычи в два раза превышает среднемировую и примерно в 6–7 раз – стоимость добычи нефти на Ближнем Востоке. Кроме того, необходимо учитывать, что стоимость транспортировки российской нефти на мировые рынки также примерно в два раза превышает среднемировую. Поэтому прибыль от продажи российской нефти значительно ниже, чем ближневосточной, что делает крайне актуальным вопрос о переходе от ее экспорта к переработке непосредственно в России в более ценные продукты с высокой добавленной стоимостью. Надо учитывать и то, что обладая всего 6 % разведанных мировых запасов традиционной нефти (7-е место в мире по разведанным запасам), при нынешних темпах их добычи и низком объеме геологоразведочных работ Россия рискует уже в ближайшем будущем утратить лидирующие позиции в мировой нефтедобыче.

Рис. 16. Себестоимость добычи нефти в различных регионах мира. Ширина столбца соответствует доле в мировом производстве. (Источник: M. Radler. Deutsch Bank analyzes oil production costs. O&GJ. 2009. Mar. 16. P. 38)

Широко обсуждаемый в последние годы вопрос об общем объеме остающихся мировых ресурсов нефти является скорее технологическим, чем геологическим вопросом. Безусловно, в земной коре еще остаются неоткрытые месторождения жидких углеводородов, но их объем вряд ли велик. Гораздо больший интерес представляет разработка уже известных, но трудно извлекаемых ресурсов, расположенных в глубоководных морских акваториях, или представленных различными видами трудноизвлекаемой или тяжелой нефти. Рисунок 17 схематически показывает, что помимо расширения объема ресурсов за счет геологоразведки на количество потенциально извлекаемой из недр нефти влияют такие важнейшие факторы, как ее рыночная стоимость и прогресс в технологиях добычи. Рост инвестиций в технологии добычи нефти и применение новейших технологических достижений может значительно увеличить общую отдачу месторождений и, тем самым, ресурсы нефти, реально доступные мировой экономике.

Рис. 17. Факторы, определяющие извлекаемые ресурсы нефти

Что касается конкретного периода истощения нефтяных ресурсов, то различные прогнозы сильно различаются между собой (рис. 18). Наиболее реалистические прогнозы предсказывают достижение пика добычи, с учетом использования всех нетрадиционных и трудноизвлекаемых разновидностей нефти, в течение одного-двух ближайших десятилетий, с последующим плавным снижением ее добычи, замедляемым за счет появления новых технологий, повышающих отдачу пластов. На явное приближение мировой добычи нефти к своему пику свидетельствуют и крайне низкие, несмотря на острую потребность в ней и постоянный рост затрат на добычу, темпы ее роста, всего примерно 0,5 % в год.

Рис. 18. Различные прогнозы мировой добычи нефти (Мауджери, 2009)

Многие нефтедобывающие страны мира уже прошли пик своей добычи, а в большинстве остальных период его достижения оценивается всего несколькими годами. Только в 20-ти ведущих нефтедобывающих странах прогнозируемое время полного истощения ресурсов (отношения общих ресурсов к годовому объему добычи) превышает 20 лет.

Конечно, существуют еще огромные так называемые «нетрадиционные» ресурсы нефти, представленные в основном трудноизвлекаемыми и тяжелыми углеводородами, а также глубоководные и арктические ресурсы. Однако стоимость их извлечения и необходимые для этого затраты энергии столь велики, что далеко не всегда их добыча может быть экономически оправдана. Представленные на рисунках примеры современных технологий нефтедобычи наглядно демонстрируют всю сложность и затратность этих процессов. Мы никогда не сможем извлечь всю нефть, содержащуюся в земной коре, потому что начиная с определенного уровня сложности ее извлечения только энергетические затраты на добычу становятся сопоставимыми с энергосодержанием добываемой нефти. Так, если при добыче традиционной нефти затраты энергии на обеспечение процесса ее добычи и подготовки соответствуют всего примерно 3 % ее объема, то при добыче тяжелой нефти из битуминозных песчаников уже более 20 % добываемой нефти уходит на энергетическое обеспечение самого процесса ее добычи и подготовки. Поэтому любое падение цен на нефть на мировом рынке ниже уровня 50–60 долл./баррель ставит добычу нефти из этих источников, организация которой требует огромных капиталовложений, в крайне сложное положение, фактически на грань рентабельности.

Рис. 19. Стадии переработки битуминозных песчаников: а) битуминозный песчаник; б) экстрагированный битум; в) синтетическая нефть; г) остаток – песок и глина

Рис. 20. Глубоководная добыча нефти

Прогнозная оценка технически извлекаемых запасов сланцевой нефти (рис. 21) и других ее нетрадиционных ресурсов показывает, что хотя эти запасы и велики, но явно несоразмерны тем огромным потребностям в энергии, которые будут необходимы человечеству уже в ближайшем будущем. Поэтому нефть, оставаясь самым удобным и привлекательным источником энергии, тем не менее постепенно вынуждена сдавать свои позиции.

Рис. 21. Прогнозная оценка технически извлекаемых запасов сланцевой нефти в различных странах (Источник: Энергетическое информационное агентство (EIA), США)

 

2.2. Новый лидер – природный газ

Что же может прийти на смену нефти? Далее мы более подробно обсудим различные источники энергии, имеющиеся в распоряжении человечества, но по объемам запасов пока только два из них – газ и уголь – способны играть такую же роль в мировой энергетике, какую играет сейчас нефть. В настоящее время природный газ рассматривается как наиболее обильный и динамично развивающийся энергетический ресурс. В то время как мировое потребление нефти уже практически достигло своего пика, мировое потребление природного газа продолжает быстро расти (рис. 22).

Рис. 22. Относительные темпы роста мирового потребления нефти и газа (1980 г. = 1)

Основные геологически доказанные запасы традиционного природного газа сосредоточены в двух регионах мира – странах СНГ и на Ближнем Востоке (рис. 23).

Рис. 23. Доказанные на начало 2015 г. запасы природного газа в 10 ведущих по запасам странах мира

В качестве традиционных ресурсов природного газа рассматриваются залежи с минимальными запасами 0,1 млрд м3 и начальным дебитом скважин более 30 тыс. м3/сут. Полное число месторождений с залежами свободного газа в мире превышает 17 000 и в более 30 000 чисто нефтяных месторождений газ присутствует в виде второстепенного компонента (нефтяной или попутный газ).

Из 4500 наиболее крупных месторождений природного газа лишь несколько десятков, составляющих примерно 2 % от их общего числа, относятся к категории крупных месторождений, дающей основной вклад в поставки товарного природного газа для энергетики и химической переработки (рис. 24). Большая часть известных месторождений при существующих технологиях транспортировки и переработки природного газа может использоваться лишь для удовлетворения местных потребностей.

Рис. 24. Распределение традиционных газовых месторождений мира по величине запасов

Мировой газовый потенциал (начальные потенциальные ресурсы традиционного природного газа) оценивается различными источниками величинами от 350–420 трлн м3 (осторожные оценки) до 500–550 и даже до 1000 трлн м3 (Скоробогатов, Старосельский, Якушев, 2000). Согласно статистическим данным, более 90 % выявленных в мире залежей нефти и газа сосредоточено на глубинах до 3 км. Разведанность этого слоя очень высока, поэтому в будущем здесь будут открываться преимущественно мелкие залежи углеводородов. К сожалению, современные технологии добычи, транспортировки и использования углеводородных ресурсов, ориентирующиеся, прежде всего, на ресурсы крупнейших месторождений, практически не учитывают это обстоятельство.

Россия является страной, наиболее обеспеченной ресурсами природного газа. Около четверти доказанных (рис. 25) и более 40 % вероятных ресурсов традиционного природного газа приходится на территорию России. Именно это национальное богатство делает Россию великой энергетической державой XXI века. Несмотря на явное снижение темпов открытия новых месторождений традиционного природного газа в России, в немалой степени и из-за недостаточного объема в предыдущие годы геологоразведочных работ, она еще продолжительное время будет оставаться крупнейшим мировым производителем и экспортером газообразных ресурсов (табл. II).

В десятке крупнейших мировых производителей природного газа на протяжении многих десятилетий с огромным отрывом доминируют Россия и США. Благодаря сланцевой революции в добыче природного газа США в последние три года опередили Россию по объему его годовой добычи, однако объем потенциальных ресурсов позволяет России со временем вернуть лидерство. Основные нефтегазодобывающие регионы России с указанием примерных объемов ежесуточной добычи нефти и газа и их доли в общероссийской добыче показаны на рис. 25.

Рис. 25. Основные нефтегазодобывающие регионы России

Максимальные темпы прироста традиционных ресурсов природного газа, так же, как в свое время и ресурсов нефти, были достигнуты в 70-х годах прошлого века. А в начале текущего столетия, с задержкой примерно в 15 лет по сравнению с нефтяной отраслью, темпы мировой добычи традиционного природного газа сравнялись с темпом открытия новых крупных месторождений. То есть добыча традиционного газа также приближается к своему пику. Но в последние годы большое внимание стали привлекать гигантские ресурсы нетрадиционных видов природного газа. В первую очередь это связано с тем, что были разработаны новые технологии извлечения этих ресурсов. Это позволяет рассматривать огромные ресурсы нетрадиционного природного газа как реально доступный резерв развития мировой энергетики. Но прежде чем перейти к обсуждению этих новых ресурсов, очень коротко рассмотрим, как вообще образуются в земной коре нефть и природный газ.

 

2.3. Генезис месторождений природного газа

Образование (генезис) нефти и природного газа в осадочных породах тесно связано с относительно недавней геологической историей верхних 10 км земной коры и образованием самих осадочных пород. По крайней мере часть природного газа, видимо, образовалась из биологического материала как растительного, так и животного происхождения в результате действия на него химических и микробиологических процессов в условиях высоких давлений и температур как конечный продукт образования углеводородов из биополимеров в ходе относительно прямого процесса последовательной потери кислорода и азота, вероятно, в виде диоксида углерода и аммиака.

Абсолютно все осадочные породы содержат в разных концентрациях, от 0,01 до 15 % (от 0,1 до 150 г/кг) рассеянное органическое вещество. При относительно небольших температурах 60—100°С, характерных для горных пород, могут протекать каталитические реакции деструкции органического вещества с образованием углеводородов. Катализаторами могут являться алюмосиликаты, входящие в состав различных, особенно глинистых пород, а также различные микроэлементы и их соединения. Для образования нефти достаточно иметь в тонкодисперсных глинистых осадках 0,5–2 % органического вещества. Метан может образовываться в промышленных объемах и из еще более рассеянной органики.

Кроме того, сейчас известно более десятка видов бактерий, в результате жизнедеятельности которых образуется метан. Они развиваются в основном при температурах от 0 до 55°С, но известны и термофильные штаммы, оптимум развития которых приходится на 65–70°С, а максимальная для жизнедеятельности температура еще выше. Например, некоторые разновидности сульфатвосстанавливающих бактерий живут в водоносных пластах нефтяных месторождений на глубине в несколько километров при температуре до 104°С и давлении до 100 атмосфер. Их концентрация достигает 50—160 тысяч в 1 мл, и они непрерывно в течение миллионов лет производят метан. Более тяжелые газообразные углеводороды – этан, пропан и бутан – биогенным путем практически не образуются (Зорькин, Суббота, Стадник, 1986).

Существуют также гипотезы абиогенного происхождения природного газа. Предполагается, что в процессе концентрации и уплотнения звездной пыли, приведшего к образованию Земли, уже первичное вещество содержало высокую концентрацию метана. При этом огромное количество метана оказалось в мантии Земли, и в течение 4,5 млрд лет ее существования эти газы с помощью различных тектонических механизмов пробивают себе путь к верхним слоям земной коры (Голд, 1986). Согласно этим данным метан в земной коре абсолютно устойчив до глубин в 30 км, а практически может существовать на глубинах до 300 км и даже 600 км. Если этот взгляд на геологию Земли верен, то глубинные резервы природного газа могут в огромное число раз превышать запасы газов биогенного происхождения. Многолетние исследования месторождений природных газов, в том числе изотопного состава углерода, который различен у метана биогенного и абиогенного происхождения, не дают решающего перевеса ни одной из этих теорий. Видимо, обе гипотезы происхождения природного газа справедливы, и различные месторождения имеют разное происхождение.

Даже при минимальных значениях потока углеводородной дегазации Земли (5 1013 г/год) за 500 млн лет к поверхности Земли могло быть вынесено 2,5 1016 т углеводородов. Это во многие тысячи раз превышает прогнозные глобальные запасы нефти (2 1011 т), газов в залежах (2 1011 т), нефтяных битумов (1 1012 т), горючих сланцев (5 1012 т) и свидетельствует о том, что нефтегазонакопление является побочным процессом на фоне глубинной углеводородной дегазации Земли. Данные о масштабах поступления углеводородных газов в атмосферу показывают, что ежегодное поступление в нее метана составляет примерно 2 трлн м3. Причем по результатам анализа изотопного состава доля биохимического метана не превышает 50–80 %, т. е. от 20 до 50 % этого потока приходится на глубинный метан, что составляет от 400 млрд м3 до 1 трлн м3/год (Валяев, 1997). Этот поток сопоставим с масштабами мировой добычи природного газа, что позволяет рассматривать его как частично возобновляемый ресурс.

В последние годы появились данные о возможности абиогенного каталитического синтеза углеводородов непосредственно в земной коре. Многие типичные горные породы являются дисперсными системами с высокоразвитыми межфазными границами, характерными для промышленных гетерогенных катализаторов, а химический состав пород нередко соответствует составу традиционных катализаторов синтеза углеводородов. Сравнение составов углеводородных смесей, искусственно синтезированных в различных условиях на металлосодержащих катализаторах и на каталитических металлооксидных системах в смеси с глинами, SiO2, Al2O3 и цеолитами с составом углеводородов природных нефтегазовых месторождений, показывает, что абиогенным неорганическим синтезом можно получать смеси углеводородов, идентичные природным. Рассматриваются два различных геохимических источника исходных газов для абиогенного синтеза углеводородов. Во-первых, возможен их синтез из восходящих глубинных потоков первичных СО, СО2 и Н2, которые входили в состав протопланетного вещества еще на стадии формирования Земли. Во-вторых, возможен абиогенный синтез углеводородов из аналогичных по составу «вторичных» газовых смесей, появившихся в результате глубинных превращений метана и воды в зонах, имеющих температуру более 800°С (Ионе и др., 2001).

Наряду с диоксидом углерода метан является одним из основных компонентов природных биохимических процессов кругооборота углерода. Попадающий в атмосферу метан составляет всего 0,5 % от полного кругооборота углерода в природе, хотя примерно половина всего количества углеводородов органического происхождения разлагается до метана анаэробной микрофлорой. Разница обусловлена деятельностью аэробных метанпоглощающих микроорганизмов, располагающихся между анаэробными отложениями, в которых происходит образование биогенного метана, и атмосферой. Есть данные, свидетельствующие о протекании и анаэробных биохимических процессов окисления метана в отложениях на морском дне с образованием диоксида углерода. То есть не исключено, что в условиях верхнего слоя осадочных пород происходит неоднократное взаимопревращение этих газов. Но в восстановительных условиях глубокозалегающих осадочных пород, где метан образует газовые залежи, метан, как самый устойчивый углеводород, может сохраняться неизменным десятки и сотни миллионов лет.

Соединения углерода с водородом также широко представлены в других телах Солнечной системы. Самое большое их количество сконцентрировано в массивных внешних планетах и их спутниках. В составе мощных атмосфер Юпитера, Сатурна, Урана и Нептуна значительная роль принадлежит углероду, в основном в виде углеводородов, и в частности метана. Атмосфера Титана, спутника Сатурна, содержит метан и этан. Облака над Титаном состоят из этих соединений, и, по-видимому, жидкая метан-этановая смесь покрывает поверхность планеты, концентрируясь наподобие воды в земных условиях, в океанах, реках, а также образуя полярные шапки охлажденного вещества (Голд, 1986).

 

2.4. Нетрадиционные ресурсы природного газа

 

Описанные выше механизмы образования в земной коре метана и других газообразных углеводородов обеспечивают их широкое распространение в природе не только в виде крупных залежей традиционного природного газа в пористых и трещиноватых осадочных породах или в растворенном виде в нефти. Огромное количество метана рассеяно в осадочных и изверженных горных породах и в илах озер, морей и океанов. Метан содержится в кристаллических сланцах, мраморах, гнейсах, гранитах и других горных породах, причем на каждый килограмм породы приходится до 0,1 м3 метана. В небольших концентрациях метан растворен в пресной и морской воде. Он входит в состав почвенного воздуха и является одной из важных составляющих земной атмосферы. Много метана растворено в пластовых водах на глубинах 1,5–5 км. Такие источники природного газа, как метан угленосных толщ, водорастворенные газы подземной гидросферы, природные газовые гидраты и ряд других относят к нетрадиционным ресурсам природного газа.

Удельное газосодержание подземных вод относительно невелико (0,3—20 м3 газа на 1 м3 воды), что делает нерентабельной добычу газа в промышленных масштабах. Но общие ресурсы газа в подземных водах до глубин в 4500 м могут достигать 10 000 трлн м3. Вследствие низкого газосодержания промышленная добыча возможна лишь в небольших объемах и в местах аномально высокой газонасыщенности подземных вод. Например, в месторождении Мобара в Японии газосодержание подземных вод в хорошо проницаемых породах на глубине 200–600 м достигает 25–28 м3 на 1 м3 добываемой воды. Поэтому газ подземной гидросферы пока рассматривается как весьма проблематичный источник природного газа (Скоробогатов, Старосельский, Якушев, 2000).

Важным источником практически чистого метана могут служить залежи каменного угля. Большие объемы метана выделяются в угольных пластах при метаморфизме угля, который сопровождается низкотемпературным термохимическим распадом органического вещества. Количество выделяющегося метана на одну тонну угольного вещества увеличивается от 161 м3 при образовании бурого угля до 192 м3 при образовании каменного угля. В процессе метаморфизма происходит изомеризация углеродсодержащих группировок атомов с образованием более устойчивых структурных элементов ароматической графитоподобной решетки. Распад функциональных групп приводит к переходу части органического вещества в газовую фазу в виде молекул СО2, СО, СН4 и др. Гомогенный твердофазный процесс изомерной перегруппировки атомов протекает самопроизвольно и имеет низкую энергию активации 29–53 кДж/моль (Кизильштейн, Булгаревич, 2002).

Метан скапливается благодаря адсорбции в угле в вертикальных разломах и трещинах угольных пластов, расслоениях и трещинах между ними. При добыче из одной тонны угля обычно выделяется 6–8 м3 газа. Так как мировые ресурсы угля составляют примерно 104 млрд т, содержание газа в угольных залежах сопоставимо с его содержанием в традиционных газовых месторождениях. По разным источникам в угленосных толщах угольных бассейнов мира содержится от 85 до 262 трлн м3 природного газа. Поэтому даже умеренная добыча газа из угольных пластов могла бы внести существенный вклад в обеспечение мира природным газом.

«Нетрадиционный» угольный метан уже сейчас занимает заметное место в объеме газодобычи ряда стран. В США активная добыча угольного метана ведется с 50-х годов, а ее годовой объем в настоящее время превышает 55 млрд м3, что составляет более 7 % от общей добычи природного газа. Добыча угольного метана ведется также в Канаде, Австралии, Китае, Индии, Индонезии и др. странах.

Большинство каменноугольных бассейнов России (Кузнецкий, Печорский, Донецкий, Таймырский, Тунгусский и др.) фактически являются газоугольными. Метаноносность таких высокометаморфизованных угольных пластов возрастает с увеличением глубины их залегания и достигает 40–50 м3/т. Предварительная дегазация угольных пластов – необходимое условие безопасной работы шахтеров и источник сопутствующего метана. Хотя отечественными шахтами ежегодно выбрасывается в атмосферу свыше 7,5 млрд м3 метана, в промышленных масштабах его утилизация до сих пор практически не осуществляется.

Важным источником газообразного углеводородного сырья являются газы нефтеперерабатывающих заводов. В отличие от природных газов, в нефтезаводских газах содержатся не только насыщенные, но и ненасыщенные углеводороды. Кроме того, в состав этих газов обычно входят водород, сероводород и небольшое количество органических сернистых соединений. Основным источником нефтезаводских газов являются процессы деструктивной переработки нефти, а их состав зависит от конкретных процессов, применяемых на данном производстве.

Среди нетрадиционных источников углеводородных газов необходимо также отметить природные и антропогенные источники биогаза, преимущественно метана, образующегося в результате бактериального брожения органического вещества. В ряде стран, бедных энергоресурсами, например Индии, биогаз активно используется в бытовом секторе. Швеция, Германия и другие европейские страны реализуют проекты переработки отходов сельскохозяйственной продукции и деревообработки в биогаз с последующим производством из него электроэнергии и синтетических моторных топлив. Биогаз может стать серьезным дополнительным источником углеводородного сырья, т. к. ежегодные воспроизводимые ресурсы биомассы в мире оцениваются в 200 млрд т.

 

2.4.1. Сланцевый газ – очередная революция в энергетике

Крупнейшим событием в мировой энергетике за последние годы стало создание в США промышленной технологии разработки еще одной разновидности нетрадиционных ресурсов природного газа – сланцевого газа. Фактически создание технологии экономически рентабельной добычи сланцевого газа, который до этого момента даже не рассматривался как реально извлекаемый ресурс, можно рассматривать как крупнейшую за последние полвека научно-техническую революцию в энергетике. Превращение огромных запасов сланцевого газа в доступное энергетическое сырье многократно увеличило мировые энергетические ресурсы и сняло, по крайней мере на несколько ближайших десятилетий, острейшую проблему глобального дефицита энергии.

По своему составу сланцевый газ практически не отличается от традиционного газа. Главное отличие месторождений сланцевого газа от месторождений традиционного газа в том, что они расположены на глубинах в 1,5–2 км в слабопроницаемых для газа осадочных породах, где собственно и протекает генезис (т. е. образование) газа (рис. 26).

Рис. 26. Зоны формирования традиционного и сланцевого газа

Из-за большой глубины залегания сланцевых пород и их слабой газопроницаемости разработка этих ресурсов потребовала решения нескольких сложнейших технических проблем. Помимо освоения экономически эффективных технологий бурения глубоких скважин потребовалось создание методов повышения притока газа к скважине и поддержания ее достаточно высокого дебита в течение продолжительного времени, необходимого для оправдания больших издержек на глубинное бурение. Эти методы включают создание эффективных технологий горизонтального бурения на больших глубинах и гидравлического разрыва пласта, что в совокупности значительно увеличивает эффективную площадь газосбора и скорость диффузии газа к скважине. При гидравлическом разрыве (гидроразрыве) в пласт под большим давлением закачивается смесь воды, песка и различных химикатов. В ходе разрыва породы под действием давления в горизонтальной части скважины, длина которой достигает 1,5–2 км, образуется большое количество трещин, увеличивающих общую площадь газосбора (рис. 27). Песчинки закрепляют образовавшиеся трещины, не давая им схлопываться под действием пластового давления, а химические вещества, в основном ПАВы, увеличивают отдачу.

Рис. 27. Схема добычи сланцевого газа методом гидроразрыва пласта

После гидроразрыва и выхода закачанной воды эффективная эксплуатация скважины может продолжаться в течение нескольких лет, хотя уже в течение первого года дебит скважины падает почти вдвое. В целом экономически эффективная эксплуатация скважины сланцевого газа продолжается всего несколько лет, что в разы меньше, чем в случае традиционного газа, добыча которого обычно ведется из ловушек, заполненных хорошо проницаемыми для газа породами, перекрытыми сверху газонепроницаемыми породами, и может продолжаться несколько десятилетий. Однако если обнаружение больших ловушек с традиционным газом, куда он диффундировал в течение миллионов лет из слабопроницаемых материнских пород, большая геологическая удача, то добыча сланцевого газа ведется по площадям путем последовательного бурения скважин через определенное расстояние. То есть добыча сланцевого газа может планомерно вестись на огромных территориях, расположенных над зонами с газосодержащими сланцевыми породами.

Тем не менее, сама технология добыча сланцевого газа, на разработку которой американские компании затратили пару десятков лет и миллиарды долларов, остается крайне сложной и дорогостоящей. Сейчас стоимость подготовки одной скважины к эксплуатации оценивается примерно в 5 млн долл. и продолжает постепенно снижаться, что позволяет американским добывающим компаниям поставлять газ на внутренний рынок по беспрецедентно низкой цене порядка 120 долл./1000 м3. Это примерно в два-три раза ниже, чем цена газа в Европе и Японии.

О сложности технологии добычи сланцевого газа свидетельствует рис. 28, демонстрирующий обилие сложнейшей техники, привлекаемой для осуществления гидроразрыва пласта. Пока только американские компании владеют этой технологией, оставаясь в этой области монополистами.

Рис. 28. Подготовка техники к гидроразрыву пласта

 

2.4.2. Газовые гидраты – главный мировой резерв углеводородного топлива

Важное значение для формирования в земной коре ресурсов природного газа имеет свойство метана и других газообразных углеводородов при высоком давлении и пониженной температуре образовывать с водой газовые гидраты – твердые кристаллические соединения с общей формулой CnH2n+2.mH2O, которые при высоких давлениях существуют и при положительных температурах. По структуре газовые гидраты – это соединения включения (клатраты), образующиеся при внедрении молекул газа в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Существуют два типа решетки гидратов: структура I, построенная из 46 молекул воды и имеющая 8 полостей, и структура II – 136 молекул воды, 16 малых полостей и 8 больших (рис. 29). Молекулы газа-гидратообразователя находятся в полостях решетки, которая может существовать только при наличии этих молекул (Бухгалтер, 1986).

Рис. 29. Полости в структурах газовых гидратов типа I (8М·46Н2О, где М – СН4, С2Н6, СО2, H2S, N2) и типа II (8М·136Н2О, где М – С3Н8, i-С4Н10); модель каркаса из молекул воды с находящейся внутри молекулой метана

Метан, этан, углекислый газ, сероводород и азот образуют гидраты структуры I, при которой формула полностью насыщенного газом гидрата 8M.46H2O, где М – молекула гидратообразователя. Пропан и изобутан образуют гидраты структуры II с идеальной формулой 8M.136H2O. Углеводороды с размерами молекул, большими, чем у изобутана, гидратов не образуют, так как уже не помещаются в полость, образуемую молекулами воды. Один объем воды при образовании гидрата связывает от 70 до 210 объемов газа, при этом удельный объем воды возрастает на 26–32 %. При образовании гидрата метана один объем воды связывает 207 объемов метана. А при разложении 1 м3 гидрата метана при нормальных условиях выделяется 164,6 м3 газа. При этом объем, занимаемый газом в гидрате, не превышает 20 %. Таким образом, в гидратном состоянии 164,6 м3 газа занимают объем всего 0,2 м3 (Макогон, 2001).

Внешне гидраты метана выглядят как лед или плотный снег, а при разложении (таянии) выделяют воду и метан, который можно поджечь (рис. 30). В природных условиях они широко распространены и образуют крупные залежи метанового газа. Например, на океанском дне даже при температуре +10°С уже на глубине 700 м давление достаточно для образования газовых гидратов. Мировые ресурсы газа в газогидратных залежах, сосредоточенных на материках, определяются величиной около 1014 м3. А ресурсы газа, сосредоточенные в гидратном состоянии в акватории Мирового океана, в пределах шельфа и материкового склона – в 1,5 1016 м3 (Макогон, 1985), хотя имеются и более высокие оценки. Энергия, высвобождающаяся при разложении газогидратных залежей, столь велика, что этот процесс может инициировать тектономагматические процессы в литосфере Земли.

Рис. 30. Тающий кусок газового гидрата с горящим пламенем выделяющегося метана

Целый ряд закономерностей в распространении скоплений газовых гидратов, а также изотопно-геохимический облик газогидратных газов и вод свидетельствует о глубинном генезисе углеводородных газов, вошедших в состав газогидратов. Только в случае признания ведущей роли глубинных углеводородных и углеводородно-водных флюидов в формировании скоплений газогидратов главные геологические закономерности их распространения получают непротиворечивое объяснение. Водород и углерод являются основными химическими элементами, поднимающимися из земных глубин к поверхности в процессе постоянно идущей дегазации планеты. Водород диффундирует сквозь толщу земных пород в атомарном и молекулярном виде, а углерод – в химически связанном виде, в составе оксидов углерода СО и СО2. При температуре ниже 600°С эти газы вступают в реакцию, образуя воду и метан (СО + 3Н2 → Н2О + СН4). Вода входит в кристаллическую решетку гидросиликатов, а метан накапливается в виде газовых включений, в т. ч. газовых гидратов.

Мощнейшие скопления газовых гидратов приурочены в основном к краевым частям океанического дна, где продолжается океанообразование и где в современную нам эпоху происходит массовое поступление глубинного метана. Большая часть газовых гидратов обнаружена на дне океанов в молодых отложениях – метан продолжает поступать в гигантских объемах. Той же причиной обусловлено образование нефти и газа на континентах. В геологические эпохи мезозое и кайнозое сформировались осадочные бассейны, ставшие резервуарами углеводородов, где расположено большинство известных месторождений нефти и газа. Разница лишь в том, что на континентах возникшая по той же причине и в тот же отрезок времени, что и океаны, впадина заполнялась осадками, в которых и накапливался метан, впоследствии химическим и биогенным путями преобразованный в нефть и углеводородные газы. Формирование различных типов залежей газовых гидратов схематически представлено на рис. 31.

Рис. 31. Формирование различных типов газогидратных залежей

По некоторым оценкам залегающий в плейстоцен-современных осадках газогидратный слой содержит не менее 11,3 1018 м3 или 8,5 1015 т метанового углерода. В то же время запасы некарбонатного углерода в морской биоте определяются в 3 млрд т; в атмосфере – 3,6; детритном органическом веществе – 60; торфе – 500; биоте суши – 830; органическом веществе, растворенном в воде, – 980; почве – 1400; извлекаемых и неизвлекаемых ископаемых топливах (нефть, природный газ, уголь) – 5000 млрд т, т. е. в сумме – 8,8 трлн т. Это на три порядка меньше приведенной выше оценки содержания в земной коре гидратного метана.

Другие источники не разделяют столь высоких значений гидратоносности, оценивая их ресурсы в 2 1016 м3. Тем не менее и по этой оценке более половины органического углерода в земной коре, видимо, содержится в составе газовых гидратов, что вдвое превышает все разведанные и неразведанные ресурсы нефти, угля и газа, вместе взятые (рис. 32). Особенно интересно, что эти гигантские скопления метана содержатся в плейстоцен-современных отложениях, образовавшихся в последние пять миллионов лет. Это значит, что образовавший их метан выделился за время, составляющее одну тысячную всей истории планеты.

Рис. 32. Распределение органического углерода на Земле (1015 г)

В настоящее время имеются сведения о более чем 100 выявленных газогидратных залежах, а потенциальные мировые запасы газа в гидратном состоянии, по оценкам специалистов, превышают 16 1012 тнэ (тонн нефтяного эквивалента). Около 98 % ресурсов газогидратов сосредоточено в акваториях Мирового океана на глубинах более 200–700 м, в придонных осадках толщиной до 400–800 м и более, и только 2 % – в приполярных частях материков. Однако и последний факт заслуживает серьезного внимания, поскольку это соответствуют 300 трлн м3 газа, что в полтора раза превышает мировые разведанные запасы природного газа. Например, при современном уровне потребления выявленные запасы газа в гидратном состоянии в США могут обеспечить потребности страны в природном газе в течение 104 лет.

Разработка природных газогидратов – одна из наиболее промышленно значимых альтернатив разработке традиционных месторождений природного газа. Все большее число стран, включая США, Канаду, Индию, Китай, Японию, принимает национальные, хорошо финансируемые программы по исследованиям газогидратов и поискам их скоплений. Их оптимизм базируется на том, что уже при небольших масштабах выполненных геофизических и буровых работ открыты гигантские скопления газогидратов и газогитратные провинции. Удельная плотность метана в гидратоносных акваториях не уступает средней плотности в обычных месторождениях газа. Однако остаются сложности с созданием в обозримом будущем технологий, по которым извлечение метана из газогидратов станет не просто возможным, но и рентабельным.

 

2.5. Природный газ в энергетике XXI века

Таким образом, в земной коре имеются огромные ресурсы природного газа, к тому же постоянно пополняемые за счет продолжающихся процессов дегазации нашей планеты. Основные проблемы использования этого огромного потенциала связаны с созданием технологий, позволяющих практически извлекать их при приемлемых финансовых, энергетических и технологических усилиях. Рисунок 33 демонстрирует наличие различных видов природного газа в земной коре.

Рис. 33. Наличие различных видов природного газа в земной коре. Цифры – проницаемость пород, вмещающих соответствующий вид газа, в миллидарси (md). Дарси – единица проницаемости пористых сред

По мере нарастания «нетрадиционности» природного газа с одной стороны растет его объем в земной коре, но с другой стороны, увеличиваются сложность извлечения и необходимые для этого финансовые и энергетические затраты. Как мы видим, человечество располагает огромными ресурсами природного газа (табл. III). Некоторые виды этих ресурсов еще плохо изучены, но независимо от конкретных оценок уже очевидно, что они настолько велики, что при всех разумных сценариях развития нашей цивилизации их хватит еще на десятки, а может быть и сотни лет.

Таблица III. Ресурсы природного газа по состоянию на 2014 г.

Конечно, добыча нетрадиционных видов газа сложнее и дороже добычи традиционных ресурсов. Но по мере выработки наиболее удобных месторождений постоянно растет и себестоимость добычи традиционного газа. Так же, как и при добыче нефти, мы вынуждены постоянно осваивать все более сложные для извлечения и потому более дорогостоящие ресурсы. Рисунок 34 показывает, что это не драматическое скачкообразное удорожание будущих газовых ресурсов, а достаточно плавный и, увы, неизбежный переход к освоению все более дорогостоящего сырья.

Рис. 34. Стоимость добычи различных видов природного газа, долл./млн БТЕ

Себестоимость добычи сланцевого газа в США уже ниже себестоимости добычи традиционного газа в Европе (табл. IV), что позволяет прогнозировать прибыльность его экспорта в этот регион. А когда мы говорим о ресурсах традиционного природного газа в России, необходимо понимать, что они в значительной степени представлены арктическими ресурсами, себестоимость добычи которых может быть значительно выше себестоимости добычи сланцевого газа на территории США или других стран. При этом стоимость их транспортировки на мировые рынки Европы или Азии также выше стоимости транспортировки в эти же регионы газа из США.

Таблица IV. Себестоимость добычи различных видов газа в 2010 г., долл./млн БТЕ (Ступакова, Митронов, 2014)

Несмотря на текущий бум с добычей сланцевой нефти, ситуация с ее запасами пока остается достаточно неопределенной. Ее доля составляет всего около 1 % от общемировой добычи, и в перспективе не ожидается, что она превысит 5—10 %, а ее ресурсная база оценивается всего в 15 лет текущего мирового потребления. В то же время доля нетрадиционного газа (газ плотных коллекторов и метан угольных пластов) уже составляет свыше 15 % от общемировой добычи и имеет явную тенденцию роста, возможно до 40 %. Его общая ресурсная база сейчас оценивается примерно в 100 лет текущего мирового потребления газа. Поэтому к 2030-м годам природный газ, по оценкам, станет крупнейшим первичным мировым источником энергии, что будет означать конец почти столетней эры нефти.

Запасы сланцевых углеводородов, по сути, являются первичными по отношению к традиционным запасам. Они распределены по всей территории Земли достаточно равномерно, поэтому общедоступны. А совокупные ресурсы нетрадиционного газа превосходят даже перспективные потребности человечества, по крайней мере, в том временном диапазоне, в котором их вообще можно как-то планировать. До последнего времени единственным препятствием для их добычи было отсутствие соответствующих технологий добычи. На сегодняшний день это препятствие уже не существует в отношении сланцевого газа, и, видимо, в ближайшее время будет преодолено и в отношении других его разновидностей.

Возникает закономерный вопрос: сможет ли природный газ полностью заменить в мировой энергетике и, что более важно, мировой экономике в целом безусловно более удобную нефть, особенно в таких ключевых областях, как транспорт и нефтехимия.

Что касается транспорта, то уже несколько десятилетий существуют промышленные технологии конверсии природного газа в жидкие углеводороды, то есть синтетическую нефть и жидкие моторные топлива. Построены гигантские заводы, и уже накоплен большой опыт их эксплуатации. Пока еще экономика производства синтетического жидкого топлива (СЖТ) проигрывает экономике на основе природной нефти. Но технологии производства СЖТ постоянно совершенствуются, а себестоимость добычи природной нефти закономерно растет, так что ситуация неизбежно изменится. Проблема обеспечения сырьем современной нефтехимии не столь острая. В середине ХХ века обильные ресурсы нефти и относительная простота деструктивных процессов ее переработки (крекинг, пиролиз, дегидрирование, изомеризация), позволяющих широко использовать равновесные каталитические процессы, обеспечили быстрое развитие нефтехимии и ее огромную роль в мировой экономике. Однако если исключить производство моторных топлив, то современная нефтехимия потребляет всего лишь около 5 % добываемой нефти, так что удовлетворить ее потребности будет проще.

Одновременно бурно развивается новая отрасль – газохимия. В настоящее время существует разветвленная группа химических производств на базе природного газа. Среди основных крупнотоннажных продуктов – аммиак, метанол, водород, а также ацетилен, галогенпроизводные метана и другие продукты. В свою очередь, на базе аммиака, метанола, ацетилена производятся десятки химических продуктов, таких как азотная кислота, азотные удобрения, карбамид, формальдегид, карбамидно-формальдегидные смолы, высокооктановый компонент бензинов – метилтретбутиловый эфир (МТБЭ), меламин и смолы на его основе. Природный газ является основным источником промышленного получения водорода, мировое производство которого достигло 1,4 млрд м3/год.

Начало массовой добычи сланцевого газа в США дало новый импульс развитию газохимии. За несколько последних лет там было анонсировано строительство около 100 новых газохимических предприятий с общим объемом капитальных вложений более 70 млрд долл. А объем ежегодно производимой на них химической продукции уже к 2017 году должен превысить 70 млрд долл., что уже вполне сопоставимо с доходами от российского газового экспорта.

Благодаря огромным ресурсам газа и новым технологиям их добычи и химической переработки XXI век неизбежно станет веком газа и газохимии. Однако для того, чтобы природный газ действительно смог заменить нефть в качестве углеводородного сырья для получения огромной гаммы современных нефтехимических продуктов, предстоит еще пройти большой и сложный путь. Дело в том, что газохимия (по сути, нефтехимия на основе метана) принципиально отличается от традиционной нефтехимии «конструктивной» направленностью своих процессов. Ее цель – получение из наиболее простой и наиболее стабильной углеводородной молекулы СН4 всей огромной совокупности более сложных и менее стабильных (!!!) продуктов, производимых современной нефтехимией, а это очень непростая задача. Но задача в принципе решаемая, поэтому вряд ли стоит сомневаться в том, что она будет практически решена по мере переключения экономики на газовое сырье.