Газові комори України

  1. Види природного газу та способи його видобутку В даний час відомо кілька видів природного газу та...
  2. Про перспективи видобутку нетрадиційного газу
  3. Висновки

Види природного газу та способи його видобутку

В даний час відомо кілька видів природного газу та способів його видобутку (рис. 1).

Природний газ - суміш газів, що утворилася в осадової оболонці земної кори (на глибині від сотень метрів до кількох кілометрів) в результаті розкладання органічних речовин без доступу кисню. Природний газ також утворюється в надрах землі при високих температурах і тисках. У земних надрах природний газ знаходиться в газоподібному стані - у вигляді окремих скупчень (газові поклади) або газової шапки нафтогазових родовищ, або в розчиненому стані в нафті або воді.

У надрах газ знаходиться в порожнинах (порах). Вони з'єднані між собою мікроскопічними каналами-тріщинами, за якими газ надходить з пір з високим тиском в пори з більш низьким тиском до тих пір, поки не виявиться в свердловині. Свердловини розміщують рівномірно по території родовища, щоб забезпечити в процесі видобутку газу рівномірне падіння пластового тиску в поклади. Це дозволяє виключити перетікання газу між областями родовища і передчасне обводнення поклади.

Також природний газ може знаходитися у вигляді газогідратів, які розташовуються як під землею, так і на незначній глибині під морським дном. За даними ВО «Южморгеологія» (Росія), запаси газогідратів на Прікримском ділянці Чорного моря становлять близько 7 трлн. куб. м.

Основну частину природного газу складає метан - до 98%. До складу природного газу можуть також входити етан, пропан, бутан і невуглеводневі речовини: водень, сірководень (джерело хімічної сировини для отримання сірки), вуглекислий газ, азот, гелій (широко застосовується в кріогенної техніки і аеронавтики).

Попутний нафтовий газ (ПНГ), який отримують в процесі видобутку нафти, крім метану містить етан, пропан, бутан і ін. Домішки. Залежно від району видобутку з 1 т нафти отримують від 25 до 800 куб. м ПНГ. Він вимагає поділу на фракції на спеціальних газопереробних заводах, будівництво яких чи не передбачається, або запізнюється до початку видобутку нафти. Тому на промислі ПНГ часто спалюється в факелах, а продукти його згоряння є потенційною загрозою для людського організму. У світі щорічно згорає понад 100 млрд. Куб. м ПНГ, за обсягом його спалювання, згідно з даними Світового банку, лідирує Росія - близько 38 млрд. куб. м (2008 г.). На другому місці, за даними Всесвітнього фонду дикої природи (WWF), знаходиться Нігерія - 26 млрд. Куб. м (2009 р.)

Нетрадиційний газ (від англ. Unconventional gas) - це промисловий термін, що позначає природний газ: в глинистих сланцевих породах (shale gas), у вугільних пластах (coal bed methane), в щільних пісковиках (tight gas sands), глибоко залягає (deep natural gas), в геозон під тиском (geopressurized zones).

За оцінками US Energy Information Administration (EIA), видобуток газу з глинистих сланців зросте в США 2030 р до 116 млрд. Куб. м, що складе 17,6% сумарної його видобутку в країні; видобуток газу з щільних пісковиків досягне майже 200 млрд. куб. м і залишиться на рівні 30%; газ вугільних пластів складе 56 млрд. куб. м, і його частка знизиться до 8,5%. В цілому частка нетрадиційного газу тут перевищить 56%.

Для видобутку природного газу бурять вертикальні, похило-спрямовані і горизонтальні свердловини з допомогою бурових установок (БУ) (табл. 1). Для видобутку природного газу бурять вертикальні, похило-спрямовані і горизонтальні свердловини з допомогою бурових установок (БУ) (табл

Аналіз даних, наведених в табл. 1, показує, що економічна криза змушує нафтогазові компанії розширювати пошук і розробку родовищ в регіонах світу, де експлуатаційні витрати менше (Африка і країни Тихоокеанського регіону). За кількістю БО і ступеня розвитку нафтогазової промисловості на планеті як і раніше домінують США, що дозволило їм стати світовим лідером у видобутку газу, в тому числі нетрадиційного. Наприклад, в цій країні, за даними сайту http://www.rigzone.com/news/ , На 01.01.2010 р із загальної кількості БО на суші 1035 од. (На 01.01.2009 було 1790 од.) 75% установок (80% в 2008 р) використовуються для буріння газових свердловин. У 2009-му 42% загальної кількості БО використовувалися для горизонтального буріння, 19% - похило-спрямованого, 39% - вертикального. Ступінь їх використання у 2009 р - 41% (у 2008 році - 80%).

На сьогоднішній день в Україні на суші є близько 200 діючих установок для буріння нафтових і газових свердловин. При цьому більшість вимагають модернізації або заміни. На сьогоднішній день в Україні на суші є близько 200 діючих установок для буріння нафтових і газових свердловин

Для порівняння: за даними компанії Baker Hughes (США), в березні цього року в світі експлуатувалося 2879 установок на морі і суші (в т. Ч. США - 1419), а рекордна їх число зафіксовано у вересні 2008 р - 3557.

У світі спостерігається тенденція збільшення середньої вартості 1 м проходки і буріння свердловини (табл. 2). Причому буріння газової свердловини в даний час дешевше, ніж нафтової.

Розробка нафтогазових родовищ

Потенційні ресурси природного газу на суші в трьох нафтогазоносних регіонах України (західному, східному і південному) складають близько 5,4 трлн. куб. м, а промислові запаси - понад 1,2 трлн. куб. м. При цьому більшість родовищ країни з великими і середніми запасами знаходяться в фазі зменшення видобутку. Потенційні ресурси природного газу на суші в трьох нафтогазоносних регіонах України (західному, східному і південному) складають близько 5,4 трлн

Для порівняння: за експертною оцінкою організації CEDIGAZ, на 1 січня 2009 р доведені світові запаси природного газу рівні 189,158 трлн. куб. м, в т. ч. на шельфах морів - 75,085 трлн. куб. м, або близько 40% загальної кількості світових запасів, розподіл яких по регіонах світу наведено в табл. 3. При цьому загальносвітовий видобуток газу в 2009 р становила близько 3 трлн. куб. м.

З структурних підрозділів НАК «Нафтогаз України» видобуток газу здійснюють ДК «Укргазвидобування», ВАТ «Укрнафта» і ДАТ «Чорноморнафтогаз», на які припадає близько 90% сумарного видобутку газу в країні.

Одна з основних завдань НАК «Нафтогаз України» - забезпечення населення природним газом власного видобутку. При цьому ціни на газ для населення, які встановлені НКРЕ в грудні 2008 р, найнижчі з існуючих в країнах Європи та СНД.

Нарощування видобутку сьогодні - непросте завдання, т. К. Встановлений рівень цін на газ власного видобутку не дозволяє накопичити необхідні фінансові ресурси для істотного її збільшення. Підприємствами НАК «Нафтогаз України» експлуатується 233 газових, нафтових, газоконденсатних і нафтогазоконденсатних родовища. Значна частина з них знаходиться на завершальній стадії розробки і характеризується складними геологічними і технологічними умовами експлуатації. Наприклад, близько 70% родовищ, що розробляються ДК «Укргазвидобування», експлуатуються від 10 до 60 років, з них вже видобуто понад 80% розвіданих запасів вуглеводнів.

Тому підприємства НАК «Нафтогаз України» змушені здійснювати пошук і розвідку нових покладів на більш глибоких горизонтах як старих, так і нових родовищ. А це, в свою чергу, вимагає використання сучасних технологій пошуку, розробки родовищ і видобутку вуглеводнів, залучення значних фінансових і матеріальних ресурсів.

Для забезпечення енергетичної незалежності держави в НАК «Нафтогаз України» передбачається збільшення видобутку газу на суші, розвиток нафтогазовидобувних підприємств і нарощування власних запасів вуглеводнів, по-перше, за рахунок нарощування обсягів, підвищення ефективності геофізичних досліджень і пошуково-розвідувального буріння на перспективних площах і родовищах . По-друге - за рахунок введення нових потужностей і інтенсифікації видобутку з існуючих родовищ. По-третє - за рахунок оновлення та модернізації парку бурового і нафтогазопромислового обладнання. По-четверте - участі в освоєнні нафтогазових ресурсів інших країн. Для забезпечення енергетичної незалежності держави в НАК «Нафтогаз України» передбачається збільшення видобутку газу на суші, розвиток нафтогазовидобувних підприємств і нарощування власних запасів вуглеводнів, по-перше, за рахунок нарощування обсягів, підвищення ефективності геофізичних досліджень і пошуково-розвідувального буріння на перспективних площах і родовищах

Для реалізації поставлених завдань в першу чергу необхідно збільшити обсяг капіталовкладень в пошук і розробку нафтогазових родовищ. Наприклад, в США 30 найбільших нафтогазових компаній для буріння свердловин на суші планують збільшити обсяг капіталовкладень в нинішньому році до $ 28,6 млрд. (Проти $ 26,0 млрд. В 2009 р). При цьому в 2009-му середньодобові експлуатаційні витрати на одну БО становили від $ 10,45 тис. До $ 22,0 тис.

За даними Мінпаливенерго ( http://mpe.kmu.gov.ua ), В першому кварталі ДК «Укргазвидобування» виконала геологорозвідувальних робіт на 20 площах та 37 родовищах на суму 300 млн. Грн. В цьому році основний обсяг приросту запасів вуглеводнів буде забезпечений за рахунок глибокого буріння на Березівському та Яблунівському родовищах, а також завершення розвідки Кобзевського родовища.

Аналіз даних, наведених в табл. 4 і 5, показує, що в 2008-2009 рр. відбулося різке падіння обсягів геологорозвідувального та експлуатаційного буріння. Це стало однією з основних причин зниження видобутку газу на початку 2010 р Крім того, починаючи з 2006 р спостерігається тенденція зменшення видобутку нафти і ПНГ внаслідок значного виснаження запасів вуглеводнів на основних родовищах і недостатнього приросту розвіданих запасів.

Про перспективи видобутку нетрадиційного газу

Для організації видобутку в промислових обсягах нетрадиційного газу, в першу чергу сланцевого і метану вугільних пластів, в Україні, на прикладі зарубіжних країн, необхідно вирішити такі основні проблеми. По-перше, провести значний обсяг геологорозвідувальних робіт для оцінки запасів. По-друге, зробити оцінку собівартості видобутку і рентабельного обсягу видобутих запасів. По-третє, розробити сучасні технології та технічні засоби для видобутку і переробки газу. По-четверте, передбачити пільгове оподаткування для геологорозвідувальних і видобувних компаній. По-п'яте, в кілька разів збільшити кількість діючих бурових установок і насосних станцій для здійснення гідророзривів пластів.

Очевидно, що провідну роль в освоєнні ресурсів нетрадиційного газу повинні грати підприємства НАК «Нафтогаз України».

Сланцевий газ. Газ, що видобувається зі сланцю (осадова порода - скам'яніла глина), складається переважно з метану. Відмітна особливість сланцевих родовищ - це: по-перше, тверда порода, яку важче бурити; по-друге, малий порові обсяг, т. е. невеликий вміст газу на одиницю об'єму родовища; по-третє, невисока проникність сланців, т. е. з цього колектора газ по мікротріщин тече до стовбура свердловини з невеликою швидкістю. Тому площа дренування у свердловини дуже маленька, а кількість запасів газу, освоюваних однієї свердловиною, невелике. Теплотворна здатність сланцевого газу в два рази нижче, ніж природного. Крім того, він містить вуглекислий газ, азот і сірководень. Тому сланцевий газ в США використовується як паливо для побутових потреб в населених пунктах, розташованих на невеликих відстанях від місць видобутку, звідки він може транспортуватися по газопроводах низького тиску.

Ресурси сланцевого газу в Державному балансі запасів корисних копалин України не підраховувалися. Тому для детальної оцінки їх запасів необхідно провести відповідні геологорозвідувальні роботи. Компанія Total (США) 13 квітня 2010 р повідомила про підписання угоди з Eurogas про оцінку запасів родовищ сланцевого газу в Західній Україні. Група компаній Shell також досліджує запаси сланцевого газу в нашій країні. Ресурси сланцевого газу в Державному балансі запасів корисних копалин України не підраховувалися

У табл. 6 представлені дані про прогнозні запаси сланцевого газу в регіонах світу. Як показує досвід розробки родовищ сланцевого газу в США, технологічно які добуваються і комерційно ефективні запаси сланцевого газу в світі як мінімум на порядок нижче прогнозних і можуть становити близько 25 трлн. куб. м.

Сланцевий газ видобувається шляхом буріння в шарі горизонтальних свердловин вартістю $ 2,6-4 млн. Потім в горизонтальному стовбурі свердловини здійснюється гідророзрив пласта (ГРП), що забезпечує збільшення дебіту свердловини в сотні разів. З іншого боку, гідророзрив пласта становить значний екологічний ризик. Наприклад, відбувається забруднення вод підгрунтя, т. К. Флюїди з пласта через що утворилися від ГРП тріщини (їх довжина може досягати більше 100 м) можуть потрапити в довколишні водоносні горизонти, а води з цих горизонтів можуть проникати в пласт. При розробці родовищ сланцевого газу в густонаселеній Європі це може стати серйозною перешкодою для таких проектів через суворий екологічного законодавства ЄС.

Довідка. Гідророзрив пласта - метод інтенсифікації роботи нафтових і газових свердловин, який полягає в створенні тріщин в пласті для забезпечення припливу до забою свердловини видобувається флюїду, - це газ, вода, конденсат, нафта або їх суміш. Технологія ГРП включає в себе закачування в свердловину за допомогою потужних насосних станцій рідини розриву (в складі гелю, піску, води або кислоти, яка роз'їдає стінки тріщин в пласті) при тиску вище тиску розриву нафтогазоносного пласта. Далі воду відкачують, а пісок заповнює розширені тріщини і вільно пропускає газ до свердловини, по якій газ надходить на поверхню. Перший в світі гідророзрив пласта справила в 1949 р компанія Halliburton.

Для стабільного видобутку сланцевого газу необхідно, по-перше, безперервно бурити нові свердловини. По-друге, вільні ділянки землі під ці свердловини. По-третє, велика кількість бурових установок і насосних станцій для неодноразових гідророзривів пластів. Для однієї операції ГРП потрібно близько 4000 т води і 200 т піску. Протягом року на кожній свердловині може проводитися від 3 до 10 ГРП.

Низька концентрація сланцевого газу в породі призводить до того, що пробурені свердловини швидко скорочують свій дебіт - на 30-40% в рік. Тому термін їх експлуатації для видобутку сланцевого газу становить від кількох місяців до 5 років (свердловини для видобутку природного газу експлуатуються до 50 років). Перевага родовищ сланцевого газу в тому, що газ видобувається поблизу споживача і в регіонах з розвиненою інфраструктурою (наявність доріг, електропостачання, газопроводів, ТЕС).

У 1990 р видобувалося в США тільки 10% нетрадиційного газу, в 2009 році - понад 40%, а до 2020 року планується близько 60%. За даними департаменту з енергетики ( http://www.energy.gov/ ), В 2009-му видобуток сланцевого газу на п'яти американських родовищах склала 80 млрд. Куб. м, а в 2010 р там припускають добути понад 105 млрд. куб. м. Прогнозується, що видобуток сланцевого газу в країні буде зростати до 2035 р із середньорічним приростом 5,3%, а імпорт газу щорічно знижуватися на 2,6%.

У США, за даними Міжнародного енергетичного агентства (МЕА, http://www.iea.org/ ), В 2009 р завдяки розвитку технологій запаси сланцевого газу зросли на 51%. В агентстві вважають, що до 2035 р до чверті загальносвітового видобутку природного газу припаде на сланцевий газ.

Завдяки значному зростанню видобутку сланцевого газу США зменшили імпорт зрідженого природного газу (СПГ). У 2009 р через кризу відбулося падіння обсягів споживання газу в Європі, Японії і Південної Кореї. Незатребувані США, Японією і Південною Кореєю обсяги газу були перенаправлені в Європу, де в результаті СПГ продавався за демпінговими цінами. Якщо «Газпром» продавав європейцям газ по $ 260-300 за 1000 куб. м, то, наприклад, газ з Катару - по $ 70-90.

Для збільшення видобутку нетрадиційного газу в США його ціна повинна бути дешевше імпортного СПГ. За прогнозами експертів, дешевий СПГ може навіть витіснити природний газ, видобуток якого в США стає дорожче, ніж сланцевого газу або вугільного метану.

У Сполучених Штатах компаніям, які добувають нетрадиційний газ, надаються податкові пільги. При цьому середня собівартість видобутку сланцевого газу тут становить менше $ 180 за 1000 куб. м. Реальна собівартість видобутку - від $ 80 до $ 320 за 1000 куб. м. За оцінками МЕА, видобуток сланцевого газу в США рентабельна при цінах від $ 140 до $ 210 за 1000 куб. м. За оцінкою IHS Cambridge Energy Research Associates ( http://www.cera.com/ ), Прогнозні питомі витрати на видобуток і транспортування газу (з урахуванням 10% норми прибутку) для сланцевого газу до 2014 р складуть в середньому по США $ 155/1000 куб. м, для канадських сланців в Британській Колумбії і Альберті - $ 109/1000 куб. м. Наприклад, собівартість видобутку 1000 куб. м природного газу в Росії - $ 3-50, а в США, за даними US EIA, - близько $ 155,7 (березень 2010 року).

В даний час провідні нафтогазові компанії світу розробляють нові технології для зменшення собівартості видобутку газу зі сланцю.

Різко збільшивши виробництво сланцевого газу, американські компанії обвалили ціни на нього, чим поставили себе в складне становище. Багато з них закінчили 2009 року з збитками. Наприклад, у Anadarko Petroleum Corporation - одного з найбільших на планеті незалежних виробників нафти і газу - дохід від продажу газу в минулому році впав до $ 2,9 млрд. - з $ 5,7 млрд. В 2008 р Чистий збиток склав $ 103 млн. Chesapeake Energy Corp. - другий за величиною виробник природного газу в США, що спеціалізується на сланцевий газ, - в минулому році мав збиток $ 5,8 млрд. При доході $ 7,7 млрд.

Промисловий видобуток сланцевого газу ведеться також в Канаді, де роботи йдуть на двох родовищах, - Horn River і Montney. На думку фахівців канадського National Energy Board, до 2020 року видобуток сланцевого газу і газу щільних пісковиків в країні досягне 200 млрд. Куб. м в рік. Видобуток лише на одному родовищі Horn River може до 2015 р досягти 40 млрд. Куб. м в рік.

Довідка. Сланцеві Родовище США характеризуються концентрацією газу в межах від 0,2 до 3,2 млрд. Куб. м / кв. км. При коефіцієнті віддачі 20% запаси газу становлять від 0,04 до 0,6 млрд. Куб. м / кв. км, що в 50-100 разів менше, ніж в традиційних родовищах газу. Історія розробки родовища сланцевого газу Barnett Shale, розташованого на півночі Техасу, показала, що сланці залягають тут на глибині від 450 до 2000 м на площі 13 тис. Кв. км. Потужність (товщина) пласта змінюється від 12 до 270 м. Обсяг метану в пласті становить близько 0,3%. Геологічні запаси газу - 590 млрд. Куб. м. Доведені запаси - 59 млрд. куб. м. В даний час вони повністю вибрані. Оператор родовища - компанія Chesapeake Energy вклала в його освоєння близько $ 30-40 млрд. На думку американських експертів, собівартість видобутку газу в компанії складає від $ 130 до $ 400 за 1000 куб. м. Планом розробки родовища передбачалося вийти на проектний рівень видобутку 36,5 млрд. куб. м / рік, але для цього треба було пробурити понад 20 тис. свердловин. У 2006 р видобуток газу з 6080 свердловин склала 20 млрд. Куб. м, в кінці 2008 р кількість свердловин зросла до 11,8 тис. (одна свердловина на кожні 0,64 кв. км). Щорічно для твору ГРП на родовищі потрібно 7,1 млн. Т піску і 47,2 млн. Т води. При цьому середньодобовий дебіт свердловини на родовищі становить близько 6 тис. Куб. м, т. е. близько половини свердловин працюють періодично або простоюють. За даними US EIA, на 01.01.2009 р в США загальний фонд газових і газоконденсатних свердловин становив 478562 шт., А роком раніше - 452 945.

Таким чином, розробка родовищ сланцевого газу в промислових масштабах вимагає проведення значного обсягу геологорозвідувальних робіт і буріння десятків тисяч свердловин протягом 7-10 років. Наприклад, загальний фонд нафтогазових свердловин, пробурених в Україні за останні 60 років, становить близько 10 тис., А в 2009 р підприємствами НАК «Нафтогаз України» здано в експлуатацію 57 свердловин.

За експертними оцінками компанії Royal Dutch Shell ( http://www.shell.com/ ), Запаси нетрадиційного газу в Європі можуть становити близько 30 трлн. куб. м, що приблизно в п'ять разів більше вже розвіданих запасів газу. Ці оцінки істотно відрізняються від прогнозів компанії Halliburton (див. Табл. 6). Твір належного обсягу геологорозвідувальних робіт визначить, чиї прогнози точніше. Передбачається, що видобуток нетрадиційного газу на континенті 2030 р досягне приблизно 15 млрд. Куб. м, що складе близько 7% сумарного видобутку природного газу. Найбільші енергетичні корпорації набувають землі в Європі для розвідки там родовищ сланцевого газу. Найбільша нафтова компанія США, Exxon Mobil Production Co., придбала договори лізингу з метою розробки запасів нетрадиційного газу в Польщі та Німеччині. При цьому в лютому нинішнього року вона відмовилася від свого проекту в Угорщині, тому що не знайшла там запасів газу промислового значення.

За оцінками консалтингової компанії Wood Mackenzie ( http://www.woodmacresearch.com/ ), Запаси сланцевого газу в північних і центральних районах Польщі можуть досягати 1,36 трлн. куб. м. Їх освоєння в 2010 р почне компанія ConocoPhillips (США). Однак розробка сланцевого газу - трудомісткий і тривалий процес, і до початку його промислового видобутку в Європі може пройти десять років. Одна з причин гальмування - мало бурових установок (див. Табл. 1).

Метан вугільних пластів (МУП). Він формується в результаті біохімічних і фізичних процесів в ході перетворення рослинного матеріалу в вугілля. Є причиною вибухів у вугільних шахтах. МУП - екологічно чистіше, ніж вугілля, і ефективне паливо. Може видобуватися як самостійне копалина і як супутній продукт, одержуваний в процесі дегазації шахт перед видобутком вугілля для створення безпечних умов роботи. Наприклад, засобами дегазації, застосовуваними на шахтах Росії, витягується від 20 до 30% загального обсягу виділяється метану.

В даний час видобуток метану з вугільних пластів здійснюється декількома методами. Перший передбачає дегазацію вугільних шахт і використання каптованого шахтного газу з вироблення, в якому вміст метану коливається від 10 до 98%. Для відділення метану від повітря використовуються сорбційні і кристалізаційні процеси.

За другим буряться поза зоною діючих шахт спеціальні вертикальні і горизонтальні свердловини із застосуванням штучних методів підвищення газопроникності вугільних пластів. У цьому випадку газ, який отримують із вугільних пластів за технологіями вуглегазових промислу, містить метан (95-98%) з домішкою азоту (3-5%) і діоксиду вуглецю (1-3%).

За третім методом з закритих шахт здійснюється видобуток шахтного метану, в якому від 50 до 80% метану, для подальшого використання на ТЕС.

Четвертий спосіб видобутку шахтного метану - комбінований. Дегазацію шахт проводять перед їх пуском. У цьому випадку вдасться відкачати до 70% обсягу метану в шахті. Тому спочатку в пласті бурять свердловини для видобування метану, а через кілька років на цих ділянках починається видобуток вугілля.

Частка видобутку МУП на сьогоднішній день не перевищує 3% загальносвітового видобутку газу.

За даними компанії Halliburton, обсяги світових запасів метану в вугільних пластах становлять близько 210 трлн. куб. м, в т. ч. в США - понад 19,6 трлн. куб. м, з яких рентабельних видобутих запасів - близько 2,8 трлн. куб. м. Оцінки інших експертів виходять з того, що середня газонасиченість вугільних пластів становить 30-40 куб. м / т, а світові запаси вугілля - на рівні 826 млрд. т. Тому сумарні геологічні запаси вугільного метану оцінюються до 32 трлн. куб. м. До складу запасів не включаються вугілля, що залягає на великих глибинах, і пласти малої потужності, з яких добувати вугілля економічно невигідно. Найскладнішим питанням є економічно виправданий коефіцієнт вилучення метану. Він залежить від ступеня тріщинуватості і проникності пласта, віддаленості району видобутку від основних споживачів, системи оподаткування та багатьох інших факторів.

За даними НКРЕ ( http://www.nerc.gov.ua/ ), Україна має значні ресурси метану у вугільних родовищах - від 12 до 22 трлн. куб. м. Однак значна частина МУП знаходиться в зв'язаному стані (вугілля - хороший сорбент) і лише незначна його кількість - у вільному і розчиненому вигляді. Тому до сьогоднішнього дня обсяги видобутку і використання метану незначні: кілька сот млн. Куб. м. Сумарні видобувні запаси метану вугільних пластів (Донецький і Львівсько-Волинський басейни) на рівні 900 млрд. куб. м. При цьому в Донбасі максимальна потужність вугільних пластів - близько 2 м, тому використання американських технологій видобутку метану нерентабельно.

За даними Мінвуглепрому ( http://www.mvp.gov.ua/ ), Запаси шахтного метану в Донецькій і Луганській областях оцінюються в 7-8 трлн. куб. м, а собівартість його видобутку може скласти близько $ 100-120 за 1000 куб. м.

В даний час на 62 шахтах використовують підземну дегазацію, але утилізується близько 80 млн. Куб. м метану, що становить всього 4% загального газовиділення. Це в 4-5 разів менше європейських показників. У Донецькому басейні є шахти, де газонасиченість вугільних пластів становить близько 20 куб. м / т, а запаси метану - від 0,2 до 4,7 млрд. куб. м.

За інформацією Комітету Державних премій в галузі науки і техніки ( http://www.kdpu-nt.gov.ua/work/ ), Вченими і фахівцями АП «Шахта ім. А. Ф. Засядька », НАК« Нафтогаз України »і НАНУ розроблено рентабельна технологія промислового добування і використання шахтного метану, яка представлена ​​на здобуття Держпремії в галузі науки і техніки 2010 р Видалений газ використовується для вироблення електроенергії, опалення та моторного палива. Сумарний економічний ефект від реалізації проекту в умовах шахти ім. А. Ф. Засядька - 272,3 млн. Грн.

За даними НКРЕ, в Україні розроблена концепція програми «Видобуток і використання метану вугільних родовищ як альтернативного енергоресурсу». Мета програми вартістю близько 4 млрд. Грн. - створення умов для розробки промислових технологій видобутку і використання метану як альтернативного енергоресурсу, вирішення проблеми забезпечення безпечного видобутку вугілля, збільшення до 1 млрд. Куб. м в рік частки метану в структурі енергетичного балансу країни та виключення його викидів.

Наприклад, в США за останні 15 років видобуток МУП зросла з 5 до 60 млрд. Куб. м. До 2030 р тут планується збільшити видобуток метану до 350 млрд. куб. м. У країні розроблена і впроваджена технологія добування з вугільних пластів до 80% міститься в них метану. При цьому буриться велика кількість вертикальних і горизонтальних свердловин з використанням пневморазрива або гідророзриву пласта. Глибина свердловин - від 150 до 1000 м. Вартість буріння однієї свердловини, за даними компанії Halliburton, становить $ 0,4-1,0 млн. (2007 р.) Середній період від зневоднення пласта до виходу на максимальну видобуток метану - один-два роки, а собівартість видобутку - від $ 3-90 за 1000 куб. м (2007 р.) Термін експлуатації свердловин - до 20 років. При цьому середня потужність вугільних пластів - близько 20 м. Наприклад, у вугільному басейні Сан-Хуан (видобувається 60% вугільного метану в країні) число свердловин для дегазації вугільних пластів перевищує 20 тис., А їх дебіт сягає до 80 тис. Куб. м газу на добу.

Прогнозні ресурси МУП в Росії становлять 83 трлн. куб. м. За даними ВАТ «Газпром» ( http://www.gazprom.ru ), Підприємство ТОВ «Газпром видобуток Кузнецьк» реалізує пілотний проект з видобутку метану з вугільних пластів Кузнецького басейну, сумарні запаси якого в регіоні до глибини 1800 м - близько 13 трлн. куб. м, а до 1200 м - 6 трлн. куб. м. За 10 років за проектом передбачається пробурити близько 1500 свердловин і довести промисловий видобуток метану до 4 млрд. куб. м в рік. ВАТ «Газпром» має намір інвестувати в проект $ 2,7 млрд. До 2030 р За даними ВНІГРІуголь (Росія), собівартість видобутку шахтного метану в Росії може становити близько $ 15-20 за 1000 куб. м (2007 р.)

Висновки

1. Для значного зростання в Україні видобутку газу на суші з метою підвищення енергетичної незалежності країни в найближчі роки необхідно збільшити обсяг капіталовкладень в пошук і розробку нафтогазових родовищ, що забезпечить нарощування власних запасів вуглеводнів, дасть можливість оновити і модернізувати парк бурового і нафтогазопромислового обладнання, ввести нові потужності і інтенсифікувати видобуток з існуючих родовищ.

2. Для розвитку видобутку нетрадиційних газів в промислових обсягах необхідно: провести значні геологорозвідувальні роботи з оцінки їх запасів; зробити оцінку собівартості видобутку і рентабельного обсягу видобутих запасів; розробити сучасні технології та технічні засоби для видобутку і переробки газу; передбачити пільгове оподаткування для геологорозвідувальних і видобувних компаній; значно збільшити кількість діючих бурових установок і насосних станцій для здійснення гідророзривів пластів.

3. Сланцевий газ відноситься до сильно розсіяним корисних копалин, а існуючі технології його вилучення не дають можливість його промислового видобутку в Україні з достатньою економічною ефективністю. Форсування проектів видобутку сланцевого газу може привести компанії до великих фінансових втрат.

4. У світовому обсязі видобутку газу метан вугільних пластів і сланцевий газ поки становлять менше 5%. Через високу вартість їх видобування з надр вони нездатні суттєво вплинути на світові ціни газу, але можуть скласти сильну конкуренцію природному газу на локальних ринках. Тому енергетичні компанії світу для захисту вкладених інвестицій будуть змушені координувати свої дії з метою стабілізації цін на ринку газу на рівні, прийнятному як для продавців, так і для покупців.

Шановні читачі, PDF-версію статті можна скачати тут ...