Экологические последствия освоение месторождений сланцевого газа: опыт США - Экология - Статьи журнала
13 мин
271
0

Экологические последствия освоение месторождений сланцевого газа: опыт США

Экологические последствия освоение месторождений сланцевого газа: опыт США

К настоящему времени широкомасштабная добыча сланцевого газа ведется преимущественно в США, где доля этого газа в общей добыче метана уже заметно превышает 20%. Австралия и Китай с добычей сланцевого газа уже связывают большие надежды. Определенный опыт по его добыче накоплен в Канаде и Великобритании. В государствах Европы (Германии, Венгрии, Румынии, Франции, Чехии и др.), Аргентине и Южноафриканской республике к проблеме освоения месторождений сланцевого газа относятся с достаточной осторожностью, поскольку ошибочная политика в этой области чревата серьезными негативными последствиями для окружающей природной среды и населения.

В 2011 году Международное энергетическое агентство (МЭА) выпустило очередной обзор, в котором, в частности, приводились оценки технически извлекаемых запасов сланцевого газа по всем регионам мира (Таблица 1). Основываясь на этих данных, уже сейчас можно понять, где рано или поздно государства по политическим или экономическим соображениям могут начать освоение месторождений сланцевого газа и столкнуться с экологическими проблемами, с которые в полной мере ощущают власти и население в США.

рис 1.jpg

В настоящей статье приводятся данные и оценки, которые приведены в оригинальных статьях, опубликованных за рубежом, и которые являются преимущественно результатом анализа освоения месторождений сланцевого газа в США. 

Гидроразрыв пласта, воздействие на атмосферный воздух 

Добыча из углеводородного газа из сланцевых месторождений имеет специфические особенности. В силу высокой плотности и прочности газоносного сланца для высвобождения газа из сланца практическим единственной технологией является разрушение пласта с помощью гидроразрыва пласта (Рисунок 1). При этом низкая газонасыщенность пласта и быстрое падение добычи вынуждает  разрушать пласт многократно и в разных направлениях с использованием технологии веерного бурения. Именно гидроразрыв пласта и является той операцией, последствия которой в наибольшей степени неблагоприятны для окружающей среды. К этому надо прибавить, что гидроразрыв пласта требует использования очень больших объемов воды.

 рис 1.jpg

Гидроразрыв пласта с неизбежностью приводит к значительным нарушениям в газоносных геологических структурах и во вмещающих породах. Кроме того в области воздействия на пласт появляются разнообразные органические и неорганические вещества, которые загрязняют подземные воды и даже (особенно при неглубоком залегании продуктивных пластов) выходят на поверхность. Еще одной проблемой является выброс на поверхность части жидкости (жидкость обратного притока), которая использовалась для гидроразрыва, причем дополнительно загрязненной растворенными или взвешенными веществами, извлеченными из разрушенной породы.

Как следует из оценок специалистов, один гидроразрыв для шести скважин требует от 50 до 180 тысяч м3 свежей (пресной) воды и от тысячи до 3,5 тысяч м3 специальных химикатов, или же приблизительно 10 – 30 тысяч м3 свежей воды 160 – 60 м3 химикатов на скважину. Поскольку на практике на каждой скважине для повышения газоотдачи в зависимости от месторождения могут проводить до 12 гидроразрывов, то общий объем потребленной свежей воды может достигать 0,4 – 0,5 млн м3.

рис 1.jpg
Основными компонентами жидкости для гидроразрыва пласта являются вода и проппант (песок), которые составляют не менее 98% общего объема закачки. Кроме того в жидкость добавляют различные химические вещества, которые должны снизить вязкость раствора, уменьшить его корродирующую способность, предотвратить осаждение на стенках труб минеральных солей и т.д.

Перечень химических добавок составляет не менее семисот наименований, причем многие из этих веществ обладают острым токсическим действием, они могут обладать также мутагенными и канцерогенными свойствами. В Таблице 3 приведена характеристика некоторых веществ, используемых в жидкостях для гидроразрыва пласта.

рис 1.jpg

В газ, который добывается из сланцевых месторождений, в качестве основного компонента входит метан, ради которого, собственно, и идет разработка месторождений. Кроме метана в сланцевом газе можно обнаружить (Таблица 4) такие летучие углеводороды, как этан, пропан, а также негорючие газы (СО2  и N2). Как правило, доля метана в сланцевом газе составляет более 80%, но есть месторождения (например, Antrim в США), где его доля в отдельных участках не превышает 30%. Это резко осложняет его использование. Подобная проблема характерна и для месторождений сланцевого газа в Польше.

При бурении, гидроразрыве пласта, добыче газа, подготовке газа и т.д. часть этих газоообразных веществ оказывается в атмосферном воздухе. В целом потери метана при добыче сланцевого газа могут составить от 3,6 до 7,9% от общего объема добычи, что заметно выше, чем при добыче природного газа из традиционных коллекторов. При этом в сравнении с добычей природного газа к наибольшим потерям ведет стадия подготовки к добыче, а, точнее, потери газа, который выходит после гидроразрыва пласта с жидкостью обратного притока.

рис 1.jpg

 Для некоторых скважин месторождения Haynesville за 10 дней обратного притока потери метана достигали 6,8 млн м3  или в среднем по 680 тысяч м3 в день. Для других месторождений потери во время обратного притока были намного ниже. Однако в обоих случаях ежедневные потери были сравнимы с дебитом скважины при добыче метана на начальном этапе эксплуатации. Аналогичные данные получены при рассмотрении жизненного цикла скважин месторождения Marcellus.

Чаще всего выбросы из скважин при обратном притоке варьирую в интервале 0,6 – 2,5 млн м3, однако в отдельных случаях они могут достигать 13 млн м3. В среднем же выбросы составляют около 2 млн м3. Таким образом, речь идет о весьма значительном загрязнении атмосферного воздуха метаном (и сопутствующими ему газами) в районе освоения месторождений сланцевого газа.

Воды обратного притока являются причиной загрязнения атмосферного воздуха и другими веществами. В большинстве случаев эти воды, содержащие как исходные химикаты, используемые при гидроразрыве пласта, так и вещества, вымытые из вмещающих пород, поступают в специальные наземные хранилища. В результате летучие органические соединения, в число которых входят бензол, толуол, кумол, формальдегид, окись этилена и др., могут испаряться и поступать в атмосферный воздух. Кроме того, опасные летучие вещества могут поступать в атмосферный воздух и через оголовок скважинного оборудования.

В 2010 году Комиссия Техаса по качеству окружающей среды (Texas Commission on Environmental Quality -TCEQ) опубликовала  данные о загрязнении атмосферного воздуха вблизи одной из газовых скважины, расположенной на территории сланцевого месторождения Barnett. Всего было обнаружено 35 загрязняющих веществ, а максимально разовые концентрации бензола достигали 15.000 ppb. Бензол был обнаружен также и в 64 точках в пределах буровой площадки, причем его концентрация достигала 180 ppb.

Как уже упоминалось ранее, все стадии технологического цикла по добычи сланцевого газа сопровождаются выбросами в атмосферный воздух метана и других углеводородных газов, содержащихся в пласте, которые относятся к группе парниковых газов. Кроме того, различные механизмы и оборудование, энергообеспечение которых осуществляется за счет сжигание углеводородного топлива, являются источниками выбросов диоксида углерода и, в меньшей степени, оксидов азота. Значительные объемы диоксида углерода и оксидов азота поступают в атмосферный воздух при работе двигателей внутреннего сгорания или дизельных двигателей различных транспортных средств.

Следует отметить, что проблема «углеродного следа» при добыче сланцевого газа занимает очень многих исследователей, особенно в сравнении с «углеродным следом» при добыче других видов ископаемого топлива или их использования. При этом оценки достаточно сильно разнятся. В одной из публикаций указывается, что в интервале 20 лет «углеродный след» сланцевого газа значительно превышает такой же показатель для природного газа, добываемого из традиционных коллекторов, угля и дизельного топлива. С другой стороны, в интервале 100 лет «углеродные следы» сланцевого и традиционного газа почти сравниваются, хотя по-прежнему вклад потерь сланцевого газа выше, чем вклад потерь традиционного газа.

рис 1.jpg

Воздействие на недра, ландшафт, поверхностные и подземные воды

 

Месторождения сланцевого газа в США занимают очень большие площади (от 13 до 245 тысяч квадратных километров), располагаются на глубине от нескольких сотен до нескольких тысяч метров, а толщина пласта варьирует от нескольких метров до нескольких десятков метров. Даже однократный гидроразрыв пласта, который проводятся под давлением жидкости от 500 до 1500 атмосфер, разрушает породу вблизи продуктивной скважины на площади в несколько квадратных километров и по вертикали на несколько сотен метров. Сброс давления приводит к возникновению многочисленных микросейсмических явлений, эффект которых проявляется прежде всего вблизи продуктивной скважины. Количество этих микросейсмических явлений может составлять несколько сотен, а величина варьировать от 1,6 до 3,6 баллов по шкале Рихтера.

Несмотря на то, что основные сейсмические явления обнаруживаются вблизи продуктивной скважины в сланцевом пласте, при определенных геологических условиях сейсмические волны могут достигать и поверхности Земли. Так в 2011 году при проведении (компанией Cuadrilla Resources) гидроразрыва пласта на месторождении Presse Hall, расположенном недалеко от города Блэкпул (Великобритания) были зарегистрированы два землетрясения, оцененные в 2,3 балла по шкале Рихтера. Специально проведенные исследования показали, что зафиксированные землетрясения были вызваны именно операциями гидроразрыва.

Еще одной причиной возникновения землетрясений может быть закачка в пласт выдавленных на поверхность вод обратного притока. В некоторых случаях разработчики месторождений предпочитают не подвергать их очистке, поскольку это связано с дополнительными затратами, а закачивать их в специальные скважины. При этом возможно либо изменение внутрипластового давления, либо соскальзование геологических пластов, получивших как бы дополнительную «смазку».

Разрушение геологических структур при гидроразрыве пласта приводит к появлению новых неплотностей в дополнение к уже существующим трещинам и каналам, позволяющим мигрировать по ним высвобожденного сланцевого газа (метана, этана, пропана и др.), а также химических веществ, которые были компонентами жидкости для гидроразрыва. При глубоком залегании сланцевых пластов вероятность достижения поверхности Земли остатками жидкости гидроразрыва крайне невелика, однако при неглубоком залегании пластов эта вероятность может возрасти. В то же время относительно инертные газообразные компоненты сланцевого газа, которые слабо взаимодействует с минералами земной коры, могут достичь подпочвенных вод и даже выйти на поверхность Земли.

Вблизи газовых скважин в районах активной добычи сланцевого газа концентрация метана в подпочвенных водах значительно выше, чем в районах, где нет деятельности по бурению и гидроразрыву пласта. В пробах подпочвенных вод, взятых над месторождениями Marcellus и Utica, концентрация метана варьировала от 10 до 64 мг/л. В среднем концентрация метана в активной зоне составляла 19,2 мг/л, тогда как в неактивной зоне она была в 17 раз выше, чем в неактивной зоне (1,1 мг/л). При этом, содержание метана в ряде случае значительно превышала безопасный уровень, что было чревато взрывами в смеси с кислородом воздуха.

Помимо метана в подпочвенных водах были обнаружены также этан, пропан и другие углеводороды.

Воздействие на ландшафт при добыче сланцевого газа связано, прежде всего, с необходимостью размещения на определенной территории (буровой площадке) бурового  и другого технического оборудования, транспортных средств, хранилищ (емкостей) химических веществ и проппанта (Рисунок 3). Значительное место могут занимать также емкости для воды, если вода непосредственно не забирается из поверхностных водоемов, а также хранилища жидкости обратного притока. Загрязнение территории может также происходить за счет протечек химикатов или жидкости обратного притока.

рис 1.jpg

При разработке месторождений в Пенсильвании типичная буровая, на которой бурятся несколько скважин, имеет в среднем площадь от 16 до 20 тысяч м2. Завершение буровых работ и переход в стадию добычи приводит к уменьшению площадки до 4 – 12 тысяч м2.

Разработка месторождений сланцевого газа требует достаточно высокой плотности размещения буровых площадок на поверхности над месторождением, однако этот показатель зависит от требований соответствующего законодательства. В США на типичном месторождении одна площадка приходится  приблизительно на 2,6 км2. На месторождении Barnett на 1 км2 приходится 1,5 скважины. В конце 2010 года на этом месторождении на общей площади 13 тысяч 2,6 км2 было пробурено почти 15 тысяч скважин, то есть на 1 км2 приходилось приблизительно 1,15 скважины.

На территории месторождения находится также большое количество прудов для сбора жидкости обратного притока, которая в дальнейшем по трубопроводам или с помощью транспортных средств поступают на объекты по ее очистке. Как правило, площадь таких прудов для месторождений типа Marcellus может составлять до 1 га (при глубине до 5 м).

Наконец, определенную территорию занимают объекты, используемые для подготовки (в частности компрессорные станции) и хранения и транспортировки добытого сланцевого газа. В случае небольших дебитов газовых скважин газ накапливается в емкостях, из которых далее периодически вывозится транспортными средствами. В случае больших дебетов может строиться система транспортных газопроводов. 

Воздействие промышленности, связанной с добычей сланцевого газа, на поверхностные водоемы проявляется в двух направлениях. С одной стороны, это забор из водоемов или других источников водоснабжения больших объемов воды, а, с другой стороны, это загрязнение поверхностных вод веществами, содержащимися в жидкости обратного притока, даже если эта жидкость подвергается предварительной очистке. Основное ее количество оказывается на поверхности в течение 7 – 10 дней и зависит от условий залегания пласта. Однако и после этого срока жидкость продолжает поступать на поверхность. В зависимости от месторождения возврат составляет от 25 до 70% закаченного объема воды (Таблица 5). 

 рис 1.jpg

Во время закачки жидкости в пласт и гидроразрыва пласта происходит разрушение горных пород и вымывание из них различных веществ. Как исходные компоненты жидкости гидроразрыва, так и растворенные и взвешенные вещества оказываются на поверхности (Таблица 6). Большая часть жидкости обратного притока рано или поздно откачивается с места разработки и направляется на очистку. Однако возможны проливы этой жидкости при перекачке или при транспортировке по трубопроводам, что влечет за собой загрязнение почвы или поверхностных водоемов.

рис 1.jpg

 Для оценки влияния разработки месторождений сланцевого газа на поверхностные водоемы в течение 2000 – 2011 гг. на территории месторождения Marcellus было исследовано более 20.000 проб воды, взятых из различных речных систем. Основное внимание было обращено на содержание в воде хлоридов щелочных металлов и взвешенных частиц. В результате было установлено, что при сбросе сточных вод, прошедших обработку на муниципальных  предприятиях по очистке сточных вод, в речном стоке возрастает концентрация хлорид-ионов, а концентрация взвешенных частиц остается без изменения. При этом, чем больше предприятий задействовано для обработки жидкости обратного притока, тем выше содержания в воде хлорид-иона – в среднем каждые 1,5 предприятия увеличивают концентрацию хлорид-иона на 10 – 11%. Следствием роста концентрации хлорид-иона может быть деградация водных экосистем и высвобождение из донных осадков фосфатов и тяжелых металлов.

Что касается концентрации взвешенных частиц в речном стоке, то оказалось, что ее повышение зависело от присутствия в водосборной площади газовых скважин. При этом было установлено, что на каждые 18 буровых площадок приходится повышение концентрации взвешенных частиц на 5%. Взвесь состояла из неорганических и органических частиц,  которые имели явно антропогенное происхождение.

 Заключение

Имея в виде разные факторы - политические, экономические, социальные - вряд ли можно ожидать, что месторождения сланцевого газа в Европе, по крайней мере, в странах Восточной Европы, никогда не будут осваиваться. Но тем лицам, которые будут принимать решения о добыче сланцевого газа, обязательно следует учитывать следующие обстоятельства.

Во-первых, использование базовой технологии добычи, а именно технологии гидроразрыва пласта (иногда ее называют фрекингом) в нынешнем ее состоянии связано с весьма значимыми экологическими рисками, которые проявляются в загрязнении природных сред, значительном водопотреблении, ухудшении здоровья населения, осложнении существования объектов животного мира.

Во-вторых, при освоении месторождений воздействие на окружающую среду может распространяться на достаточно большие территории, и могут затрагиваться интересы соседних государств – например, могут загрязняться трансграничные подземные и поверхностные водоемы, а также нарушаться их водный баланс, могут возникать также и помехи в местах обитания или миграции объектов животного мира.

В-третьих, исходя из геологических условий и по оценке МЭА, освоение месторождений сланцевого газа в Европе будет намного более затратным, чем в США.

Можно полагать, что ситуация в будущем изменится к лучшему, поскольку технологии добычи сланцевого газа постоянно совершенствуются – снижается время на подготовку пласта к добыче, внедряются методы, уменьшающие потребление воды, отрабатывается техника безводного гидроразрыва, осуществляется подбор более безопасных химикатов для гидроразрыва пласта. Сейчас же не следует делать густонаселенную Европу объектом экспериментов интернациональных нефтяных компаний, интерес которых связан, прежде всего, с получением прибыли. Стоит отложить добычу до того времени, когда эти компании доработают в США соответствующие технологии до экологически более приемлемого уровня.

 Источники информации 

[1] Shale gas: a provisional assessment of climate change and environmental impacts, Tyndall Centre for Climate Change Research, 2011

[2] K. A. Bullin, P. E. Krouskop, Compositional variety complicates processing plans for US shale gas, Oil&Gas Journal, 2009, №10

[3] R.W. Howarth, R. Santoro, A. Ingraffea. Methane and the greenhouse-gas footprint of natural gas from shale formations, Climatic Change, DOI 10.1007/s10584-011-0061-5

[4] M. Zoback, S. Kitasei, B. Copithorne, «Addressing the Environmental Risks from Shale Gas Development», Natural Gas and Sustainable Energy Initiative, Worldwatch Institute, 2010

[5] S.G. Osborn, A.Vengosh, N.R. Warner, R/B. Jackson, Methane contamination of drinking water accompanying gas-well drilling and hydraulic fracturing, Proc. Natl. Acad. Sci. USA, 2011, v. 108 (20), pp. 8172–8176

[6] R.B. Jackson, A.Vengosh, T.H. Darrah, N.R. Warner, A.Down, R.J. Poreda, S.G. Osborn, K.Zhao, J.D. Karr, Increased stray gas abundance in a subset of drinking water wells near Marcellus shale gas extraction, Proc. Natl. Acad. Sci. USA, 2013, 110 (28), pp. 11250-11255)

[7] Massachusetts Institute of Technology, Gas report, 2011

[8] Impacts of shale gas and shale oil extraction on the environment and on human health, ENVI, 2011)

[9] J.Veil. «Trends in Flowback Water Management in Shale Gas Plays», 2012

[10] S.M. Olmstead, L.A. Muehlenbachs, J.-S. Shih, Z. Chu, A.J. Krupnick, Shale gas development impacts on surface water quality in Pennsylvania Proc. Natl. Acad. Sci. USA, 2013, vol. 110 (13), pp. 4962-4967



Статья «Экологические последствия освоение месторождений сланцевого газа: опыт США» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№10, 2014)

Авторы:
Комментарии

Читайте также