Значение углеводородных ресурсов и нефтегазового комплекса в настоящее время сложно переоценить [1]. Традиционные ископаемые ресурсы энергии на Земле, такие как уголь, нефть, газ, ограничены и распределены весьма неравномерно. В связи с этим возникает необходимость изучать более сложные технологии добычи ресурсов энергии [2, 3].
По статистическим данным British Petroleum за 2021 г., на конец 2020 г. общемировые доказанные запасы природного газа составили 188,1 трлн м3 [4], но, несмотря на это, в соответствии с низкоуглеродными тенденциями развития энергетики он позиционируется как менее привлекательный для использования.
Авторы по всему миру проводят свои исследования по изучению инновационных технологий по добыче газа [5], включая газовые гидраты, рассматривая бурение, крепление скважин и отбор керна при разведке газовых гидратов [6–8], борьбу с газовыми гидратами [9], перспективы нефтегазоносности определенных регионов России, включая газогидратоносность [10–13], добычу природного газа из гидратов [14–17].
Природный газ из нетрадиционных источников, одним из которых являются газовые гидраты, имеет более высокие экологические характеристики, что крайне важно для остановки углеродного воздействия на нашу планету, которое рассматривают авторы в своих трудах [18–20]. Также гидраты обладают более удобным расположением, не говоря уже о более значительных объемах. Поэтому с научной точки зрения уже сейчас необходимо изучать газовые гидраты как существенный ресурс и распространенное явление, оказывающее влияние на современную и перспективную разработку углеводородного сырья. Данная работа направлена на разработку методики оценки запасов газовых гидратов, приемлемую для государственного учета и администрирования.
Одним из нетрадиционных источников углеводородного сырья являются угольные пласты, для которых также ведутся работы по разработке методики подсчета запасов [21].
Методы
Многочисленные исследования российских и зарубежных авторов подтверждают гигантский размер ресурсов газовых гидратов, превышающих запасы традиционного природного газа в десятки раз [22]. Так как в настоящее время отсутствует единый подход к оценке как ресурсов, так и запасов, авторы взяли за основу карту распространения на территории Российской Федерации нетрадиционных и трудноизвлекаемых ресурсов газа, в свое время разработанную «Газпром ВНИИГАЗ», показывающую масштаб распространения месторождений газовых гидратов в нашей стране (рисунок 1) [23].
В настоящее время учеными и студентами Санкт-Петербургского горного университета совместно с учеными кафедры геологии и геомеханики МГУ, создавшими отечественный программно-аналитический комплекс «MyGeomap», ведется разработка онлайн-карты как публичного информационного ресурса, который соберет всю доступную открытую информацию по газовым гидратам России, а затем и мира. Кроме того, в проекте используется отечественный программный комплекс «НашаГис» компании «СибГеопроект», что позволит снабдить карту не только географическими координатами, но и геологической информацией и природно-климатическими характеристиками, которые позволят не только использовать ее в образовательных целях, но и исследовательских.
Российскими учеными Якушевым В.С., Макогон Ю.Ф., внесшими существенный вклад в газогидратные исследования, предложены подходы к разработке методики подсчета запасов природного газа в газогидратных месторождениях. В своем докладе на Международном газовом форуме Якушев В.С. прилагает подсчет запасов природного газа с помощью 3D-модели тибейсалинской свиты в пределах ЗСГГ (зоны стабильности газовых гидратов) [24, 25].
Расчетные параметры для определения ресурсного потенциала надсеноманского гидратоносного коллектора палеогенового возраста на Севере Западной Сибири:
1. Средняя газоносная мощность (h) – 50 м (верхняя часть тибейсалинской свиты);
2. Общая площадь – 217 тыс. км2, газоносная площадь – 21,7 тыс. км2 (10 %);
3. Средняя глубина залегания кровли газоносной толщи – 400 м (давление 4 МПа);
4. Тип породы – песок с 7%-ной примесью каолина;
5. Плотность – 1700 кг/м3;
6. Влажность – 15 % (масс);
7. Пористость – 39 %;
8. Степень заполнения пор водой – 0,59;
9. Гидратосодержание (0,7 от степени заполнения пор водой) – 16 % от объема породы, 0,16 м3/м3;
10. Удельное газосодержание за счет гидратов с удельным газосодержанием 160 м3/м3, Н – 26,3 м3/м3;
11. Удельное газосодержание за счет открытой пористости (16 % объема породы, давление 4 МПа), G – 6,4 м3/м3.
После расчетов модели получены следующие данные: Объем свободного газа при давлении 4 МПа (средняя глубина залегания – 400 м) – 6944 млрд м3. Объем газа, заключенного в гидратах (удельное газосодержание гидрата 160 м3/м3) – 28 535 млрд м3. Итого: 35,5 трлн м3.
Подсчет в модели возможен, но для утверждения подсчета запасов в ГКЗ необходимо проводить разведку горизонта по утвержденным методикам. Для гидратосодержащих пластов их нет. Нужно разрабатывать и утверждать, но нет ни специалистов, ни аппаратуры.
Для утверждения методик необходимо создавать полигоны как за рубежом, где можно отрабатывать на конкретных скважинах геофизические методы исследования, методы воздействия, после чего уже использовать методы подсчета запасов, которые рассматриваются в статье.
Для решения вышеуказанных проблем авторы предлагают признать на государственном уровне жизненную необходимость развития отечественных технологий поиска, разведки и разработки нетрадиционных ресурсов газа (угольного, сланцевого, газогидратного, водорастворенного) и внести соответствующие поправки в законодательство, позволяющие обеспечить:
- Бесплатную выдачу лицензий на поиск и разведку нетрадиционных запасов газа в связанном виде (угольного, сланцевого, газогидратного, водорастворенного) для всех желающих с известными ограничениями по экологии и с учетом социально-экономического развития регионов.
- Льготное кредитование проведения поисково-разведочных работ на нетрадиционные ресурсы газа.
- Получение преимущественного права на оформление лицензии на добычу определенного вида нетрадиционных газовых ресурсов физическими и юридическими лицами, добившимися в ходе испытаний скважин положительных результатов.
Для подсчета объема газа в гидратном состоянии существует формула [22]:
где
Литература
1. Dvoynikov, M. V., & Leusheva , E. L. Modern trends in hydrocarbon resources development // (2022) Journal of Mining Institute, 258, 879–880. Retrieved from https://pmi.spmi.ru/index.php/pmi/article/view/16101.
2. Dvoynikov, M. V., Sidorkin, D. I., Yurtaev, S. L., Grokhotov, E. I., & Ulyanov, D. S. Drilling of deep and ultra-deep wells for prospecting and exploration of new raw mineral fields // (2022) Journal of Mining Institute, 258, 945–955. https://doi.org/10.31897/PMI.2022.55.
3. Mardashov, D. V., Bondarenko А. V., & Raupov, I. R. Technique for calculating technological parameters of non-Newtonian liquids injection into oil well during workover // (2022) Journal of Mining Institute, 258, 881–894. https://doi.org/10.31897/PMI.2022.16.
4. BP. Statistical Review of World Energy 2021 [Электронный ресурс]. URL: https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistic... (дата обращения: 15.10.2022).
5. Dmitrieva, D., & Romasheva, N. Sustainable development of oil and gas potential of the arctic and its shelf zone: The role of innovations // (2020) Journal of Marine Science and Engineering, 8(12), 1–18. doi:10.3390/jmse8121003.
6. Н.И. Николаев, Лю Тяньлэ Современные технологии бурения и крепления скважин при разведке газовых гидратов // (2016) Записки Горного института. Том 218. С. 206.
7. Yang Guokuna, Liu Tianlea, Aleksandravih Blinov Pavel, Wang Yazhouc, Feng Yingtaod, Wen Dayangd, Fang Changlianga Temperature regulation effect of low melting point phase change microcapsules for cement slurry in nature gas hydrate-bearing sediments // Energy. 253. 2022. DOI: 10.1016/j.energy.2022.124115.
8. Yang, G.; Liu, T.; Zhu, H.; Zhang, Z.; Feng, Y.; Leusheva, E.; Morenov, V. Heat Control Effect of Phase Change Microcapsules upon Cement Slurry Applied to Hydrate Bearing Sediment. Energies 2022, 15, 4197. https://doi.org/10.3390/ en15124197.
9. Zaporozhets, E. P., & Shostak, N. A. (2019). Efficiency estimation of the single- and multi component anti-hydrate reagents. Journal of Mining Institute, 238, 423–429. doi:10.31897/PMI.2019.4.423.
10. Egorov, A.S.; Prischepa, O.M.; Nefedov, Y.V.; Kontorovich, V.A.; Vinokurov, I.Y. Deep Structure, Tectonics and Petroleum Potential of the Western Sector of the Russian Arctic // (2021) J. Mar. Sci. Eng., 9, 258. https://doi.org/10.3390/jmse9030258.
11. Matveeva, T.V.; Semenova, A.A.; Shchur, N.A.; Logvina, E.A.; Nazarova, O.V. Prospects of gas hydrate presence in the Chukotka Sea // (2017) Journal of Mining Institute, 226, 387–396.
12. Litvinenko, V.S. Hydrocarbon potential of the Ural–African transcontinental oil and gas belt // (2017) J. Pet. Explor. Prod. Technol, 7, 1–9.
13. Archegov V.B., Nefedov Y.V. Strategy for oil and gas prospecting in assessing the fuel and energy potential of the shelf of the Arctic seas of Russia // (2015) Journal of Mining Institute, T. 212, pp. 6–14. ISSN: 0135-350.
14. Е.П. Запорожец, Н.А. Шостак Теоретические аспекты кинетики газовых гидратов // (2014) Записки Горного института. Том 210. С. 11.
15. Rashid Shaibu, Chico Sambo, Boyun Guo, Anireju Dudun An assessment of methane gas production from natural gas hysrates: Challenges, technology and market outlook // (2021) Advances in Geo-Energy Research, Vol. 5, № 3, p. 318–332. DOI:10.46690/ager.2021.03.07.
16. Cui, Y., Lu, C., Wu, M., Peng, Y., Yao, Y., Luo, W. Review of exploration and production technology of natural gas hydrate // (2018) Advances in Geo-Energy Research, 2 (1), pp. 53–62. DOI: 10.26804/ager.2018.01.05.
17. Prunceac, M. Methods and technologies for the development and operation of gas hydrate deposits // (2022) Philosophy of Science: Scientific reviews prepared as part of the international scientific and educational program, St. Petersburg, May 16–19 – St. Petersburg: St. Petersburg Mining University, pp. 311–322. EDN HZPIAI.
18. Smirnyakov, V. V., Smirnyakova, V. V., Pekarchuk, D. S., & Orlov, F. A. (2019). Analysis of methane and dust explosions in modern coal mines in russia // (2019) International Journal of Civil Engineering and Technology, 10(2), 1917–1929.
19. Strizhenok, A. V., & Korelskiy, D. S. Estimation and reduction of methane emissions at the scheduled and repair outages of gas-compressor units // (2019) Journal of Ecological Engineering, 20(1), 46–51. doi:10.12911/22998993/93943.
20. Ivanov, A. V., & Strizhenok, A. V. Ecological and economic justification of the possibility of utilization of weathering gases from gas condensate enterprises on the basis of heat generation // (2019) ARPN Journal of Engineering and Applied Sciences, 14 (22), 3877–3885.
21. Storonskii, N. M., Khryukin, V. T., Shvachko, E. V., Kiril’chenko, A. V., Mitronov, D. V., & Sizikov, D. A. Methods for calculation of methane reserves in coal seams as independent mineral resource // (2010) Journal of Mining Institute, 185, pp. 199–204.
22. Makogon Y.F. Natural gas hydrates: distribution, formation models, resources // (2003) Ros. Chem. Journal, XLVII, № 3, P. 70–79.
23. Якушев В.С., Перлова Е.В., Истомин В.А., Кузьминов В.А., Соловьев Н.Н., Салина Л.С., Махонина Н.А., Леонов С.А. Ресурсы и перспективы освоения нетрадиционных источников газа в России // (2007) М.: ИРЦ Газпром, 2007. – 152 с.
24. Yakushev V.S., Adzynova F.A., Gryaznova I.V., Voronova V.V. Signs of the presence of a regionally gas-bearing horizon of a new type in the north of the western Siberia // (2014) Oil industry. № 11. P. 100–101.
25. Yakushev V.S. Potential gas resources of the On-Senon Tibeysalin Formation at the largest fields of the north of western Siberia: transition from a geological problem to production solutions // (2022) Scientific journal of the Russian Gas Society. № 2 (34). P. 32–39.
26. Lei, Hongwua; Yang, Zhenjunb; Xia, Yinglic, Xia Y.; Yuan, Yilong Prospects of gas production from the vertically heterogeneous hydrate reservoirs through depressurization in the Mallik site of Canada // (2022) Energy Reports 8, P. 2273–2287. DOI: 10.1016/j.egyr.2022.01.170.
27. Li, Jin-fa; Ye, Jian-liang; Qin, Xu-wen; Qiu, Hai-jun; Wu, Neng-you; Lu, Hai-long; Xie, Wen-wei; Lu, Jing-an; Peng, Fei; Xu, Zhen-qiang; Lu, Cheng; Kuang, Zeng-gui; Wei, Jian-gong; Liang, Qian-yong; Lu, Hong-feng; Kou, Bei-bei The first offshore natural gas hydrate production test in South China Sea // (2018) China Geology, 1(1), P. 5–16. DOI: 10.31035/cg2018003.
28. Ruppe L.C., Dickens G.R., Castellini D.G., et al. Heat and salt inhibition of gas hydrate formation in the northern Gulf of Mexico // (2005) Geophysical Research Letters, 32(4), P. 944–956. DOI: 10.1029/2004GL021909.
29. Shen, P., Sun, Z., Luo, Y., Li, X., Xiao, C. Improving gas production of hydrate deposits by increasing reservoir permeability nearby production well in the South China Sea // (2022) Energy Reports, 8, P. 4416–4429. DOI: 10.1016/j.egyr.2022.03.129.
30. Sun, Jiaxin; Zhang, Ling; Ning, Fulong; Lei, Hongwu; Liu, Tianle; Hu, Gaowei; Lu, Hailong; Lu, Jingan; Liu, Changling; Jiang, Guosheng; Liang, Jinqiang; Wu, Nengyou Production potential and stability of hydrate-bearing sediments at the site GMGS3-W19 in the South China Sea: A preliminary feasibility study // (2017) Marine and Petroleum Geology, (86), P. 447–473. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2017.05.037.
31. Ye, J., Wei, J., Liang, J., Lu, J., Lu, H., Zhang, W., all the participants of GMGS5 Complex gas hydrate system in a gas chimney, South China Sea // (2019) Marine and Petroleum Geology, 104, pp. 29–39. DOI:10.1016/j.marpetgeo.2019.03.023.
32. Yamamoto K. Overview and introduction: pressure core-sampling and analysis in the 2012–2013 MH21 offshore test of gas production from methane hydrate in teh eastern Nankai Trough // (2015) Mar Petrol Geol, 14, pp. 1–34. 827. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2015.02.024.
33. Yamamoto, K., Wang, X.-X., Tamaki, M., Suzuki, K.The second offshore production of methane hydrate in the Nankai Trough and gas production behavior from a heterogeneous methane hydrate reservoir // (2019) RSC Advances, 832 9 (45), pp. 25987–26013. DOI: 10.1039/c9ra00755e.
34. Макогон Ю.Ф., Омельченко Р.Ю. Мессояха – газогидратная залежь, роль и значение // (2012) Геология и полезные ископаемые Мирового океана, № 3. С. 5–20. ISSN 1999–7566.
35. Popov I.P. New technologies in oil and gas geology and the place of development of deposits // (2022) St. Petersburg: Lan, 2022. – 312 p. ISBN: 978-5-507-44828-9.
36. Nagornaya I.A., Gavrilov S.S., Mosesyan A.A. et al. Determination of the lower border of natural hydrate distribution in the gas deposits for the calculation of the gas reserves on the example of Messoyakha field // (2018) Nedropolzovanie, 5(75). – P. 134–141. ISSN: 1998-4685.
