Текст книги "Ресурсоведение"

• высококонденсатные – с содержанием конденсата от 100 до 500 г/м³;

• уникальноконденсатные – с содержанием конденсата более 500 г/м³.

Месторождения нефти и газа по величине начальных извлекаемых запасов подразделяются на:

• уникальные – более 300 млн т нефти или 300 млрд м³ газа;

• крупные – от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 300 млрд м³ газа;

• средние – от 5 до 30 млн т нефти или от 5 до 30 млрд м³ газа;

• мелкие – от 1 до 5 млн т нефти или от 1 до 5 млрд м³ газа;

• очень мелкие – менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа.

По сложности геологического строения выделяются месторождения (залежи):

• простого строения – однофазные, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу;

• сложного строения – одно– и двухфазные, характеризующиеся невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений;

• очень сложного строения – одно– и двухфазные, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

По степени освоения месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на:

• разрабатываемые – месторождения, на которых осуществляется добыча углеводородов в соответствии с утвержденным проектным документом на разработку (технологическим проектом разработки или дополнением к нему или технологической схемой разработки или дополнением к ней);

• разведываемые – месторождения, на которых проводятся геолого-разведочные работы, в том числе может осуществляться добыча в рамках проекта пробной эксплуатации залежи, месторождения или эксплуатация отдельных скважин.

Международные классификации категорий ресурсов и запасов нефти и газа

За рубежом широко используется классификация американского Общества инженеров-нефтяников Society of Petroleum Engineers (SPE), принятая в 1969 г. в первой редакции. В 1999 г. в классификацию были добавлены две категории ресурсов. В 2007 г. на ее основе создается Система управления запасами и ресурсами (Petroleum Resources Management System – PRMS). Классификация SPE/PRMS (2007 г.) стала результатом многолетней работы специалистов всевозможных организаций, в основном американских. Несколько позднее было опубликовано руководство по применению этой системы. Классификация SPE/PRMS была обновлена в 2011 г. В этой классификации выделены три основные группы запасов: дока занные запасы (Proved reserves) – разбуренные разрабатываемые и неразрабатываемые, а также неразбуренные; вероятные запасы (Probable reserves); возможные запасы (Possible reserves). Помимо запасов, выделяются две категории ресурсов: условные ресурсы – количество углеводородов в открытых (разбуренных) залежах, которые оцениваются как потенциально извлекаемые; перспективные ресурсы – количество углеводородов, оцениваемых как потенциально извлекаемые из неоткрытых (неразбуренных) залежей в результате реализации будущих проектов разработки, которые в настоящее время не считаются промышленно рентабельными из-за отсутствия одного или нескольких условий (Guidelines for Application…, 2011).

Комиссия по ценным бумагам США (SEC) при оценке запасов использует более консервативный и жесткий подход к состоянию запасов. В данной классификации существует только одна категория запасов – доказанные.

Согласно международным классификациям, запасы углеводородов – это их оцениваемые промышленно извлекаемые количества, которые, как ожидается, будут добыты из выявленных залежей после определенной даты (табл. 1). Запасы и ресурсы, оцениваемые по международным классификациям, дополнительно ограничены определенными критериями, в число которых входят: экономические факторы (ставка капитализации, цены, затраты); законодательство (условия и сроки лицензий); сроки разработки (начало разработки в течение 5 лет); договоры (о продажах, с подрядчиками и т. д.); другие факторы (условия рынка, планирование на уровне компании, ограничения инфраструктуры).

Помимо названных, в мировой практике используется большое количество других классификаций: рамочная классификация ООН (РКООН-2009), английская (SORP-2001), канадская (NI 51-101), китайская (PRO), норвежская (NPD-2001) и пр.

3.2. Топливно-энергетические ресурсы

В соответствии с классификацией по критерию использования к топливно-энергетическим ресурсам относят следующие основные виды сырья: нефть, газ, уголь, торф, урановые руды, горючие сланцы.

Топливные ресурсы – группа энергетических ресурсов, при сжигании выделяющих большое количество теплоты, которая используется в технологических процессах или преобразуется в другие виды энергии (Гладкий и др., 1999). По природе процессов, протекающих в топливах при их использовании, они делятся на ядерные и химические. Энергия химического топлива выделяется в результате экзотермических реакций окисления – восстановления. Энергетика базируется главным образом на химическом топливе раздельного типа. Окислителем при этом является кислород воздуха.

Таблица 1. Категории запасов и ресурсов нефти и газа в различных мировых классификациях[1]1
  По: Новиков Ю. К, Макухо О. О., 2016, с. 23.


[Закрыть]

Единицы и источники энергии. Энергия – способность производить работу. Единицы ее измерения (табл. 2) отражают вид производимой работы. Например, 1 калория (кал) определяется как количество теплоты, необходимой для нагревания 1 грамма (г) воды на 1 градус Цельсия (°С). 1 британская тепловая единица (Бте, или Btu) соответствует количеству теплоты, необходимой для увеличения температуры 1 фунта воды на 1 градус Фаренгейта (для оперативных расчетов можно принять, что 1 кубический фут природного газа дает 1000 Бте). 1 джоуль (Дж) – энергия, необходимая для поддержания электрического тока в 1 ампер (А) за 1 секунду (с) при потенциале в 1 вольт (в). 1 Дж составляет 0,239 кал.

Показателем, зависящим от времени, является мощность. Мощность измеряет энергию, произведенную или использованную за единицу времени. 1 ватт (1 Вт) – мощность, при которой за время, равное 1 с, совершается работа, равная 1 Дж. 1 киловатт-час (1 кВт×ч) равен количеству энергии, потребляемой (производимой) устройством мощностью один киловатт в течение 1 ч.[2]2
  Киловатт-час энергии, о котором идет речь при сравнении энергетической ценности нефти и газа, следует отличать от киловатт-часа электроэнергии. Например, 1 млн т нефтяного эквивалента соответствует приблизительно 11,65 млрд кВт×ч как энергетический потенциал, а на современной электростанции с помощью этого количества нефти можно произвести около 4 млрд кВт×ч электроэнергии.


[Закрыть]

Таблица 2. Соотношения между основными единицами энергии

Для сравнения различных видов топлива и суммарного учета его запасов используется понятие «условное топливо» (УТ). Условным называется топливо, низшая теплота сгорания[3]3
  См. ниже, с. 25.


[Закрыть] которого равна 29 260 кДж/кг. Эта величина соответствует 1 т условного топлива в угольном эквиваленте (сокращенно: ТУТ в уг. экв.), теплота сгорания которой аналогична теплоте сгорания 1 т антрацита (7 млн ккал, или 29,3 × 10³ МДж). 1 кВт энергии эквивалентен 0,123 г УТ (Соколов, 2000, т. 2, с. 108). В литературе встречаются и другие величины, например:

• тонна условного топлива в нефтяном эквиваленте (сокращенно: ТУТ в неф. экв.), теплота сгорания которой аналогична теплоте сгорания 1 т нефти (10 млн ккал, или 41,87 × 10³ МДж);

• баррель нефтяного эквивалента (Barrel of Oil Equivalent, BOE) – энергетическая ценность барреля сырой нефти, что соответствует примерно 5,8 млн Бте или 1700 кВт×ч. Баррель нефтяного эквивалента часто используется для сравнения теплотворной способности газа и нефти. Эквивалент барреля нефти равен примерно 170 м³ газа.

Количество нефти измеряют в галлонах, баррелях, кубометрах, тоннах. В Великобритании и Франции количество сырой нефти и конденсата указывается в тоннах, а в Норвегии и Канаде сырая нефть идет в кубометрах, а конденсат – в тоннах. В США оба вида сырья меряют в баррелях. Для конденсата чаще всего приводят величину в баррелях нефтяного эквивалента, и такой объем не совпадает с реальным объемом продукта.

На мировом рынке нефти в качестве основной единицы измерения используется баррель, и цена на основные мировые марки нефти устанавливается в долларах за баррель. Баррель (американский нефтяной) – единица измерения объёма нефти, равного 42 галлонам, или 158,983 л. Стандартное обозначение барреля – bbl, где первая буква обозначает «blue» (голубой). Исторически сложилось, что в США нефть измеряли бочками[4]4
  Баррель: от англ. barrel – бочонок.


[Закрыть]. Договоренность о 42 галлонах была достигнута в конце августа 1866 г.: торговцы признали, что их мерные баррели, т. е. бочки, часто не соответствуют указанному на них объему. Закрепила этот объем в 1972 г. Ассоциация производителей нефти США, но до сих пор нефтяной баррель не стал официальной единицей, и американские федеральные ведомства по закону обязаны каждый раз указывать, что данный баррель равен 42 галл. США.

Часто приходится переводить баррели в метрические тонны. При этом учитывают удельную плотность нефти, которая, например, для основных сортов российской нефти колеблется в широких пределах – от 820 до 906 кг/м³. Соответственно меняется и масса каждого барреля. Кроме того, объем тонны нефти меняется при изменениях температуры. Единый коэффициент для пересчета баррелей в тонны отсутствует; в статьях, в правительственных документах используются разные коэффициенты для одного и того же сорта нефти. В 1 т нефти примерно 7,35 барреля. Примерные коэффициенты перевода тонн в баррели для нефти, добываемой в различных регионах следующие: в Азербайджане – 7,4; в Казахстане – 7,7; в России – 7,4; в Туркменистане – 7,4; в Узбекистане – 8,6. Коэффициент перевода из тонн в баррели для российской нефти марки Urals – основной марки российской нефти, отгружаемой на экспорт, составляет около 7,28 барр./т.

Существует много сортов нефти, почти все нефтедобывающие компании поставляют на мировой рынок несколько различных сортов. Химический состав нефти различается от скважины к скважине, поэтому для упрощения экспорта были придуманы «стандартные» сорта нефти: в Великобритании – Brent, в Ираке – Kirkuk, в Норвегии – Statford, в России – Urals и Siberian Light, в США – Light Sweet.

Доля химического топлива в мировом энергетическом балансе составляет около 90 %. При этом соотношение между твердым, жидким и газообразным видами топлива меняется. В настоящее время около 70 % мирового энергопотребления покрывается за счет использования нефти и газа. Это объясняется преимуществом нефти и газа перед ископаемыми углями (меньшая себестоимость добычи, транспортабельность, простота использования), а также всё более широким применением их в качестве сырья для химической промышленности, масштабы которого уже сопоставимы с потреблением их в качестве источников энергии.

Эффективность использования химического топлива в качестве источника энергии зависит от условий сжигания и состава топлива (табл. 3). Все природные химические виды топлива состоят из горючей массы, минеральных веществ и воды. Горючая часть топлива включает вещества, содержащие углерод и водород (органическая масса) и окисляемые соединениями серы (органические и неорганические сульфиды). Основным элементом химических видов топлива является углерод. Он составляет 90 % массы биогенных ископаемых и 10 % массы живых организмов. Минеральная часть топлива представляет собой различные соли металлов (карбонаты, силикаты, сульфаты и др.), образующие при сжигании золу. Большое значение имеет содержание в твердом топливе летучих веществ, т. е. продуктов, которые удаляются из топлива при нагревании его до определенной температуры без доступа воздуха.

Таблица 3. Средний химический состав различных видов топлива[5]5
  Источник: Соколов, 2000, т. 2, с. 110.


[Закрыть]

В табл. 3 и следующих таблицах указаны средние значения, поэтому их сумма в некоторых случаях не составляет точно 100 %; из-за округления некоторые итоговые данные могут отличаться от суммы слагаемых.

Количество тепла, выделяемого при полном сгорании единицы массы или объема топлива в атмосфере кислорода и охлаждении продуктов сгорания до начальной температуры процесса, называется теплотой сгорания. Количество тепла, выделяемого при полном сгорании 1 кг или 1 м³ топлива и охлаждении продуктов сгорания до 298 К (кельвинов), называется высшей теплотой сгорания. При этом учитывается и теплота конденсации паров образовавшейся воды. Низшая теплота сгорания не учитывает теплоту конденсации воды. Максимальный тепловой вклад вносит водород, затем углерод, сера, отрицательный вклад вносят влага и кислород.

Оценка мировых топливно-энергетических ресурсов (табл. 4) производилась на Мировых энергетических конференциях (МИРЭК), учрежденных в 1924 г. В настоящее время один раз в три года Всемирный энергетический совет (ВЭС) проводит Всемирные энергетические конгрессы. Всемирный энергетический совет – международная неправительственная некоммерческая организация – объединяет руководителей ведущих энергетических компаний, представителей государственных регулирующих органов, крупнейших потребителей энергии, научно-исследовательских и экологических организаций из 90 стран мира. Основные темы Всемирных энергетических конгрессов – проблемы развития рынка в топливно-энергетических отраслях, либерализация этого сектора экономики. 23-й Всемирный энергетический конгресс состоялся в Стамбуле в октябре 2016 г.

Таблица 4. Мировые запасы основных видов химического топлива[6]6
  Источник: Соколов, 2000, т. 2, с. 108.


[Закрыть]

Отношение остаточных запасов к текущей добыче обозначается термином «кратность запасов» (выражается в единицах времени). Общий энергопотенциал мира оценивается в 560 млн ПДж (петаджоулей) (Непорожний, 1985), а ежегодное общемировое потребление различных видов топливного сырья и освоение гидроресурсов на сегодняшний день составляет 338 тыс. ПДж, что в полторы тысячи раз меньше мирового энергопотенциала. Следовательно, истощения энергоисточников можно не опасаться.

Различные виды топлива характеризуются разной доступностью и освоенностью. Они не равнозначны для энергетики, распределены очень неравномерно по территории суши.

Нефть

Нефть служит сырьем для производства нефтепродуктов, которые используются в качестве топлива. Нефтью называется жидкое ископаемое топливо. Свое название нефть получила от персидского слова «нафта» – «вытекающая», «просачивающаяся».

В настоящее время принята теория органического происхождения нефти, согласно которой она образовалась в результате воздействия бактериального и геологического факторов на останки низших животных и растительных организмов, обитавших в толще воды и на дне водоемов. В верхних слоях осадочных пород этот захороненный органический материал подвергался воздействию кислорода и бактерий и разлагался с образованием газов (оксида углерода, азота, аммиака, метана и др.) и растворимых в воде жидких продуктов. В дальнейшем, по мере погружения на глубину 1,5–3 км в толщу осадочных пород, органические вещества нерастворимого остатка разложения подвергались в течение миллионов лет уже в восстановительной атмосфере действию высоких (120–200°С) температур и давлений (10–30 МПа) и каталитическому воздействию окружающих пород. На этой стадии в результате термических и термохимических процессов липиды органического вещества остатка (жиры, масла, воски) превращались в смесь углеводородов, составляющих нефть.

Элементный состав нефти: углерод – 84–87 %, водород – 12–14 %, сера – 0,1–5 %, кислород и азот – в сумме до 1 %. В нефти различают углеводородную часть, неуглеводородную часть и минеральные примеси. В неуглеводородную часть входят разнообразные кислородные (фенолы, нафтеновые кислоты), азотистые (амины) и сернистые соединения.

По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (с содержанием до 0,5 %), сернистые (с содержанием от 0,5 до 2,0 %) и высокосернистые (с содержанием выше 2,0 %). Минеральные примеси нефти составляют различные соли, перешедшие в нее из пластовых вод, механические примеси песка и глины и эмульгированная вода. В нефти в малых количествах содержатся ванадий, никель, железо, титан, германий и другие металлы.

Ископаемая нефть – наиболее важный и экономически эффективный вид топлива, отличающийся высокой калорийностью и теплотворностью и низким (по сравнению с углем) содержанием загрязняющих соединений. Нефть легко транспортируется, а в процессе переработки дает широкий ассортимент продуктов, находящих разнообразное применение в хозяйстве. Мировые энергетические потребности удовлетворяются за счет нефти на 30 %.

В большинстве случаев нефтяные залежи находятся на глубине от 900 до 2300 м. Наиболее крупные месторождения расположены в Саудовской Аравии, Кувейте, Ираке, Венесуэле, Алжире, Иране, Ливии, США (подробнее ниже табл. 5, 6).

Таблица 5. Достоверные (подтвержденные) запасы нефти по странам и регионам мира[7]7
  * Примечания: 1. В таблицу включены данные по сырой нефти, горючим сланцам, битуминозным пескам и газовому конденсату; исключены данные по природному жидкому топливу, полученному из других источников, например при переработке угля. 2. В таблице приведены страны с долей достоверных запасов нефти больше 1 % от мировых запасов. 3. Из-за округления и из-за того, что представлены данные только по странам со значительными запасами нефти, итоговые данные в этой и ряде следующих таблиц могут отличаться от суммы слагаемых. 4. Прочерк в этой и следующих таблицах означает, что данные по региону отсутствуют.
  ** По данным компании «Бритиш Петролеум».
  *** По данным информационно-аналитического центра «Минерал» (http://www.mineral.ru).


[Закрыть]

В Российской Федерации наиболее крупные и известные месторождения находятся в Западной Сибири, в Волго-Уральском нефтегазоносном районе, в Республике Коми (см. ниже табл. 7). Значительное число крупных и уникальных объектов с высокопродуктивными запасами сосредоточено в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне. Большая часть запасов нефти в его пределах залегает на небольших глубинах – от 1,5 до 3,5 км. Однако около 28,7 % запасов относится к трудноизвлекаемым: они находятся в коллекторах с низкой пористостью и проницаемостью, а также в залежах, осложненных тектоническими нарушениями, эксплуатация которых требует применения технологий, значительно повышающих стоимость добычи. Многие из давно эксплуатируемых крупных и уникальных месторождений Западно-Сибирского бассейна выработаны на 75 % и более. На экономически развитых территориях существенные запасы нефти имеются только в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне. Здесь есть крупные и средние по запасам месторождения, но подавляющая часть сырья сосредоточена в мелких объектах. Выработанность разведанных запасов очень высока: в Республике Башкортостан она составляет 83 %, в Татарстане – 77,8 %, в Самарской области – 74,8 %. Месторождения нефти, открытые в Восточной Сибири, в настоящее время не могут разрабатываться из-за почти полного отсутствия транспортной инфраструктуры в регионе.

Таблица 6. Достоверные (подтвержденные) запасы нефти и газоконденсата на 2008 и 2014 годы, доля в мире и обеспеченность добычи запасами[8]8
  * По данным информационно-аналитического центра «Минерал» (http:// www.mineral.ru).
  В таблице приведены страны с долей достоверных запасов нефти больше 0,5 % от мировых запасов.
  ^** Запасы Канады включают в себя извлекаемые запасы нефти, содержащейся в битуминозных песчаниках («нефтяных песках»).
  *** По данным компании «Бритиш Петролеум», 2015, с. 6.
  ^r По оценкам.


[Закрыть]

Таблица 7. Основные месторождения нефти в Российской Федерации[9]9
  * Источник: Государственный доклад «О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2014 году», 2015, С. 22.
  ^** Н – нефтяное, ГН – газонефтяное, НГК – нефтегазоконденсатное.


[Закрыть]

На территории России находятся пять основных нефтепроводных систем – Волго-Уральская, Западно-Сибирская, Северо-Кавказская, Тимано-Печорская, Дальневосточная – общей протяженностью 70 тыс. км. Развитая сеть нефтепроводов обеспечивает работу многочисленных нефтеперегонных заводов, расположенных по всей территории Российской Федерации, в том числе в городах: Ангарск, Волгоград, Кириши, Комсомольск-на-Амуре, Краснодар, Москва, Нижний Новгород, Омск, Пермь, Рязань, Саратов, Сызрань, Туапсе, Ухта, Хабаровск, Ярославль и др.

По добыче нефти и конденсата в 2007 г. доля нашей страны составила около 13,3 % мировой добычи (табл. 8). В последние годы Россия наращивала добычу нефти и конденсата (табл. 9–10). Объем добычи нефти в Российской Федерации в 2014 г. составил более 500 млн т (табл. 11; рис. 1).

Таблица 8. Динамика добычи нефти и газоконденсата в 2002–2014 годы[10]10
  * По данным информационно-аналитического центра «Минерал» (http://www.mineral.ru).
  ** Источник: Государственный доклад «О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов», Добыча в Российской Федерации в 2014 году», 2015.


[Закрыть]

Таблица 9. Динамика добычи нефти, включая газовый конденсат, в Российской Федерации в 1992–2008 годы[11]11
  Ис точник: Россия в цифрах, 2009, с. 213.


[Закрыть]

Таблица 10. Динамика добычи нефти и газового конденсата в Российской Федерации в 2010–2014 годы[12]12
  Источник: Российский статистический ежегодник, 2015, с. 366.


[Закрыть], млн т

Таблица 11. Добыча нефти и конденсата ведущими странами в 2014 г.[13]13
  Источник: Государственный доклад «О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2014 году», 2015.


[Закрыть]

Рис. 1. Динамика добычи нефти и прироста ее запасов (млн т) в результате геологоразведочных работ в Российской Федерации в 2005–2014 годы.[14]14
  Источник: Государственный доклад «О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2014 году», 2015, с. 26.


[Закрыть]

Прирост разведанных запасов конденсата в результате геологоразведочных работ в 2012 г. составил 5,4 млн т. Запасы жидких углеводородов – нефти и газового конденсата, заключенных в месторождениях, фигурирующих в Государственном балансе запасов РФ, достигали 32,4 млрд т; запасы категорий А+В+С₁ составляли в этом объеме 20,1 млрд т (подробнее табл. 12).

Таблица 12. Состояние ресурсов и запасов нефти и конденсата в Российской Федерации на 2013 год[15]15
  По данным информационно-аналитического центра «Минерал» (http://www.mineral.ru).


[Закрыть]

При современном уровне техники и технологии добычи из нефтяных пластов извлекается около 50 % содержащейся в них нефти. Увеличение нефтеотдачи пластов до 80–90 % может быть достигнуто тепловым воздействием на пласты (закачиванием в скважину горячей воды, прогревом пласта с помощью сжигания нефти), гидравлическим разрывом пласта и другими интенсифицирующими извлечение нефти из недр методами.

Увеличение запасов в будущем связывают не только с разработкой новых месторождений, но и с более полным освоением нефтяных пластов, в том числе на глубинах 6–10 км. Общие запасы тяжелой нефти (в России, Канаде, Венесуэле) оценивают в 800 млрд т, но освоить эти запасы в промышленных масштабах пока не удается.

Природный газ

Природный газ является смесью различных углеводородов метанового ряда, а также неуглеродных компонентов – сероводорода, гелия, азота, аргона, углекислоты (СО₂), встречаются также водород и ртуть. Содержание СО₂ в большинстве случаев колеблется от 0 до 3 %, но иногда достигает 10–15 %. Концентрация гелия обычно составляет сотые и тысячные доли процента. Известно лишь небольшое число месторождений природного газа, в которых содержание гелия достигает 5–8 %. Количество сероводорода колеблется от 0 до 6 %. На больших глубинах встречаются газовые залежи с содержанием сероводорода до 25 % и более.

Углеводородные газы, залегающие в пластах, не содержащих нефть, представляют собой природные (свободные) газы. Месторождения этих газов называются чисто газовыми. Углеводородные газы, растворенные в нефти и выделяющиеся из нее в процессе добычи, называются нефтяными, или попутными. Газоконденсатными являются такие месторождения (залежи) газа, из которых при сниженном давлении выделяется жидкая углеводородная фаза – конденсат.

Газ чисто газовых месторождений по объему более чем на 90 % состоит из метана. По мере увеличения глубины залегания возрастает количество конденсата, т. е. тяжелых углеводородов – пентана и более высоких гомологов метана. Содержание конденсата в газе колеблется от 10 до 350 г/м³, в ряде месторождений достигает 800 г/м³.

Общие запасы природного газа, по оценкам 13-й Мировой энергетической конференции (1986), составляли 271 трлн. м³ (что соответствует 10,5 млн ПДж). В конце 1980-х годов разведанные запасы природного газа составляли 109,3 трлн м³, а ежегодный объем добычи достигал 1,9 трлн м³ (табл. 13).

Таблица 13. Динамика добычи природного газа по регионам мира[16]16
  По данным компании «Бритиш Петролеум».


[Закрыть], млрд м³

Мировые запасы газа продолжают увеличиваться, в частности, благодаря разведке на шельфе Мирового океана и в глубинных слоях земной коры. Значительная концентрация газа наблюдается в странах Ближнего и Среднего Востока. Велики ресурсы в Иране и Саудовской Аравии, в США, в Северо-Африканской нефтегазоносной провинции (Алжир, Ливия, Нигерия), в Венесуэле, в Европе – в Североморской газонефтяной провинции (табл. 14). Эксплуатируемыми и перспективными являются Канадский арктический архипелаг, море Бофорта, континентальный шельф у западного побережья Северной Америки, Мексиканский залив, шельфы Бразилии, Нигерии, Камеруна и ЮАР, Средиземного моря, Южно-Китайского и Японского морей, шельф у северо-западного побережья Австралии. На морскую добычу приходится примерно 25 % общемировой добычи газа. В США в начале 2000-х гг. началась масштабная добыча сланцевого газа. Сланцевый газ залегает в сланцевом слое осадочных пород с низкой пористостью (3–4 %) на глубинах от 2500 до 5000 м и по своему составу отличается от природного повышенным содержанием метана, углекислого газа, аммиака и сероводорода. Для его добычи применяется комбинация наклонно-направленного бурения (в том числе горизонтального) и многостадийного гидроразрыва пласта. Этот способ добычи оказывает резко негативное воздействие на окружающую среду. Благодаря росту добычи сланцевого газа в 2009 г. США стали мировым лидером по добыче газа (745,3 млрд м³), причём более 40 % приходилось на метан угольных пластов и сланцевый газ.[17]17
  Сланцевый газ: анализ развития отрасли и перспектив добычи. URL: http://www.webeconomy.ru/index.php?page=cat&newsid=1543&type=news (дата обращения: 10.10.2016).


[Закрыть]

В мировом энергетическом балансе доля природного газа составляет 17 %, но в ряде стран (в Западной Европе, США, Японии) она выше. Газовый потенциал растет быстрее его добычи (табл. 15).

Таблица 14. Распределение доказанных запасов природного газа по регионам и странам мира[18]18
  * По данным информационно-аналитического центра «Минерал» (http://www.mineral.ru).
  В таблице представлены страны с долей достоверных запасов нефти более 0,5 % мировых запасов.
  ** По данным компании «Бритиш Петролеум». Statistical Review of World Energy, 2015, с. 20.


[Закрыть]

Таблица 15. Динамика валовой добычи природного газа в мире в 2001–2014 годы, млрд м³[19]19
  * По данным информационно-аналитического центра «Минерал» (http://www.mineral.ru).
  ** По данным компании «Бритиш Петролеум». Statistical Review of World Energy, 2015, с.6
  ^r По оценкам.


[Закрыть]

В СССР к 1980 г. было открыто более 800 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений, причем 85 из них содержали 92 % запасов газа страны. Пять уникальных месторождений: Уренгойское, Заполярное, Медвежье, Ямбургское и Оренбургское – содержали около 53 % разведанных запасов газа. В настоящее время на глубинах до 1 км сосредоточено 7,1 % разведанных запасов газа страны, в интервале от 1 до 3 км – 84,1 %, от 3 до 5 км и более – 8,8 %. В перспективе возрастет роль месторождений полуострова

Ямал и шельфовой зоны Баренцева моря (с крупным Штокмановским месторождением) (табл. 16). Перспективными являются также месторождения Вилюйской котловины в Якутии.

Табл. 17 и рис. 2 иллюстрируют динамику добычи природного газа в Российской Федерации. В 1990-е годы добыча сократилась, а после 2000-х годов стала стабильно расти и достигла максимума в 2011 г. В настоящее время наблюдается тенденция к снижению добычи природного газа.

Таблица 16. Уникальные месторождения природного газа в Российской Федерации[20]20
  * Источник: Государственный доклад «О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2014 году», 2015.
  ** НГК – нефтегазоконденсатное, ГК – газоконденсатное, Г – газовое.


[Закрыть]

Рис. 2. Динамика добычи свободного газа и прироста его запасов в результате геологоразведочных работ в Российской Федерации в 2005–2014 гг. (млрд м³).[21]21
  Источник: Государственный доклад «О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2014 году», 2015, с. 49.


[Закрыть]

Таблица 17. Динамика добычи природного газа в Российской Федерации[22]22
  1992–2008 гг. Источник: Россия в цифрах, 2009, с. 213
  2010–2014 гг. Источник: Российский статистический ежегодник, 2015, с. 366.


[Закрыть]

Транспортировка, переработка газа

Основные центры переработки природного газа в Российской Федерации расположены на Урале (Оренбург, Шкапово, Альметьевск), в Западной Сибири (Нижневартовск, Сургут), в Поволжье (Саратов) и в других газоносных провинциях. Комбинаты газопереработки обычно приближены к источникам сырья – месторождениям и крупным газопроводам. В отличие от нефти природный газ не требует большой предварительной переработки, но его необходимо сразу отправлять потребителю. Функционируют следующие системы газоснабжения: Центральная, Поволжская, Уральская, многониточная система Сибирь – Центр. В настоящее время действуют газопроводы, по которым газ поступает в Венгрию, Чехию, Словакию, Польшу, Болгарию, Румынию, Германию, Италию и т. д. Крупнейший газопровод экспортного назначения проходит по маршруту Уренгой – Помары – Ужгород. Газопровод «Ямал – Европа» открывает возможность экспорта российского газа в обход украинского экспортного коридора (рис. 3).

Рис. 3. Действующие и проектируемые газопроводы[23]23
  JustMedia. URL: http://www.justmedia.ru (дата обращения: 21.11.2016).


[Закрыть]

В итоге поездки президента Российской Федерации В. В. Путина в Стамбул в октябре 2016 г. между Российской Федерацией и Турцией подписано межправительственное соглашение по проекту строительства газопровода «Турецкий поток», который пройдет по дну Черного моря (рис. 4).

Рис. 4. Проект газопровода «Турецкий поток»[24]24
  Жаворонков С. «Турецкий поток». Начало пути // Полит.ру. 11.10.2016. URL: http://polit.ru/article/2016/10/11/potok/ (дата обращения: 21.11.2016).


[Закрыть]

Преимуществами природного газа являются: полнота сгорания без дыма и копоти; отсутствие золы после сгорания; легкость розжига и регулирования процесса горения; высокий КПД топли воиспользующих установок; экономичность и простота транспортировки к потребителю; возможность хранения в сжатом и сжиженном состоянии; отсутствие вредных примесей. Немалую роль играет и низкая стоимость добычи газа по сравнению со стоимостью добычи других видов топлива – угля, торфа, нефти. Если принять стоимость угля (в перерасчете на 1 т условного топлива) за 100 %, то стоимость газа составит только 10 % от неё.

После окончания разведочных работ скважины должны быть ликвидированы, а их стволы затампонированы. Если тампонаж произведен некачественно, пробуренные скважины становятся источником негативных гидрогеологических и инженерно-геологических процессов. Вода и загрязняющие вещества проникают на глубину бурения скважин, возникают просадки. Если скважинами были вскрыты напорные воды, то плохо ликвидированные скважины фонтанируют и заливают водой окружающую территорию. Особую опасность представляют скважины, пробуренные при разведке газово-нефтяных месторождений. В России число «бесхозных» ликвидированных нефтяных и газовых скважин превышает 7500 единиц. В основном они находятся в Тюменской, Архангельской, Иркутской, Астраханской областях, Республике Коми. Эти скважины представляют экологическую опасность. Кроме того, при разведке и разведочном бурении применяется мощная техника, прокладываются дороги и другие коммуникации, возводятся временные здания и сооружения – тем самым создается мощная нагрузка на естественные природные ландшафты, от которой они трансформируются и частично разрушаются. Некоторые месторождения в Западной Сибири разрабатывались без строительства мощностей по сбору и использованию нефтяного газа, без проведения государственной экологической экспертизы, реализации проектов обустройства территории.

Уголь

Ископаемый уголь образуется под землей (без доступа кислорода) из частей древних растений. Сначала образуется бурый уголь, затем, под воздействием абиотических факторов: высокой температуры, давления, влияния окружающих минералов – каменный уголь. Степень метаморфизма (углефикации), под которой понимают среднее содержание углерода в топливе, зависит от глубины залегания породы. Степень углефикации торфа составляет в среднем 60 %, бурого угля – 70 %, каменного угля – 85 %, антрацита – 95 %.

Важнейшими характеристиками каменного угля, от которых зависит эффективность его использования, являются зольность, влажность, сернистость, выход летучих веществ и механические свойства, а для угля, применяемого в качестве сырья для термохимической переработки, – также спекаемость и коксуемость. В состав золы угля входят оксиды алюминия, кремния, железа, кальция, магния. Высокая зольность снижает теплоту сгорания угля и ухудшает качество получаемого кокса. Зольность каменного угля колеблется в диапазоне от 3 до 30 % и может быть снижена путем обогащения. Зольность коксующегося угля должна быть не выше 7–7,5 %. Влажность угля, используемого для термохимической переработки, не должна превышать 7 %. Сера в каменном угле находится в колчеданной, сульфатной и органической формах. Общее содержание серы в угле колеблется от 0,4 до 8 %.

Большая часть энергетических запасов твердого топлива сосредоточена на территории России, Китая, США, Индии и Австралии, на долю которых приходится более 70 % мировых запасов ископаемого угля (подробнее в табл. 18). Значительными ресурсами обладают Германия, Украина, Казахстан и ряд других стран.