Hydráty plynu (tiež hydráty zemného plynu alebo klatráty) sú kryštalické zlúčeniny vznikajúce za určitých termobarických podmienok z vody a plynu. Názov „clathrates“ (z latinského clathratus – „umiestniť do klietky“) dal Powell v roku 1948. Hydráty plynov sú nestechiometrické zlúčeniny, to znamená zlúčeniny rôzneho zloženia.

Hydráty plynov (oxid siričitý a chlór) prvýkrát spozorovali na konci 18. storočia J. Priestley, B. Peletier a V. Carsten. Prvé popisy plynných hydrátov poskytol G. Davy v roku 1810 (hydrát chlóru). V roku 1823 Faraday približne určil zloženie hydrátu chlóru, v roku 1829 objavil Levit hydrát brómu a v roku 1840 Wöhler získal hydrát H2S. V roku 1888 získal P. Villar hydráty CH4, C2H6, C2H4, C2H2 a N20.

V štyridsiatych rokoch sovietski vedci predpokladali prítomnosť ložísk hydrátov plynu v zóne permafrostu (Strizhov, Mokhnatkin, Chersky). V 60. rokoch objavili prvé ložiská hydrátov plynov na severe ZSSR, zároveň sa v laboratóriu (Makogon) potvrdila možnosť vzniku a existencie hydrátov v prírodných podmienkach.

Od tohto momentu sa plynové hydráty začínajú považovať za potenciálny zdroj paliva.
Podľa rôznych odhadov sa zásoby uhľovodíkov v hydrátoch pohybujú od 1,8×10^14 do 7,6×10^18 m³.
Odhaľuje sa ich široké rozšírenie v oceánoch a permafrostovej zóne kontinentov, nestabilita s rastúcou teplotou a klesajúcim tlakom.

V roku 1969 sa začal rozvoj poľa Messoyakha na Sibíri, kde sa predpokladá, že prvýkrát bolo možné (čistou náhodou) ťažiť zemný plyn priamo z hydrátov (až 36 % celkovej produkcie k roku 1990).

Plyn v prírode hydratuje
Väčšina prírodných plynov (CH4, C2H6, C3H8, CO2, N2, H2S, izobután atď.) tvorí hydráty, ktoré existujú za určitých termobarických podmienok. Oblasť ich existencie je obmedzená na sedimenty morského dna a na oblasti permafrostu. Prevládajúcimi hydrátmi zemného plynu sú metán a hydráty oxidu uhličitého.

Počas výroby plynu sa môžu hydráty vytvárať vo vrtoch, priemyselných komunikáciách a hlavných plynovodoch. Usadením na stenách potrubí hydráty prudko znižujú ich priepustnosť. Na boj proti tvorbe hydrátov v plynových poliach sa do studní a potrubí zavádzajú rôzne inhibítory (metylalkohol, glykoly, 30% roztok CaCl2) a teplota prúdu plynu sa udržiava nad teplotou tvorby hydrátov pomocou ohrievačov, tepelnej izolácie potrubí a výber prevádzkového režimu, ktorý zabezpečuje maximálnu teplotu prietoku plynu. Na zabránenie tvorby hydrátov v hlavných plynovodoch je najúčinnejšie sušenie plynu – čistenie plynu od vodnej pary.

Problémy a vyhliadky spojené s hydrátmi zemného plynu
Od samého začiatku rozvoj polí na severe západnej Sibíri čelil problému emisií plynov z plytkých intervalov zóny permafrostu. Tieto úniky sa vyskytli náhle a viedli k zastaveniu prác na studniach a dokonca k požiarom. Keďže k emisiám dochádzalo z hĺbkového intervalu nad zónou stability hydrátu plynu, potom dlho vysvetľovali sa tokmi plynu z hlbších produkčných horizontov cez priepustné zóny a susedné vrty s nekvalitným plášťom. Koncom 80. rokov na základe experimentálneho modelovania a laboratórny výskum zamrznutého jadra z permafrostovej zóny poľa Yamburgského plynového kondenzátu sa podarilo odhaliť distribúciu rozptýlených reliktných (konzervovaných) hydrátov v kvartérnych sedimentoch. Tieto hydráty spolu s lokálnymi akumuláciami mikrobiálneho plynu môžu vytvárať plynonosné vrstvy, z ktorých vznikajú emisie počas vŕtania. Prítomnosť reliktných hydrátov v plytkých vrstvách zóny permafrostu bola ďalej potvrdená podobnými štúdiami v severnej Kanade a v oblasti poľa plynového kondenzátu Bovanenkovo. Vznikli tak predstavy o novom type plynových ložísk - intrapermafrostových metastabilných plynoch-plynohydrátových ložiskách, ktoré, ako ukázali testy permafrostových vrtov na poli plynového kondenzátu Bovanenkovskoye, predstavujú nielen komplikujúci faktor, ale aj určitý zdrojová základňa pre miestne dodávky plynu.

Vnútrovečne zamrznuté ložiská obsahujú len malú časť zdrojov plynu, ktoré sú spojené s hydrátmi zemného plynu. Hlavná časť zdrojov sa obmedzuje na zónu stability hydrátu plynu - hĺbkový interval (zvyčajne prvé stovky metrov), kde sa vyskytujú termodynamické podmienky pre tvorbu hydrátov. Na severe západnej Sibíri je to hĺbkový interval 250 - 800 m, v moriach - od povrchu dna do 300 - 400 m, v obzvlášť hlbokomorských oblastiach šelfu a kontinentálneho svahu až do 500 - 600 m pod dno. Práve v týchto intervaloch bola objavená väčšina hydrátov zemného plynu.

Počas štúdia hydrátov zemného plynu sa ukázalo, že pomocou moderných prostriedkov geofyziky polí a vrtov nie je možné rozlíšiť ložiská obsahujúce hydráty od zamrznutých ložísk. Vlastnosti zamrznutých hornín sú takmer úplne podobné vlastnostiam hornín obsahujúcich hydráty. Zariadenie na zaznamenávanie nukleárnej magnetickej rezonancie môže poskytnúť určité informácie o prítomnosti hydrátov plynu, je však veľmi drahé a v praxi geologického prieskumu sa používa veľmi zriedkavo. Hlavným indikátorom prítomnosti hydrátov v sedimentoch sú jadrové štúdie, kde sú hydráty buď viditeľné vizuálnou kontrolou, alebo určené meraním špecifického obsahu plynu počas rozmrazovania.

Perspektívy využitia technológií hydrátov plynu v priemysle
Technologické návrhy na skladovanie a prepravu zemného plynu v hydratovanom stave sa objavili už v 40. rokoch 20. storočia. Vlastnosť hydrátov plynov koncentrovať značné objemy plynu pri relatívne nízkych tlakoch priťahuje pozornosť odborníkov už dlho. Predbežné ekonomické výpočty ukázali, že námorná preprava plynu v hydratovanom stave je najefektívnejšia a ďalšie ekonomické výhody možno dosiahnuť súčasným predajom prepravovaného plynu a čistej vody, ktoré zostali po rozklade hydrátu spotrebiteľom (pri tvorbe hydrátov plynu je voda zbavený nečistôt). V súčasnosti sa uvažuje s koncepciami námornej prepravy zemného plynu v hydratovanom stave za rovnovážnych podmienok, najmä pri plánovaní rozvoja hlbokomorských polí plynu (vrátane hydrátu) vzdialených od spotrebiteľa.

V posledných rokoch sa však čoraz väčšia pozornosť venuje transportu hydrátov za nerovnovážnych podmienok (s atmosferický tlak). Ďalším aspektom využitia technológií plynových hydrátov je možnosť usporiadania zásobníkov plynu hydrátu plynu v rovnovážnych podmienkach (pod tlakom) v blízkosti veľkých spotrebiteľov plynu. Je to spôsobené schopnosťou hydrátov koncentrovať plyn pri relatívne nízkom tlaku. Takže napríklad pri teplote +4°C a tlaku 40 atm zodpovedá koncentrácia metánu v hydráte tlaku 15 - 16 MPa.

Konštrukcia takéhoto zásobníka nie je zložitá: zásobníkom je batéria plynových nádrží umiestnená v jame alebo hangári a napojená na plynové potrubie. V období jar-leto je zásobník naplnený plynom, ktorý tvorí hydráty, v období jeseň-zima sa uvoľňuje plyn pri rozklade hydrátov pomocou nízkopotenciálneho zdroja tepla. Výstavba takýchto zásobníkov v blízkosti tepelných elektrární môže výrazne vyrovnať sezónne nerovnomernosti vo výrobe plynu a v mnohých prípadoch predstavuje reálnu alternatívu k výstavbe podzemných zásobníkov plynu.

V súčasnosti sa aktívne vyvíjajú technológie plynových hydrátov, najmä na výrobu hydrátov pomocou moderné metódy zintenzívnenie technologických procesov (surfaktantové prísady urýchľujúce prenos tepla a hmoty; použitie hydrofóbnych nanopráškov; akustické efekty rôzneho rozsahu až po produkciu hydrátov v rázových vlnách a pod.).

http://ru.wikipedia.org/wiki/Gas_hydrates
http://en.wikipedia.org/wiki/Clathrate_hydrate

Ruský chemický časopis. T. 48, č. 3 2003. „Plynové hydráty“
http://www.chem.msu.su/rus/journals/jvho/2003-3/welcome.html
http://www.chem.msu.su/rus/journals/jvho/2003-3/5.pdf

http://www1.eere.energy.gov/vehiclesandfuels/facts/favorites/fcvt_fotw102.html

http://marine.usgs.gov/fact-sheets/gas-hydrates/title.html

Gas Hydrate Studies - súčasť skupiny geofyzika

Krivka stability hydrátu plynu

Stabilita plynových hydrátov v oceánskych sedimentoch

http://woodshole.er.usgs.gov/project-pages/hydrates/what.html

Od 70. rokov 20. storočia je na celom svete známy prirodzene sa vyskytujúci hydrát plynu, najmä hydrát metánu, kde tlakové a teplotné podmienky stabilizujú štruktúru hydrátu. Nachádza sa v oceánskych sedimentoch pozdĺž kontinentálnych okrajov a v polárnych kontinentálnych oblastiach a svojimi charakteristickými odozvami v profiloch seizmických odrazov a elektrických záznamoch ropných vrtov Pod oceánom existuje hydrát plynu tam, kde hĺbka vody presahuje 300 až 500 metrov (v závislosti od teploty), a môže sa vyskytovať vo vrstve sedimentu až do 1000 metrov. Hrúbka ~1000 metrov priamo pod morským dnom je obmedzená rastúcou teplotou. Vo vysokých zemepisných šírkach existuje v spojení s permafrostom.

Zdá sa, že pri juhovýchode Spojených štátov malá oblasť (iba 3 000 km2) pod hrebeňom tvoreným rýchlo uloženými sedimentmi obsahuje objem metánu v hydráte, ktorý sa rovná ~ 30-násobku U.S. ročná spotreba plynu. Táto oblasť je známa ako Blake Ridge. Významné množstvá prirodzene sa vyskytujúceho hydrátu plynu boli tiež zistené v mnohých oblastiach Arktídy vrátane Sibíri, delty rieky Mackenzie a severného svahu Aljašky.

Národné nerastné zdroje Univerzitné baníctvo

Vedecký vedúci: Jurij Vladimirovič Gulkov, kandidát technických vied, Národná banícka univerzita pre minerálne zdroje

Anotácia:

Tento článok sa zaoberá chemickými a fyzikálne vlastnosti hydráty plynov, história ich štúdia a výskumu. Okrem toho sa zvažujú hlavné problémy, ktoré bránia organizácii komerčnej výroby hydrátov plynu.

V tomto článku popisujeme chemické a fyzikálne vlastnosti hydrátov plynov, históriu ich štúdia a výskumu. Okrem toho sa zvažujú základné problémy, ktoré bránia organizácii komerčnej výroby hydrátov plynu.

Kľúčové slová:

hydráty plynu; energie; komerčná ťažba; Problémy.

hydráty plynu; energetika; komerčná ťažba; problémy.

MDT 622,324

Úvod

Spočiatku človek využíval ako zdroj energie vlastnú silu. Po nejakom čase prišla na pomoc energia dreva a organickej hmoty. Asi pred storočím sa uhlie stalo hlavným energetickým zdrojom, o 30 rokov neskôr sa o jeho prvenstvo delila ropa. Dnes je svetový energetický sektor založený na triáde plyn – ropa – uhlie. V roku 2013 však japonskí energetici posunuli túto rovnováhu smerom k plynu. Japonsko je svetovým lídrom v dovoze plynu. Štátna korporácia pre ropu, plyn a kovy (JOGMEC) (Japan Oil, Gas & Metals National Corp.) bola prvou na svete, ktorá získala plyn z hydrátu metánu na dne. Tichý oceán z hĺbky 1,3 kilometra. Skúšobná výroba trvala len 6 týždňov, napriek tomu, že plán počítal s dvojtýždňovou produkciou, vyrobilo sa 120-tisíc metrov kubických zemného plynu. Tento objav umožní krajine osamostatniť sa od dovozu a zásadne zmeniť ekonomiku. Čo je hydrát plynu a ako môže ovplyvniť globálnu energiu?

Účelom tohto článku je zvážiť problémy vo vývoji hydrátov plynov.

Na dosiahnutie tohto cieľa boli stanovené tieto úlohy:

• Preskúmajte históriu výskumu hydrátov plynu
• Študovať chemické a fyzikálne vlastnosti
• Zvážte hlavné problémy vývoja

Relevantnosť

Tradičné zdroje nie sú na Zemi rozmiestnené rovnomerne a sú tiež obmedzené. Autor: moderné odhady Podľa dnešných noriem spotreby vydržia zásoby ropy 40 rokov, energetické zdroje zemného plynu 60-100. Svetové zásoby bridlicového plynu sa odhadujú na približne 2 500 – 20 000 biliónov. kocka m. Toto je energetická rezerva ľudstva na viac ako tisíc rokov Komerčná ťažba hydrátov by pozdvihla svetový energetický sektor na kvalitatívne novú úroveň. Inými slovami, štúdium hydrátov plynu otvorilo ľudstvu alternatívny zdroj energie. Ich štúdiu a komerčnej produkcii však bráni aj množstvo vážnych prekážok.

Historický odkaz

Možnosť existencie hydrátov plynu predpovedal I. N. Strizhov, ale hovoril o neúčelnosti ich ťažby. Villar prvýkrát získal hydrát metánu v laboratóriu v roku 1888 spolu s hydrátmi iných ľahkých uhľovodíkov. Počiatočné stretnutia s hydrátmi plynu boli vnímané ako problémy a prekážky pri výrobe energie. V prvej polovici 20. storočia sa zistilo, že plynové hydráty spôsobujú upchávanie plynovodov v arktických oblastiach (pri teplotách nad 0 °C). V roku 1961 bol zaregistrovaný objav Vasiliev V.G., Makagon Yu.F., Trebin F.A., Trofimuk A.A., Chersky N.V. „Vlastnosť zemných plynov byť v pevnom stave v zemskej kôre“, ktorá oznámila nový prírodný zdroj uhľovodíkov – hydrát plynu. Potom sa začalo hlasnejšie hovoriť o vyčerpateľnosti tradičných zdrojov a už o 10 rokov neskôr bolo v januári 1970 objavené prvé ložisko hydrátov plynu v Arktíde, na hraniciach západnej Sibíri, volá sa Messoyakha. Ďalej sa uskutočnili veľké expedície vedcov zo ZSSR a mnohých ďalších krajín.

Slovo z chémie a fyziky

Hydráty plynu sú molekuly plynu uviaznuté okolo molekúl vody, ako napríklad „plyn v klietke“. Toto sa nazýva vodný klatrátový rámec. Predstavte si, že ste v lete chytili motýľa do dlane, motýľ je plyn, vaše dlane sú molekuly vody. Pretože chrániš motýľa pred vonkajšie vplyvy, ale zachová si svoju krásu a individualitu. Takto sa plyn správa v rámci klatrátu.

V závislosti od podmienok tvorby a stavu tvorcu hydrátu sa hydráty navonok javia ako jasne definované priehľadné kryštály rôznych tvarov alebo ako amorfná hmota husto stlačeného „snehu“.

Hydráty sa vyskytujú za určitých termobarických podmienok - fázová rovnováha. Pri atmosférickom tlaku existujú plynové hydráty zemných plynov do 20-25 °C. Vďaka svojej štruktúre môže jednotkový objem hydrátu plynu obsahovať až 160-180 objemov čistého plynu. Hustota hydrátu metánu je asi 900 kg/m³, čo je menej ako hustota vody a ľadu. Pri narušení fázovej rovnováhy: zvýšením teploty a/alebo znížením tlaku sa hydrát rozkladá na plyn a vodu za absorpcie veľkého množstva tepla. Kryštalické hydráty majú vysoký elektrický odpor, dobre vedú zvuk, sú prakticky nepreniknuteľné pre voľné molekuly vody a plynu a majú nízku tepelnú vodivosť.

rozvoj

Hydráty plynov sú ťažko dostupné, pretože... K dnešnému dňu sa zistilo, že asi 98% ložísk hydrátov plynu je sústredených na šelfe a kontinentálnom svahu oceánu, v hĺbkach vody viac ako 200 - 700 m a iba 2% - v subpolárnych častiach kontinentov. . Problémy pri rozvoji komerčnej výroby plynových hydrátov sa preto vyskytujú už v štádiu rozvoja ich ložísk.

Dnes existuje viacero metód na zisťovanie ložísk hydrátov plynu: seizmická sondáž, gravimetrická metóda, meranie tepelných a difúznych tokov nad ložiskom, štúdium dynamiky elektromagnetického poľa v skúmanom regióne atď.

Seizmické sondovanie využíva dvojrozmerné (2-D) seizmické údaje v prítomnosti voľného plynu pod hydrátom nasýteným útvarom sa zisťuje spodná poloha hornín nasýtených hydrátmi. Seizmický prieskum však nedokáže zistiť kvalitu ložiska ani stupeň nasýtenia hornín hydrátmi. Seizmický prieskum navyše nie je použiteľný v zložitom teréne, ale z ekonomického hľadiska je najvýhodnejší, je však lepšie ho použiť ako doplnok k iným metódam.

Medzery môžu byť napríklad vyplnené pomocou elektromagnetického prieskumu okrem seizmického prieskumu. Umožní presnejšie charakterizovať horninu vďaka jednotlivým odporom v miestach výskytu hydrátov plynov. Ministerstvo energetiky USA ho plánuje uskutočniť od roku 2015. Na rozvoj čiernomorských polí sa použila seizmoelektromagnetická metóda.

Cenovo výhodné je aj vyvíjanie nasýteného ložiska kombinovanou metódou vyvolávania, kedy je proces rozkladu hydrátov sprevádzaný poklesom tlaku so súčasnými tepelnými účinkami. Znížením tlaku sa ušetrí tepelná energia vynaložená na disociáciu hydrátov a zahriatie pórového média zabráni opätovnej tvorbe hydrátov plynu v zóne blízko vrtu formácie.

Výroba

Ďalším kameňom úrazu je samotná extrakcia hydrátov. Hydráty sa vyskytujú v pevnej forme, čo spôsobuje ťažkosti. Keďže hydrát plynu sa vyskytuje za určitých termobarických podmienok, ak je jeden z nich narušený, rozloží sa v súlade s tým na plyn a vodu, boli vyvinuté nasledujúce technológie extrakcie hydrátov.

1. Odtlakovanie:

Keď hydrát opustí fázovú rovnováhu, rozloží sa na plyn a vodu. Táto technológia je povestná svojou triviálnosťou a ekonomickou realizovateľnosťou, navyše na jej pleciach stojí úspech prvej japonskej produkcie v roku 2013. Ale nie všetko je také ružové: výsledná voda pri nízkych teplotách môže upchať zariadenie. Táto technológia je navyše skutočne efektívna, pretože... Počas skúšobnej výroby metánu na poli Mallick sa vyrobilo 13 000 metrov kubických za 5,5 dňa. m plynu, čo je mnohonásobne viac ako produkcia na tom istom poli pomocou vykurovacej techniky - 470 metrov kubických. m plynu za 5 dní. (pozri tabuľku)

2. Vykurovanie:

Opäť musíte hydrát rozložiť na plyn a vodu, ale tentoraz pomocou tepla. Je možné zabezpečiť dodávku tepla rôzne cesty: vstrekovanie chladiacej kvapaliny, obeh horúca voda, parné kúrenie, elektrické kúrenie. Rád by som sa zastavil pri zaujímavej technológii, ktorú vymysleli výskumníci z univerzity v Dortmunde. Projekt zahŕňa položenie potrubia na ložiská hydrátu plynu na morskom dne. Jeho zvláštnosťou je, že potrubie má dvojité steny. Morská voda, ohriata na 30-40˚C, sa dodáva do poľa vnútorným potrubím. fázový prechod a bubliny metánového plynu spolu s vodou stúpajú nahor vonkajším potrubím. Tam sa metán oddeľuje od vody, posiela sa do nádrží alebo do hlavného potrubia a teplá voda sa vracia dole do ložísk hydrátov plynu. Tento spôsob extrakcie si však vyžaduje vysoké náklady a neustále zvyšovanie množstva dodávaného tepla. V tomto prípade sa hydrát plynu rozkladá pomalšie.

3. Zavedenie inhibítora:

Používam aj inhibítor na rozklad hydrátu. Na Inštitúte fyziky a technológie Univerzity v Bergene bol oxid uhličitý považovaný za inhibítor. Pomocou tejto technológie je možné získať metán bez priamej extrakcie samotných hydrátov. Túto metódu už testuje Japan National Oil, Gas and Metals Corporation (JOGMEC) s podporou Ministerstva energetiky USA. Táto technológia je však plná nebezpečenstva pre životné prostredie a vyžaduje si vysoké náklady. Reakcia prebieha pomalšie.

Názov projektu	dátum	Zúčastnené krajiny	Spoločnosti	Technológia
Mallik, Kanada		Japonsko, USA Channel, Nemecko, India	JOGMEC, BP, Chevron Texaco	Ohrievač (chladiaca kvapalina - voda)
Severný svah Aljašky, USA		USA, Japonsko	Conoco Phillips, JOGMEC	Injekcia oxid uhličitý zavedenie inhibítora
Aljaška, USA			BP, Schlumberger	Vŕtanie na štúdium vlastností hydrátu plynu
Mallik, Kanada		Japonsko, Kanada	JOGMEC ako súčasť súkromného verejného konzorcia	Odtlakovanie
Oheň v ľade (IgnikSikumi), Aljaška, USA		USA, Japonsko, Nórsko	Conoco Phillips, JOGMEC, Univerzita v Bergene (Nórsko)	Injekcia oxidu uhličitého
Spoločný projekt (SpoločnýpriemyselProjekt) Mexický záliv, USA			Chevron ako líder konzorcia	Vŕtanie na štúdium geológie hydrátov plynu
Neďaleko polostrova Atsumi, Japonsko			JOGMEC, JAPEX, Japonsko Vŕtanie	Odtlakovanie

Source - analytické centrum založené na open source materiáloch

technológie

Ďalším dôvodom nerozvinutej komerčnej výroby hydrátov je chýbajúca technológia na ich ziskovú ťažbu, čo vyvoláva veľké kapitálové investície. V závislosti od technológie existujú rôzne prekážky: použitie špeciálneho vybavenia na zavedenie chemické prvky a/alebo lokálne zahrievanie, aby sa zabránilo opätovnému vytváraniu hydrátov plynu a upchávaniu studní; aplikácie technológií, ktoré zabraňujú ťažbe piesku.

Napríklad v roku 2008 predbežné odhady pre pole Mallick v kanadskej Arktíde naznačovali, že náklady na vývoj sa pohybovali od 195 do 230 USD/tisíc. kocka m pre plynové hydráty umiestnené nad voľným plynom a v rozmedzí 250-365 dolárov/tis. kocka m pre hydráty plynu umiestnené nad voľnou vodou.

Na vyriešenie tohto problému je potrebné popularizovať komerčnú výrobu hydrátov medzi vedeckými pracovníkmi. Zorganizujte viac vedeckých konferencií, súťaží na zlepšenie starého alebo vytvorenie nového zariadenia, ktoré by mohlo poskytnúť nižšie náklady.

Nebezpečnosť pre životné prostredie

Okrem toho rozvoj polí hydrátov plynu nevyhnutne povedie k zvýšeniu objemu zemného plynu uvoľňovaného do atmosféry a v dôsledku toho k zvýšeniu skleníkového efektu. Metán je silný skleníkový plyn a napriek tomu, že jeho životnosť v atmosfére je kratšia ako CO₂, otepľovanie spôsobené uvoľňovaním veľkého množstva metánu do atmosféry bude desaťkrát rýchlejšie ako otepľovanie spôsobené oxidom uhličitým. Navyše, ak globálne otepľovanie, skleníkový efekt alebo iné dôvody spôsobia kolaps aspoň jedného ložiska hydrátov plynu, spôsobí to kolosálne uvoľnenie metánu do atmosféry. A ako lavína, od jedného prípadu k druhému to povedie ku globálnej klimatickej zmene na Zemi a dôsledky týchto zmien sa nedajú ani približne predpovedať.

Aby sa tomu zabránilo, je potrebná integrácia údajov komplexné analýzy prieskum, predpovedanie možného správania ložísk.

Detonácia

Ďalším nevyriešeným problémom pre baníkov je veľmi nepríjemná vlastnosť hydrátov plynov „detonovať“ pri najmenších otrasoch. V tomto prípade kryštály rýchlo prechádzajú fázou premeny na plynné skupenstvo a nadobúdajú objem niekoľko desiatok krát väčší ako pôvodný. Správy japonských geológov preto veľmi opatrne hovoria o perspektíve vývoja hydrátov metánu – napokon katastrofa vrtnej plošiny Deepwater Horizon bola podľa viacerých vedcov vrátane profesora UC Berkeley Roberta Beeho výsledkom explózie obrovská metánová bublina, ktorá vznikla zo spodných nánosov hydrátu narušených vrtákmi.

Ťažba ropy a plynu

O plynových hydrátoch sa uvažuje nielen zo strany energetických zdrojov, ale častejšie sa s nimi stretávame pri ťažbe ropy. Opäť sa obrátime na smrť plošiny Deepwater Horizon v Mexickom zálive. Potom na kontrolu unikajúcej ropy postavili špeciálny box, ktorý plánovali umiestniť nad núdzové ústie vrtu. Ukázalo sa však, že olej je veľmi sýtený oxidom uhličitým a metán začal na stenách škatule vytvárať celé ľadové usadeniny hydrátov plynu. Sú asi o 10% ľahšie ako voda, a keď sa množstvo hydrátov plynu dostatočne zväčšilo, jednoducho začali škatuľku zdvíhať, čo odborníci vo všeobecnosti vopred predpovedali.

Rovnaký problém sa vyskytol pri výrobe tradičného plynu. Okrem „prírodných“ hydrátov plynu je veľkým problémom v plynovodoch umiestnených v miernom a chladnom podnebí tvorba hydrátov plynu, pretože hydráty plynu môžu upchať plynovod a znížiť jeho priepustnosť. Aby sa to nestalo, nie veľké množstvo inhibítor alebo jednoducho použite zahrievanie.

Tieto problémy sa riešia rovnakým spôsobom ako pri výrobe: znížením tlaku, zahrievaním, zavedením inhibítora.

Záver

Tento článok skúmal prekážky komerčnej výroby hydrátov plynu. Vyskytujú sa už v štádiu rozvoja plynových polí, priamo pri samotnej výrobe. Navyše, plynové hydráty sú v súčasnosti problémom pri ťažbe ropy a plynu. V súčasnosti si pôsobivé zásoby hydrátov plynu a ekonomická ziskovosť vyžadujú hromadenie informácií a objasnenie. Odborníci stále hľadajú optimálne riešenia pre rozvoj polí hydrátov plynu. Ale s rozvojom technológií by sa náklady na vývoj ložísk mali znižovať.

Bibliografia:

1. Vasiliev A., Dimitrov L. Hodnotenie priestorovej distribúcie a zásob hydrátov plynov v Čiernom mori // Geológia a geofyzika. 2002. Číslo 7. v. 43.
2. Dyadin Yu A., Gushchin A.L. Plyn hydratuje. // Sorosov vzdelávací časopis, č. 3, 1998, s. 55–64
3. Makogon Yu.F. Hydráty zemného plynu: distribúcia, modely tvorby, zdroje. – 70 s.
4. Trofimuk A. A., Makogon Yu F., Tolkachev M. V., Chersky N. V. Vlastnosti detekcie prieskumu a vývoja ložísk hydrátov plynu - 2013 [Elektronický zdroj] http://vimpelneft.com/fotogalereya/ 6-komanda-vymlnefti/detail /32-komanda-vympelnefti
5. Chémia a život, 2006, č. 6, s.
6. Deň, keď Zem skoro zomrela – 5. 12. 2002 [elektronický zdroj] http://www.bbc.co.uk/science/horizon/2002/dayearthdied.shtml

Recenzie:

1.12.2015, 12:12 Mordašev Vladimir Michajlovič
Preskúmanie: Článok je venovaný širokému spektru problémov súvisiacich s naliehavou úlohou vývoja hydrátov plynu – perspektívneho zdroja energie. Riešenie týchto problémov si okrem iného vyžiada analýzu a syntézu heterogénnych údajov z vedeckého a technologického výskumu, ktorý má často neusporiadaný a chaotický charakter. Recenzent preto odporúča, aby autori vo svojej budúcej práci venovali pozornosť článku „Empiricism for Chaos“, webstránka, č. 24, 2015, s. 124-128. Článok „Problémy vývoja hydrátov plynu“ je nepochybne zaujímavý pre širokú škálu odborníkov a mal by byť uverejnený.

18.12.2015 2:02 Odpoveď na recenziu autora Polina Robertovna Kurikova:
Článok som si prečítal a tieto odporúčania využijem pri ďalšom rozvíjaní témy a riešení preberaných problémov. Ďakujem.

Alexey Shchebetov, Ruská štátna univerzita ropy a zemného plynu pomenovaná po. I.M. Gubkin Alexey Shchebetov, Ruská štátna univerzita ropy a zemného plynu pomenovaná po. Polia hydrátov plynu I.M. Gubkina majú najväčší potenciál v porovnaní s inými nekonvenčnými zdrojmi plynu. Dnes nie sú náklady na plyn vyrobený z hydrátov porovnateľné s rovnakým ukazovateľom pre výrobu plynu z tradičných plynových polí.

Alexey Shchebetov, Ruská štátna univerzita ropy a zemného plynu pomenovaná po. I.M.Gubkina

Alexey Shchebetov, Ruská štátna univerzita ropy a zemného plynu pomenovaná po. I.M.Gubkina

Polia hydrátov plynu majú najväčší potenciál v porovnaní s inými nekonvenčnými zdrojmi plynu. Dnes nie sú náklady na plyn vyrobený z hydrátov porovnateľné s rovnakým ukazovateľom pre výrobu plynu z tradičných plynových polí. Je však celkom rozumné veriť, že v blízkej budúcnosti bude pokrok v technológiách výroby plynu schopný zabezpečiť ekonomickú realizovateľnosť rozvoja ložísk hydrátov plynu. Na základe analýzy geologických pomerov výskytu typických ložísk hydrátov plynu a výsledkov numerického modelovania autor zhodnotil perspektívy výroby plynu z hydrátov.

Hydráty plynu sú pevné zlúčeniny molekúl plynu a vody, ktoré existujú pri určitých tlakoch a teplotách. Jeden meter kubický prírodného hydrátu obsahuje až 180 m3 plynu a 0,78 m3 vody. Ak sa predtým hydráty skúmali z pohľadu technologických komplikácií pri výrobe a preprave zemného plynu, tak od objavenia ložísk hydrátov zemného plynu sa začali považovať za najperspektívnejší zdroj energie. V súčasnosti je známych viac ako dvesto ložísk hydrátov plynu, väčšina z nich ktorý sa nachádza na morskom dne. Podľa nedávnych odhadov sa v ložiskách hydrátov zemného plynu koncentruje 10-1000 biliónov m3 metánu, čo je porovnateľné s tradičnými zásobami plynu. Preto je túžba mnohých krajín (najmä krajín dovážajúcich plyn: USA, Japonsko, Čína, Taiwan) rozvíjať tento zdroj celkom pochopiteľná. Ale napriek nedávnym úspechom v prieskumných vrtoch a experimentálnych štúdiách hydrátov v poréznych médiách zostáva otázka ekonomicky životaschopnej metódy extrakcie plynu z hydrátov otvorená a vyžaduje si ďalšie štúdium.

Polia hydrátov plynu

Úplne prvá zmienka o veľkých akumuláciách hydrátov plynu je spojená s poľom Messoyakha, objaveným v roku 1972 na západnej Sibíri. Na analýze vývoja v tejto oblasti sa podieľalo viac ako sto výskumníkov. vedecké články. Podľa práce sa predpokladá existencia prírodných hydrátov v hornej časti produkčného úseku poľa Messoyakha. Treba však poznamenať, že priame štúdie hydrátového potenciálu ložiska (vzorkovanie jadra) sa neuskutočnili a znaky, podľa ktorých sú hydráty identifikované, majú nepriamu povahu a umožňujú rôzne interpretácie.

Preto dodnes neexistuje konsenzus o hydrátovom potenciáli poľa Messoyakha.

V tomto smere je najilustratívnejším príkladom príklad ďalšej predpokladanej hydrátonosnej oblasti – severného svahu Aljašky (USA). Na dlhú dobu predpokladalo sa, že oblasť má značné zásoby plynu v hydratovanom stave. Tvrdilo sa teda, že v oblasti ropných polí Prudhoe Bay a Kiparuk River existuje šesť útvarov nasýtených hydrátmi so zásobami 1,0 až 1,2 bilióna m3. Predpoklad hydrátového potenciálu bol založený na výsledkoch testovacích vrtov v pravdepodobnom intervale výskytu hydrátov (tieto intervaly sa vyznačovali extrémne nízkymi prietokmi plynu) a interpretácii geofyzikálnych materiálov.

S cieľom študovať podmienky výskytu hydrátov na Aljaške a posúdiť ich zdroje zorganizovala spoločnosť Anadarko koncom roka 2002 spolu s Ministerstvom energetiky USA vŕtanie prieskumného vrtu Hot Ice No.1 (HOT ICE #1). Začiatkom roku 2004 bol vrt dokončený v projektovej hĺbke 792 m, no napriek množstvu nepriamych znakov prítomnosti hydrátov (geofyzikálne prieskumy a seizmické údaje), ako aj priaznivým termobarickým podmienkam, sa žiadne hydráty nenašli. v obnovených jadrách. To opäť potvrdzuje tézu, že jediným spoľahlivým spôsobom detekcie nánosov hydrátov je prieskumné vrty s jadrovým odberom vzoriek.

Momentálne je potvrdený obsah hydrátov len dvoch ložísk prírodných hydrátov, o ktoré je z hľadiska priemyselného rozvoja najväčší záujem: Mallick - v delte rieky Mackenzie na severozápade Kanady a Nankai - na šelfe Japonsko.

Pole Mallik

Existenciu prírodných hydrátov potvrdil výskumný vrt v roku 1998 a tri vrty v roku 2002. Na tomto poli sa úspešne uskutočnili terénne pokusy o produkcii plynu z intervalov nasýtených hydrátmi. Existujú všetky dôvody domnievať sa, že áno charakteristický typ kontinentálne ložiská hydrátov, ktoré budú objavené v budúcnosti.

Na základe geofyzikálneho výskumu a štúdia materiálu jadra boli identifikované tri útvary obsahujúce hydráty (A, B, C) s celkovou hrúbkou 130 m v rozmedzí 890-1108 m. Zóna permafrostu má hrúbku okolo 610 m m, a zóna stability hydrátu (HSZ) (t.j. interval, kde termobarické podmienky zodpovedajú podmienkam stability hydrátu) sa rozprestiera od 225 do 1100 m. Zóna stability hydrátu je určená priesečníkmi rovnovážnej krivky tvorby plynu hydrát a krivka zmeny teploty rezu (pozri obr. 1). Horný priesečník je horná hranica SSG a dolný bod je teda dolná hranica SSG. Rovnovážna teplota zodpovedajúca dolnej hranici zóny stability hydrátu je 12,2 °C.

Vrstva A sa nachádza v rozpätí od 892 do 930 m, kde je oddelene rozlíšená hydrátovo nasýtená pieskovcová vrstva (907-930 m). Podľa geofyziky sa nasýtenie hydrátmi pohybuje od 50 do 85 %, zvyšok priestoru pórov zaberá voda. Pórovitosť je 32-38%. Vrchnú časť súvrstvia A tvoria piesčité naplaveniny a tenké pieskovcové medzivrstvy s nasýtením hydrátom 40 – 75 %. Vizuálna kontrola jadier zdvihnutých na povrch odhalila, že hydrát zaberá hlavne intergranulárny priestor pórov. Tento interval je najchladnejší: rozdiel medzi rovnovážnou teplotou tvorby hydrátu a teplotou zásobníka presahuje 4°C.

Hydrátová formácia B (942-992 m) pozostáva z niekoľkých piesčitých vrstiev hrubých 5-10 m, oddelených tenkými vrstvami (0,5-1 m) bezhydrátových ílov. Sýtosť hydratáciou sa pohybuje v širokom rozmedzí od 40 do 80 %. Pórovitosť sa pohybuje od 30 do 40 %. Široký rozsah zmien pórovitosti a nasýtenia hydrátom sa vysvetľuje vrstvenou štruktúrou útvaru. Vrstva hydrátu B je podložená 10 m hrubou zvodnenou vrstvou.

Vrstva C (1070-1107 m) pozostáva z dvoch vrstiev s nasýtením hydrátom v rozmedzí 80-90% a nachádza sa v podmienkach blízkych rovnováhe. Báza formácie C sa zhoduje so spodnou hranicou zóny stability hydrátu. Pórovitosť intervalu je 30-40%.

Pod pásmom hydratačnej stability sa nachádza prechodové pásmo plyn-voda s hrúbkou 1,4 m Za prechodovým pásmom sa nachádza zvodeň s hrúbkou 15 m.

Na základe výsledkov laboratórnych štúdií sa zistilo, že hydrát pozostáva z metánu (98 % alebo viac). Štúdium materiálu jadra ukázalo, že porézne médium v ​​neprítomnosti hydrátov má vysokú priepustnosť (od 100 do 1000 mD), a keď sa nasýti hydrátmi o 80%, priepustnosť horniny klesne na 0,01-0,1 mD.

Hustota zásob plynu v hydrátoch v blízkosti vŕtaných prieskumných vrtov bola 4,15 miliardy m3 na 1 km2 a zásoby v teréne ako celku boli 110 miliárd m3.

Pole Nankai

Aktívne prieskumné práce na japonskom šelfe prebiehajú už niekoľko rokov. Prvých šesť vrtov navŕtaných v rokoch 1999-2000 preukázalo prítomnosť troch hydrátových vrstiev s celkovou hrúbkou 16 m v intervale 1135-1213 m od hladiny mora (290 m pod morským dnom). Horniny sú zastúpené najmä pieskovcami s pórovitosťou 36 % a nasýtenosťou hydrátmi okolo 80 %.

V roku 2004 už bolo vyvŕtaných 32 vrtov v morských hĺbkach od 720 do 2033 m. Samostatne je potrebné poznamenať úspešné dokončenie vertikálnych a horizontálnych (s dĺžkou horizontálneho vrtu 100 m) vrtov v hĺbke mora 991 m v slabo stabilných hydrátových formáciách. Ďalšou etapou rozvoja poľa Nankai bude experimentálna ťažba plynu z týchto vrtov v roku 2007. Priemyselný rozvoj poľa Nankai sa má začať v roku 2017.

Celkový objem hydrátov zodpovedá 756 miliónom m3 plynu na 1 km2 plochy v oblasti vŕtaných prieskumných vrtov. Vo všeobecnosti sa pozdĺž šelfu Japonského mora zásoby plynu v hydrátoch môžu pohybovať od 4 biliónov do 20 biliónov m3.

Hydratujte ložiská v Rusku

Hlavné smery vyhľadávania hydrátov plynu v Rusku sú teraz sústredené v Okhotskom mori a jazere Bajkal. Najväčšie vyhliadky na objavenie hydrátových ložísk s komerčnými rezervami sú však spojené s oblasťou East Messoyakha v západnej Sibíri. Na základe analýzy geologických a geofyzikálnych informácií sa predpokladalo, že člen Gazsala sa nachádza v podmienkach priaznivých pre tvorbu hydrátov. Najmä spodná hranica zóny stability hydrátu plynu je v hĺbke približne 715 m, t.j. vrchná časťČlen Gazsala (a v niektorých oblastiach celý člen) sa nachádza v termobarických podmienkach priaznivých pre existenciu hydrátov plynu. Testovanie vrtov neprinieslo žiadne výsledky, hoci podľa ťažby je tento interval charakterizovaný ako produktívny, čo možno vysvetliť znížením priepustnosti hornín v dôsledku prítomnosti hydrátov plynov. Prípadnú existenciu hydrátov podporuje aj fakt, že člen Gazsala je produktívny na iných blízkych poliach. Preto, ako je uvedené vyššie, je potrebné vyvŕtať prieskumný vrt s odberom vzoriek jadra. Kedy pozitívne výsledky bude objavený zásobník hydrátov plynu so zásobami ~500 miliárd m3.

Analýza možných technológií rozvoja ložísk hydrátov plynu

Výber technológie rozvoja ložísk hydrátov plynu závisí od konkrétnych geologických a fyzikálnych podmienok výskytu. V súčasnosti sa zvažujú len tri hlavné spôsoby vyvolania prítoku plynu zo zásobníka hydrátov: zníženie tlaku pod rovnovážny tlak, ohrev hornín s obsahom hydrátu nad rovnovážnu teplotu a ich kombinácia (pozri obr. 2). Je nepravdepodobné, že by známy spôsob rozkladu hydrátov s použitím inhibítorov bol prijateľný kvôli vysokej cene inhibítorov. Ďalšie navrhované spôsoby ovplyvňovania, najmä elektromagnetické, akustické a vstrekovanie oxidu uhličitého do zásobníka, boli doteraz experimentálne nedostatočne preskúmané.

Uvažujme o perspektívach výroby plynu z hydrátov na príklade problému prítoku plynu do vertikálnej studne, ktorá úplne odkryla hydrátmi nasýtenú formáciu. Potom bude mať systém rovníc popisujúcich rozklad hydrátu v poréznom médiu tvar:

a) zákon zachovania hmotnosti pre plyn a vodu:

kde P je tlak, T je teplota, S je nasýtenie vodou, v je nasýtenie hydrátom, z je koeficient superstlačiteľnosti; r - radiálna súradnica; t - čas; m - pórovitosť, g, w, h - hustoty plynu, vody a hydrátu; k(v) - priepustnosť porézneho média v prítomnosti hydrátov; fg(S), fw(S) - funkcie relatívnej fázovej permeability pre plyn a vodu; g, w - viskozita plynu a vody; - hmotnostný obsah plynu v hydráte;

b) rovnica zachovania energie:

kde Ce je tepelná kapacita horniny a hostiteľských tekutín; cg, cw - tepelná kapacita plynu a vody; H je teplo fázového prechodu hydrátu; - diferenciálny adiabatický koeficient; - koeficient škrtenia (Joule-Thomsonov koeficient); e je koeficient tepelnej vodivosti horniny a hostiteľských tekutín.

V každom bode formácie musí byť splnená podmienka termodynamickej rovnováhy:

Т = A ln P + B, (3)

kde A a B sú empirické koeficienty.

Závislosť priepustnosti hornín od nasýtenia hydrátom je zvyčajne reprezentovaná ako mocninný zákon:

k (v) = k0 (1 - v)N, (4)

kde k0 je absolútna permeabilita porézneho média v neprítomnosti hydrátov; N je konštanta charakterizujúca stupeň zhoršenia permeability so zvyšujúcou sa nasýtenosťou hydrátom.

V počiatočnom okamihu má homogénny útvar s jednotkovou hrúbkou tlak P0, teplotu T0 a nasýtenie hydrátmi v0. Metóda znižovania tlaku bola modelovaná nastavením konštantného prietoku v studni a tepelná metóda bola modelovaná pomocou zdroja tepla s konštantným výkonom. V súlade s tým bol pri kombinovanej metóde špecifikovaný konštantný prietok plynu a výkon zdroja tepla potrebný na trvalo udržateľný rozklad hydrátov.

Pri modelovaní výroby plynu z hydrátov s použitím uvažovaných metód sa brali do úvahy nasledujúce obmedzenia. Pri počiatočnej teplote zásobníka 10 °C a tlaku 5,74 MPa je Joule-Thomsonov koeficient 3-4 stupne na 1 MPa depresie. Takže pri poklese 3-4 MPa môže teplota dna dosiahnuť teplotu mrazu vody. Ako je známe, zamrznutie vody v hornine nielenže znižuje priepustnosť zóny dna, ale vedie aj ku katastrofálnejším následkom - kolaps pažnicových stĺpov, zničenie nádrže atď. Preto sa pri metóde znižovania tlaku predpokladalo, že do 100 dní prevádzky vrtu by teplota vrtu nemala klesnúť pod 0°C. Pre tepelnú metódu je obmedzením zvýšenie teploty na stene studne a samotnom ohrievači. Preto sa vo výpočtoch predpokladalo, že počas 100 dní prevádzky vrtu by teplota vrtu nemala prekročiť 110°C. Pri modelovaní kombinovanej metódy sa brali do úvahy obe obmedzenia.

Účinnosť metód bola porovnávaná maximálnou rýchlosťou prietoku vertikálneho vrtu, ktorý úplne prenikol do zásobníka hydrátu plynu jednotkovej hrúbky, berúc do úvahy vyššie uvedené obmedzenia. Pri tepelných a kombinovaných metódach sa náklady na energiu zohľadnili tak, že sa od prietoku odpočítalo množstvo plynu potrebného na získanie požadované teplo(za predpokladu, že teplo vzniká spaľovaním časti vyrobeného metánu):

Q* = Q - E/q, (5)

kde Q je prietok plynu pri dne, m3/deň; E - tepelná energia dodávaná do tváre, J/deň; q je spalné teplo metánu (33.28.106), J/m3.

Výpočty sa uskutočnili s nasledujúcimi parametrami: PO = 5,74 MPa; TO = 283 K; S = 0,20; m = 0,35; v = 910 kg/m3, w = 1000 kg/m3; k0 = 0,1 um2; N = 1 (koeficient vo vzorci (4)); g = 0,014 mPa.s; w = 1 mPa.s; = 0,134; A = 7,28 K; B = 169,7 K; Ce = 1,48,106 J/(m3.K); cg = 2600 J/(kg.K), cw = 4200 J/(kg.K); H = 0,5 MJ/kg; e = 1,71 W/(m.K). Výsledky výpočtu sú zhrnuté v tabuľke. 1.

Analýza výsledkov týchto výpočtov ukazuje, že metóda znižovania tlaku je vhodná pre hydrátové formácie, kde je nasýtenie hydrátom nízke a plyn alebo voda nestratili svoju pohyblivosť. Prirodzene, so zvýšením nasýtenia hydrátmi (a teda znížením permeability podľa rovnice (4)) účinnosť tejto metódy prudko klesá. Keď je teda nasýtenie pórov hydrátmi viac ako 80 %, je takmer nemožné dosiahnuť prítok z hydrátov znížením tlaku v spodnej dierke.

Ďalšia nevýhoda spôsobu znižovania tlaku je spojená s technogénnou tvorbou hydrátov v zóne dna v dôsledku Joule-Thomsonovho efektu. Na obr. Obrázok 3 zobrazuje distribúciu nasýtenia vodou a hydrátom získanú ako výsledok riešenia problému prítoku plynu do vertikálnej studne, ktorá otvorila tvorbu hydrátu plynu. Tento obrázok jasne ukazuje zónu menšieho rozkladu hydrátu (I), zónu tvorby sekundárneho hydrátu (II) a zónu iba plynovej filtrácie (III), pretože v tejto zóne všetka voľná voda prešla na hydrát.

Vývoj hydrátových usadenín znížením tlaku je teda možný len vstrekovaním inhibítorov do zóny dna, čo výrazne zvýši cenu vyrobeného plynu.

Tepelná metóda na vývoj polí hydrátov plynu je vhodná pre útvary s vysokým obsahom hydrátov v póroch. Ako však ukazujú výsledky výpočtu, tepelný efekt cez dno vrtu je neúčinný. Je to spôsobené tým, že proces rozkladu hydrátov je sprevádzaný absorpciou tepla s vysokou špecifickou entalpiou 0,5 MJ/kg (napríklad: skupenské teplo topenia ľadu je 0,34 MJ/kg). Keď sa čelo rozkladu vzďaľuje od dna vrtu, stále viac energie sa vynakladá na zahrievanie hostiteľských hornín a strechy formácie, takže zóna tepelného vplyvu na hydráty cez dno vrtu sa vypočíta v prvom metrov. Na obr. Obrázok 4 ukazuje dynamiku rozmrazovania útvaru úplne nasýteného hydrátmi. Z tohto obrázku je vidieť, že do 100 dní nepretržitého zahrievania dôjde k rozkladu hydrátov v okruhu len 3,5 metra od steny studne.

Najsľubnejšou metódou je kombinovaná metóda, ktorá spočíva v súčasnom znížení tlaku a dodávke tepla do vrtu. Okrem toho dochádza k hlavnému rozkladu hydrátu v dôsledku poklesu tlaku a teplo dodávané dnu umožňuje zmenšiť zónu tvorby sekundárneho hydrátu, čo má pozitívny vplyv na rýchlosť výroby. Nevýhodou kombinovanej metódy (ako aj tepelnej metódy) je veľké množstvo vyrobenej vody (pozri tabuľku 1).

Záver

Pri súčasnej úrovni technológie ropy a zemného plynu je teda ťažké očakávať, že cena plynu vyrobeného z hydrátov bude porovnateľná s cenou tradičných plynových polí. Toto je splatné veľké problémy a problémy, ktorým čelia vývojári a výskumníci. Hydráty plynu sa však už dajú porovnať s iným netradičným zdrojom plynu – metánom z uhoľnej vrstvy. Pred dvadsiatimi rokmi sa verilo, že ťažba metánu z uhoľných panví je technicky náročná a nerentabilná. Teraz sa len v USA ročne vyrobí asi 45 miliárd m3 z viac ako 10 000 vrtov, čo sa dosiahlo rozvojom vedy o rope a plyne a vytvorením najnovšie technológie produkciu plynu. Analogicky s metánom z uhoľného lôžka môžeme dospieť k záveru (pozri tabuľku 2), že výroba plynu z hydrátov sa môže ukázať ako celkom zisková a začne sa v blízkej budúcnosti.

Literatúra

1. Lerche Ian. Odhady celosvetových zdrojov hydrátov plynu. Papier OTC 13036, prezentovaný na konferencii Offshore Technology Conference v roku 2001 v Houstone, Texas, 30. apríla – 3. mája 2001.

2. Makogon, Y.F., Holditch, S.A., Makogon T.Y. Ruské pole ilustruje produkciu hydrátov plynu. Oil&Gas Journal, 7. februára 2005, roč. 103,5, str. 43-47.

3. Ginsburg G.D., Novožilov A.A. O hydrátoch v hlbinách poľa Messoyakha.// “Gas Industry”, 1997, č. 2.

4. Collett, T.S. Hydráty zemného plynu z oblasti Prudhoe Bay a Kuparuk River, North Slope, Aljaška: AAPG Bull., Vol. 77, č. 5, 1993, str. 793-812.

5. Ali G. Kadaster, Keith K. Millheim, Tommy W. Thompson. Plánovanie a vŕtanie horúceho ľadu č. 1 – vrt na prieskum hydrátov plynu v aljašskej Arktíde. Dokument SPE/IADC 92764 prezentovaný na konferencii SPE/IADC Drilling Conference, ktorá sa konala v Amsterdame, Holandsko, 23. – 25. februára 2005.

6. Dallimore, S., Collett, T., Uchida, T. Vedecké výsledky z JAPEX/JNOC/GSC Mallik 2L-38 Gas Hydrate research Well, Mackenzie Delta, Northwest Territories, Kanada. Geological Survey of Canada, Bulletin 544, 1999, s. 403.

7. Takahashi, H., Yonezawa, T., Takedomi, Y. Prieskum prírodného hydrátu v Nankai-Trough Wells offshore Japan. Príspevok prezentovaný na Offshore Technology Conference v roku 2001 v Houstone, Texas, 30. apríla – 3. mája 2001. OTC 13040.

8. Takahashi, H., Tsuji, Y. Japonsko skúma hydráty v koryte Nankai. Oil&Gas Journal, 5. september 2005, roč. 103,33, s. 48-53.

9. Takahashi, H., Tsuji, Y. Japonsko vŕta, ťaží vrty hydrátu plynu v koryte Nankai. Oil&Gas Journal, 12. september 2005, roč. 103,34, s. 37-42,

10. Soloviev V.A. Obsah hydrátov plynu v podloží Svetového oceánu // „Gas Industry“, 2001, č.12.

11. Agalakov S.E. Hydráty plynu v turonských ložiskách na severe západnej Sibíri // „Geológia ropy a zemného plynu“, 1997, č.

Len pred niekoľkými rokmi bola teória „vyčerpávania uhľovodíkov“ populárna medzi ekonómami, teda ľuďmi ďaleko od technológií. V mnohých publikáciách, ktoré tvoria farbu globálnej finančnej elity, sa hovorilo: aký bude svet, ak sa planéte čoskoro minie napríklad ropa? A aké budú ceny, keď sa proces „vyčerpania“ dostane takpovediac do aktívnej fázy?

„Bridlicová revolúcia“, ktorá sa teraz odohráva doslova pred našimi očami, však túto tému stiahla aspoň do úzadia. Každému bolo jasné, čo predtým povedalo len niekoľko odborníkov: uhľovodíkov je na planéte stále dosť. Hovoriť o ich fyzickom vyčerpaní je zjavne príliš skoro.

Skutočným problémom je vývoj nových výrobných technológií, ktoré umožňujú ťažiť uhľovodíky zo zdrojov, ktoré sa predtým považovali za nedostupné, ako aj náklady na zdroje získané s ich pomocou. Môžete dostať takmer čokoľvek, len to bude drahšie.

To všetko núti ľudstvo hľadať nové „nekonvenčné zdroje tradičného paliva“. Jedným z nich je vyššie spomínaný bridlicový plyn. Spoločnosť GAZTechnology už viackrát písala o rôznych aspektoch súvisiacich s jej výrobou.

Existujú však aj iné takéto zdroje. Medzi nimi sú „hrdinovia“ nášho dnešného materiálu – hydráty plynov.

Čo to je? V najvšeobecnejšom zmysle sú plynové hydráty kryštalické zlúčeniny vytvorené z plynu a vody pri určitej teplote (celkom nízkej) a tlaku (dosť vysoko).

Poznámka: Na ich tvorbe sa môžu podieľať rôzne chemikálie. Nemusíme nutne hovoriť konkrétne o uhľovodíkoch. Prvé hydráty plynu, ktoré kedy vedci pozorovali, pozostávali z chlóru a oxidu siričitého. Stalo sa tak, mimochodom, koncom 18. storočia.

Keďže nás to však zaujíma praktické aspekty súvisiace s výrobou zemného plynu, budeme tu hovoriť predovšetkým o uhľovodíkoch. Navyše v reálnych podmienkach medzi všetkými hydrátmi prevládajú hydráty metánu.

Podľa teoretických odhadov sú zásoby takýchto kryštálov doslova úžasné. Podľa najkonzervatívnejších odhadov hovoríme o 180 biliónoch Metre kubické. Optimistickejšie odhady uvádzajú číslo, ktoré je 40-tisíckrát vyššie. Vzhľadom na takéto ukazovatele budete súhlasiť, že je nejako nepohodlné hovoriť o vyčerpateľnosti uhľovodíkov na Zemi.

Treba povedať, že hypotézu o prítomnosti obrovských ložísk plynných hydrátov v sibírskom permafroste predložili sovietski vedci už v strašných 40-tych rokoch minulého storočia. Po niekoľkých desaťročiach našla svoje potvrdenie. A koncom 60. rokov sa dokonca začal vývoj jedného z ložísk.

Následne vedci vypočítali: zóna, v ktorej sú hydráty metánu schopné zostať v stabilnom stave, pokrýva 90 percent celého morského a oceánskeho dna Zeme a plus 20 percent pevniny. Ukazuje sa, že hovoríme o potenciálne rozšírenom nerastnom zdroji.

Myšlienka ťažby „pevného plynu“ skutočne vyzerá atraktívne. Okrem toho jednotkový objem hydrátu obsahuje asi 170 objemov samotného plynu. To znamená, že by sa zdalo, že na získanie veľkého výťažku uhľovodíkov stačí získať len niekoľko kryštálov. Z fyzikálneho hľadiska sú v pevnom stave a predstavujú niečo ako sypký sneh alebo ľad.

Problémom však je, že hydráty plynov sa zvyčajne nachádzajú na veľmi ťažko dostupných miestach. „Vermafrostové ložiská obsahujú len malú časť zdrojov plynu, ktoré sú spojené s hydrátmi zemného plynu. Hlavná časť zdrojov sa obmedzuje na zónu stability hydrátu plynu - hĺbkový interval (zvyčajne prvé stovky metrov), kde sa vyskytujú termodynamické podmienky pre tvorbu hydrátov. Na severe západnej Sibíri je to hĺbkový interval 250 - 800 m, v moriach - od povrchu dna do 300 - 400 m, v obzvlášť hlbokomorských oblastiach šelfu a kontinentálneho svahu až do 500 - 600 m pod dno. Práve v týchto intervaloch bola objavená väčšina hydrátov zemného plynu,“ uvádza Wikipedia. Hovoríme teda spravidla o práci v extrémnych hlbokomorských podmienkach pod vysokým tlakom.

Extrakcia hydrátov plynu môže predstavovať ďalšie ťažkosti. Takéto zlúčeniny sú napríklad schopné detonácie, aj keď menšie otrasy mozgu. Veľmi rýchlo prechádzajú do plynného stavu, ktorý v obmedzenom objeme môže spôsobiť náhle tlakové rázy. Zdrojom sa podľa špecializovaných zdrojov stali práve tieto vlastnosti hydrátov plynov vážne problémy na ťažobných plošinách v Kaspickom mori.

Okrem toho je metán jedným z plynov, ktoré môžu vytvárať skleníkový efekt. Ak priemyselná výroba spôsobí jeho masívne emisie do atmosféry, mohlo by to zhoršiť problém. globálne otepľovanie. Ale aj keď sa to v praxi nestane, blízka a nepriateľská pozornosť „zelených“ takýmto projektom je prakticky zaručená. A ich pozície v politickom spektre mnohých štátov sú dnes veľmi, veľmi silné.

To všetko mimoriadne sťažuje projektom vývoj technológií na extrakciu hydrátov metánu. Vlastne naozaj priemyselné metódy Na planéte zatiaľ nie je rozvoj takýchto zdrojov. Relevantný vývoj však prebieha. Existujú dokonca patenty vydané vynálezcom takýchto metód. Ich popis je niekedy taký futuristický, že pôsobí ako skopírovaný zo sci-fi knihy.

Napríklad „Spôsob extrakcie plynných hydrátových uhľovodíkov z dna vodných nádrží a zariadenie na jej implementáciu (RF patent č. 2431042)“, uvedené na webovej stránke http://www.freepatent.ru/: „The vynález sa týka oblasti ťažby nerastov nachádzajúcich sa na morskom dne. Technickým výsledkom je zvýšenie produkcie plynných hydrátov uhľovodíkov. Metóda spočíva v deštrukcii spodnej vrstvy ostrými hranami vedier namontovaných na vertikálnom dopravnom páse, ktorý sa pohybuje po dne bazéna pomocou húsenice, voči ktorej sa dopravný pás pohybuje vertikálne, s možnosťou zahrabania na dne. . V tomto prípade sa hydrát plynu zdvihne do oblasti izolovanej od vody povrchom prevráteného lievika, kde sa zohreje a uvoľnený plyn sa dopraví na povrch pomocou hadice pripevnenej k hornej časti lievika, pričom sa podrobí na prídavné vykurovanie. Navrhuje sa aj zariadenie na implementáciu metódy.“ Poznámka: toto všetko sa musí stať v morskej vode, v hĺbke niekoľkých stoviek metrov. Je ťažké si dokonca predstaviť, aká zložitá je táto inžinierska úloha a koľko metánu vyrobeného týmto spôsobom môže stáť.

Existujú však aj iné spôsoby. Tu je popis ďalšej metódy: „Je známy spôsob získavania plynov (metánu, jeho homológov atď.) z pevných hydrátov plynov v spodných sedimentoch morí a oceánov, v ktorých sú dva stĺpce rúr ponorené do studne. vŕtané na dno identifikovanej vrstvy hydrátu plynu - vstrekovanie a odčerpávanie. Prírodná voda s prirodzenou teplotou alebo ohriata voda vstupuje cez vstrekovacie potrubie a rozkladá hydráty plynu na systém „plyn-voda“, ktorý sa hromadí v sférickej pasci vytvorenej na dne tvorby hydrátu plynu. Cez ďalší stĺpec potrubia sa uvoľnené plyny odčerpávajú z tohto lapača... Nevýhodou známeho spôsobu je nutnosť vŕtania pod vodou, ktoré je technicky náročné, nákladné a niekedy vnáša do existujúceho podvodného prostredia nádrže nenapraviteľné poruchy.“ (http://www.findpatent.ru).

Môžu byť uvedené aj iné opisy tohto druhu. Ale z toho, čo už bolo uvedené, je jasné: priemyselná výroba metánu z plynných hydrátov je stále záležitosťou budúcnosti. Bude si to vyžadovať najkomplexnejšie technologické riešenia. A ekonomika takýchto projektov ešte nie je zrejmá.

Práca v tomto smere však prebieha, a to dosť aktívne. Zaujímajú sa najmä o krajiny nachádzajúce sa v najrýchlejšie rastúcom regióne sveta, čo znamená, že predstavuje stále nový dopyt po plynnom palive. Je to o, samozrejme, o juhovýchodnej Ázii. Jedným zo štátov pracujúcich týmto smerom je Čína. Podľa novín People's Daily teda morskí geológovia v roku 2014 vykonali rozsiahle štúdie jednej z lokalít nachádzajúcich sa v blízkosti jej pobrežia. Vŕtanie ukázalo, že obsahuje plynové hydráty vysokej čistoty. Celkovo sa vyrobilo 23 vrtov. To umožnilo zistiť, že oblasť distribúcie plynových hydrátov v oblasti je 55 kilometrov štvorcových. A jeho zásoby podľa čínskych expertov dosahujú 100-150 biliónov kubických metrov. Dané číslo je, úprimne povedané, také veľké, že vyvoláva otázku, či nie je príliš optimistické a či sa takéto zdroje naozaj dajú vyťažiť (čínske štatistiky vo všeobecnosti často vyvolávajú u odborníkov otázky). Napriek tomu je zrejmé: čínski vedci v tomto smere aktívne pracujú a hľadajú spôsoby, ako poskytnúť svojej rýchlo rastúcej ekonomike veľmi potrebné uhľovodíky.

Situácia v Japonsku je, samozrejme, veľmi odlišná od situácie v Číne. Dodávať palivo do Krajiny vychádzajúceho slnka aj v pokojnejších časoch však nebolo v žiadnom prípade triviálnou úlohou. Koniec koncov, Japonsko je zbavené tradičných zdrojov. A po tragédii v jadrovej elektrárni Fukušima v marci 2011, ktorá prinútila tamojšie úrady pod tlakom verejnej mienky obmedziť programy jadrovej energie, sa tento problém zhoršil takmer na maximum.

V roku 2012 preto začala jedna z japonských korporácií skúšobné vrty pod dnom oceánu vo vzdialenosti len niekoľko desiatok kilometrov od ostrovov. Hĺbka samotných vrtov je niekoľko sto metrov. Plus hĺbka oceánu, ktorá je na tom mieste asi kilometer.

Treba priznať, že o rok neskôr sa japonským špecialistom podarilo na tomto mieste získať prvý plyn. O úplnom úspechu sa však zatiaľ nedá hovoriť. Priemyselná výroba v tejto oblasti sa podľa samotných Japoncov môže začať najskôr v roku 2018. A hlavne je ťažké odhadnúť, aké budú konečné náklady na palivo.

Napriek tomu možno konštatovať: ľudstvo sa stále pomaly približuje k ložiskám hydrátov plynu. A je možné, že príde deň, keď z nich bude ťažiť metán v skutočne priemyselnom meradle.