О хорошем и плохом газе

Совместно с plaksiva9tr9pka сделали разбор популярного в рунете мэма, про плохой сланцевый газ.

Часть 1. Состав газа. Теория.

Поскольку природный газ различных месторождений и даже различных скважин всегда отличается по составу, а оборудование которое в конечном счете должно сжигать газ построено под определенные стандарты теплоты сгорания и чистоты, то очень важным фактором становится уравнивание разношерстного природного газа до одного стандарта.

Это проблема стара как само использование природного газа, я для примера дам таблицу из советского учебника для геологов от 1967 года. Как видно даже в то время вариация между месторождениями была очень существенная:

Месторождения отличаются по содержанию метана, гомологов метана и неуглеводородных примесей

По смыслу состав стоит разделить на четыре группы.

Первая группа - это метан (Ch4), который по сути и называется “сухим” газом и именно добыча “сухого” газа обычно отражается во всех стат. данных (dry production). Например в США “сухой” газ торгуется около $4.6 за мбте.

Вторая группа - газоконденсаты. Тут есть некоторые разночтения, но обычно это этан-пропан-бутан (c2h4-с3h8-c4h10) и торгуются они обычно около $20-30 за мбте.

Третья группа - конденсаты, обычно обозначаются как с5+, т.е. пентан и выше. По сути это уже нефть и торгуются они по ценам около нефти (т.е. ещё выше предыдущих двух групп), удельная теплота сгорания (т.е. по массе) всех трёх групп примерно одинакова, а вот объёмная у второй и третьей группы выше в разы. Стоит отметить, что различаются данные о том, что включать, а что нет во вторую и третью группы и как всё это называть. К счастью, на суть и на реальный состав названия не влияют, а для понимания вопроса удобнее вариант выше.

Четвёртая группа - неуглеводородные примеси (в основном азот и углекислый газ), наличие которых снижает удельную теплоту сгорания природного газа. Все четыре группы варьируются в газе, поэтому в газовой индустрии есть такое понятие как взаимозаменимость газа, отслеживаемое по нескольким параметрам. Важнейшим из них является число Воббе:

число Воббе = объёмная теплота сгорания [т.е. сколько джоулей даст один кубометр газа], поделённая на корень из относительной плотности газа

Физический смысл этого индекса заключается в том, что при одинаковом давлении газы с одинаковым числом Воббе дадут одинаковый приток энергии. Размерность - мегаджоуль/кубометр (т.к. знаменатель безразмерен).

В Англии для визуализации взаимозаменяемости газа принято использовать следующую диаграмму. По Y тут расположено число Воббе, а по Х доля суммы пропанового и азотного эквивалента:

Как видно, вариация параметров разрешенного газа достаточно большая (площадь с надписью “acceptable”). Энергетическая ёмкость от 46.5 до 51 МДж/куб.м., а сумма пропанового и азотного эквивалента от 0% до 45%. Оставить газ в нужных рамках при высокой доле азота получается за счёт газоконденсатов, которые имеют бОльшую теплоту сгорания. Газ не соответствующий этим параметрам, как понимаете, не выбрасывается, а обрабатывается и очищается до необходимого уровня. Но это именно разрешенные параметры. Очистка газа происходит географически на месторождениях и в магистральные газопроводы подаётся нужный газ.

Часть 2. Состав газа. Практика.

В реальности качество газа варьируется в более скромных рамках. На диаграмме ниже, зеленым пятном помечено типичное качество газа в Англии. По нему видно, что рамки широкие - может быть и 15% суммарно пропанового эквивалента и азота, из которых азота будет около 4%. Желтой линией помечен сжиженный газ, как видно содержание энергии гораздо выше допустимого в Англии, поэтому его как правило разбавляют азотом в пропорции 2%-5% сразу в терминале регазификации, чтобы он был в удобном технологическом диапазоне.

Высокая энергетическая ёмкость сжиженного газа происходит от необходимости транспортировки на большие расстояния. Чтобы минимизировать потери, СПГ должен практически не содержать азота и других примесей. Поэтому сжижение газа подразумевает удаление примесей до уровня ниже используемого для других целей. Соответственно, неминуемы дополнительные энергетические затраты.

Для примерного понимания величин можно посмотреть таблицу сравнения усредненного “типичного” природного газа и “типичного” СПГ:

Стоит отметить: в природном газе содержание неуглеводородных примесей около 5%, гомологов метана (этан и далее) - около 6%.

Но на самом деле и СПГ даже после этой усиленной очистки всё ещё очень неоднородное вещество, при желании по составу можно точно определить терминал сжижения:

Часть 3. Сланцевый газ и состав.

Перейдем к теме статьи - сланцевому газу в США. Логично, что разные сланцевые месторождения имеют разный состав, давайте рассмотрим этот вопрос. Перечислены сланцевые месторождения и их состав:

Колонки это метан, этан, пропан, н-бутан, изобутан, конденсаты (пентан и выше), углекислый газ, азот и нефть.

Как видно, все крупные сланцевые месторождения имеют минимальное количество неуглеводородных примесей (0-5%), углеводороды составляют долю 95-100%. Содержание гомологов метана составляет обычные 0-18%. Крупнейший на сегодняшний день “Марселлус” после отделения “вкусного” и дорогого этана практически не нуждается в дополнительной обработке. Всё это означает, что по составу сланцевый газ принциально не отличается от традиционного. Стоит напомнить из таблицы выше, что доля неуглеводородных примесей в традиционном газе составляет в среднем 5,1%.

Единственное плохое месторождение это Antrim, где доля неуглеводородных газов составляет 33%. Однако стоит узнать долю добычи Antrim от всего сланцевого газа. Посмотрим на доли различных месторождений в добыче:

Все желающие могут попытаться найти долю Antrim на графике добычи. Да, это вон та тонюсенькая, практически не различимая бледно-голубая линия в самом низу графика.

Антрим - это, наверно, часть ответа почему сланцевый газ получил свою репутацию. Ведь в начале этого тысячелетия на Антриме  добывали четверть всего сланцевого газа, но с тех пор его доля снизилась до 0.7%.

Есть и второй способ оценить вопрос неуглеводородных примесей в сланцевом газе. EIA публикует данные о содержании неуглеводородных примесей в добываемом природном газе США. Т.к. доля сланцевого газа в природном газе США растёт (на сегодня это 50%), то “ужасный” сланцевый газ был бы заметен ростом доли неуглеводородов в добываемом газе.

Начало сланцевой революции это примерно 2006-2008 года, тогда доля сланцевого газа в добыче природного составляла единицы процентов. На конец 2012-го доля сланцевого составила 35%. Как видно, за период сланцевой революции неуглеводороды не увеличили свою долю. Вообще. Вывод, опять же, очевиден - состав сланцевого газа не имеет особых отличий от традиционного газа как США, так и мира.

Часть 4. Насколько крупной проблемой является очистка газа?

Выше мы убедились, что количество неуглеводородных примесей не отличается у сланцевого и традиционного газа, да и в целом состав. Однако, было бы интересным разобрать вопрос, который ошибочно, но всё-таки приписывается сланцевому газу - затраты на очистку.

Верёмся к Antrim. Для нас месторождение сланцевого газа Антрим, географически находящееся на севере штата Мичиган, является хорошим объектом для исследования и мы можем проверить на сколько примерно снижается энергетическая рентабельность, если приходится очищать такой плохой газ.

Благодаря EIA у нас есть данные о добыче газа и самопотреблении газа добывающей индустрией в штате Мичиган. Поскольку в Мичигане практически нет других месторождений, то агрегация на уровне штата даёт достаточно точную картину для Антрим. Для сравнения возьмём также Пенсильванию где находится месторождение Марселлус - это даст нам возможность сравнить потребление энергии на очистку и переработку одного и худших и одного их лучших месторождений.

Потребление “в поле”, это все затраты которые происходят непосредственно рядом с буровыми. Потребление на переработку - это газ потраченный на перерабатывающих заводах, которые и выполняют функции очистки и разделения. Как видно, переработка газа достаточно мизерная величина в обоих случаях, но попробуем проанализировать глубже. Потребление в поле растет достаточно схоже с количеством добытого газа и, судя по всему, зависит от количества скважин с которых собирается газ и бурения.

Более интересны расходы на переработку газа: в Пенсильвании они составляют 0.11% от добычи, а в Мичигане 0.92% - доля в 9 раз выше. Можно предположить, что гораздо более плохое качество газа в Антрим существенно увеличивает затраты. Но в любом случае, даже для такого плохого месторождения как Антрим затраты на переработку мизерны по сравнению с другими затратами и составляют менее 1% добычи. Поэтому даже если другие месторождения в США или за его пределами будут качества Антрима, что крайне маловероятно ибо антрим в США такой уникальный, то это не сильно повлияет на энергетическую или экономическую рентабельность газа.

Надеюсь эта заметка сможет забить гвоздь в гроб мифа о хорошем традиционном и плохом сланцевом газе.

Источники:

http://www.hks.harvard.edu/var/ezp_site/storage/fckeditor/file/cohen_awp_14x.pdf

http://web2.geo.msu.edu/geogmich/oil_and_gasII.html

http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_prod_sum_dcu_NUS_a.htm

http://www.igu.org/gas-knowhow/publications/igu-publications/Gas%20Interchangeability%202011%20v6%20HighRes.pdf