Технадзор оборудования отопления

Продолжаем оценки технически извлекаемых, начатые в статье

https://aftershock.news/?q=node/661927

Труднее всего оценить запасы природного газа. В 1956 году Хабберт вынужден был ограничиться грубой оценкой по порядку величины:

Так как происхождение нефти и природного газа связана с одними и теми же геологическими процессами, вероятно наиболее надёжный метод оценки запасов природного газа – из отношения кумулятивных объёмов газа и нефти в текущей добыче и подтверждённых запасах. Из-за недостаточной статистики, пока [до 1956 года] никто не делал оценок для мировых запасов газа, но про США известно, что в 1955 году добыча природного газа составила 10.1 триллионов кубических футов [286 млрд м³], а чёрной нефти без конденсата – 2.42 млрд баррелей [385 млн м³, или около 320 млн тонн]. В среднем на каждый баррель добытой нефти пришлось 4200 фт³ газа [740 м³ газа на м³ нефти или 890 м³/т].

Подтверждённые запасы газа и нефти в США на 1 января 1956 года получены от Американской ассоциации производителей газа (1956) и Американского института Нефти (1956) – соответственно 224 триллиона кубических футов газа и 30.0 млрд баррелей нефти. Это позволяет оценить отношение газа к нефти в структуре запасов как 7500 фт³/баррель [1320 м³/м³ или 1590 м³/т].

[…] таким образом, остаточные запасы природного газа в США могут быть оценены между 540 и 860 триллионами кубических футов [15.3 и 24.3 трлн м³]. Большее значение, вероятно, более надёжно, так как запасы представляют гораздо более надёжную статистическую выборку. Последнее значение близко к оценке Погью и Хилла из банка «Чейз-Манхэттен»(1956) – 750 трлн фт³, и оценке Пратта(1956) – 850 трлн фт³. [19], стр 18.

Посмотрим, как оценки Хабберта ложатся на график фактической добычи в США и прогнозные значения Д.Хьюза и Ж.Лагеррера. Программа Chapter 14\Graph_10_Laherrer_US_Gas.py

Как видим, оценка Хабберта и Пратта из далёкого 1956 года довольно близка к современной оценке запасов «традиционного» газа – 30 трлн м³ против 32.3 трлн м³. Конечно, кроме «традиционного» есть ещё и газ из ТрИЗ, он же «сланцевый». Хабберту не могло пройти в голову, что в погоне за «жидкостями» американские буровики будут добывать природный газ первичным гидроразрывом себе в убыток!

Заметим также, что в отчёте «ВР» 2018 года значения годовой добычи идут на 4% ниже, чем исторические значения. Это не случайно. В 2018 Бонды, Джеймсы Бонды, пошурудили в сейфах газовых компаний, и история газодобычи США внезапно поменялась. В 2009 году аналогичный трюк был проделан с историческими данными добычи газа в РФ¹. Одновременно в отчёте «ВР» поменялся пересчётный коэффициент из газа в условные тонны нефти (toe). В 2017 году 1'000 кубометров газа соответствовала 0.90 toe, а в 2018 – всего 0.86. Ясное дело, лицензию на убийство правду имеют лишь самые продвинутые агенты; всё по рецепту Дж.Оруэлла: «Кто владеет настоящим, тот владеет прошлым. Кто владеет прошлым, тот владеет будущим… Война — это мир. Свобода — рабство. Незнание — сила».

Выдвигаю предположение, что креаклов и мерчандайзеров (они глубже статистики прошлого года редко смотрят) морально готовят к глобальному пику природного газа. Плавно. По одной стране за отчёт.

Если применить подход Хабберта и посмотреть на долю природного газа, конденсата и ШФЛУ в мировой накопленной добыче, получается отношение (105+15+7)/169 = 0.75 toe «газовых» на toe «нефтяных». Ну или если использовать новый, «самый более правильный» пересчётный коэффициент 0.86 вместо 0.90, то (100+15+7)/169 = 0.72 toe/toe – в пределах погрешности. Тогда, вслед за Лагеррером, глобальные запасы суммы природного газа, конденсата и ШФЛУ можно оценить как 230±40 млрд toe, из них 190±30 млрд toe (210 трлн м³) «сухого» природного газа, 28 млрд toe лицензионного конденсата и 12 млрд toe NGPL/ШФЛУ.

Плотность начальных технически извлекаемых запасов «сухого» природного газа в США варьирует от 5.4 млн м³ / 4'900 toe/км² по оценке Лагеррера 2014 года до 6.8 млн м³/ 6'000 toe/км² по оценке Хьюза 2016 года, что несколько превышает плотность запасов нефти (3'900±400 toe/км²).

В относительно богатой газом Великобритании накопленная добыча с 1970 по 2017 годы – 2'564±130 млрд м³, а остаточные запасы 1Р, по данным «ВР» 2017 и 2018 годов – менее 200 млрд м³. Пик добычи газа случился в 2000 году на уровне 113.5 млрд м³ в год и с тех пор добыча снижалась по 5.7% в среднем за год. Вряд ли общие запасы существенно изменятся, оттого плотность начальных извлекаемых запасов «сухого» газа на территории островов – 11.6 млн м³/ 10'400±1'200 toe/км². Как мы считали выше, для нефти тот же показатель был порядка 17'500 toe/км².

В отчётах «ВР» начальные извлекаемые запасы природного газа на Земле оценивались как показано в таблице:

Оценка «ВР» 2002 года близка к оценке Лагеррера (203 млрд toe против 190±30 млрд toe), а оценки 2017-2018 годов – выше на 35%. В отличие от нефти, коэффициент восполнения запасов природного газа в XXI веке оставался больше единицы: с 2002 года добыто 47.3±2.4 трлн м³ газа, а добавлено запасов 85.6 трлн м³, то есть в среднем за 15 лет коэффициент восполнения 1.81. Данные по регионам представлены в таблице ниже:

Единственный регион, где находили меньше газа, чем добывали – Европа, что при детальной геологической изученности неудивительно. Добыча газа в Европе прошла пик в 2004 году на уровне 318 млрд м³ в год; единственная ещё не прошедшая пик страна – Норвегия. В 2017 Норвегия добыла 123.2 млрд м³, или половину европейского природного газа. Даже с Норвегией добыча газа в Европе падает по 2% в год. Потребление газа в Европе тоже прошло пик – 568 млрд м³ в 2010 году, и снижается по 1% в год. Типа, колбасу и икру «всё меньше спрашивают». Только вот отчего-то хотят «Северный поток» и другие трубы. Кстати, весь экспорт России 2017 года, включая Японию и страны бывшего СССР – 210 млрд м³, а импорт Европы (исключая страны бывшего Союза) – 290 млрд м³. Европа диверсифицирует поставки газа не столько из-за эмбарго и желания насолить России, сколько от аппетитов, падающих вдвое медленнее, чем собственная добыча.

Собственные аппетиты России если не падают, то и не растут. Пик потребления природного газа был в 2011 году на уровне 435.6 млрд м³, а потребление находилось на «полочке» 420 млрд м³ с 2004 года (в 2017 – 424.8 млрд м³).

Восполнение запасов газа в Северной Америке достигнуто исключительно за счёт ТрИЗ («сланцевого газа»). Сейчас запасы «традиционного» газа обеспечивают не больше 40% добычи в США. Подробно прогнозы разбирались в главах 10 и 11.

https://github.com/myak555/LIMITS_TO_LIMITS/blob/master/PDF/Ch_10.pdf

https://github.com/myak555/LIMITS_TO_LIMITS/blob/master/PDF/Ch_11.pdf

Число 30.22 трлн м³ для Ближнего Востока вероятно завышено на 8-10 трлн м³. Там по традиции «забывают» отнимать от запасов годовую добычу. Особенно отличились неизменными константами запасов Иран, Саудовская Аравия, Кувейт и ОАЭ. Приятное исключение – Катар.

Кроме «классического» и «сланцевого» природного газа на Земле есть газ «нетрадиционный». Источников два: «рудничный газ» и метан-гидраты. Типичная схема добычи рудничного газа (он же "метан угольных пластов") показана ниже.

Как в кружке «Умелые руки», нам потребуется четыре предмета:

• Уголь приличного качества. Чем выше ранг угля, тем больше там газа. В лигните метан тоже есть, но его на единицу площади/объёма пласта мало, оттого добывать невыгодно. В отличие от месторождений «классического» и «сланцевого» газа, метан в угле сидит не в порах, а между атомами углерода в самом угле. Выделение такого газа – процесс физико-химический, называется десорбцией и управляется законом Ленгмюра (электронщики знают этот закон под именем закона Чайлда – Ленгмюра – Богуславского или уравнения Шоттки).

• Надёжная «покрышка», то есть пласты глинистых непроницаемых пород. Если покрышки нет, газ просто убежит в атмосферу.

• Чтобы газ изначально накопился в угле (натурально, через абсорбцию) и там миллионы лет ждал хитрого геолога, необходим «мощный аквифер», то есть горизонт, способный снабжать пласт угля водой.

• Наконец, уголь должен быть трещиноватый, чтобы десорбированный газ мог найти дорогу к нашей скважине. Гидроразрыв при отсутствии естественной микроскопической трещиноватости помогает мало, так как сам по себе уголь высоких рангов плохо проницаем.

Добыча рудничного газа сложнее, чем обычного и «сланцевого». После бурения, обсаживания и цементажа скважины надо вызвать вторичную трещиноватость, то есть соединить микроскопические трещины угля трещинами большими. В США широко использовали гидроразрыв пласта, но при этом часто повреждались вышележащие водоносные горизонты, и метан, вместе с вредной химией от гидроразрыва, в них убегал. В Австралии были придуманы щадящие механические методы – расширение ствола скважины в пределах пласта до диаметра 600-1'200 мм гидравлическим андерримером. Американская компания-изготовитель считала, что подобное невозможно, но австралийцы прикрутили аппарат к бурильной колонне «вверх ногами» и после открытия андерримера чуть ниже подошвы пласта стали вытягивать колонну из скважины. Появился новый буровой параметр – вместо «вес на долоте» – «тяга на долоте». Специалисты уже улыбаются!

Далее в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) с погружным насосом. Лучше всего работают вытеснительные насосы PDP (Positive Displacement Pump). Если кто представляет, как работает турбобур, так это турбобур и есть, только повёрнут на 180 градусов и с поверхности его вращает – передаёт торсионное усилие – специальная штанга (вот вам и применение торсионных полей в нефтяной промышленности, хе-хе). Вода по НКТ поднимается на поверхность и идёт в отстойник. Если при строительстве скважины не делали гидроразрывов, качество воды может быть даже пригодным для сельского хозяйства (если только вода в ваших угленосных пластах не солёная). По мере откачки воды десорбированный метан находит дорогу к скважине и поднимается к устью. Здесь его приходится дополнительно сжимать компрессором, чтобы загнать в трубопровод. Давление газа на устье – всего несколько атмосфер, а в местной газовой линии – 15 или 20.

Угля на Земле много, но далеко не везде четыре геологических условия существования рудничного газа сходятся вместе. Есть конспирологическая теория, что недавняя война в Донбассе была вызвана переоцененными запасами рудничного газа. Во всяком случае, украинские власти через «Нафтогаз Украины» и «Донецкуголь» пытались найти инвестора для геологоразведочных работ. То ли война помешала разработке, то ли геологи поняли, что условия Донбасса не соответствуют, но внезапно интерес к разработке угас, а новорожденные республики остались разгребать последствия конфликта.

Разведка рудничного газа в соседней Польше пока не дала практических результатов². И судя по результатам предварительных исследований, больших запасов там нет.

В 2018 году активно добывают рудничный газ в Австралии и КНР, где он известен под аббревиатурой CSG (Coal Seam Gas). В США, где тот же газ называют CBM (Coal Bed Methane), разработка началась довольно бодро в начале 2000-х, но пока не взлетела. Кроме метана и углекислого газа в CBM почти ничего нет, и отбивать на сепараторах лицензионный конденсат и называть последний «сланцевой нефтью» никак не выходит, а добывать метан в условиях, когда рынок и так завален сухим природным газом, из которого «сланцевые» коллеги вкусняшки отбили, крайне невыгодно.

Теперь перейдём к метан-гидратам (они же метан-хeлаты, они же «гидрометан», «метановый лёд», «огненный лёд» и «газогидраты»). В Интернете и прессе часто встречается, будто немереные запасы газогидратов рассыпаны по дну моря, надо только их как-то собрать. Даже в западной прессе проскакивает: «methane hydrate mining», то есть разработка гидратов шахтами (не дай бог, открытым способом). Плотность метан-гидрата при любом давлении ниже плотности дистиллированной воды: 0.92 г/см³ примерно. В более плотной морской воде эти кристаллы всплывают даже быстрее обычного водяного льда! Поэтому ни на морском дне, ни в слабо консолидированных осадках гидраты долго находиться не могут. Злой дед Архимед подбивает их к всплытию и самоуничтожению. Те кусочки, которые изредка находят глубоководные аппараты, месторождениями не являются: удивляет ли вас кусок перемешенного с грязью льда, застрявший на дне лужи? Долго он ждать нас не будет.

Большинство геологов придерживаются органической теории происхождения метан-гидратов, то есть источник газа тот же, что и в «классических» и «сланцевых» месторождениях. Глубоко под землёй в породе разлагается кероген. Если кероген нагреть несколько выше 60°Ц, начинает образовываться нефть и немного газа. За границей около 150°Ц образуется в основном газ, ну и надо помнить границу «газового окна» в 225°Ц, за которой даже метан образуется неохотно. Образовавшись, нефть и газ медленно просачиваются вверх. Если по пути встречается пористая и проницаемая порода (например, песчаник), покрытая плохо проницаемой («покрышкой»), то нефть и газ там и остаются – образуется залежь углеводородов. Метан-гидратное месторождение – это просто такой необычный тип залежи. Если термогенный метан достигает проницаемого водонасыщенного пласта с соответствующими условиями давления и температуры, то в порах образуются кристаллы метан-гидратов. При этом проницаемость на 5-6 порядков падает – и пласт начинает задерживать поступающие снизу молекулы метана. И так до тех пор, пока весь поровый объём не заполнится хелатными комплексами.

Есть ещё биогенная теория происхождения метан-гидратов, сторонники которой полагают, что метан – продукт жизнедеятельности бактерий, проживающих в морском иле на глубинах свыше 250-300 метров. Желающих обсудить абиогенную теорию происхождения метан-гидратов из мантии отсылаем к главе 6 и далее.

https://github.com/myak555/LIMITS_TO_LIMITS/blob/master/PDF/Ch_06.pdf

Самой продвинутой в мире компанией по разведке метан-гидратов является как раз японская «Jogmec» (Japan Oil, Gas and Metals National Corporation, Национальная корпорация по добыче нефти, газа и металлов). В 2013 году они заявили, что совершён «прорыв» в области добычи: «первая скважина дала метан из гидратов!»⁴ О конкретных величинах дебитов компания умалчивала, а затем информация как-то перестала поступать.

На самом деле «Нью-Йорк Таймс», как всегда, передёрнула, а скважина в Нанкайском прогибе Японского моря была не первой газогидратной скважиной, хотя и «первой морской с опробованием». Ещё в 2002 году консорциум компаний с участием «Мауэр», «Анадарко» и «Шлюмберже» бурил скважину «Hot Ice – 1» на Аляске в районе месторождения Купарук-Ривер, но гидратов не нашли.

Работы в районе дельты реки Маккензи в Канаде (месторождение Маллик) велись с 1972 года другим консорциумом, под предводительством «Jogmec». Лишь в самом конце 2001 приступили к бурению трех скважин. Наблюдательные скважины 3L-38, 4L-38 и разведочная 5L-38 (последняя глубиной 1'100 м) были успешно пробурены в 2002, и по данным каротажа обнаружилась залежь метан-гидратов с мощностью до 110 метров. В том же году пыталась добывать метан в интервале глубин 907-920 метров, прокачивая через бурильную колонну воду при температуре около 80°Ц. За пять дней испытаний из скважины 5L-38 получилось всего 470 м³ газа [H.Takahashi, E.Fercho, and S.R.Dallmore, Drilling and operations of the Mallik 2002 Production Research Well Program, Geological Survey of Canada, Bulletin 585, 2005.].

В начале 2007 старую скважину 2L-38 (пробуренную ещё в 1998 году) углубили с 1150 м до 1310, а скважину 3L-38 (из 2002 года) – до 1275 метров. На скважине 2L-38 провели 12 – часовое испытание, получив 870 м³ газа, причём технология была усовершенствована по сравнению с 2002 годом. Вместо бурильной колонны в скважину спускали насосно-компрессорные трубы (НКТ), а чуть выше глубины пласта к НКТ был прикручен скважинный электронасос. Ниже насоса был установлен фильтр, защищавший насос от выноса песка. Ничего такого особенного в системе нет. Точно такие насосы висят в нефтяных скважинах по всему миру. Сепаратор и всё остальное оборудование были вполне стандартные, нефтяные.

Где-то в прессе проскочило, что «Jogmec» придумала некий хитрый процесс добычи, когда кусочки метан-гидратов поднимают на поверхность, и там уже разгазируют. Журналисты опять ошиблись! Когда бурят скважину, на поверхность выходят кусочки породы – шлам. Счастливым корреспондентам показывали обыкновенные вибросита, на котором как раз во время бурения буровой раствор освобождался от шлама. Так как бурили зимой, то показывали фокус: при поднесении пропановой горелки шлам загорался лёгким голубоватым огоньком. Обмануть никого не хотели, но так уж повелось, что журналисты никогда на этих грязных, вонючих, гадких буровых не бывали, и откуда берётся шлам не догадывались. К собственно технологии добычи эти фокусы отношения не имеют.

Весной 2008 года снова проводили испытания в скважине 2L-38, а 3L-38 использовали под закачку воды. При испытаниях 2007 года в скважине был один фильтр – вокруг колонны, в 2008 году добавили второй: внутри скважины. В высокопористом коллекторе, который имел место на Маллике, с песком намучились.

Итак, после первого блина 2002 – комом, и второго неудачного блина 2007 – с песком и безнадёжно загубленным насосом, третий блин вышел почти удачным. За 5.5 дня испытаний добыли 13'000 кубов газа, то есть по 2'400 кубика в сутки¹. К несчастью, тот первый фильтр вокруг колонны был спроектирован неадекватно, и забой скважины между первым и вторым фильтрами забился намертво. Однако «санд-скрин», как называют этот первичный фильтр специалисты – это отработанная технология. На обычных нефтяных и газовых месторождениях тоже иногда ошибаются с расчётом (он зависит от размера зёрен породы, который заранее угадать невозможно), но в последующих скважинах всегда находят правильное инженерное решение.

К лету 2008 «Jogmec» готова была бурить дальше, но чуть раньше, в декабре 2007, случилась заварушка в Нью-Йорке, и «Лехманы» и все прочие отчего-то стали разоряться по всей планетке. Короче, многим участникам консорциума на Маллике стало не до экспериментов. Тут же «Jogmec» с удивлением обнаружила, что их схема разработки уже используется примерно в пяти тысячах скважин в США, только не в метан-гидратных, а в скважинах рудничного газа (CBM), что мы разбирали выше. Более того, в Америке метод был запатентован компанией «Weatherford», причём в патенте умные юристы прописали: «для добычи CВM и других химически-связанных углеводородов»! Хелаты – химические соединения? Химические! Пожалуйте на баблос. К счастью для «Jogmec», прибыли никакой она сделать не успела, так что судиться было не о чем, а патент благополучно истёк в 2011. О чём конкретно договорились юристы «Jogmec» и «Weatherford», мы никогда не узнаем, но с Североамериканского континта «Jogmec» таки ушла.

Чему научились японцы?

• Надо искать месторождения с водой в жидкой фазе, потому что её качать легче, и не надо тратить энергию на фазовый переход воды из льда в жидкость.

• Надо куда-то девать килотонны откачанной слегка солоноватой воды. Технология бурения скважин на Малике мало чем отличалась от бурения артезианской скважины на воду, и никакого ГРП с ядовитой химией не проводили, но вода в пласте оказалась солёной просто в силу зловредности природы. Приемистость

• Для успешной добычи нужен сильный аквифер. Это значит, что на нижней границе гидратов пористая проницаемая порода не заканчивается, а пласт ниже не просто насыщен водой, но и может эту воду легко отдавать. Мы откачиваем из скважины ледяную воду, а «сильный аквифер» подаёт снизу чуть тёплую и бесплатно для нас греет породу. И всё хорошо, кроме всё тех же килотонн воды на поверхности, смотрим выше.

• Для успешной добычи на месторождении должна быть малопроницаемая «покрышка», чтобы газ шёл в скважину, а не в атмосферу.

• Надо учитывать технические детали, вроде прочности породы и выноса песка, но это уже мелочи.

Из всего вышеозначенного следовало, что бурить надо не на суше, а на шельфе: тёплый аквифер найти легче, а откачанную почти чистую воду можно сбрасывать в океан. Единственная скважина была пробурена в 2012 году, точнее, пара скважин. В наклонно-направленную подаётся насыщенная углекислотой подогретая вода, а из вертикальной скважины большого диаметра выходит газ. Та же вертикальная скважина играет роль сепаратора, а излишек воды сбрасывается за борт. Углекислота нужна в системе как вытеснитель метана из воды. Короче, добывать газ из метан-гидратов можно, но не везде, и страшно дорого.

Вообще гидраты могут существовать на суше почти с поверхности до глубины несколько ниже подошвы пермафроста (максимальная зафиксированная глубина – в верховьях реки Вилюй – 1370 м), а на море – с глубин порядка 300 м до 1'500-1'800 м. К сожалению, то, что сидит в самой многолетней мерзлоте, добывать с положительным выходом энергии невозможно – там смесь гидратов и льда, и масса тепла должна тратится на перевод льда в жидкость. На фазовой диаграмме показаны зоны добычи для суши и шельфа. Нижняя граница гидратов определяется геотермальным градиентом – красная пунктирная линия на графике (заметим, что как геотермальный градиент, так и глубина морского дна в разных местах разные).

В Японии существование месторождения метан-гидратов в Нанкайском прогибе было подтверждено разведочной скважиной 2004 года, а в 2013 было заявлено о добыче 119'500 м³ газа в течение 6 суток[Yamamoto, K., Overview and introduction: Pressure core-sampling and analyses in the 2012–2013 MH 21 offshore test of gas production from methane hydrates in the eastern Nankai trough. Marine Petroleum Geology. 2015.02.024], то есть суточный дебит порядка 20 тыс м³. С 2016 года в «Jogmec» произошла реорганизация, и метан-гидратами там вроде более не занимаются, а на площадках на Маллике ничего не осталось, кроме головок ликвидированных скважин посреди тундры.

Поговаривали о продолжении в 2017 году развредочных работ «Анадарко» на Аляске, но пока тишина.

В России пока единственное месторождение, где подозревают по сейсмике существование метан-гидратов – Мессояхское газогидратное (гипотеза предложена д.т.н. Ю.Ф.Макогоном в 1966 году), однако физическим отбором образцов существование гидратов на Мессояхе (не путать с нефтяным Восточно-Мессояхским месторождением) пока не подтверждено. [На пике добычи в 1973 году добывали 5.9 млн м3 в сутки из 45 скважин, по состоянию на 2016 год  в работе то ли две, то ли четыре скважины с общей добычей не более 10 млн м3/год.]  Также по сейсмическим данным вероятно есть метан-гидраты по примеру акватории Охотского моря. Глубины залегания залежей – около 400 м (т.е. давление воды примерно 40 атм). Пластовая температура – около +5°Ц. Типичная пористость на малых глубинах – 30%, то есть на один кубометр породы приходится 0.3 куба гидратов. В одном кубометре гидрата метана при таких пластовых условиях содержится 160-190 кубометров стандартного метана: 1 моль метана на 5.75 моль воды. Из кубометра породы можно получить 0.3·180=54 кубометра метана, что соответствует пористости порядка 25% на месторождении «классического» природного газа с глубиной залегания порядка 2 км.

USGS в 2008 году оценивала перспективые ресурсы метан-гидратов на Североaмериканском континенте между 25 и 158 трлн м³, то есть от 12 до 75% мировых извлекаемых запасов природного газа. В то же время оценка технически-извлекаемых, но ещё не подтверждённых 3Р – не более 2.7 трлн кубометров⁶. Мировые ресурсы метан-гидратов иногда оценивают огромными величинами – до 20'000 триллионов м³. Очевидно, что подобные оценки берутся из того же места, откуда взялись «3'280'549 млн тонн перспективного угля в Восточной Сибири».

Сведём начальные экономически извлекаемые запасы «жидких», «условно жидких» и «газообразных» в таблицу. В качестве оценок для сырой нефти использована оценка Лагеррера и оценки «BP»/EIA. Считать вероятности запасов будем так же, как считали суммарные запасы угля на двух гипотетических месторождениях в прошлой главе. Программа Chapter 14\Graph_11_Probability_LG.py

Суммарная добыча нефти, конденсата, NGPL и природного газа в 2017 году по данным «ВР» – 7.552 млрд toe. Вычисленные нами остаточные запасы (1Р) – 230 млрд toe. Значит, «при существующем уровне добычи 2017 года» запасов 1Р хватит на 230/7.552 = 30 лет. Заметим, что наша оценка – это не только «подтверждённые» запасы, но и то, что с вероятностью более 90% может быть обнаружено в пределах жизни следующего поколения. Нефтяные компании вообще любят делать высказывания типа «При существующем уровне добычи Х запасов достаточно на Y лет». Переведём эти высказывания, однако, на человеческий язык:

Таблица выше сделана не для того, чтобы кого-то пугать. Тридцать лет – срок долгий, более поколения. В панику впадать не стоит, вполне есть время принимать меры. Однако исторический опыт показывает, что для среднего политика или президента нефтяной компании 30 лет – это целая вечность, и никакого стратегического планирования на подобный срок никто в правительствах и корпорациях делать не будет. Следуя корпоративной традиции не пугать потенциальных инвесторов, большинство геологов, а вслед за ними и журналисты, используют обтекаемые заявления из левой колонки, оттого предсказания климатологов IPCC о повышении уровня мирового океана на 30-40 см к 2100 году у всех на слуху, а «Пик Нефти» население считает мифом, хотя по факту для сырой нефти пик уже наступил в 2005 году, а для 148 стран и территорий, примерно половины площади суши и шельфа земного шара, – окончательно пройден в прошлом веке.  Последние данные 2018 года тут:

https://github.com/myak555/LIMITS_TO_LIMITS/blob/master/PDF/Ch_99.pdf

Теперь повторим вероятностный расчёт для всех энергетических полезных ископаемых программой Chapter 14\Graph_12_Probability_SLG.py

По расчёту выходит, что к 2018 году добыта ровно половина технически извлекаемых запасов 1Р. При уровне добычи как в 2017 – 11.3 млрд toe, остаточных технически извлекаемых запасов угля, нефти и газа не хватит до 2060 года с вероятностью 10% и до конца XXI века не хватит с вероятностью 50%. Кстати, «постоянный уровень добычи» означает, что душевое потребление энергетического сырья будет плавно снижаться. К 2060 году демографы ООН обещают нам 10.3 млрд человек. Если сейчас «спроса на электричество нет» у 800 млн жителей Земли⁹, то к 2060 году такого спроса не будет у 3.3 миллиардов, то есть у каждого третьего землянина. Вы хотите, чтобы у ваших детей или внуков «не стало спроса» на электричество?

Конечно, добыча ни на какой «полочке» оставаться не будет. Возможные модели изменения добычи от времени будут приведены в последующих главах, а пока итоги наших расчётов:

• Со времён Хабберта нижняя оценка мировых технически извлекаемых запасов чёрной нефти (исключая сверхтяжёлые) увеличилась со 170 млрд тонн до 250-280 млрд тонн. Накопленная добыча к 2017 году – 169±9 млрд тонн, или более 60% от начальных запасов.

• По материалам в открытых источниках начальные технически извлекаемые запасы нефти, природного газа (включая метан из угольных пластов и залежей метан-гидратов) и сопутствующих «жидкостей» (включая «сланцевую нефть») можно оценить между 530 и 800 млрд тонн нефтяного эквивалента (наиболее вероятное значение 640 млрд toe). Из этих запасов 296±30 млрд toe уже добыто. При сохранении уровня добычи 2017 года (7.6 млрд toe в год), остаточных технически извлекаемых запасов с вероятностью около 10% не хватит до 2048 года.

• Также по материалам в открытых источниках начальные технически извлекаемые запасы каменного угля, торфа и углеводородного топлива (включая все категории выше и природный битум) можно оценить между 1'000 и 3'300 млрд тонн нефтяного эквивалента (наиболее вероятное значение 1'400 млрд toe). Из этих запасов 501±50 млрд toe уже добыто. При сохранении уровня добычи 2017 года (11.3 млрд toe в год), остаточных технически извлекаемых запасов с вероятностью около 10% не хватит до 2060 года.

• При неизменном абсолютном уровне добычи 2017 года и снижении душевого потребления примерно на 1% в год, с вероятностью менее 10% остаточных технически извлекаемых запасов жидких и газообразных хватит до 2080 года, но всех запасов энергетического сырья (угля, торфа, битума) – на 250 лет и более. Последнее число вроде бы успокаивает, хотя успокаиваться не следует. Сядете ли вы в такси, если водитель говорит вам, что вероятность доехать до точки назначения – менее десяти процентов?