Как добывают природный газ

Природный газ поднимается по скважине за счет естественной энергии. Его добычей занимаются в Америке, Европе, Африке и других регионах. Седьмая часть всей мировой добычи приходится на долю «Газпрома».

Добыча «вслепую»

Природный газ заключен в мельчайшие поры, которыми обладают некоторые горные породы. Глубина, на которой находится природный газ, колеблется от 1000 метров до нескольких километров. После проведения геологоразведочных работ, когда установлено, где именно находятся залежи, начинается процесс добычи газа, то есть его извлечения из недр, сбора и подготовки к транспортировке.

Главной особенностью добычи газа по сравнению с добычей твердых полезных ископаемых является то, что газ остается скрытым в герметичных конструкциях на всех этапах — с момента извлечения из пласта и до момента, когда попадает к потребителю.

Бурение скважин

Газ извлекается из недр при помощи специально пробуренных скважин, которые называются добывающими или эксплуатационными. Вообще разновидностей скважин существует множество — они используются не только для добычи, но и для изучения геологического строения недр, поиска новых месторождений, вспомогательных работ и так далее.

Зачем бурить «лесенкой»

Трубы для укрепления стенок скважин могут вкладываться одна в другую — по принципу подзорной трубы. Так они занимают гораздо меньше места и хранить их удобнее. Давление должно распределяться равномерно. Добывающие скважины располагаются по всей территории месторождения, чтобы пластовое давление спадало равномерно.

Глубина скважины может достигать 12 км. Такая глубина может быть использована для исследования литосферы.

Ствол скважины укрепляют специальными обсадными трубами и цементируют.

После скважины

Природный газ поднимается на поверхность за счет естественной энергии — стремления в зону с наименьшим давлением. Поскольку газ, полученный из скважины, содержит множество примесей, его сначала отправляют на обработку. Недалеко от некоторых месторождений строятся установки комплексной подготовки газа, в некоторых случаях газ из скважин сразу попадает на газоперерабатывающий завод.

Объемы добычи

Сегодня на долю «Газпрома» приходится 74% российской и 14% мировой добычи газа.

В таблице, приведенной ниже, сопоставлены объемы добычи газа во всем мире, в России в целом и объемы добычи «Газпрома»:

	Мир в целом, млрд куб. м	Россия, млрд куб. м	ОАО «Газпром», млрд куб. м
2001	2493	581	512
2002	2531	595	525,6
2003	2617	620	547,6
2004	2692	633	552,5
2005	2768	641	555
2006	2851	656	556
2007	2951	654	548,6
2008	3065	665	549,7
2009	2976	584	461,5
2010	3193	649	508,6
2011	3291,3	640	513,2
2012	3363,9	655	487

Данные о мировой добыче газа взяты из отчета BP.

Данные о российской добыче газа взяты из отчетов Федеральной службы государственной статистики, ЦДУ ТЭК и Минэнерго РФ.

Добыча газа – Газовый бизнес – Результаты деятельности – Годовой отчет ПАО «НК «Роснефть» 2017

Общий объем добычи газа Компании за 2017 год как на территории России, так и за ее пределами составил 68,41Извлеченный объем газа за минусом газа, сожженного на факеле, а также газа, направленного на производство ЖУВ. млрд куб. м, в том числе природного газа – 31,58 млрд куб. м, ПНГ – 36,83 млрд куб. м. При этом 0,79 млрд куб. м из общего объема добычи газа (0,66 млрд куб. м – природного газа) приходится на добычу в рамках реализации Компанией зарубежных проектов во Вьетнаме, Венесуэле, Египте и Канаде, а 67,62 млрд куб. м – на добычу в России. Помимо этого, часть добываемого в России газа направляется на производство ЖУВ. Объем добычи газа Компании в России за 2017 год, включая газ, направленный на производство ЖУВ, составил 68,01 млрд куб. м.

ПАО «НК «Роснефть» сохранила за собой первое место по уровню суточной добычи среди независимых производителей газа в РоссииИсточник: ЦДУ ТЭК.. Для выполнения стратегических задач Компания нацелена на активное развитие газового бизнеса в долгосрочной перспективе.

Достижения в области добычи газа в 2017 году

Рост добычи газа в России по сравнению с 2016 годом составил 1,5 млрд куб. м, или 2,3 %, и был обеспечен в основном следующими факторами:

• ростом добычи ПНГ и природного газа в связи с запуском в 2017 году в ПАО «Варьеганнефтегаз» новых скважин и увеличением объемов сдачи газа через Тюменскую компрессорную станцию после ее реконструкции;

• приобретением в 4-м квартале 2016 года активов ПАО АНК «Башнефть»;

• ростом добычи природного газа в связи с запуском новых и оптимизацией имеющихся режимов работы действующих скважин в АО «Сибнефтегаз».

Роспан

Проектом, обеспечивающим Компании в перспективе до 2020 года основной прирост добычи не только газа, но и углеводородов в целом, является полномасштабная разработка месторождений АО «Роспан Интернешнл». При выходе на проектную мощность годовая добыча газа составит более 19 млрд куб. м, добыча газового конденсата и нефти – порядка 5 млн т в год, объем производства смеси пропан-бутан технической – до 1,3 млн т в год. В 2017 году продолжилась активная фаза строительства ключевых производственных объектов инфраструктуры: установки комплексной подготовки газа и конденсата Восточно-Уренгойского лицензионного участка, установки стабилизации конденсата и установки очистки пропан-бутана от метанола, Восточно-Уренгойской газотурбинной электростанции, наливного железнодорожного терминала на станции Коротчаево, магистральных и внутрипромысловых трубопроводов и объектов энергообеспечения. Поэтапный пуск объектов планируется начиная с конца 2018 года и продолжится в 2019 году.

Сибнефтегаз

На крупнейшем в настоящий момент газодобывающем активе Компании – АО «Сибнефтегаз» – в текущем году было добыто 12,6 млрд куб. м. К 2020 году за счет проектов по поддержанию добычи на действующих месторождениях и разработки нижних горизонтов Берегового месторождения добыча увеличится до 15,5 млрд куб. м, а в дальнейшем планируется ее увеличение до 17 млрд куб. м.

Харампур

Важнейшим проектом для развития газового бизнеса является разработка Харампурского месторождения. При этом планируется как разработка традиционных запасов газа сеноманской залежи, так и опытно-промышленная эксплуатация с последующим переходом к полномасштабной разработке ТРИЗ туронской залежи. Компания обладает необходимыми компетенциями и опытом для эффективной реализации таких сложных проектов.  В среднесрочной перспективе планируется выход на полку добычи 11 млрд куб. м газа в год с потенциалом роста до 24 млрд куб. м в год.

В долгосрочной перспективе планируется также начало разработки месторождений Кынско-Часельского лицензионного участка с проектным уровнем добычи порядка 11 млрд куб. м в год с потенциалом роста до 16 млрд куб. м в год.

Также в 2017 году продолжилась работа по развитию новых центров газодобычи на базе месторождений ПАО «НК «Роснефть» в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) и по привлечению стратегических партнеров в эти активы.

В частности, в 2017 году была успешно закрыта сделка между ПАО «НК «Роснефть» и Beijing Enterprises Group Company Limited по купле-продаже 20 % акций АО «Верхнечонскнефтегаз», разрабатывающего Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение в Иркутской области с потенциалом реализации крупного газового проекта. Стратегическое партнерство открывает новые перспективы монетизации запасов газа Востока России.

В партнерстве с консорциумом индийских компаний Oil India Limited, Indian Oil Corporation Limited и Bharat PetroResources Limited ПАО «НК «Роснефть» продолжает разработку Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения на территории Республики Саха (Якутия), на базе которого планируется реализовать крупный проект по добыче газа.

10 % доля Компании в общем объеме добычи газа в России Добыча газа по основным регионам деятельности в России и за рубежом,  млрд куб. м ДОБЫЧА ГАЗА ПО РЕГИОНАМ В 2017 ГОДУ

Западная Сибирь является крупнейшим регионом добычи газа ПАО «НК «Роснефть». Добыча газа в регионе в 2017 году выросла на 2,1 % и составила 48,5 млрд куб. м. В том числе объем добычи природного газа составил 26,57 млрд куб. м и был в основном обеспечен на месторождениях АО «Сибнефтегаз», АО «Роспан Интернешнл» и ООО «РН-Пурнефтегаз». Добыча ПНГ осуществлялась преимущественно на месторождениях АО «Самотлорнефтегаз», ООО «РН-Юганскнефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз» и ПАО «Варьеганнефтегаз» и составила 21,93 млрд куб. м.

На Юге России основным газодобывающим активом является ООО «РН-Краснодарнефтегаз», ведущий добычу как природного газа, так и ПНГ. В 2017 году добыча в регионе составила 2,85 млрд куб. м.

Добыча газа за рубежом была обеспечена в рамках реализации зарубежных проектов во Вьетнаме, Венесуэле, Египте и Канаде.

Основной объем добычи газа в Центральной России за 2017 год был обеспечен на месторождениях АО «Оренбургнефть», АО «Самаранефтегаз», а также активах ООО «Башнефть-Добыча», приобретенных в 2016 году, и составил 2,74 млрд куб. м.

Добыча газа в Восточной Сибири осуществляется на месторождениях Ванкорской группы – крупнейших в данном регионе. Объем добычи ПНГ за 2017 год составил 7,05 млрд куб. м, природного газа – 1,58 млрд куб. м.Основная добыча региона Дальний Восток – ПНГ и природный газ месторождений, расположенных на суше и на шельфе острова Сахалин. Добыча газа в 2017 году составила 4,63 млрд куб. м и в основном была обеспечена АО «РН-Шельф-Дальний Восток».

ПАО НОВАТЭК Бизнес : Добыча

Во втором квартале добыча углеводородов составила 156,6 млн баррелей нефтяного эквивалента (бнэ), в том числе 19,95 млрд куб. м природного газа и 3,1 млн тонн жидких углеводородов (газовый конденсат и нефть). По сравнению со вторым кварталом 2020 года добыча углеводородов выросла на 11,3 млн бнэ или на 7,8%.

Добыча углеводородов с учетом доли в добыче совместных предприятий

 

 

2 кв. 2021

2 кв. 2020

Изм.

Природный газ, млрд куб. м

2 кв. 202119,95

2 кв. 202018,50

Изм.7,8%

Жидкие углеводороды, тыс. тонн

2 кв. 20213 111

2 кв. 20202 921

Изм.6,5%

Всего углеводородов, млн бнэ

2 кв. 2021156,6

2 кв. 2020145,3

Изм.7,8%

Всего углеводородов, млн бнэ в сутки

2 кв. 20211,72

2 кв. 20201,60

Изм.7,8%

Добыча газа, млрд куб. м

Добыча жидких
углеводородов, млн тонн

С 2016 года добыча газа включает объемы газа, использованного на собственные нужды в процессе добычи и разработки углеводородов (преимущественно в качестве топливного газа).

Добыча природного газа и газового конденсата

Добыча газа из скважин осуществляется фонтанным методом – т.е. газ выходит из скважины за счет собственной энергии пласта. В состав скважинной продукции входят: природный газ (метан — 96%, пропано-бутановые фракции и иные примеси — 4%), конденсат (жидкие углеводороды), вода и часть метанола, растворенного в воде – водометанольная жидкость.

Скважинная продукция от скважин по индивидуальным или групповым газопроводам-шлейфам поступает на установки подготовки газа месторождений, где газ отделяется от жидкости в сепараторах за счет гравитационных сил.

После сепарации газ поступает в систему межпромысловых и магистральных газопроводов АО «Норильсктрансгаз», по которым транспортируется потребителям в Норильский промышленный район.

Газовый конденсат по трубопроводной транспортной системе АО «Норильсктрансгаз» откачивается в г. Дудинка для дальнейшего вывоза танкерным флотом по Северному морскому пути.

Водометанольная жидкость перерабатывается на установке регенерации метанола Мессояхского ГМ, что позволяет выделить из него обратно значительную часть содержащегося метанола, который по метанолопроводам откачивается на месторождения и используется для закачки в скважину с целью предотвращения гидратообразования – процесса, осложняющего работу скважин.   

Месторождения АО «Норильскгазпром» разрабатываются более 40 лет, находятся на стадии падающей добычи, которая характеризуется существенным влиянием давления в газопроводе на работу скважин. Вследствие этого происходит накопление жидкости на забое скважин и падение дебита газа вплоть до их полной остановки.

Истощение пластового давления месторождений и соответствующее падение суточных дебитов привело к невозможности обеспечения необходимых потребителям пиковых уровней отборов газа, без ввода дополнительных мощностей, несмотря на значительный уровень остаточных запасов месторождений.

Ввод в эксплуатацию Пеляткинского ГКМ с высокими пластовыми давлениями позволил обеспечить необходимые уровни добычи газа на перспективу.

Баланс мирового производства и потребления газа по странами группам стран 

(млрд. куб. м)

Производство — всего
Развитые страны
Развивающиеся страны
Ближний Восток
Потребление, всего
Развитые страны
Развивающиеся страны

 

Источник: US Energy Information Administration (EIA), Минэкономразвития России

Однако мировой баланс потребления Китай, Бразилия и Индия радикально пока не изменят: в 2026 — 2030 гг. суммарно на них будет приходиться менее 11% мирового спроса на газ против 17% США. В настоящее время США потребляют почти 23% производимого в мире газа, Китай, Бразилия и Индия — всего 6%. Спрос на Ближнем Востоке будет расти практически так же, как и в прогнозе для Китая.

Рост добычи газа в мире будет соответствовать динамике спроса и увеличится к 2030 году в США в 1,2 раза, а в Европе добыча сократится на 17 процентов.

В период до 2030 года насыщение рынка природного газа будет обеспечиваться ростом отдачи ресурсной базы сланцевого и угольного газа. В США, Канаде и Китае ожидается существенное увеличение поставок такого газа. В США увеличение добычи природного газа на основе технологий горизонтального бурения и гидравлических технологий гидроразрыва сделало возможным использование больших ресурсов сланцевого газа, а также помогло существенно снизить импорт с других континентов.

Быстрый рост добычи сланцевого газа в США во второй половине 2000-х годов позволил американской экономике выйти на самообеспечение газом и сократить закупки нефти.

В результате Америка из крупнейшего в мире импортера топлива превратилась в экспортера. В 2009 году США по производству газа обогнали Россию и с тех пор удерживают лидерство на этом рынке. Разрывные сланцевые газовые технологии добычи активно осваиваются в нефтедобыче, что даст возможность уже к 2020 году снижать цены внутреннего рынка на нефть.

По прогнозу IHS Global Insight, при достижении достаточного порога окупаемости будут реализованы масштабные проекты получения топлива для грузового, пассажирского и легкового транспорта из дешевеющего газа для дизельных двигателей, способного отобрать долю рынка у топлива, производимого из дорожающей нефти.

Ожидается, что в будущем на долю сланцевого газа будет приходиться 26% добычи газа в США и 63% в Канаде. В целом приблизительно 35% мирового увеличения добычи газа будет происходить за счет нетрадиционных источников (сланцевого газа, метана угольных пластов и газа в плотных породах) в США и все больше в других районах, особенно в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

В мировой торговле природным газом существенно возрастет доля сжиженного природного газа (СПГ). Министерством энергетики США рассматривается проект системы трубопроводов и экспортных терминалов стоимостью 50 млрд. долларов США для организации поставок сжиженного газа в Азию. В случае его запуска массовые поставки американского газа на экспорт могут начаться уже в 2017 году. Однако реализация этого проекта требует разработки газовых месторождений в континентальных регионах США и строительства сотен километров трубопроводов до морских портов. С целью реализации этого проекта необходимо построить очень серьезные мощности по сжижению газа. Нужно сформировать целый флот специализированных танкеров. Соответствующая инфраструктура — рассчитанные на импорт терминалы и трубопроводы — должна присутствовать у стран-покупателей. По состоянию на конец 2012 года Министерством энергетики США утвержден только один такой проект — импортный терминал компании Cheniere Energy в Камерон Пэриш, штат Луизиана.

Фактором, препятствующим развитию производства и экспорта газа сланцев с территории США, являются экологические ограничения. Технологии добычи сланцевого газа — гидроразрыв пласта и горизонтальное бурение — приводят к загрязнению значительных территорий. Другие существующие инновационные технологии сопровождаются ростом издержек добычи примерно в 3 раза, что сделает масштабный экспорт газа с территории США на основные глобальные рынки невыгодным, особенно с учетом стоимости транспортировки.

Более значительным потенциалом наращивания производства газа располагают страны Ближнего Востока, прежде всего Иран, Катар и Саудовская Аравия. Их суммарная добыча к 2030 году практически достигнет уровня США в объеме 765 млн. куб. метров в год. Однако в этом регионе, как и в случае с поставками нефти, высоки риски политической нестабильности и перебоев поставок, также ограничена пропускная способность коридоров транспортировки газа для танкерного флота Ормузского пролива и Суэцкого канала. Тем не менее, согласно прогнозу Министерства энергетики США, темпы роста производства газа в регионе будут стабильно превышать 6% в год в течение прогнозного периода до 2025 года и лишь в 2025 — 2030 гг. снизятся до 5,8%. Основные мощности СПГ, кроме масштабных проектов США, будут введены на Ближнем Востоке и в Австралии.

Насыщение рынка газа и относительно сдержанный рост спроса формируют риски отставания (обособления) цен на газ от динамики цен на нефть.

Насыщение глобального рынка сбыта газа, возникшее в результате резкого роста добычи нетрадиционного газа в США и увеличения объемов производства сжиженного природного газа, может оказывать давление на экспортеров газа, вынуждая их отказаться от привязки к ценам на нефть. В этом сценарии рост конкурентоспособного предложения природного газа по сравнению с другими видами ископаемого топлива позволит увеличить спрос на газ, особенно в европейском секторе электроэнергетики.

В дальнейшем растущая потребность в импорте, в первую очередь в Европе и в перспективе в Китае, скорее всего, восстановит баланс, обусловит опережающий рост спроса и увеличит загрузку мощностей добычи и транспортной инфраструктуры. Вместе с тем возможность реализации вариантов стагнации мировой экономики, длящейся дольше, чем предполагается в базовом сценарии, может продлить и усилить давление на экспортеров газа на протяжении всего прогнозного периода с целью уменьшения корреляции со сценариями роста нефтяных котировок.

Однако, учитывая капиталоемкий характер технологий сжижения и проектов нетрадиционных способов добычи сланцевого и угольного газа, чтобы обеспечить приемлемую отдачу от инвестиций, дополнительные объемы нетрадиционного газа не смогут существенно затормозить сформировавшуюся за десятилетний период динамику цен на газ.

Мировые темпы производства газа будут замедляться с 4,2 — 4,5% в 2011 — 2020 гг. до 2,4 — 2,5% в 2021 — 2030 годах. Прогноз динамики добычи газа Министерства энергетики США не предполагает введение мощностей для форсирования экспорта сланцевого газа.

По оценкам, экспорт российского газа в дальнее зарубежье при относительно благоприятном сценарии увеличится в 1,4 раза, в том числе за счет наращивания поставок газа в азиатский регион. Добыча газа в России к 2030 году возрастет в 1,4 раза, потребление — в 1,2 раза.

Цены на газ, снизившись в США в 2011 году на 10%, в 2012 году под влиянием роста предложения, обусловленного скачкообразным увеличением рентабельности технологий, резко сократились еще на 30%, но, по оценке EIA США, уже в 2013 году возобновят рост. При этом на азиатском и европейском рынках газа в 2012 году снижения цены не было, ожидается рост темпами 17% и 12% соответственно. Даже с учетом возможности наращивания экспорта газа из США за период 2016 — 2020 гг. среднегодовое увеличение цен составит 1,3% в среднем за год, в 2021 — 2025 гг., отражая стабильную динамику спроса, пик сокращения добычи в Европе и растущие затраты на увеличение добычи, динамика цен ускорится до 4,2%, однако в период 2026 — 2030 гг. динамика цен замедлится почти в 2 раза, до 2,2% в среднем за год. К концу прогнозного периода в 2030 году цены на газ достигнут 220 долларов США за тыс. куб. м в сопоставимых ценах 2010 года или 312 долларов США за тыс. куб. м в ценах текущего года.

В долгосрочной перспективе сохранится зависимость цены на газ от общей динамики мировых цен на нефть, что предполагает рост средних экспортных цен на российский газ с 271 долларов США за тыс. куб. м в 2010 году до 357 долларов США за тыс. куб. м в 2020 году и 510 долларов США за тыс. куб. м в 2030 году.

Добыча нефти и природного газа

Месторождения нефти или природного газа — это область или регион, который имеет несколько скважин, предназначенных для извлечения сырой нефти и природного газа из недр земли. Как правило, природный газ добывается параллельно с добычей сырой нефти, хотя есть и специализированные месторождения нефти или газа.

Поршневой компрессор Corken используется на фазе освоения скважины и фазе добычи. На нефтяной скважине отбор паровой фазы,  а также подъем жидкости с помощью паровой фазы являются обычными функциями поршневого компрессора. Если нефтяная скважина не подсоединена к нефтепроводу, извлеченная сырая нефть временно хранится на буровой площадке в больших топливных резервуарах до ее транспортировки на нефтеперерабатывающий завод. В это время природный газ, как сопутствующий продукт сырой нефти, создает внутри топливных резервуаров избыточное давление насыщенных паров. Компрессор для отбора паровой фазы используется для устранения паровой фазы из сырой нефти. 

Когда давление в нефтяной скважине становится недостаточным, чтобы поддерживать ее в разработке, имеется решение подъема жидкой фазы с помощью газа.  В данном случае поршневые газовые компрессоры компании Коркен используются для впрыска паровой фазы в жидкость (сырую нефть). Процесс впрыска насыщает жидкость газовыми пузырьками, уменьшает плотность жидкости и повышает давление в скважине, заставляя выходить насыщенную газами жидкую фазу. 

Со временем производительность сокращается, так как газовая скважина исчерпывает свои ресурсы. Чтобы улучшить производительность используется поршневой компрессор Corken для повышения давления в скважине. Другое применение поршневого компрессора Corken — это перекачка жидкостей и сбор паровой фазы. После того, как неочищенный природный газ извлечен из скважины, он отправляется на газоперерабатывающий завод, где сжиженные природные газы (такие как пропан, бутан, этан и др.) отделяют и временно хранят в резервуарах. Поршневые компрессоры Corken используются и для разгрузки резервуаров СУГ и отбора паровой фазы. 

Для получения более подробной информации по оборудованию Corken для добычи нефти и природного газа перейдите по одной из приведенных ниже ссылок:

 

 

 

 

 

Добыча природного газа в РК сократилась на 4% за год — Новости — Forbes Kazakhstan

За январь–июль 2021 года добыча природного газа в РК составила 31,9 млрд куб. м — на 4,3% меньше, чем в аналогичном периоде годом ранее. В региональном разрезе больше всего добычи пришлось на Атыраускую область: 14,3 млрд куб. м — на 2,7% меньше, чем годом ранее. В тройку лидирующих регионов также вошли Западно-Казахстанская (11,8 млрд куб. м, минус 5,3% за год) и Актюбинская (3,3 млрд куб. м, минус 5,9%) области.

В ключевых регионах работают ТОО «ТенгизШевроил», АО «ЭмбаМунайГаз», «Карачаганак Петролиум Оперейтинг Б. В.» и другие. Национальный оператор добычи газа в РК — Национальная компания «КазМунайГаз».

В денежном выражении добыча природного газа за январь–июль текущего года составила 145 млрд тг.

Для справки: за 2020 год добыча в секторе составляла 55,4 млрд куб. метров — на 2,3% меньше, чем годом ранее.

По итогам января–июня 2021 года Казахстан отправил на экспорт 9 млрд куб. м природного газа на сумму 682,8 млн долл. США. Снижение в натуральном выражении составило 6%, в денежном — сразу 39,1% за год.

55% экспорта в секторе было отправлено в страны СНГ: 4,9 млрд куб. м — на 28,8% больше, чем годом ранее (однако сразу на 41,8% меньше в стоимостном выражении). Здесь лидирует Россия: 4,8 млрд куб. м. Оставшиеся 163,1 млн куб. м газа закупил Кыргызстан.

В страны, не входящие в состав СНГ, отправили 4 млрд куб. м природного газа — на 29,3% меньше, чем годом ранее (и на 38,7% меньше в деньгах). Здесь лидируют Китай (3,5 млрд куб. м) и Швейцария (560,6 млн куб. м).

По запасам газа Казахстан занимает 22-е место в мире и 3-е место среди стран СНГ после России и Туркменистана, сообщает Министерство энергетики РК.

Государственной комиссией по запасам утверждены извлекаемые запасы газа на уровне 3,8 трлн куб. м. Порядка 98% всех разведанных запасов газа сосредоточено на западе Казахстана, при этом 87% — в крупных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождениях.

В июле 2021 года цены на газ для населения РК выросли на 2,9% за год. В том числе сжиженный газ в баллонах подорожал на 6,7%, газ, транспортируемый по распределительным сетям — на 1,8%.

В региональном разрезе сразу на 15,3% выросли цены на газ в Восточно-Казахстанской области, на 8,7% — в Северо-Казахстанской, на 5,5% — в Кызылординской. В трёх регионах — в Шымкенте, а также в Западно-Казахстанской и Мангистауской областях — стоимость газа осталось на том же уровне, что и годом ранее. Ещё в трёх регионах отмечено снижение стоимости газа: в Атырауской, Жамбылской и Павлодарской областях.

 

Откуда поступает наш природный газ

В настоящее время Соединенные Штаты производят почти весь природный газ, который они используют

Добыча сухого природного газа в США в 2020 году составила около 33,4 триллиона кубических футов (триллионов кубических футов), что в среднем составляет около 91,4 миллиарда кубических футов в день и является вторым по величине зарегистрированным годовым объемом. ¹ Большая часть увеличения добычи с 2005 года является результатом применения методов горизонтального бурения и гидроразрыва пласта, особенно в сланцах, песчаниках, карбонатах и ​​других плотных геологических формациях.Природный газ добывается из наземных и морских газовых и нефтяных скважин, а также из угольных пластов. В 2020 году производство сухого природного газа в США было примерно на 10% больше, чем общее потребление природного газа в США.

Добыча сухого природного газа в США в 2020 году была на 0,5 трлн фут3 меньше, чем в 2019 году из-за снижения объемов бурения, связанного с низкими ценами на природный газ и нефть, что в значительной степени было результатом падения спроса в результате реакции на COVID-19. пандемии, а также увеличения добычи жидких углеводородов на заводах по производству природного газа из продаваемого природного газа.

На пять из 35 штатов, добывающих природный газ, приходилось около 69% от общего объема добычи сухого природного газа в США в 2019 году. ²

• Техас 23,9%
• Пенсильвания 20,0%
• Луизиана 9,3%
• Оклахома 8,5%
• Огайо 7,7%

Метан угольных пластов и дополнительное газообразное топливо

Метан угольных пластов, , который представляет собой метан, полученный из угольных пластов, или пластов , является источником метана, который добавляется к U.S. Поставка природного газа. В 2019 году добыча метана из угольных пластов в США составила около 3% от общей добычи сухого природного газа в США. ²

Дополнительными источниками углеводородных газов, которые включаются в производство и потребление природного газа в США, являются дополнительных газообразных видов топлива, в том числе доменный газ, нефтеперерабатывающий газ, газ биомассы, пропановоздушные смеси и синтетический природный газ (природный газ, полученный из нефти. углеводороды или из угля). Эти дополнительные газообразные топлива были равны примерно 0.2% от потребления природного газа в США в 2020 году. ¹ Крупнейшим источником синтетического природного газа является завод Great Plains Synfuels в Беуле, Северная Дакота, где уголь перерабатывается в природный газ трубопроводного качества.

Добыча природного газа на шельфе

Хотя большинство газовых и нефтяных скважин в Соединенных Штатах находятся на суше, некоторые скважины пробурены на дно океана в водах у побережья Соединенных Штатов. В 2019 году общая морская добыча сухого природного газа составила около 1 триллиона кубических футов, из которых 89% приходилось на федеральные воды в Мексиканском заливе. ² Добыча в Федеральном Мексиканском заливе составила около 3% от общей добычи сухого природного газа в США. Морская добыча из океанических вод, находящихся в ведении Алабамы, Аляски, Калифорнии, Луизианы и Техаса, составила около 0,3% от общей добычи сухого природного газа в США.

Что такое сланец?

Сланец — это мелкозернистая осадочная порода, которая образуется при уплотнении ила и минеральных частиц размером с глину, и легко разбивается на тонкие параллельные слои.Черный сланец содержит органический материал, который может генерировать нефть и природный газ, который задерживается в порах породы.

Где находятся ресурсы сланцевого газа?

Ресурсы сланцевого природного газа находятся в сланцевых пластах, которые содержат значительные скопления природного газа и / или нефти. Эти ресурсы, или пьес, находятся примерно в 30 штатах. Сланец Барнетт в Техасе добывает природный газ более десяти лет. Информация, полученная при разработке Barnett Shale, послужила исходной технологической моделью для разработки других сланцевых месторождений в Соединенных Штатах.Роль сланцевого месторождения Барнетт со временем уменьшилась по мере того, как разрабатывались другие месторождения. В настоящее время месторождение сланцев Marcellus в Аппалачском бассейне, охватывающем Огайо, Пенсильванию и Западную Вирджинию, является крупнейшим источником природного газа из сланцев.

Сланцевый газ и плотный газ

• Сланцевый природный газ
• Газ природный газ

Источник: адаптировано из информационного бюллетеня Геологической службы США 0113-01 (общественное достояние)

Нажмите для увеличения

Нажмите для увеличения

Сланцевый природный газ

Крупномасштабная добыча природного газа из сланца началась примерно в 2000 году, когда добыча сланцевого газа стала коммерческой реальностью на сланце Барнетт, расположенном в северо-центральной части Техаса.Первопроходцем в области добычи природного газа Barnett Shale была корпорация Mitchell Energy and Development. В течение 1980-х и 1990-х годов Mitchell Energy экспериментировала с альтернативными методами гидравлического разрыва пласта Barnett Shale. К 2000 году компания разработала технологию гидроразрыва пласта, позволившую добыть промышленные объемы сланцевого газа. Когда коммерческий успех месторождения Barnett Shale стал очевиден, другие компании начали бурение скважин в этом пласте, и к 2005 году на Barnett Shale было добыто почти полтриллиона кубических футов (трлн фут3) природного газа в год.По мере того как производители природного газа обрели уверенность в своих способностях рентабельно добывать природный газ на сланце Барнетт и увидели подтвержденные результаты на сланце Фейетвилл в северном Арканзасе, производители начали разработку других сланцевых пластов. Эти новые образования включали Хейнсвилл в восточном Техасе и северной Луизиане, Вудфорд в Оклахоме, Игл Форд в южном Техасе и сланцы Марселлус и Ютика в северных Аппалачах.

Нажмите для увеличения | Больше данных

Газ природный газ

Природный газ из плотных пластов впервые был выделен в отдельную категорию добычи природного газа с принятием Закона 1978 года о политике в области природного газа (NGPA).NGPA установило природный газ в плотных породах в качестве отдельной ценовой категории устьевого природного газа, по которой могут устанавливаться нерегулируемые рыночные цены. Категория плотного природного газа дала производителям стимул для производства дорогостоящих ресурсов природного газа, когда ресурсы природного газа в США считались все более дефицитными.

В результате стимулирования жестких цен на природный газ на NGPA, эти ресурсы добываются с начала 1980-х годов, в основном из песчаников с низкой проницаемостью и карбонатных пластов, а также из небольшого объема добычи сланцев восточного девона.После полного дерегулирования цен на устьевой природный газ и отмены соответствующих правил Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC), газ в плотных породах больше не имеет конкретного определения, но в целом он по-прежнему относится к природному газу, добытому из песчаника и карбоната с низкой проницаемостью. водохранилища.

Известные плотные пласты природного газа включают, но не ограничиваются:

• Образования Клинтона, Медины и Тускарора в Аппалачах
• Песчаник Береа в Мичигане
• Bossier, Cotton Valley, Olmos, Vicksburg и Wilcox Lobo вдоль побережья Мексиканского залива
• Гранитная насыпь и образования Атока на Мидконтиненте
• Образование каньона в Пермском бассейне
• Образования Месаверде и Ниобрара в нескольких бассейнах Скалистых гор

Ресурсы сланцевого и плотного газа прогнозируются как крупнейшие источники U.S. Добыча природного газа

Соединенные Штаты имеют доступ к значительным ресурсам природного газа. В Ежегодном энергетическом прогнозе на 2021 год (AEO2021) Управление энергетической информации США прогнозирует, что большая часть добычи сухого природного газа в США до 2050 года будет производиться из сланцевых и трудноизвлекаемых запасов газа.

¹ Предварительные данные за 2020 год из Natural Gas Monthly , февраль 2021 года.
² Последние доступные годовые данные из Natural Gas Annual , сентябрь 2020 г.

Последнее обновление страницы — 20 мая 2021 г .; Ежемесячный график добычи сухого сланцевого газа обновлен 17 сентября 2021 г.

Данные по природному газу — Управление энергетической информации США (EIA)

Найдите статистику по ценам, разведке и запасам, производству, импорту, экспорту, хранению и потреблению.

Расширить все Свернуть все

Сводка

• Резюме — цена, поставка, расположение
• Ежемесячный выпуск: 31 августа 2021 г.
• Дата выпуска: 30.09.2020
• Основные данные о ценах на природный газ, разведке и запасах, производстве, импорте, экспорте, хранении и потреблении U.С. и гос.

• Годовая поставка и размещение по штату
• Дата выпуска: 31 августа 2021 г.
• Статистика производства, поставок и поступлений, закачки и изъятия из хранилища на уровне США и штата
• Годовой

• Обзор природного газа
• Дата выпуска: 26 августа 2021 г. | Данные из: Ежемесячный обзор энергетики
• Годовая дата выпуска: 27 сентября 2012 г.
• Статистические данные о валовом изъятии, товарном производстве, производстве сухого газа, дополнительных газах, импорте, экспорте, потреблении и изъятии из хранилищ.

Цены

• Цены
• Дата выпуска: 31 августа 2021 г.
• Цены в США и штатах на импорт, экспорт, секторы конечного потребления и скважин (до 2012 г.). Процент от общего объема, доставленный по секторам.
• Ежемесячно, ежегодно

• Жилая
• Дата выпуска: 31 августа 2021 г.
• Средняя цена природного газа, поставляемого населению государством
• Ежемесячно

• Коммерческий
• Дата выпуска: 31 августа 2021 г.
• Средняя цена природного газа, поставляемого государством коммерческим потребителям
• Ежемесячно

• Спотовые и фьючерсные цены на природный газ
• Дата выпуска: 15.09.2021
• Фьючерсные контракты на природный газ на Нью-Йоркской товарной бирже при поставке в Генри Хаб в Луизиане
• Ежедневно, еженедельно, ежемесячно, ежегодно

Разведка и запасы

• Сводка запасов
• Дата выпуска: 11.01.2021
• Доказанные запасы природного газа и сжиженного природного газа по U.С., область, штат
• Годовой

• Доказанные запасы, изменение запасов и добыча
• Дата выпуска: 11.01.2021
• по США, региону и штату
• Годовой

• Доказанные неизрасходованные запасы
• Дата выпуска: 11.01.2021
• Заявленные доказанные запасы сырой нефти, арендного конденсата и влажного природного газа после разделения аренды U.С., область, штат
• Годовой

Производство

• Снятие брутто с офшоров
• Дата выпуска: 31 августа 2021 г.
• Валовой забор из нефтяных и газовых скважин в США, штате и Мексиканском заливе
• Годовой

• Дополнительные принадлежности
• Дата выпуска: 31 августа 2021 г.
• США и государство поставляют синтетический природный газ, биомассу, нефтеперерабатывающий газ, пропан-воздух и т. Д.
• Ежемесячно, ежегодно

• Завод по переработке природного газа
• Дата выпуска: 31 августа 2021 г.
• Статистика США и штата по переработанному природному газу, общему объему извлеченных жидкостей, потерям при извлечении.
• Годовой

• Расположение и мощность на уровне завода
• Дата выпуска: 31 января 2019 г.
• Информация о местонахождении и мощности на уровне завода для всех заводов по переработке природного газа в США.
• Годовой

• Добыча нетрадиционного сухого природного газа
• Дата выпуска: 11.01.2021

• Добыча и добыча нефтегазовых скважин
• Дата выпуска: 20.12.2019
• Годовые оценки количества добывающих нефтяных и газовых скважин в США, которые сгруппированы в 26 групп объемов добычи в диапазоне от менее 1 баррелей нефтяного эквивалента в день до более 12 800 баррелей нефтяного эквивалента в день.
• Годовой

• Производство компании
• Дата выпуска: 31 августа 2021 г.
• Годовые объемы добычи на основе данных, собранных в форме EIA-176 (Годовой отчет о поставках и утилизации природного и дополнительного газа)
• Годовой

• Ежемесячная добыча сырой нефти и природного газа
• Дата выпуска: 31 августа 2021 г.
• Ежемесячные данные о добыче сырой нефти и природного газа, собранные в форме EIA-914 (Ежемесячный отчет о добыче сырой нефти, арендного конденсата и природного газа)
• Ежемесячно

Импорт / экспорт

• U.Мощность сжижения
• Дата выпуска: 15.07.2021
• Подробная информация о размере и местонахождении проектов экспорта СПГ в США (существующих, строящихся и утвержденных)
• Доступные форматы: XLS

Трубопроводы

• О трубопроводах США
• Подробная информация и карты с указанием трубопроводов, мощностей, потоков и конструкции сети, транспортных коридоров, а также другая важная информация для U.С. трубопроводы в нижних 48 штатах.

• Пропускная способность между штатами в США
• Информация о пропускной способности существующих газопроводов, пересекающих государства, международные границы и прибрежные районы Мексиканского залива.
• Доступные форматы: XLS

• Трубопроводные проекты
• Подробная информация о размерах и местонахождении заявленных или строящихся трубопроводных проектов.
• Доступные форматы: XLS

Хранилище

• Склад подземный по типу
• Дата выпуска: 31 августа 2021 г.
• U.S. Хранение и складская деятельность всех операторов, поля соляных пещер и несолевые пещеры
• Ежемесячно, ежегодно

• Емкость подземного хранилища
• Дата выпуска: 31 августа 2021 г.
• Емкость хранения, емкость рабочего газа и количество активных полей для соляных каверн, водоносных горизонтов и истощенных месторождений по штату
• Ежемесячно, ежегодно

• Подземное рабочее хранилище природного газа
• Дата выпуска: 29.05.2020
• В этом отчете представлены оценки совокупной пиковой производительности по рабочему газу и проектной мощности по рабочему газу для U.S. Подземное хранилище природного газа по состоянию на ноябрь прошлого года.
• Годовой

• Хранение данных на уровне поля США
• Дата выпуска: 30.09.2020
• Годовая емкость хранилища на уровне поля и данные типа поля для всех подземных хранилищ в США.
• Годовой

• Планируемые проекты хранения
• Подробная информация о размерах и местонахождении объявленных или строящихся подземных хранилищ.
• Доступные форматы: XLS

• Приборная панель для хранения природного газа
• Дата выпуска: 16 сентября 2021 г.
• Ежедневная и еженедельная контекстная информация для еженедельного отчета по хранению природного газа (WNGSR).

Расход

• Общий расход
• Ежемесячный выпуск: 31 августа 2021 г.
• Годовая дата выпуска: 30 сентября 2020 г.
• U.S. и Государственное общее потребление по аренде и предприятиям, трубопроводам и конечным потребителям по секторам

• Отведено потребителям
• Ежемесячный выпуск: 31 августа 2021 г.
• Годовая дата выпуска: 30 сентября 2020 г.
• Объемы поставок в США и штаты конечным потребителям по секторам

• Кол-во потребителей
• Дата выпуска: 31 августа 2021 г.
• Количество реализованных и перевезенных потребителей для жилого, коммерческого и промышленного секторов по штатам
• Годовой

• Теплосодержание потребленного природного газа
• Дата выпуска: 31 августа 2021 г.
• БТЕ на кубический фут природного газа, поставленного потребителям государством, и другие компоненты потребления для U.С.
• Годовой

• Поставка и реализация на уровне компании
• Дата выпуска: 30.09.2020
• Годовые данные о поставках и размещении на уровне компании для всех местных газораспределительных компаний в США.
• Годовой

Сводка по природному газу США

	21 января	21 февраля	21 марта	21 апреля	21 мая	21 июня	Просмотреть История
Цены (долларов за тысячу кубических футов)
	NA	NA	NA	NA	NA	NA	1973-2021
	3.03	5,82	2,71	2,44	2,76	2,83	1989-2021
	2,75	5,55	2,63	2,44	2,66	2,83	1997-2021 гг.
	7,62	9.44	8,36	3,68	7,55	7,55	1997-2021 гг.
	4,62	12,68	4,71	4,47	4,91	4,93	1989-2021
	2,89	18,64	2.91	2,72	3,02	3,25	1997-2021 гг.
	6,08	6,52	6,25	5,92	6,46	6,57	1997-2021 гг.
	3,45	12,43	4,09	3.82	4,34	4,80	1973-2021
	9,73	9,37	10,54	12,26	14,10	17,76	1973-2021
	7,42	7,37	8,00	8,35	8.98	9,61	1973-2021
	4,04	9,34	4,37	3,97	4,09	4,14	2001-2021 гг.
	3,33	16,29	3,41	3,14	3,35	3.57	2002-2021
Производство (Миллион кубических футов)
	3 505 939 90 500	2 923 611 90 500	3 481 997 90 500	3 408 617 90 500	3 521 964 90 500	3 396 062 90 500	1973-2021
	NA	NA	NA	NA	NA	NA	1991-2021
	NA	NA	NA	NA	NA	NA	1991-2021
	NA	NA	NA	NA	NA	NA	2007-2021 гг.
	NA	NA	NA	NA	NA	NA	2002-2021
	NA	NA	NA	NA	NA	NA	1973-2021
Удаление неуглеводородных газов	NA	NA	NA	NA	NA	NA	1973-2021
	NA	NA	NA	NA	NA	NA	1973-2021
	3 099 685 90 500	2 577 173 90 500	3 080 967 90 500	3 025 171 90 500	3,130,594	3 030 951 90 500	1973-2021
Производство NGPL, газовый эквивалент	231 519 90 500	170,302	228 828 90 500	236 817 90 500	244 674 90 500	237 703 90 500	1973-2021
	2 868 165 90 500	2,406,871	2 852 140 90 500	2,788,354	2 885 921 90 500	2 793 248 90 500	1997-2021 гг.
Импорт и экспорт (Миллион кубических футов)
	284 065 90 500	271 961 90 500	238 787 90 500	208 369 90 500	204 890 90 500	207 242 90 500	1973-2021
	277 665 90 500	266 243 90 500	237 355 90 500	208 342 90 500	203,194	207 218 90 500	1997-2021 гг.
	6 379 90 500	5 694 90 500	1 409 90 500	8	1,675	11	1997-2021 гг.
	563 483 90 500	423 972 90 500	595 375 90 500	560 890 90 500	574 501 90 500	535 650 90 500	1973-2021
	258 287 90 500	215 579 90 500	274 352 90 500	254 072 90 500	259 579 90 500	264 281 90 500	1997-2021 гг.
	305 196	208 394 90 500	321 023 90 500	306 818 90 500	314 922 90 500	271,368	1997-2021 гг.
Подземное хранилище (Миллион кубических футов)
	9 259 491 90 500	9 259 456 90 500	9 259 456 90 500	9 259 389 90 500	9 259 355 90 500	9 259 319 90 500	1989-2021
	7 029 187 90 500	6 247 841 90 500	6 188 654 90 500	6 354 239 90 500	6 770 915 90 500	7 018 692 90 500	1973-2021
	4 394 223 90 500	4 389 618 90 500	4 388 009 90 500	4 379 908 90 500	4 382 855 90 500	4 435 826 90 500	1973-2021
	2 634 964 90 500	1,858,222	1,800,645	1 974 331 90 500	2 388 060 90 500	2 582 866 90 500	1973-2021
	75 824 90 500	122 356 90 500	262,155	347 372 90 500	491,110	387 676 90 500	1973-2021
	782 893 90 500	903 783 90 500	321 156 90 500	173 063 90 500	75 030 90 500	139,565	1973-2021
	707 069 90 500	781 427	59 001 90 500	-174 309 90 500	-416 080	-248,110	1973-2021
Потребление (Миллион кубических футов)
	3 287 016 90 500	3 034 403 90 500	2 608 166 90 500	2,245,503	2 100 668 90 500	2,218,011	2001-2021 гг.
	156 733 90 500	130 312 90 500	155 786 90 500	152 965 90 500	158 295 90 500	153 257 90 500	1980-2021 гг.
Использование трубопроводов и распределения	99 804 90 500	92,134	79,192	68,180	63,783	67 346 90 500	2001-2021 гг.
	3 030 479 90 500	2 811 957 90 500	2 373 188 90 500	2 024 358 90 500	1,878,590	1 997 408 90 500	2001-2021 гг.
	875 605 90 500	860 364 90 500	566 833	340 762 90 500	215 105 90 500	128,129	1973-2021
	491 960 90 500	489 184 90 500	354 082 90 500	245 646 90 500	181 384 90 500	141 857	1973-2021
	791 426	669 873	702,989	679 509 90 500	661 259	640 438 90 500	2001-2021 гг.
	5 088 90 500	4,596	5 088 90 500	4 924 90 500	5 088 90 500	4 924 90 500	1997-2021 гг.
	866 400 90 500	787 939 90 500	744,195	753 517 90 500	815 753 90 500	1 082 059 90 500	2001-2021 гг.

Природный газ | Экономика энергетики

Расход природного газа

Природный газ обладал гораздо большей устойчивостью, чем уголь, но потребление газа снизилось в 2 раза.3% или 81 миллиард кубометров (млрд кубометров), что аналогично падению, наблюдавшемуся в 2009 году во время финансового кризиса. Потребление газа упало в большинстве регионов — в Северной Америке и Европе на 2,6% и 2,5% соответственно. Заметным исключением из этой тенденции стали Китай, где спрос вырос на 6,9%, и Иран.

Несмотря на снижение абсолютного уровня спроса на газ, доля газа в первичной энергии продолжала расти (из-за общего падения спроса на первичную энергию), достигнув рекордного уровня 24.7%.

В энергетическом секторе низкие цены на газ помогли газовой выработке электроэнергии получить долю в США и удержаться в Европе.

Добыча природного газа

Добыча газа упала на 123 млрд куб. М (-3,3%), при этом наибольшее падение наблюдалось в России (-41 млрд куб. М) и США (-15 млрд куб. М).

Запасы природного газа

Мировые доказанные запасы газа снизились на 2,2 трлн кубометров до 188,1 трлн кубометров в 2020 году. Пересмотр на Алжир (-2,1 трлн кубометров) дал наибольшее снижение, частично компенсированное нулевой.Увеличение запасов Канады на 4 трлн куб. Россия (37 трлн кубометров), Иран (32 трлн кубометров) и Катар (25 трлн кубометров) являются странами с наибольшими запасами.

Текущее мировое соотношение доходности и прибыли показывает, что запасы газа в 2020 году составляют 48,8 лет текущей добычи. Ближний Восток (110,4 года) и СНГ (70,5 года) — регионы с самым высоким соотношением R / P.

Торговля природным газом

Межрегиональная торговля газом сократилась на 5,3%, полностью составив 54 млрд куб. М (10.9%) падение трубопроводной торговли.

Предложение СПГ выросло на 4 млрд куб. М, или на 0,6%, что намного ниже среднего показателя за 10 лет в 6,8% в год. Предложение СПГ в США увеличилось на 14 млрд куб. М (29%), но это было частично компенсировано снижением в большинстве других регионов, особенно в Европе и Африке.

Европейский газовый рынок является крупнейшим рынком, на котором существует активная конкуренция газ-на-газ (между импортом преимущественно из России — конкурирующим с импортом СПГ — в основном из США как маржинального источника СПГ).Европейский рынок также играет ключевую роль в качестве балансирующего рынка для грузов сжиженного природного газа (СПГ).

Основные объемы торговли природным газом в 2020 г. — мировые торговые потоки (млрд куб. М)

Источник: Включает данные CISStat, FGE, IHS Markit, PIRA Energy Group, Waterborne, Wood Mackenzie.

По мере увеличения импорта СПГ в последние годы возник вопрос о том, в какой степени Россия и другие экспортеры трубопроводного газа будут конкурировать с СПГ, чтобы сохранить свою долю на рынке, или вместо этого откажутся от части этой доли, чтобы избежать завышения цен.Поскольку в прошлом году импорт газа в Европу упал более чем на 8½%, мы можем кое-что узнать из реакции производителей на пандемию.

Несмотря на множество запутанных деталей, похоже, что российские экспортеры были готовы отказаться от некоторой доли рынка в прошлом году. Доля трубопроводного импорта из России в европейском спросе на газ упала с 35% в 2019 году до 31% в 2020 году, причем большая часть этого сокращения приходится на первую половину прошлого года. Напротив, импорт СПГ увеличился по сравнению с аналогичным периодом прошлого года в первой половине 2020 года, а его доля в европейском спросе за год в целом не изменилась и составила 21%.

Однако вопрос о том, дает ли это представление о будущем поведении российского трубопроводного экспорта, менее ясно, поскольку реакция на краткосрочное падение спроса, вероятно, будет отличаться от долгосрочного падения спроса.

Цены на природный газ

Цены на природный газ упали до многолетних минимумов: в 2020 году Генри Хаб в США в среднем составлял 1,99 доллара за миллион БТЕ — самый низкий с 1995 года, в то время как азиатские цены на СПГ (Japan Korea Marker) достигли самого низкого уровня за всю историю наблюдений (4 доллара.39 / ммБТЕ).

Геологическая служба штата Вирджиния — природный газ

Природный газ представляет собой смесь углеводородных соединений, в основном метана (CH ₄ ), этана (C ₂ H ₆ ) и пропана (C ₃ H ₈ ), обычно содержащих небольшие количества примесей. такие как диоксид углерода (CO ₂ ), азот (N ₂ ) и водяной пар. Природный газ — это ископаемый топливный энергетический ресурс, который обслуживает жилые и коммерческие нужды для отопления помещений, нагрева воды и приготовления пищи.Он также используется в качестве топлива для транспортных средств и электростанций, работающих на природном газе, и используется в качестве химического сырья в промышленных процессах.

Скважина для метана угольных пластов, округ Бьюкенен,
Фото: Тара Кестерсон

В Вирджинии природный газ коммерчески добывается из двух типов геологических резервуаров. Газ, который первоначально образуется в глубоко захороненных органических материнских породах, а затем мигрирует и задерживается в пористых или трещиноватых породах, называется обычным газом.Обычные газовые резервуары встречаются в сланцах девонского возраста (возрастом от 354 до 417 миллионов лет) и в известняках и песчаниках миссисипского возраста (возрастом от 323 до 354 миллионов лет) в провинции Аппалачского плато. Другой тип коллектора известен как нетрадиционный или «непрерывный» и включает газ, который образуется в угольных пластах, то есть метан угольных пластов. Значительные ресурсы метана в угольных пластах встречаются в формациях пенсильванского возраста (290–323 миллиона лет), в формациях Нортон, Ли (Нью-Ривер) и Покахонтас, а также в провинции Аппалачского плато.

Места добычи природного газа

Скважины природного газа в Вирджинии произвели 107,1 миллиарда кубических футов (Bcf) в 2019 году с оценочной стоимостью 284,1 миллиона долларов ¹ . На долю метана угольных пластов приходилось около 90,3 млрд куб. Футов (84%), а на традиционный газ приходилось 16,7 млрд куб. Футов (16%) от общего количества. На скважины с двойным заканчиванием, которые добывают газ как из традиционных пластов, так и из метановых пластов угольных пластов, приходилось около 0,15 млрд куб. Футов (<1%).Общий объем производства был примерно на 4 процента ниже по сравнению с предыдущим годом.

¹ Годовая стоимость добытого газа рассчитывается с использованием общей добычи, сообщаемой DMME, и среднегодовой цены за единицу продукции Henry Hub (NYMEX), сообщаемой Управлением энергетической информации США (EIA). На 2019 год это значение составляло 2,56 доллара за миллион британских тепловых единиц (2,65 доллара за тысячу кубических футов, млн куб. Футов).

Год первой добычи в Вирджинии: 1931
Местоположение первой добычи: Округ Скотт
Количество газовых скважин (разрешенных) в Вирджинии: 8601
Округа в Вирджинии, где в настоящее время добывается газ: Бьюкенен, Дикенсон , Russell, Lee, Scott, Tazewell, Wise
Количество компаний: 17
Количество произведенных в 2019 году: 107,1 млрд куб. Bcf

Добыча природного газа в Вирджинии

Аверит, П., 1941, Газовое месторождение Ранняя Гроув, округа Скотт и Вашингтон, Вирджиния, Бюллетень отдела геологии и минеральных ресурсов Вирджинии 56, 50 стр., 3 табл., 4 рис., 5 таблиц.

Гилмер, Эми К., Эномото, Кэтрин Б., Ловетт, Джеймс А. и Спирс, Дэвид Б., 2005 г., Производство минералов и ископаемого топлива в Вирджинии (1999-2003 гг.): Отчет об открытом файле отдела минеральных ресурсов Вирджинии 05 -04, 77 с.

Якобин, Ф. Х., младший, 1992, Анализ нефтяных и газовых скважин углеводородного потенциала округов Бьюкенен, Дикенсон и Уайз, Вирджиния; Отчет открытого файла отдела геологии и минеральных ресурсов Вирджинии 92-2, 17 стр., 3 инжира, 5 столов, 26 тарелок.

Леван Д. К. и Рейдер Э. К., 1983, Связь стратиграфии с проявлениями нефти и газа в Западной Вирджинии; Публикация 43 Отделения геологии и минеральных ресурсов штата Вирджиния, один лист.

Миличи, Роберт К., и Апчерч, Майкл Л., 1991, Брошюра отдела геологии и минеральных ресурсов штата Вирджиния «Нефть и газ Вирджинии», редакция 2007 г.

Milici, R.C., 2016, Нефть и газ, in Bailey, C.M., Sherwood, W.К., Итон, Л.С., и Поварс, Д.С. (ред.), Геология Вирджинии: Специальная публикация 18 Музея естественной истории Вирджинии, стр. 463-474.

Оценка ресурсов и разведочный потенциал девонского месторождения газа в Вирджинии

Отделение газа и нефти Вирджинии

Управление энергетической информации США

Центр исследований угля и энергетики штата Вирджиния в Технологическом институте Вирджинии

Заполнение метанового разрыва в кадастрах выбросов при добыче нефти и природного газа в США

Новый восходящий подход

Восходящий подход экстраполировать уровни выбросов компонентов или оборудования на большие (например,g., национальные) масштабируются путем умножения коэффициентов выбросов (выбросы на компонент или оборудование в единицу времени) на коэффициенты активности (количество компонентов на оборудование и оборудования на скважину) (рис. 1). Наш инструмент оценки требует двух последовательных экстраполяций: сначала от компонента к уровню оборудования, а затем от оборудования к национальному или региональному уровню.

Рис. 1: Схема восходящего метода оценки выбросов CH ₄ в этом исследовании.

Расчет общих выбросов CH ₄ включает умножение коэффициентов выбросов (например,g., выбросы на клапан) по коэффициентам активности (например, количество клапанов на устье). Две последовательные экстраполяции выполняются с использованием подхода итеративной начальной загрузки. Во-первых, наша база данных измерений выбросов на уровне компонентов (например, клапана, соединителя) ( a ) экстраполируется с использованием коэффициентов активности на уровне компонентов для получения коэффициентов выбросов на уровне оборудования (например, устья скважины, сепаратора) ( b ). Во-вторых, эти распределения коэффициентов выбросов на уровне оборудования экстраполируются с использованием коэффициентов активности на уровне оборудования для получения оценки выбросов CH ₄ сегмента добычи нефти и природного газа в США за 2015 год.Эта экстраполяция выполняется 100 раз для получения распределения выбросов CH ₄ на национальном уровне ( c ) и оценки 95% доверительного интервала (ДИ).

Подход, используемый в нашем инструменте восходящей оценки, начинается с базы данных измерений прямых выбросов на уровне компонентов (например, коэффициентов выбросов на уровне компонентов). Мы генерируем распределения коэффициентов выбросов на уровне компонентов для этого исследования на основе обзора литературы, основанного на предыдущей работе ^11,30 и добавлении новых общедоступных количественных измерений (таблица 1 в методах).База данных нашего результирующего инструмента включает ~ 3700 измерений из 6 исследований по 12-кратной схеме классификации компонентов (см. Дополнительные методы 4 для дальнейшего описания этой схемы классификации). Мы применили коэффициенты выбросов, указанные в отдельных исследованиях, без каких-либо изменений, кроме пересчета единиц (отметив, что есть некоторые различия между исследованиями по поправке смещения пробоотборника с высоким расходом для концентрации газа и скорости потока, что может внести неопределенность в наши результаты). Данных по количеству компонентов и доле выделяемых компонентов (отношение выделяющих компонентов ко всем подсчитанным компонентам) было мало, и только 3 исследования содержали полезную информацию для обоих ( ^35,36,37 для количества компонентов и ^35,36,38 для доли выбросов компонентов).

Таблица 1 Сводка наборов данных на уровне компонентов, отвечающих критериям включения.

Мы выводим коэффициенты выбросов на уровне оборудования для нашего инструмента путем случайной повторной выборки (т. Е. Начальной загрузки с заменой) из нашей базы данных на уровне компонентов в соответствии с количеством компонентов на оборудование и долей выбросов компонентов. Обратите внимание, что в некоторых из процитированных исследований также будут рассчитываться коэффициенты выбросов на уровне оборудования. Однако в нашем исследовании коэффициенты выбросов на уровне оборудования не используются в качестве входных данных.Вместо этого мы берем объединенные данные о выбросах на уровне компонентов, количество компонентов и долю компонентов, у которых обнаружена утечка, поэтому рассчитанные здесь значения будут отличаться от значений, рассчитанных в этих исследованиях. Подходы к конкретным источникам требовались для нечастых событий (например, заканчивания, капитального ремонта, разгрузки жидкостей), проскока метана из поршневых двигателей, резервуаров для хранения жидкости и несгоревшего метана из факельных труб (см. Дополнительные методы 4 и 5).

Затем мы выполняем вторую экстраполяцию, используя наши коэффициенты выбросов и деятельности на уровне оборудования, чтобы рассчитать оценку выбросов CH ₄ производственного сегмента нефти и природного газа США в 2015 году.На этом этапе наш инструмент интегрирован в Оценщик добычи нефти и выбросов парниковых газов (дальнейшее описание OPGEE можно найти в дополнительных методах 4) и параметризован с использованием данных о внутреннем подсчете скважин за 2015 год и данных по добыче нефти и газа (тот же набор данных, что и Alvarez et al. ^{). 13} ). Всего ~ 1 миллион лунок и связанное с ними оборудование разбиты и проанализированы по 74 аналитическим бункерам (дополнительные методы 5). Мы провели анализ неопределенности методом Монте-Карло, повторив алгоритм начальной загрузки 100 раз для всех ~ 1 миллиона скважин.

Как показали исследования как сверху вниз, так и на уровне объекта, выбросы CH ₄ в регионах добычи нефти и газа сильно различаются. ^13,34 . Часть этой изменчивости будет зафиксирована с помощью источников данных и механизмов нашей модели, а часть — нет. Как отмечает Omara et al. ³⁴ , значительную долю этой изменчивости можно объяснить сочетанием количества площадок и характеристик добычи природного газа. Наша модель может воспроизвести Omara et al.взаимосвязь между продуктивностью на уровне участка (участок Mscf ⁻¹ день ⁻¹ ) и нормализованной производительностью CH ₄ (т. е. бассейны с участками низкой продуктивности демонстрируют более высокую нормированную производительность добычи CH ₄ , ³⁴ см. Рис.12). Мы также можем продемонстрировать вторую тенденцию из литературы на уровне объекта (например, ^39,40 ), где выбросы на участок выше на участках, богатых жидкостями, чем на участках, богатых газом (Дополнительный рис. тенденция слабая, и ее следует рассматривать только как наводящую на размышления).Хотя мы полагаем, основываясь на этих проверках, что наша модель может относительно хорошо описывать изменчивость по бассейнам, мы признаем, что наши результаты все еще ограничены ограниченным количеством доступных исследований измерения на уровне компонентов. Помимо факторов, связанных с производством, описанных выше, изменчивость также будет внесена нормативной базой и практикой операторов, которые различаются в зависимости от региона. Если бы данные были доступны в качестве репрезентативной выборки измерений на уровне компонентов по бассейнам, наш метод мог бы уловить эту изменчивость.Однако, учитывая ограниченность данных, наши измерения смещены в сторону определенных географических регионов (например, измерения в резервуарах полностью взяты из кампании ERG 2011 Fort Worth ³⁸ ). По мере того, как кампании измерения прогрессируют, эта проблема должна уменьшаться.

Сравнение выбросов CH

₄ производственного сегмента в США с исследованиями на уровне объекта и GHGI

Сначала мы сравниваем полученную нами оценку выбросов CH ₄ производственного сегмента нефти и природного газа в США в 2015 году с оценкой GHGI на 2015 год, произведенной в 2020 году. инвентарь ²⁵ .Мы также проверяем наш восходящий инструмент, сравнивая общие выбросы и распределение выбросов с данными, полученными в ходе обобщающих исследований на уровне объекта. Общая оценка выбросов CH ₄ по нашей модели сравнивается с Alvarez et al. ¹³ , а распределения на уровне сайтов сравниваются с Omara et al. ³⁴ (см. Описание исследований на уровне объекта в дополнительных методах 2 и методологические элементы проверки в дополнительных методах 5).

По нашим оценкам, средние выбросы CH ₄ производственного сегмента нефти и газа составляют 6.6 Тг в год ^-1 (6,1-7,1 Тг в год ^-1 , при 95% доверительном интервале, ДИ) (рис. 2а, обратите внимание, что ДИ отражает только неопределенность, вызванную передискретизацией). Наш средний нормализованный уровень выбросов от производственного сегмента составляет 1,3% (1,2–1,4% при 95% ДИ, исходя из валового производства природного газа в 32 триллиона кубических футов и среднего содержания CH ₄ 82% ^41,42 ), немного ниже, чем у Alvarez et al. ¹³ , которые оценивают 1,4% (с использованием того же знаменателя, что и выше). Как результаты нашей восходящей инвентаризации на уровне компонентов, так и результаты на уровне участка Альвареса примерно в 2 раза выше оценки GHGI, равной 3.6 Тг в год ⁻¹ (данные за 2015 год: ²⁵ , без учета морских систем) для сегмента добычи нефти и газа. Интересно, что разница в выбросах производственного сегмента США между этим исследованием и GHGI примерно такая же, как и наша оценка вклада супер-эмиттеров (верхние 5% событий по выбросам). Учитывая, что наши результаты совпадают с данными Alvarez et al. Результаты на уровне сайта, мы заключаем, что расхождение между GHGI и исследованиями сверху вниз / на уровне сайта, скорее всего, не связано с какими-либо проблемами, присущими восходящему подходу.

Рис. 2: Сравнение результатов с предыдущими исследованиями на уровне участка.

a Сравнение совокупной оценки выбросов в США в 2015 году CH ₄ от сегмента добычи нефти и природного газа (среднее значение реализаций неопределенности Монте-Карло) с результатами Альварес и др. На уровне участка. (см. Таблицу S3 в ¹³ за вычетом вкладов от морских платформ и заброшенных скважин) и Реестр парниковых газов ²⁵ , включая долю, оцененную от сверхизлучателей (верхние 5% источников).Планки погрешностей отражают 95% доверительный интервал, основанный на значениях процентилей 2,5 и 97,5, извлеченных из эмпирических распределений. Мы также сравниваем распределения вероятностей наших моделирования на уровне компонентов (красные линии), агрегированные в выбросы на уровне участка, с результатами Омара на уровне участка (синяя линия): b График кумулятивного распределения (CDF), описывающий долю скважинных выбросов. участки с выбросами ниже заданного количества и ( c ) вероятностное распределение интенсивности выбросов на буровую площадку со средним (закрашенный квадрат), медианным (x) и 95% доверительным интервалами, показанными над графиками.Результаты этого исследования представлены с использованием 100 моделей Монте-Карло. Из-за большого количества выбранных участков все модели Монте-Карло сходятся к одинаковому распределению размеров в панелях ( b ) и ( c ).

На рис. 2b, c показано, что распределения на уровне сайтов, разработанные с использованием нашей модели, соответствуют эмпирическим распределениям из исследования синтеза на уровне сайтов Omara et al. ³⁴ . Чтобы сообщить о наших результатах на основе исследований на уровне объекта (учитывая, что участки могут содержать более одной скважины), мы группируем выходы выбросов на уровне оборудования по производственным участкам (дополнительные методы 5).Хвост нашего смоделированного распределения близко соответствует хвосту эмпирического Omara et al. распределение (рис. 2b и дополнительный рис. 35). Это представляет особый интерес, учитывая, что недавние статьи утверждают, что расхождение между GHGI и исследованиями на уровне объекта в основном связано с неспособностью восходящих методов захвата супер-излучателей ^32,40 . Наши результаты показывают, что обновленные коэффициенты выбросов с помощью более полных наборов данных и пересмотренных подходов к моделированию могут воссоздать наблюдаемые сверхизлучатели.

Поскольку наш подход использует восходящий подход на уровне компонентов, мы можем исследовать источник различий с GHGI. Это невозможно сделать с данными на уровне сайта. По сравнению с парниковыми газами, вклад утечек оборудования в нашу оценку больше на ~ 1,4 тг CH ₄ , а утечек и вентиляции резервуаров на ~ 2,3 тг CH ₄ (рис. 3). Вместе эти два источника вносят более половины общих выбросов CH ₄ в сегменте добычи нефти и газа. Увеличение предполагаемых выбросов от утечек оборудования по сравнению с GHGI связано с нашими обновленными коэффициентами выбросов на уровне оборудования; мы знаем, что разница не связана с факторами активности на уровне оборудования, потому что наши практически идентичны GHGI (см. Дополнительные методы 3).Коэффициенты выбросов на уровне оборудования сами по себе являются функцией как данных о выбросах на уровне компонентов, так и подсчета компонентов, и мы признаем, что наша модель в значительной степени опирается на тот же набор данных начала 1990-х годов, что и GHGI для подсчета компонентов.

Рис. 3: Сравнение выбросов CH ₄ по конкретным источникам между данным исследованием и кадастром парниковых газов 2020 года.

Гистограмма сравнивает оценки выбросов CH ₄ (среднее значение реализаций неопределенности Монте-Карло) по категориям источников для сегмента добычи нефти и природного газа США в 2015 году между данным исследованием и инвентаризацией парниковых газов (GHGI) 2020 года ²⁵ .Планки погрешностей отражают 95% доверительный интервал, основанный на значениях процентилей 2,5 и 97,5, извлеченных из эмпирических распределений. На вставленных круговых диаграммах показаны отдельные вклады нашего инвентаря в утечки оборудования (правая круговая диаграмма) и резервуаров (левая круговая диаграмма). Несоответствия с GHGI в основном связаны с утечками из резервуаров с жидкими углеводородами, непреднамеренными выбросами из люков и предохранительных клапанов (PRV), а также выбросами при мгновенном испарении (~ 2,3 тг / год ⁻¹ CH ₄ ) и утечками оборудования (~ 1.4 Тг / год ⁻¹ CH ₄ ). Подробная информация о моделировании источников выбросов из резервуаров приведена в дополнительных методах 4. Результаты в табличной форме представлены в дополнительной таблице 3 и дополнительной таблице 4.

В следующем разделе мы проведем более глубокое исследование данных о выбросах на уровне компонентов для утечки оборудования и моделирование резервуаров как основные факторы, влияющие на различия между нашими результатами и GHGI.

Основные источники занижения GHGI

Учитывая, что наш новый метод на уровне компонентов подтвержден эмпирическими результатами полевых исследований на уровне объекта, можем ли мы объяснить, почему GHGI дает более низкие оценки выбросов CH ₄ для сегмента добычи нефти и газа? Результаты нашего моделирования (рис.3), в дополнение к недавним пересмотрам GHGI и другим анализам ( ^{33,43,44,45,46} , см. Дальнейшее обсуждение в дополнительных методах 6), предполагают, что смещение GHGI в сторону понижения не происходит в первую очередь из-за пневматического устройств, разгрузки жидкостей, заканчивания и ремонта, проскока метана из поршневых двигателей или несгоревшего метана из факелов (либо расхождение невелико, абсолютные выбросы невелики, либо выбросы выше в GHGI по сравнению с нашим исследованием). По этим причинам в данной статье основное внимание уделяется анализу двух крупнейших источников недооценки парниковых газов по сравнению с нашим проверенным методом: утечки оборудования и резервуары для хранения жидких углеводородов, выбросы которых равны 1.4 и 2.3 Тг CH ₄ ниже наших оценок соответственно. См. Дополнительные методы 1 для определения каждого источника выбросов.

GHGI строит коэффициенты выбросов для утечек на уровне оборудования, используя подход, очень похожий на наш, где коэффициенты выбросов отдельных компонентов агрегируются в соответствии с расчетным количеством компонентов на единицу оборудования. Чтобы изучить различия в оценках утечек оборудования, мы разлагаем коэффициенты выбросов на уровне оборудования на составные части: данные о выбросах на уровне компонентов, количество компонентов и доля выбросов компонентов (взаимосвязь между этими параметрами определена на рис.4).

Рис. 4: Пример разложения коэффициента выбросов на уровне оборудования для газовых скважин.

Коэффициент выбросов на уровне оборудования ( d ) в данном исследовании для устьев западных систем природного газа разбивается на составные части и сравнивается с кадастром парниковых газов (GHGI). Планки погрешностей отражают 95% доверительный интервал, основанный на значениях процентилей 2,5 и 97,5, извлеченных из эмпирических распределений, а закрашенные квадраты и треугольники представляют собой среднее значение.Составные части включают коэффициенты выбросов на уровне компонентов ( a ), долю выбросов компонентов ( b ) и количество компонентов ( c ). При умножении эти коэффициенты имеют противодействующие систематические ошибки, причем коэффициенты выбросов на уровне компонентов и количество компонентов вносят вклад в более высокие выбросы в нашем исследовании по сравнению с GHGI, а доля компонентов, вносящих вклад в снижение выбросов в нашем исследовании (обратите внимание, что единицы измерения для каждой панели различаются. , а также логарифмический масштаб, означающий, что видимые различия между точками часто достигают нескольких порядков величины).В иллюстративных целях есть несколько ограничений на то, что включено в наши графики разложения. Во-первых, здесь мы показываем только составные данные для западных систем природного газа; результаты для восточной системы природного газа представлены в дополнительных методах 6 (обратите внимание, что при фактическом использовании в GHGI коэффициенты выбросов на уровне оборудования для систем природного газа являются средневзвешенными как для западных систем (API 4589 ³⁵ ), так и для восточных систем ( Звезда Экологическая, ⁴⁷ )). Во-вторых, мы также ограничиваем эту цифру соединителями, клапанами и открытыми линиями (которые составляют большинство компонентов, хотя в нашем инвентаре и GHGI также учитываются предохранительные клапаны, уплотнения компрессора и другие компоненты в меньшем количестве).Наконец, графики разложения ограничены факторами выбросов на уровне компонентов и долей компонентов, выделяющих при> 10 000 ppmv (это исследование), и факторами привязанного источника (EPA GHGI) (см. Дальнейшее обсуждение в дополнительных методах 6).

GHGI дополнительно сегментирует коэффициенты выбросов за пределы нефтяных и газовых систем. В соответствии с базовыми исследованиями 1990-х годов ^35,47 , GHGI на уровне оборудования, коэффициенты выбросов утечек оборудования для систем природного газа подразделяются по регионам (западный газ по сравнению с восточным газом), а данные для нефтяных систем подразделяются по потокам продуктов ( легкая нефть по сравнению с тяжелой нефтью).Коэффициенты выбросов на уровне оборудования для систем природного газа, например, представляют собой средневзвешенные значения как западных коэффициентов выбросов, так и восточных коэффициентов выбросов. Подход GHGI к агрегированию этих факторов в общие значения для систем природного газа и нефти описан в дополнительных методах 6.

Мы демонстрируем различия в коэффициентах выбросов на уровне оборудования для утечек оборудования посредством разложения на составляющие факторы для единственного примера (тип оборудования и регион) — утечка из устьев природного газа на Западе (рис.4) — с утечками оборудования из всех других источников, аналогичных описанным в Дополнительной информации (Дополнительный рис. 23–31). Разница между коэффициентом выбросов утечки оборудования на уровне оборудования для западных скважин природного газа и GHGI — разница, которую следует объяснить разложением — составляет ~ 5 × (3,4 кг в день ^-1 по сравнению с 0,7 кг в день ^-1 ) . Основные факторы показаны на рис. 4.

Сначала мы сравниваем коэффициенты выбросов на уровне компонентов, определяемые как средняя скорость выбросов компонентов с утечками (рис.4а). (Обратите внимание, что средний уровень выбросов негерметичных компонентов не совпадает со средним уровнем выбросов для всех компонентов). Для западных газовых и нефтяных систем в GHGI коэффициенты утечки на уровне компонентов рассчитываются с использованием метода, называемого EPA ⁴⁸ как корреляционный подход EPA (подробно описанный в дополнительных методах 6). При таком подходе коэффициенты выбросов строятся на основе набора данных по различным объектам, включая участки добычи нефти и газа, нефтеперерабатывающие заводы и торговые терминалы ( n = 445, данные собраны в протоколе EPA ⁴⁸ ).Разница между коэффициентами выбросов на уровне компонентов нашего исследования и GHGI для соединителей, клапанов и открытых линий (компонентов, составляющих скважины) составляет ~ 7 ×, 6 × и 5 × соответственно (рис. 4a). Мы можем только предполагать, почему существует это различие, но возможные варианты включают систематическую ошибку выборки в исходном процессе сбора или фундаментальные различия в популяциях, отобранных в базовых наборах данных EPA, по сравнению с группами в этом исследовании (например, большая часть O&NG теперь производится из нетрадиционных сланцевых пластов). формаций, тогда как во время первоначального исследования GRI этого не было).Обратите внимание, что разложение на рис. 4a ограничено соединителями, клапанами и линиями с открытым концом (которые составляют большинство компонентов), хотя наш инвентарь и GHGI также учитывают клапаны сброса давления, регуляторы, уплотнения компрессора и другие разное. компоненты в меньшем количестве).

На рис. 4b сравнивается доля излучаемых компонентов (отношение излучающих компонентов ко всем подсчитанным компонентам), а на рис. 4c показано количество компонентов (количество компонентов, подсчитанных на единицу оборудования).Они имеют компенсирующий эффект, когда коэффициенты выбросов на уровне компонентов и их количество вносят вклад в более высокие выбросы в нашем исследовании по сравнению с GHGI, а доля компонентов, выделяющих выбросы, вносит вклад в более низкие выбросы в нашем исследовании. Результирующие общие выбросы на скважину (рис. 4d) являются произведением этих факторов, суммированных по всем компонентам.

Аналогичные результаты получены для всех категорий оборудования по сравнению с GHGI. В целом, в нашем наборе данных коэффициенты выбросов на уровне компонентов выше (от 5 × до 46 × при сравнении наших коэффициентов выбросов для соединителей, клапанов и открытых линий по всем категориям GHGI, см. Дополнительный рис.22–30), доля выделяемых компонентов ниже (от 1 × до 0,06 ×), а количество компонентов на единицу оборудования обычно, но не всегда, выше (от 0,5 до 20 раз по сравнению с нашими коэффициентами выбросов для скважин, сепараторов , и метры по всем категориям GHGI). Рассматривая представленную здесь декомпозицию, а также остальную часть дополнительной информации (плюс некоторое обсуждение более мелких факторов, не описанных здесь), мы можем объяснить большую часть общей недооценки GHGI по сравнению с нашими результатами для категории источников утечек оборудования.

Один из источников различий, не показанных на рис. 4, между нашим исследованием и GHGI, связан с тем, как коэффициенты выбросов на уровне оборудования в GHGI (для систем с природным газом) представляют собой регионально взвешенную комбинацию факторов для западных и восточных регионов США. Коэффициенты выбросов на уровне компонентов в восточных данных (например, на дополнительном рис. 20) значительно меньше по сравнению как с этим исследованием, так и с данными EPA по западным США и получены из еще меньшей выборки 1990-х годов (~ 100 количественно выявленных утечек). С момента проведения этих измерений производство ПГ в восточной части США выросло с <5% до ~ 28% от общего производства в США (дополнительный рис.15). Наконец, стоит отметить, что количественные измерения выбросов (основанные на суммированных измерениях, а не на основе корреляционных уравнений) были включены в набор данных этого исследования. Хотя эти измерения составляют небольшую часть (~ 7%) от нашего общего набора данных, вклад в них выше для конкретных компонентов (дополнительный рисунок 14), что подчеркивает важность сбора данных в будущем.

Коэффициенты выбросов на уровне оборудования и общие выбросы для каждого класса оборудования также представлены в дополнительных таблицах 3 и 4.Взятые вместе, разрыв между данным исследованием и GHGI для утечек оборудования больше для систем природного газа (1,0 тг) по сравнению с нефтяными системами (0,4 тг).

Второй источник значительного расхождения между данным исследованием и GHGI для выбросов CH ₄ США в сегменте добычи нефти и газа — это выбросы из резервуаров для хранения жидких углеводородов. EPA GHGI строит оценки выбросов резервуаров для хранения с использованием данных Программы отчетности по парниковым газам (GHGRP). GHGRP — это программа, которая собирает данные о выбросах от промышленных предприятий, где требования к природному газу и нефтяным системам указаны в Своде федеральных правил, раздел 40, подраздел W ⁴⁹ .Основываясь на данных GHGRP для резервуаров для хранения (см. Дальнейшее описание в дополнительных методах 6), мы разлагаем общие выбросы для GHGI на количество резервуаров и коэффициенты выбросов, что позволяет нам проводить сравнения с результатами этого исследования.

Перед тем, как представить наши разложения, стоит отметить два ключевых различия в моделировании выбросов из резервуаров для хранения жидких углеводородов между нашим исследованием и GHGI (см. Дальнейшее описание того, как наша модель оценивает выбросы резервуаров, в дополнительных методах 4).Во-первых, в то время как наша модель основана на прямых измерениях, GHGI основан на моделировании, сообщенном оператором, с помощью программ, таких как API E&P Tank или AspenTech HYSYS ^50,51 (или, скорее, смоделированные выбросы, которые являются функцией измеренных параметров процесса, таких как в качестве температуры и давления см. 98.233 (j) из ⁴⁹ ). Во-вторых, из-за этих различных подходов, в то время как наши выбросы классифицируются на основе источника измерения (например, вентиляционная труба, люк захвата и т. Д.), Выбросы парниковых газов классифицируются в соответствии с смоделированным процессом (например,г., мгновенное излучение). Из-за этих различий в классификации выбросов сравнение разложения нашего исследования с GHGI будет несовершенным.

Имея это в виду, мы определяем коэффициенты выбросов в нашей декомпозиции как сумму коэффициентов преднамеренных выбросов и коэффициентов непреднамеренных выбросов (рис. 5). В данном случае коэффициенты преднамеренных (связанных со вспышкой) выбросов основаны на прямых измерениях выбросов в вентиляционной трубе для нашего исследования и на моделировании неконтролируемых и контролируемых резервуаров в GHGI.Наше сравнение коэффициентов непреднамеренных выбросов менее точное. В GHGI непреднамеренные выбросы ограничиваются тем, что указано в категории неисправных клапанов сброса сепаратора (хотя неясно, сообщаются ли дополнительные непреднамеренные выбросы вместе с выбросами вспышки в других категориях резервуаров, см. Дополнительные методы 6). Напротив, коэффициенты непреднамеренных выбросов в нашем исследовании основаны на прямых измерениях выбросов из открытых люков, связанных с ржавчиной отверстий и неисправных предохранительных клапанов.

Рис. 5: Пример разложения общих выбросов CH ₄ для резервуаров для хранения сырой нефти.

Всего выбросов CH ₄ ( d ) для резервуаров для хранения сырой нефти в нефтяных системах (для разложения CH ₄ выбросов из резервуаров для хранения конденсата в системах природного газа см. Дополнительный рисунок 33) разложены на несколько составляющих частей и сравнивается с соответствующими факторами в кадастре парниковых газов. Планки погрешностей отражают 95% доверительный интервал, основанный на 2.5 и 97,5 процентилей, извлеченные из эмпирических распределений, а закрашенные квадраты и треугольники представляют собой среднее значение. Составные части включают счетчики резервуаров ( a ), коэффициент преднамеренных выбросов ( b ) и коэффициент непреднамеренных выбросов ( c ) (обратите внимание на логарифмическую шкалу для трех правых панелей). Коэффициенты преднамеренных и непреднамеренных выбросов разложены на коэффициенты выбросов (кг CH ₄ на один резервуар с выбросом) и нормы контроля (доля от общего объема выбросов из резервуаров).Преднамеренные выбросы определяются как выбросы мгновенного выброса CH ₄ из неконтролируемых резервуаров для хранения, работающих в соответствии с проектом. Непреднамеренные выбросы и соответствующее значение фракционного выброса относятся к выделенным выбросам (при значении фильтрации> 500 ppmv) через люки захвата, клапаны сброса давления и ржавые отверстия. Обратите внимание, что, хотя и наши данные о деятельности, и данные о деятельности по инвентаризации парниковых газов основаны на данных из Программы отчетности по парниковым газам, наша оценка общего количества резервуаров отличается.Это связано с тем, что оценки общего количества скважин, которые используются для экстраполяции оценки популяции резервуаров, немного отличаются (Дополнительные методы 5).

Мы демонстрируем разложение на рис. 5 для нефтяных систем (см. Дополнительный рис. 33 в SI для систем природного газа). Обратите внимание, что выбросы при мгновенном испарении будут происходить только в неконтролируемых резервуарах, в то время как непреднамеренные выбросы из люков, отверстий или предохранительных клапанов могут происходить как в контролируемых, так и в неконтролируемых резервуарах.Рисунок 5 (и дополнительный рисунок 33 в SI для систем природного газа) демонстрирует, что, хотя несколько факторов способствуют различиям, разница в коэффициентах выбросов для различных источников непреднамеренных выбросов (между системами природного газа и нефти) является самым большим источником различий. между этим исследованием и GHGI. Коэффициенты непреднамеренных выбросов являются продуктом (i) средней интенсивности выбросов на одно событие и (ii) частоты непреднамеренных выбросов на один резервуар. Оба эти значения примерно на порядок выше для нашего исследования по сравнению с GHGI, что приводит к почти двухпорядковой разнице в общих выбросах.

Наши результаты показывают, что как величина, так и частота источников непреднамеренных выбросов могут способствовать значительному занижению оценки GHGI. Из-за ограниченного количества количественных данных на уровне компонентов, доступных по выбросам из резервуаров (основанных на вопросах безопасности и доступности), наши измерения выбросов из резервуаров основаны на одном исследовании в одной географической области (Восточная исследовательская группа в сланце Барнетт, ⁵² ). Следовательно, необходимы дополнительные исследования, чтобы дать исчерпывающее представление о выбросах из резервуаров.Хотя исследование ERG выиграло от уникального доступа к участку, предоставленного муниципальными властями, в будущих исследованиях следует уделять приоритетное внимание доступу к проходам к резервуарам и рассмотреть возможность принятия дополнительных мер по взятию проб из люков, предохранительных клапанов и вентиляционных труб (ERG документально подтверждает использование удлинителей для высоких Трубка пробоотборника потока для доступа к труднодоступным компонентам и большим нейлоновым мешкам для отбора проб из больших отверстий, таких как люки ^38,53 ).

Однако, хотя количественные данные о выбросах для резервуарных источников недостаточны, наличие непреднамеренных выбросов из резервуаров (из-за открытых сливных люков, отверстий, связанных с ржавчиной, клапанов сброса давления и т. Д.) подтверждено многочисленными наземными и авиационными исследованиями ^40,54,55,56 . Некоторые из этих исследований суммированы в дополнительной таблице 37. В совокупности эти исследования предоставляют дополнительные доказательства того, что: (i) случаи высоких выбросов часто наблюдаются в резервуарах для хранения, не только из вентиляционных отверстий, но и из открытых люков, (ii) эти высокие выбросы События выбросов распространены как в контролируемых, так и в неконтролируемых резервуарах, (iii) частота (событий / резервуар) событий непреднамеренных выбросов намного выше, чем скорость, предложенная EPA (2%, см.рис.5в) на неисправность клапанов сброса сепаратора.

Коэффициенты выбросов на уровне оборудования и общие выбросы для преднамеренных мгновенных выбросов и непреднамеренных выбросов также представлены в дополнительных таблицах 3 и 4. Разрыв между данным исследованием и GHGI намного выше для нефтяных систем (1,8 тг) по сравнению с системами природного газа ( 0,5 тг).

GHGRP Нефтяные и газовые системы

Этот сектор состоит из следующих промышленных сегментов нефтяной и газовой промышленности.

• Береговая добыча. Добыча нефти и природного газа с использованием береговых эксплуатационных скважин и сопутствующего оборудования.
• Морское производство. Добыча нефти и природного газа с морских добывающих платформ.
• Сбор и повышение. Сборные трубопроводы и другое оборудование, которые собирают нефть / природный газ из наземного добывающего газа или нефтяных скважин, а затем сжимают, обезвоживают, подслащивают или транспортируют нефть и / или природный газ.
• Переработка природного газа. Переработка газа промыслового качества для производства природного газа трубопроводного качества и фракционирование сжиженного газа.
• Компрессия при транспортировке природного газа. Компрессорные станции для транспортировки природного газа по магистральным трубопроводам.
• Трубопровод для транспортировки природного газа. Межгосударственный или внутригосударственный трубопровод с регулируемыми тарифами, или трубопровод, подпадающий под «исключение для Хиншоу» Закона о природном газе.
• Подземное хранилище природного газа. Объекты хранения природного газа в подземных формациях.
• Импорт / экспорт сжиженного природного газа (СПГ). Терминалы по импорту и отгрузке сжиженного природного газа.
• Хранение СПГ. Оборудование для хранения сжиженного природного газа.
• Распределение природного газа. Распределительные системы, доставляющие природный газ потребителям.
• Прочие нефтяные и газовые системы. Выбросы от стационарного сжигания топлива из категорий источников нефти и природного газа, не перечисленных в других перечнях.

  No related posts.