Ви нагріваєте його до температури вище 575 градусів за Фаренгейтом. Ви відсікаєте доступ кисню. Ви чекаєте, доки порода почне виділяти рідину. Ця рідина – сланцева нафта. Це синтетична сира нафта, що отримується з сланцевого каменю (oil shale) – осадової породи, багатої твердими органічними відкладеннями. Після переробки ви отримуєте дизельне паливо. Ви отримуєте бензин. Виходить пропан. Вона прямо конкурує із традиційною сирою нафтою на світовому ринку. Сам камінь також дає сірку, аміак та соду. Він навіть використовується під час виробництва цементу.
Однак у термінології існує плутанина. Люди плутають камінь та продукт. Донедавна «сланцевий камінь» означав сиру породу. “Сланцева нафта” означала рідину, видавлену з нього. Потім прийшов бум гідророзриву пласта (фрекінгу). Тепер одні й самі слова використовуються для зовсім різних речей. Вони описують щільні породи, що містять природну сиру нафту, з якої нафту витягують за допомогою високошвидкісних водяних струменів під високим тиском. Кордон розмито. Історія глибока. Геологія складна.
Як утворюється сланцевий камінь і де він знаходиться
Ці породи не з’явилися так. Вони осідали. Стародавні озера. Дрібноводні моря. Болотисті лагуни. Органічний матеріал поринав на дно. Він змішувався з мулом. Його ховали. Тиск та тепло виконували свою роботу протягом мільйонів років. Результат? Порода досить багата для виділення палива при нагріванні.
Не всі родовища однакові. Форма має значення. Глибина має значення. Розташування має значення.
У великих тектонічних озерах шари товщають. Дуже сильно. Формація Грін-Рівер на заході США є тут гігантом. Вона належить до епохи еоцену. Аналогічні масивні родовища виявлено у Демократичній Республіці Конго, відкладені під час тріасу. Потім є сланець Альберт у Нью-Брансуїці, Канада, міссісіпського віку. Ці озерні відкладення часто є мергель або глинистий алевроліт. Іноді до них домішується вулканічний туф. Також трапляються евапорити.
Дрібноводні морські середовища розповідають іншу історію. Шари тут тонші. Але вони продовжують розширюватись. Ви отримуєте глину та кремнезем. Також є карбонати. Чорний сланець із цієї області повсюдний. У Північній Європі та Сибіру вони формувалися під час кембрія. У Північній Америці вони належать до силурійського періоду. У Південній Бразилії, Уругваї та Аргентині є пермські відкладення. У Європі є верстви юрського періоду. Міоценові версії існують в Італії, на Сицилії та Каліфорнії.
Малі озера та торфовища? Вони незручні. Вони часто розташовані поряд з вугільними пластами. Цю послідовність можна побачити у Західній Європі у пермських відкладах. У північно-східному Китаї є ранньокайнозойські відкладення, що виглядають аналогічно.
Хімічний склад усередині породи
Що всередині каменю? Це суміш неорганічних мінералів та органічних твердих речовин. Мінерали в основному складаються з кремнію, кальцію, алюмінію, магнію, заліза, натрію та калію. Вони приховані в силікатах, карбонатах, оксидах та сульфідах.
Органічна частина? Це джерело прибутку. Це складна мережа з водню та вуглецю. Але гетероатоми змінюють справу. Кисень. Азот. Сірка. Ці чинники визначають складність переробки нафти. Вони змушують вас змінювати процес покращення якості. Різні породи потребують різної хімії.
Візьміть Естонію. Кукерсит багатий на кисень. Він поводиться інакше, ніж інші. На заході США сланці Грін-Рівер знаходяться у колишніх солоних озерах. Вони багаті на азот. Перейдіть на Марокко, Єгипет, Ізраїль або Йорданію. Ці морські сланці багаті на сірку. Джерело визначає вміст сірки. Зміст сірки визначає ціну.
Мінерали важливіші, ніж ви думаєте
Порода – це не просто органічний слиз. Це геологічна загадка. Зміст мінералів варіюється в залежності від того, як осідав осад.
У Юті член Гарден-Галч (Garden Gulch Member) формації Грін-Рівер складається із справжнього сланцю. Домінують глинисті мінерали. Він дрібнозернистий. Великий пісок убиває органічне багатство. Якщо у вайомінгській частині Грін-Рівер виявляється пісковик, видобуток нафти знизиться. Щоб зберегти органічний матеріал, потрібний дрібний осад.
Член Парашут-Крік (Parachute Creek Member) у Колорадо відрізняється. Це Мергель. Ви отримуєте доломіт або кальцит, змішані з глиною, кварцом та польовим шпатом. Деякі родовища, що розробляються, являють собою карбонатний алевроліт. Усі вони дрібнозернисті. Це необхідна умова.
Сама формація Грін-Рівер дивно багата на мінерали. Сольові мінерали, такі як нахколіт, трон і доузоніт, поширені. Як вони там опинилися? Озеро було стратифіковане. Дуже солоним. Нижні верстви втратили кисень. Вони були заповнені вуглекислим газом. Це середовище було консервантом. Вона запобігала гниття органічної речовини. Вона сприяла осадженню неорганічних мінералів. Вона руйнувала глину, принесену водою. Хімія води створила ідеальну пастку для нафти та дивних мінералів.
Чому ця відмінність важлива зараз?
Ми живемо за часів, коли енергетична безпека є темою політичних дискусій. Сланцева нафта (shale oil) – це модне слово. Але чи те саме, що й сланцева нафта з Естонії? Ні. Одна з них переробляється із каменю шляхом піролізу. Інша викачується із щільної породи за допомогою фрекінгу. Плутанина не просто семантична. Вона впливає політику. Вона впливає інвестиції. Вона впливає те, як ми дивимося на екологічний слід.
Піроліз використовує тепло. Утворюється тверде сміття. Використовується вода. Викидається вуглецю. Фрекінг використовує тиск води. Він загрожує ґрунтовим водам. Він по-різному порушує земельні угіддя. Коли ми говоримо про «сланцеву нафту», ми повинні знати, про який процес йдеться. Джерело стародавнє. Метод вилучення сучасний. Плутанина зберігається.
Побічні продукти – це другий шар. Сірка. Аміак. Оксид алюмінію. Нахколіт. Це не просто відходи. Вони мають цінність. Їх можна продавати. Відпрацьований сланець можна переробляти на цемент. Це додає енергії до системи. Це циркулярна економіка, яка чекає свого часу. Але екологічні витрати реальні. Забруднення ґрунтових вод. Порушення земель. Викиди вуглецю. Компроміс очевидний.
Ми маємо технології. Ми маємо геологію. Лише формація Грін-Рівер містить мільярди тонн. Чи є у нас воля? І мудрість? Камінь там є. Тепло чекає. Питання, що ми оберемо спалити?
Основа органічної речовини бітумінозних сланців – це кероген, твердий залишок, що утворюється внаслідок розкладання давніх останків рослин та тварин бактеріями. На відміну від рідкої нафти, кероген не розчиняється у стандартних розчинниках. По суті, він є сировиною для майже всієї нафти, яка сьогодні видобувається.
Колір розповідає про якість. Найпоширеніші відклади варіюються від коричневого до темно-чорного. Ці цінні породи легкі, мають високу горючість і при згорянні дають густе димне полум’я. Вони також є стійкими до окислення, зберігаючи свою структуру при контакті з повітрям. На розрізі видно шарувату будову: темні та світлі смуги (звані річними шарами або варвами) чергуються. Ці візерунки відображають річний цикл осадконакопичення та накопичення речовини.
Ця шарувата структура вказує на спокійне море. Озера та мілководні морські акваторії відклали ці речовини. Карбонати осідають безпосередньо з води або надходять у вигляді дрібного пилу, зваженого в глинистих і силікатних мінералах.
водоростеві будівельні блоки
Склад керогену сильно варіюється. У деяких зразках органічна речовина була майже чистою, і можна було виявити сліди водоростей. Другий тип являє собою хаотичну суміш аморфного слизу та розрізнених біологічних уламків.
У літописі домінують три види водоростей: * Botryococcus , * Tasmanites * і * Gloeocapsomorpha .
- Botryococcus * – це макроводорість, що росте в солоній або прісній воді. Область її поширення величезна. Пермський кероген у Франції, мабуть, складається майже виключно з колоній «стафілококового» типу. Те ж саме стосується вугілля та торбанітів, знайдених у Шотландії, Австралії та Південній Африці. Навіть голоценові курунгити з Австралії мають це генетичне походження.
Tasmanites мешкає в морі. Родовища містять майже весь кероген з пермських порід Tasmanites в Австралії та юрсько-крейдових відкладень Аляски. Він також виявлений у нижньоярських сланцях Паризького басейну і нижньосилурійських сланцях Алжиру.
Потім є Gloeocapsomorpha prisca, тип морських водоростей. Кероген утворюється в кукерситових бітумінозних сланцях Естонії та поширився на сусідню Росію. У штаті Квінсленд, Австралія є бітумінозний сланець, що містить кероген, отриманий з планктонних озерних водоростей.
Аморфна більшість
Виявлені органічні залишки зазвичай становлять лише невелику частину керогену. Решта – аморфна. Мікроорганізми могли змінювати матеріал під час накопичення опадів, руйнуючи складні структури до однорідних.
Цей аморфний органічний матеріал називається сапропелевою речовиною і може накопичуватись у товстих шарах. Пермський сланець Іраті у Бразилії є гарним прикладом. Те саме правильне для еоценового GRF.
Звідки береться цей бруд? Ймовірно, це суміш планктону (водоростей, веслоногих ракоподібних, остракод) та мікроорганізмів, що живуть безпосередньо в осаді. Бактерії та водорості спільно працюють, перетворюючи життя на тверде паливо, потенціал якого ми бачимо сьогодні.
Кероген – це твердий продукт із змінених залишків бактерій, нерозчинний у звичайних нафтових розчинниках.
Поділ ідентифікованих водоростей та аморфного сапропелевого матеріалу важливий для вилучення. Одне структуровано, інше є мікробною суспензією. Для обох використовується та сама машина. Варви розповідають про спокійні води, де все почалося. Колір свідчить про щільність. Цей шар відображає річні ритми древніх океанів та озер.
Це не просто камінь. Час стислий.
Сланцеві нафтоносні породи залягають у землі більш як у 30 країнах. Видобувати їх економічно доцільно було лише протягом короткочасних економічних вікон, починаючи з початку 1900-х років. Розробка має локальний характер. Вона відбувається там, де певні умови роблять розрахунки вигідними.
Ті небагато місць, де дійсно велися великомасштабні операції, — це родовища кюкериту в Естонії (на північний захід Росії), родовища Фушунь в Китаї, формація Іраті в Бразилії, а також формація Грін-Рівер (GRF) на заході США. Вона величезна. Вона багата. Вона приваблює комерційний інтерес щоразу, коли ціна звичайну сиру нафту різко зростає, і зникає, коли ціни падають.
Цифри за каменем
Дані розповідають історію концентрації. Дванадцять провідних країн володіють 99 відсотками світових загальних запасів сланцевої нафти та виробництвом. Подивіться на вихідні цифри у таблиці нижче. Сполучені Штати займають перше місце з більш ніж 4,2 трлн барелів ресурсів на місці. За ними йде Китай з 354 мільярдами. Росія, Ізраїль та Йорданія замикають список основних гравців.
| Країна | Ресурси на місці (млн барелів) | Ресурси дома (млн метричних тонн) | Виробництво 2008 р. (тис. барелів/день) |
|---|---|---|---|
| США | 4 291 363 | 617 956 | – |
| Китай | 354 430 | 47 600 | 13 |
| Ізраїль | 250 000 | 36 000 | – |
| Росія | 247 883 | 35 470 | – |
| Йорданія | 102 000 | 14 688 | – |
| ДРК | 100 000 | 14 310 | – |
| Бразилія 82 000 | 11 734 | 3,8 | |
| Італія | 73 000 | 10 446 | – |
| Марокко | 53 381 | 8 167 | – |
| Австралія | 31 729 | 4 531 | – |
| Естонія 16 286 | 2 494 | 9 | |
| Канада | 15 241 | 2 192 | – |
| Усього у світі | 5 684 497 | 815 198 | 25,8 |
Фігури адаптовані з даних Всесвітньої енергетичної ради, Геологічної служби США та симпозіумів із сланцевої нафти Колорадської школи гірничої справи.
Ці показники “на місці” є нафтовими еквівалентами. Вони є теоретичну кількість барелів, що містяться в породі. Стандарт цих оцінок — аналіз по Фішеру. Це стандарт порівняння ефективності реторт.
В аналізі Фішеру зразок породи нагрівається зі швидкістю 12°C в хвилину до досягнення температури 500°C. Потім температура підтримується 40 хвилин. Це імітує піролізні умови деяких поверхневих ретортах. Тест вимірює вихід рідкої нафти. Він не зважає на газ. Цей газ може бути значним.
Розрив між потенціалом та реальністю
Ресурси на місці – це не обіцянка. Це стеля. Вони не враховують коефіцієнти вилучення. Фактичний видобуток залежить від промислових технологій, конкретної геології родовища та локального операційного середовища.
Загальні обсяги ресурсів майже завжди набагато більші за те, що можна фактично витягти з-під землі.
Візьмемо формацію Грін-Рівер. Оцінки показують, що вміст нафти в ній перевищує 4 трильйони барелів. Понад 600 мільйонів метричних тонн. Теоретично це нескінченно проти поточним споживанням. Але реальність має поріг рентабельності.
Поточні технології вилучення та економічні чинники роблять малоймовірною переробку породи, що дає менше ніж 15 галонів на коротку тонну (63 літри на метричну тонну), з прибутком. Використовуйте цей поріг. Ви виключите 75 відсотків ресурсів GRF. Життєздатний обсяг знизиться до 1–1,5 трильйона барелів.
Якщо підвищити поріг до 25 галонів на коротку тонну через суворіші ринкові умови чи вимоги до технологій? Обсяг скоротиться більш ніж на 90 відсотків. Залишиться менше ніж 500 мільярдів барелів.
Оскільки докладні дані щодо інших великих басейнів відсутні, світові ресурси, як і раніше, вказуються на основі оцінного вмісту нафти за методом Фішера. Це теоретичне число. Потенційна кількість. Чи не ліквідне.
Вилучення нафти із сланцевих нафтоносних порід
Органічний поріг для рентабельного видобутку сланцевої нафти
Сланець не містить попередньо накопиченої рідкої нафти. Речовина, що знаходиться всередині породи, – це кероген, воскоподібна тверда попередня сполука, яка залишається в породі до моменту нагрівання. Це той самий матеріал, який природно перетворюється на звичайну сиру нафту під впливом високого тиску в інших геологічних умовах протягом мільйонів років. Піроліз лише прискорює цей геологічний процес у реторті. Але ось у чому проблема: щоб отримати енергію, потрібно спочатку витратити енергію. Якщо породі недостатньо палива підтримки горіння, вся операція приречена на провал.
Саме тут “мінімальний вміст органіки” стає жорстким фінансовим обмеженням.
Зміст органічного вуглецю у звичайних нафтових і газових материнських породах зазвичай становить лише 2 відсотки чи трохи більше. Це мало. Щоб видобуток сланцевої нафти був комерційно цікавим, зміст органіки має бути значно вищим. Чому? Через енергетичний баланс. В ідеальному світі кероген виділятиме достатньо тепла для власної переробки. Насправді тепло втрачається через стінки реторти. Насосам потрібна електрика. Транспортні засоби спалюють дизельне паливо. Процес неефективний.
То яка ж ця цифра?
У контрольованих лабораторних умовах можна обійтися приблизно 3% керогену за вагою. Будь-яке менше значення призведе до того, що власна теплотворна здатність породи буде витрачена лише на спробу нагріти породу, що залишилася, до необхідної температури. На папері це точка беззбитковості. Але комерційний видобуток – це не лабораторний експеримент. Потрібен запас. Таким чином, рентабельні родовища повинні містити значно більше 3% органіки, щоб компенсувати ці реальні втрати.
Конкретна точка беззбитковості змінюється залежно від того, де ведеться видобуток і що планується виробляти.
Візьмемо, наприклад, Сполучені Штати. Зміст органіки у західних та східних сланцевих формаціях схоже – 7,5–15 відсотків. На перший погляд це виглядає як нічия. Якщо копнути глибше, картина змінюється. Органіка на заході «багатше» воднем. Ця сировина вищої якості. Це вміст водню еквівалентний 20–40 галонам нафти на коротку тонну. Східний сланець? Він бідніший. Ви отримуєте лише 10-15 галонів на коротку тонну тієї ж ваги породи.
Однак вирішальним є не лише обсяг. Вся справа у хімії.
Західна сланцева нафта багата на парафінові сполуки. При переробці вона стає лідером нафтопереробних заводів. Вона дає велику кількість дизельного палива та реактивного палива. Східна сланцева нафта інша. Вона містить більше ароматичних сполук. При переробці вона найбільше підходить для каталітичного крекінгу з метою виробництва бензину. Ці кінцеві продукти виходять ринку за різними цінами. Це означає, що економічний поріг рентабельності для шахти на заході може бути нижчим, ніж на сході, просто тому, що продукт продається дорожче.
Світова економіка додає ще одного шару складності.
У регіонах з дешевшою робочою силою, іншими енергетичними витратами або іншими цінами на нафту може бути можливим переробляти бідніші родовища, які не були б рентабельними у Сполучених Штатах. Енергетичний баланс, як і раніше, є вирішальним фактором. Чи ви отримуєте більше енергії, ніж використовуєте? Якщо відповідь “ні”, камінь залишається в землі.
Дослідники постійно намагаються покращити цей баланс. Найкраща ізоляція. Найефективніші реторти. Нові методи вилучення. Кожен відсоток заощадженої чи витягнутої органіки змінює рентабельність шахти. Це ходіння канатом між геологією та економікою. І чим складніше дістатися запасів, тим він уже.
Видобуток нафти зі сланцю — це питання буріння на велику глибину. Це питання термічної обробки. Основа технології – піроліз, хімічне розкладання, зумовлене інтенсивним нагріванням. При нагріванні нафтоносного сланцю руйнуються складні хімічні зв’язки керогену, органічного попередника, ув’язненого всередині породи. В результаті вивільняються дрібні молекули: рідкі вуглеводні, газоподібне паливо, а також побічні продукти, такі як сполуки азоту, сірки та кисню.
Питання не тільки в тому, чи це працює, а й у тому, як саме застосовується тепло. Метод повністю змінює продукт, часові рамки та логістику.
Три способи «приготування» сланцю
Нагрівати породу можна трьома різними способами. У кожного їх свій ритм.
Наземний піроліз використовує реторти – складні інженерні судини, призначені для швидкого нагрівання породи в безкисневому середовищі. Це обробка ex situ (поза місцем залягання). Стрибок температури різкий: 480–550 °C (900–1 020 °F). У таких агресивних умовах одержувана нафта містить велику кількість олефінів, діолефінів та сірки. Вона сильна, але хімічно складна.
Підземне нагрівання, або обробка in situ (на місці залягання), – це повільне горіння. Порода є поганим провідником тепла. Щоб максимізувати видобуток, доводиться чекати. Процес займає місяці, котрий іноді роки. Оскільки нагрівання відбувається настільки поступово, піролізні реакції протікають за нижчих температур, приблизно 325–400 °C (620–750 °F). Результат? Легша сира нафта і високе ставлення газу до нафти. Ви жертвуєте швидкістю заради плинності.
Потім є гібридний підхід. Інженери викопують котлован, вистилають його непроникним матеріалом та заповнюють здобутим сланцем. Усередині насипу закопують нагрівальні труби та датчики, а потім засипають усе землею. Трубами циркулюють гарячі гази. Продукти піднімаються як пара. Це імітує умови in situ, але стискає часові рамки. Це проміжний варіант між швидкістю поверхневих реторт та ресурсоефективністю підземного нагріву.
Методи нагріву, що визначають ринок
Незалежно від джерела тепла більшість комерційних процесів потрапляють у певні технічні категорії. Це незначні варіації; вони диктують ефективність, вартість та вплив на навколишнє середовище.
Методи внутрішнього згоряння спалюють газ або частину самого сланцю для генерації тепла. Потім гарячий газ передає цю енергію руді. Це прямий та агресивний метод.
* Ківітер: Використовується в Естонії.
* Фушунь: Застосовується в Китаї.
* Paraho Direct: Розроблений у Сполучених Штатах.
Системи з рециркулюючими гарячими твердими тілами циркулюють випалений сланець або інертні матеріали як переносники тепла. Ось у чому хитрість: відпрацьований сланець все ще містить енергію. Вуглецевий кокс, що залишився в мінеральній золі, можна спалити для отримання додаткового тепла. Це підвищує ефективне використання ресурсів. Ці системи працюють виключно у наземних умовах.
* Галотер: Естонія.
* Enefit 280: Естонія.
* Процес Таціука: Канада.
Теплопередача через стінку передає тепло електрично або за рахунок зовнішнього спалювання палива поза ретортою. Це повільніше, але чистіше.
* Pumpherston: Оригінальний. Використовується у Шотландії з 1862 року. Історична база, яка еволюціонувала по всій континентальній Європі.
* Combustion Resources & Ecoshale In-Capsule: Сучасні американські розробки.
Зовнішньо генерований гарячий газ впорскує попередньо нагрітий газ у реторту. Це ефективно, але потребує складної трубопровідної системи.
* Petrosix: Флагманський наземний процес Бразилії.
Paraho Indirect: Американська технологія, також наземна.
Реактивні рідини використовують хімічно активні агенти, такі як водень під високим тиском. Це не лише нагріває породу, а й покращує якість нафти на льоту. Водень видаляє сірку та стабілізує реактивні вуглеводні. Це хімічне втручання полегшує подальшу переробку.
Об’ємне нагрівання — це аутсайдер. Уявіть мікрохвильову піч. Він використовує електромагнітне випромінювання або електричний струм прямого збудження молекул. Це швидко. Це точно. Але поки що він розроблений лише для застосувань in situ.
Чотири етапи поверхневої обробки
Як тільки породу витягли з-під землі, робочий процес жорсткий. У наземній обробці є чотири непорушні етапи:
- Видобуток: Вилучення руди або підземним способом, або відкритим способом (кар’єр).
- Дроблення: Зменшення розміру породи до параметрів, з якими може працювати реторта.
- Піроліз (ретортування): Нагрівання подрібненого сланцю до температур піролізу.
- Поліпшення (апгрейд): Очищення сирої нафти, одержаної з органічного вмісту.
Не всі реторти збудовані однаково. Класифікація зазвичай залежить від руху та розміру частинок.
Деякі реторти переміщують реагує сланець вертикально через нерухому камеру. Тут працює гравітація. Інші використовують горизонтальну конструкцію, що зазвичай обертається барабан. Обертання підтримує рух матеріалу та забезпечує рівномірне нагрівання.
Потім є питання розміру. Реторти спроектовані для роботи або з “кусами”, або з “дрібними частинками”.
* Куси: Фрагменти розміром від 15 до 70 мм (від 0,5 до 2,75 дюйма).
Дрібні частинки: Частинки розміром менше 10 мм (0,4 дюйма).
Їхнє змішування порушує процес. Реторта, розрахована на дрібні частки, заб’ється шматками. Реторта, побудована для кусів, дозволить дрібним частинкам випаровуватися у вигляді пилу або згоряти неефективно. Інженерні обмеження жорсткі. Похибка мінімальна. І зі зростанням глобального апетиту до нетрадиційних джерел енергії правильне дотримання цього балансу визначає, виживе проект чи ні.
Вилучення нафти безпосередньо в пласті
Забудьте про шахти та поверхневі реторти. При обробці * in situ * (безпосередньо у пласті) магія відбувається під землею. Мета проста: нагріти породу на місці, щоб звільнити нафту та газ, а потім відкачати їх за допомогою стандартних технологій свердловин. Жодних гігантських поверхневих заводів. Жодних величезних куп сланцевої породи. Тільки тепло, тиск та витяг.
Прямо зараз? Нічого не працює у комерційному масштабі. Але інтерес є реальним. Підприємства тестують способи нагрівання великих обсягів породи, не руйнуючи при цьому поверхню. Проблема не в бурінні. Проблема у нагріванні. І в ізоляції. Необхідно запобігти витоку продуктів реакції в ґрунтові води.
Найбільш перспективними виглядають дві системи електричного нагріву. Одна використовує щільну сітку вертикальних або горизонтальних свердловин, у кожній із яких встановлений електричний нагрівач. Просто. Прямолінійно. Інша система складніша. Пробуріть паралельні горизонтальні свердловини. Гідророзрив пласта. Закачайте провідний розпірний матеріал у ці тріщини. Пробуріть одну горизонтальну свердловину під прямим кутом, щоб з’єднати їх. Пропустіть електричний струм через цей ланцюг. По суті ви побудували гігантський пластинчастий нагрівальний елемент глибоко під землею.
Є й інші методи. Підземні пальники. Поверхнево нагріті гази, такі як повітря або діоксид вуглецю, що закачуються безпосередньо в породу. Методи різняться. Фізика – ні.
Очищення шламів
Поверхневі реторти виготовляють брудну сиру суміш. Вона щільна. Вона містить великі молекули вуглеводнів. Вона насичена киснем, сіркою та азотом. Це не просто домішки; це агенти корозії. Вони руйнують обладнання нафтопереробних заводів. Спаліть їх, і ви отримаєте отруйні викиди. Якщо ви хочете використовувати сланцеву нафту для чогось, окрім бункерного палива чи дешевого опалення, її необхідно покращити.
Візьміть сланцеву олію GRF. Воно засмічує обладнання частинками та діолефінами. Видаліть їх. Проведіть гідроочищення високого вмісту парафінів. Раптом у вас з’являється високоякісна олія. Реактивне паливо. Дизель. Речі, які люди справді хочуть заливати у свої баки.
Видалення азоту ще одна необхідна операція на початкових етапах. Він вбиває каталізатори під час переробки. Цей крок не можна пропускати.
Так, покращення коштує грошей. Воно потребує зусиль. Воно потребує значної інфраструктури. Але технологія існує. Це не наукова фантастика. Це просто дорого та хімічно агресивно.
Перевага методу in situ? Легша нафту. Досі брудна.
Нафта, одержана методом in situ, відрізняється. Вона легша. У порівнянні з сирою нафтою, отриманою в поверхневих ретортах, потрібно менше покращень. Це головна новина. Продукт на гирлі свердловини має більш високий вміст водню, що допомагає при гідроочищенні.
Але не поспішайте радіти. Їй досі потрібна обробка. Газ, що отримується при ретортної обробки in situ, є “кислим”. Це галузевий сленг, що означає насичений сірководнем та діоксидом вуглецю. Обидва компоненти необхідно видалити. Сірка токсична. Діоксид вуглецю збільшує викиди. Ви не можете просто закачувати кислий газ у трубопровід.
Різниця полягає у ступені, а не в суті. Нафта з поверхні – це хімічний кошмар. Нафта із пласта — це керована проблема. Але обом потрібна переробка. Обом необхідно видалити домішки, перш ніж вони досягнуть насоса.
Вуглецеві витрати сланцевої нафти
Видобуток нафти зі сланцю – процес нечистий. Основний метод полягає у нагріванні гірських порід для вилучення вуглеводнів. Це нагрівання зазвичай забезпечується за рахунок спалювання викопного палива. Таким чином, виникає прямий зв’язок між виробництвом сланцевої нафти та викидами парникових газів.
Цифри вражають. Процеси in situ (на місці), у яких породи нагріваються під землею, виділяють щонайменше на 10–20 % більше діоксиду вуглецю (CO₂), ніж традиційний видобуток нафти. Надземна ретортна переробка ще більш «брудна». Ці методи працюють за вищих температур і призводять до розкладання карбонатних мінералів, що потенційно збільшує викиди CO₂ на 50 % порівняно з традиційним видобутком нафти.
«Переробка сланців неминуче призводить до викидів CO₂… [під час поверхневих процесів]… [утворюючи] на 50 % більше CO₂, ніж за традиційних процесах видобутку нафти».
Лідери галузі не ігнорують цієї проблеми. У пропозиціях щодо її вирішення передбачено уловлювання цього діоксиду вуглецю та закачування його назад у раніше виснажені блоки родовищ для секвестрації. Інші пропонують перекачувати газ у традиційні нафтові родовища підвищення нафтовіддачі з допомогою поліпшення видобутку. Це стратегія, що коригує, а не рішення, але в даний час це єдина стратегія, що розглядається.
Вода: обмежений ресурс у посушливих ландшафтах
Можна припустити, що процес сухий, оскільки нафта замкнена у породі. Це лише половина правди. Сама реакція піролізу не використовує воду. Однак решта операції потребує її значної кількості.
Повна переробка сланцевої нафти потребує 0,7–1,2 літра води за кожен літр виробленої нафти. Чому? Буріння, вилучення та переробка синтетичної сирої нафти потребують гідратації. Рекультивація майданчика додає свої витрати на загальний рахунок.
Водяне охолодження під час виробництва електроенергії може стати додатковою великою потребою, якщо використовується традиційна конденсація пари. Проте більшість розробників у районах із дефіцитом води обирають повітряне охолодження, щоб уникнути виснаження місцевих джерел. Незважаючи на це зниження, галузь перебуває під тиском з метою скоротити свій вплив на довкілля.
Як сланцева нафта порівнюється коїться з іншими джерелами енергії? Насправді вона менш водоємна, ніж багато біопалива. Масштабне підприємство, яке виробляє 500 000 барелів на день, все одно використовуватиме менше 1% від загального річного водоспоживання штату Колорадо. Розрахунки сходяться, але локальні ефекти в посушливих районах залишаються соціально-політичним осередком напруги.
Ризики для ґрунтових вод та пошкодження поверхні
Забруднення – це інший бік медалі. Гірничодобувні та переробні операції можуть призводити до витоків у поверхневі або ґрунтові води, якщо не дотримуються найсуворіші практики галузі. Процес ретортної переробки in situ залишає після себе органічні сполуки та побічні продукти, що загрожують ресурсам ґрунтових вод.
Коли underlying порода, що лежить в основі, нагрівається, її структура також змінюється. Ця зміна може зробити деякі неорганічні забруднювачі рухливішими і сприяти їх легкому поширенню через водоносний горизонт. Експерименти показують, що це забруднювачі можна видалити до закриття майданчика. Однак ризики залишаються ключовою проблемою для регулюючих органів та місцевих жителів.
Потім є сама територія. Виробництво поверхневих реторт потребує величезних відкритих кар’єрів або підземних шахт. Коли переміщається така велика кількість породи, це порушує цілісність землі. Це заважає випасу худоби, завдає шкоди сільському господарству та витісняє місцеву фауну та флору. Навіть методи in situ з свердловинами залишають слід на поверхні, але він, як правило, більш концентрований і менших розмірів.
Рекультивація можлива. Попередні спроби освоєння сланцевої нафти показали, що відпрацьовані ділянки можна відновити. Але це дорого, технічно складно і потребує води — створюючи парадокс у посушливих регіонах, де вода й так дефіцитна.
Людські витрати розвитку
Сланцева нафта впливає як грунт. Вона змінює спільноти, де знаходиться. Розвиток у промислових масштабах неминуче торкається сільських районів.
Місцева влада часто стикається з нестачею послуг. Перш ніж почнуть надходити рентні платежі, раптове зростання населення та промислова активність можуть створити навантаження на інфраструктуру та громадські служби. Розробники повинні задовольняти ці негайні потреби, щоб зберегти свою соціальну ліцензію.
Існує також шар історичного страху. Спільноти вже бачили, як буми сланцевої нафти виникали та згасали. Страх повторення цього циклу є реальним. Щоб рухатися вперед, розробники повинні переконати місцевих мешканців, що цього разу все буде інакше. Йдеться не лише про геологію. Йдеться виключно про довіру.
Історія сланцевої нафти – це не просто видобуток породи. Це історія про те, хто виявився там першим, хто міг собі це дозволити і чому більшість ранніх спроб зникли відразу.
Перша задокументована згадка про сланцеву нафту належить до 1596 року. Особистий лікар герцога Фрідріха Вюртембергського зазначив, що мінеральна олія, що дистильована зі сланцю, може лікувати різні недуги. Не найамбітніший бізнес-план, але цікавий початок. Через тридцять років, у 1694 році, британська корона видала Патент № 330 трьом підданим, які заявили, що знайшли спосіб витягувати смолу, дьоготь і масло з каменю. Приблизно водночас у Модені (Італія) вироблялося достатньо нафти, щоб освітлювати вулиці. То була нішева, локальна галузь, яка працювала.
До 1830-х років ситуація стала комерційною. У Отені (Франція) в 1839 році почалося виробництво гасу зі сланцю. Попит на паливо для освітлення стрімко зростав. Китобійний промисел не встигав за ним. Ціни на китовий жир злетіли. Ринок потребував альтернативи.
Американський бум і крах
Сполучені Штати кинулися до цієї галузі. У 1850-х роках уздовж річки Огайо було збудовано реторти. Проте життєвий цикл цієї галузі виявився коротким. Усі ці ранні американські реторти зникли до 1860 року.
Чому? За рік до цього, 1859 року, Е.Л. Дрейк знайшов сиру нафту в Пенсільванії. Раптом альтернатива стала непотрібною. Економіка проекту впала. Те саме сталося в Канаді. У період з 1859 до 1861 року на берегах озера Гурон велася переробка сланцю в ретортах. Потім поблизу було виявлено дешеву сиру нафту. Канадське підприємство також припинило існування.
Північна Америка вступила у свій перший цикл швидкого розвитку, за яким негайно надійшло закидання проектів. Дешеві альтернативи завжди перемагали.
Шотландський виняток
Шотландія не слідувала цьому патерну. 1862 року там почала розвиватися комерційна галузь видобутку сланцевої нафти. Вона не закінчилася тихим згасанням; вона проіснувала сторіччя. Галузь виробляла гас, аміак та парафіновий віск для свічок. Вона працювала доти, доки не вичерпався сам ресурс. Останні заводи у Памферстоні (Західний Лотіан) остаточно закрилися 1962 року. Це сто років стабільної роботи.
Глобальне розширення та крах
Інші країни також намагалися зайнятися цією справою. Австралія 1865 року. Бразилія у 1881 році. Нова Зеландія у 1900 році. Швейцарія 1915 року. Швеція 1921 року. Іспанія у 1922 році. Південна Африка у 1935 році.
До 1966 всі ці заводи закрилися. Паттерн зберігся. Коли світовому ринку з’явилася дешева традиційна нафта, ці невеликі локальні операції змогли конкурувати. Вони не мали ні масштабу, ні необхідності виживати.
Вижили
Але не всі історії закінчуються закриттям. Три значущі підприємства, засновані у XX столітті, працюють досі, деякі навіть нарощують обсяги виробництва. Чому саме ці випадки вижили? Вони не намагалися конкурувати на світовому ринку. Вони заповнювали локальну нішу. Вони не мали дешевого альтернативного палива.
В Естонії переробку сланцевої нафти було розпочато 1921 року і триває до сьогодні, з щоденним видобутком близько 9 000 барелей нафти.
Естонія розпочала у 1921 році. Сьогодні вона виробляє близько 9000 барелів нафти на день. Більшість сланцю, що видобувається там, спалюється для виробництва електроенергії, але обсяг виробництва нафти з часом значно зріс. Технологія адаптувалася. Попит залишався локальним та специфічним.
Китай зробив щось подібне. Підприємство відкрилося у Фусуні, на північному сході Китаю, 1929 року. Воно продовжує працювати. Реторти там і в інших китайських локаціях дають оцінку 14 000 барелів нафти на день.
Історія Бразилії нещодавніша. У 1972 році компанія Petróleo Brasileiro (Petrobras) запустила пілотний завод у Сан-Матус-ду-Сул, у штаті Парана. Метою було розроблення технології комерційного видобутку. Це вдалося. Petrobras продовжує експлуатувати промислову реторту на цьому об’єкті. Вона виробляє близько 3500 барелів синтетичної сирої нафти на день, а також побічні продукти, такі як зріджений нафтовий газ (СНД), паливний газ і сірка.
Чому вони вижили
Ці три безперервні підприємства — в Естонії, Китаї та Бразилії — вижили не тому, що вони були ефективнішими за світові нафтові гіганти. Вони вижили тому, що існували без дешевого альтернативного джерела. Вони не піддавалися циклам “бум-крах”, які трясли Сполучені Штати. Коли ціни на традиційну нафту падали, ці підприємства не закривалися, бо не намагалися конкурувати за ціною. Вони вирішували проблему локальної енергетичної безпеки.
Перший цикл у Північній Америці швидко завершився. Глобальне розширення в XIX і на початку XX століття закінчилося закриттям до 1966 року. Але ці три конкретні випадки показують, що сланцева нафта — це не просто історична довідка. Це стійка, локалізована галузь. Вона чекає. Вона чекає на момент, коли дешева нафта перестане бути опцією. Або коли технологія нарешті наздожене економіку.
Камінь все ще зберігає нафту. Питання завжди не в тому, чи можна її отримати, а в тому, чи це потрібно робити.
Формація Грін-Рівер – це не просто геологічна дивина. Вона простягається через Юту, Вайомінг і Колорадо, приховуючи у собі величезні поклади нафтоносних сланців, які привертали увагу американців початку 1900-х.
Люди видобували з цієї породи олію і переганяли її в Юті вже в 1850-х роках. До кінця XIX століття жителі Колорадо використовували побічний продукт як дим для захисту садів. Проте реальний комерційний випуск був відсутній упродовж десятиліть.
Перший справжній сплеск припав на 1920-ті роки. Державний завод у Рулізоні, штат Колорадо, виробив близько 3600 барелів. Приватний оператор у Неваді додав ще 12 000 барелів. Це виглядало як прогрес. Потім було виявлено гігантські родовища традиційної нафти у Техасі, Оклахомі та Каліфорнії. Раптово сланцева нафта стала виглядати дорогою та непотрібною. Ці ранні підприємства закрилися до 1930 року. Перший цикл завершився.
Повоєнні стратегії безпеки та близькосхідна нафта
Індустрія знову прокинулася одразу після Другої світової війни. На цей раз рушійною силою був не тільки прибуток. Військові розглядали нафтоносні сланці як внутрішнє джерело палива, яке не могло бути відрізане іноземними державами.
Конгрес втрутився. Закон про синтетичне рідке паливо 1944 року та Закон про виробництво для оборони 1950 року профінансували будівництво реторт Бюро гірничих робіт США біля Ріфла, штат Колорадо. Масштаби були нікчемними порівняно із сучасними очікуваннями. Ці заводи могли переробляти лише від 350 до 1500 барелів на день.
Вартість була неймовірною. Видобуток та дроблення породи вимагали надто багато праці. Але справжнім убивцею стала геополітика. До та після війни було виявлено гігантські родовища нафти на Близькому Сході. Ціна на традиційну нафту впала. Комерційний інтерес до сланцевої нафти зник майже за одну ніч.
Шок 1970-х і міхур SFC
1970-і знову змінили порядок денний. Нафтові ембарго та стрибки цін викликали шокові хвилі у світовій економіці. Країни поспіхом почали перевіряти свої власні запаси сланців. Чи могли вони виправдати колосальні інвестиції, необхідні перетворення породи на паливо?
У США федеральний уряд влив мільярди доларів у Корпорацію із виробництва синтетичного палива (SFC). Великі нафтові компанії витратили ще сотні мільйонів, ставлячи те, що високі ціни збережуться. Вони помилились.
Ціни короткочасно зросли, а потім звалилися у 1980-х роках. Інтерес зник. Проекти було скасовано. Співтовариства в Колорадо та Юті зіткнулися із серйозною економічною кризою.
Лише один проект пережив чистку. Корпорація Unocal, що управляла майданчиком біля Парахута, штат Колорадо. Вони мали гарантію цін від SFC. Це було не їхнє перше випробування. Unocal експериментувала із сланцевою нафтою з 1921 року.
У 1940-х роках вони тестували процес прямого внутрішнього згоряння. У 1980-х роках вони побудували установку для свого процесу «Union B», який використовував гарячий газ, що генерується зовні. З 1986 по 1991 рік завод зробив п’ять мільйонів барелів. Потім Unocal закрила його. Четвертий цикл інтересу Північної Америки завершився.
Методи in situ та глобальне розширення
Новий розділ розпочався на початку 2000-х років. Ціни на сиру нафту почали зростати, багато в чому завдяки попиту з боку азіатських економік, що розвиваються. Фінансовий сектор, уряди та промисловість знову звернули увагу на сланці.
Ця епоха ознаменувала зрушення у методах. Розробники почали тестувати методи in situ – вилучення нафти з надр без видобутку породи. Розробники поверхневих реторт зосередилися на ефективності та екологічних показниках, зокрема на управлінні вуглецевими викидами.
Жодна компанія відразу взяла він зобов’язання по повномасштабному економічно вигідному виробництву. Але експерименти розпочалися. Деякі були завершені. Технічні перешкоди для поверхневої переробки залишалися, проте компанії все одно планували нові системи. Локації були різноманітними: Естонія, Йорданія та Сполучені Штати.
Пастка цінової залежності
Майбутнє розробка сланцевої нафти висить на волосинці. Воно залежить від вирішення технічних обмежень. Але воно також однаково залежить від економічних і політичних умов у світі.
Найбільш критичним чинником є довгострокова ціна традиційну сиру нафту.
Капітальні витрати на комерційний проект із видобутку сланцевої нафти величезні. Сланцева нафта буде конкурентоспроможною лише в тому випадку, якщо традиційна нафта залишиться дорогою. Якщо ціни впадуть, то математика перестає працювати.
Ще побачити, чи зможе комерційне виробництво розширитися за межі трьох країн, які раніше здійснювали його у великих масштабах. Технологія існує. Порода є. Але економіка — це мета, що рухається.
