Архив меток: газовые гидраты

Черноморские карты, прогнозы и считалочки

02.02.2014
Черное море разведчиков

Во-первых, из-за сложной геологии никто во второй Кувейт в Черном море особо не верит. Во-вторых, низкие цены на нефть не стимулировали компании на глубоководную геологоразведку, требующую внушительных инвестиций. Дело в том, что после краха рынка недвижимости инвестиционных средств меньше не стало. Их начали вкладывать в новые проекта, в т. ч. в разведку и добычу углеводородов.

До последнего времени добычу нефти и газа на шельфе вели Турция, Болгария, Румыния и Украина. Открытых запасов им хватает сейчас на совокупную ежегодную добычу немногим более 4 млрд. куб. м в газовом эквиваленте.

В ближайшие несколько лет, как надеются многие компании и правительства Причерноморских стран, ситуация кардинально изменится. Будут открыты месторождения, которые смогут повлиять на энергетический баланс каждой из стран. Особенно в западной части региона: Турции, Болгарии, Румынии и Украины. Более того, эта часть Черного моря, возможно, станет новым источником газа для всей Центральной и Восточной Европы. Так считают в одной из ведущих исследовательско-консалтинговых компаний мира WoodMackenzie. Пока же сами будущие поставщики природного газа зависят на 30-90% от импортных энергоресурсов. При этом большую часть (30-60%) дефицита покрывают за счет поставок голубого топлива и нефти из России. Турция, которая как никто другой зависит от импортных поставок, только в 2012 году потратила на закупку нефти и природного газа более $60 млрд.

Основная часть морской нефтегазовой инфраструктуры в странах Причерноморья была создана в конце 70-х-середине 80-х годов прошлого столетия. В это же время были открыты все ныне действующие месторождения. Большинство государств западной части Черного моря входили в состав СССР или «соцлагеря». У них деньги имелись. Так, была обустроена группа нефтегазовых месторождений на блоке Истрия в Румынии, промыслы в северо-западной части шельфа Черного моря в Украине и открыты месторождения на блоке Галата в Болгарии. При этом уже тогда Черному морю уделялось внимание с прицелом на будущее. Например, Румыния и Украина имели крупные месторождения на суше, за счет которых добыча превышала потребление. Сегодня сухопутныеместорождения находятся в режиме истощения и правительства стран видят именно в Черном море источник будущего увеличения добычи. Если разделять Черное море на мелководную (шельф) и глубоководную части, то особые надежды связывают с глубоководьем. Во-первых, потому что оно полностью не разведано, традиционно на нем открывают крупные промыслы. Во-вторых, на мелководье нет потенциальных месторождений, которые по своим объемам содержали бы привлекательные для крупных компаний запасы газа. Это важно, потому что у государств, испытывающих экономические проблемы, нет свободных средств на проведение даже рисковых высокозатратных геологоразведочных работ, и они вынуждены считатьсяс инвесторами. Одно из исключений — в прошлом году итальянская компания Eni, французская EDF и украинские «Черноморнефтегаз», «Воды Украины» подписали соглашение о разделе продукции (СРП) на мелководных структурах Абиха, Маячная, Кавказская и Субботина Прикерченского участка Черного моря. Столь малый срок, за который правительству удалось договориться подписать СРП с инвесторами, объясняется тем, что потенциальные месторождения находятся друг от друга на расстоянии одной скважины, в которых рассчитывают найти нефть. Обнаруженные запасы черного золота на структуре Субботина (6 млн. тонн) – лишнее тому подтверждение. С учетом высоких рыночных цен на нефть, ее добыча более выгодна, чем производство газа, который в основном и рассчитывают обнаружить в Черном море. Сегодня потенциальные ресурсы украинского мелководья геологи оценивают в объемах не меньше, чем глубоководье – более триллиона кубометров на нескольких десятках структур, однако, интереса к ним крупные инвесторы не проявляют. Позитивом является низкая (до $50/тыс. куб. м) себестоимость добычи. Однако запасы погоды не делают.

Похожая ситуация на мелководье в Турции, Румынии и Болгарии. Месторождениями при глубине моря до 200 метров интересуются небольшие частные компании, для которых запасы месторождений даже в объеме 10 млрд. куб. м весьма привлекательны. Гиганты на такую мелочь не размениваются, полностью полагаясь в Черном море на глубоководье. Они считают, что если в регионе и есть крупные запасы, то они располагаются при глубине моря не менее 900 метров. Такова практика привлечения западных инвестиций в черноморскую нефтегазоразведку. Причем, до некоторых пор она была не очень удачной, а ее результаты угрожали тем, что крупные игроки просто на просто покинут Черное море.

(На карте указана первая успешная глубоководная скважина на румынском участке «Нептун» — соседний с украинским участком «Скифская площа». В следующие два года румыны планируют пробурить ещё шесть скважин, две из которых вплотную на границе со Скифской площадью)

Турция – флагман черноморской глубоководной разведки. С 2006 по 2011 годы на четырех морских блоках страны пробурили пять разведочных скважин общей стоимостью около $700 млн. Инвесторами выступили государственная Турецкая нефтяная корпорация, бразильская Petrobras, британская BP, американские Chevron и ExxonMobil. Результат – «сухие» скважины. Плюс крайнее разочарование инвесторов. При этом они изначально не строили сногсшибательных планов. Например, один из официальных представителей ExxonMobil говорил о том, что успешность турецких прогнозов найти месторождение объемом миллиард баррелей нефти американские специалисты оценивают в 20-30%. Однако того, что надежды не оправдаются совсем, не ожидал никто. Традиционная практика, когда успешной оказывается одна из четырех разведочных скважин, не сработала. Поэтому к бурению первой глубоководной скважины в румынском секторе Черного моря многие отнеслись со скептицизмом. Буровое судно «Глубоководный чемпион», стоимость аренды которого тогда составляла $650 тыс. в сутки, за первые два с половиной месяца 2011 года пробурило скважину глубиной более трех километров и открыло месторождение с предварительными запасами 42-84 млрд. куб. м газа. Глубина моря – 930 метров. Блок – Нептун. Концессионеры – румынский OMV Petrom и американская ExxonMobil. Таких открытий в Черном море еще не делал никто и, главное, оно случилось в самый решающий для инвестиционной привлекательности региона момент – после турецкого провала. Конкурс по блоку Хан Аспарух в Болгарии, Скифской площади и Форосского участка в Украине, решение о начале реальных работ на Туапсинском прогибе и Северо-Черноморском участке в России и продолжении работ на глубоководье Турции –все это произошло уже после румынского открытия.

— Без сомнений, румынская скважина Домино-1 трансформировала отношение к региону и возобновила интерес к Черному морю, — считает аналитик WoodMackenzie Крис Мередит. – Запасы месторождения еще будут уточняться, но наш прогноз: добыча начнется к 2019 году. В любом случае, его объемы четко указывают на потенциал будущих газовых открытий.

Аналитик уверен в том, что инвесторы находятся на низком старте в осуществлении полномасштабного разведочного бурения в западной части Черного моря: «На основании утвержденных буровых программ в течение пяти лет будет пробурено 10 глубоководных скважин».

Одной из причин активизации работ в западной части Черного моря аналитики считают отказ от строительства газопровода Набукко, который должен был бы обеспечить диверсификацию источников и растущие потребности стран Центральной и Восточной Европы. Конкурентом Набукко мог бы стать Транс-Анатолийский газопровод, но его основной задачей является обеспечение азербайджанским газом Турции, а не стран ЕС. Сегодня потребности в голубом топливе стран региона уже составляют 55 млрд. куб. м в год и рост продолжится. Главными причинами станут более жесткое соблюдение экологических стандартов ЕС и истощение сухопутных месторождений. При этом нынешняя зависимость от России, которая в некоторых странах достигает 90%, не нравится никому. Поэтому Черное море – идеальный вариант в качестве нового источника энергоресурсов. Так ли оно и будет, покажут уже ближайшие два года. За этот период планируется пробурить восемь глубоководных разведочных скважин. Две из них запланированы на болгарском блоке Хан Аспарух, на котором работает пул компаний французской Total, испанскойRepsol и австрийской OMV. Еще две – на румынском блоке Нептун, на котором работают румынский OMV Petrom и американская ExxonMobil. На этом участке партнеры планируют уточнить запасы первого открытого на глубоководье Черного моря месторождения и, возможно, открыть еще одно – разведать соседнюю перспективную структуру. В этом и следующем году буровые работы в румынском секторе начнет и пул российского «Лукойла» и американской Vanco государственной компании Romgaz. Они владеют правами на два глубоководных блока Восточная Рапсодия и Трайдент (половина бывшей спорной акватории между Румынией и Украиной) и обязаны по утвержденной программе осуществить бурение двух скважин. Продолжат искать углеводороды в Черном море и турки. Национальная Турецкая нефтяная корпорация планирует бурение на блоке 3920 совместно с компанией Shell. Несмотря на нулевые результаты предыдущего бурения в «турецком» Черном море и больший интерес к Средиземному, в соседнем израильском секторе которого открыли месторождения с запасами в сотни миллиардов кубометров, нефтегазодобытчики страны полумесяца не потеряли надеждына свои северные воды. В позапрошлом году открыли в мелководной части блока 3920 месторождение Истранка и, судя по всему, привлекли этими результатами британо-голландского нефтегиганта для работы на более глубокой воде. Впрочем, особенность всех вышеуказанных блоков в том, что все они граничат с блоком Нептун, на котором было сделано первое в Черном море глубоководное открытие. Украинская Скифская площадь, право на заключения соглашения о разделе продукции на которой выиграли американская ExxonMobil, румынский OMV Petrom, британо-голландская Shell lи украинская «Недра Украины», также примыкает к Нептуну. Станет ли это гарантией открытия новых крупных месторождений, покажет бурение, которое, в любом случае, будет высокозатратным, как собственно и все остальное, что будет сопровождать подобные высокотехнологичные проекты.

Затраты на бурение глубоководной разведочной скважины составляют сегодня более $100 млн.,

а инфраструктуры и сервисных услуг для таких работ в регионе просто не существует (например, нет ни одной соответствующей буровой установки или бурового судна – прим. авт.), — говорит Крис Мередит из WoodMackenzie. – Однако тот факт, что в Черное море пришли крупнейшие компании нефтегазовой промышленности мира, уже может служить гарантией выполнения обязательств. Их опыт, профессионализм, способности и возможности дают основание строить положительный прогноз о перспективах нефтегазоразведки в Черном море. Затраты OMV Petrom и ExxonMobil на изучение блока Нептун к 2015 году уже могут составить $1 млрд.

Общие в Черном море – перевалить за $3 млрд. Входят в них и инвестиции в разведку российского глубоководья. Сразу после Олимпиады в Сочи «Роснефть» и американская ExxonMobil приступят к бурению скважины на структуре Абрау-Южная Туапсинского прогиба. Она будет первой в российском секторе Черного моря.

Что касается Украины, то здесь пока пауза. Соглашение о разделе продукции на Скифской площади с американской ExxonMobil, румынской OMV Petrom, британо-голландской Shell и украинской «Недра Украины» пока не подписано. При этом задержка вряд ли связана с новой ценой на российский газ, поскольку платежеспособные европейские потребители расположены рядом, а СРП разрешают экспортировать добытую продукцию. Вопрос – в нестабильной политической обстановке и юридических проволочках. Более того, источники РЭ сообщают, о намерениях Shell выйти из данного проекта. Определенный оптимизм высказывали и представители «пионера» украинских глубоководных проектов — «ВанкоПрикерченская». Компания еще 8 лет назад выиграла конкурс на заключение СРП по Прикерченскому участку, однако, после «демарша» со стороны правительства Юлии Тимошенко, реализовать данное право до сих пор так и не смогла. После достижения мирового соглашения с Кабмином в начале 2013 года у «ВанкоПрикерченская», которая в настоящее время контролируется ДТЭКом, открылись возможности продолжить реализацию проекта. Однако структура Рината Ахметова по неизвестным причинам медлит с возобновлением работ.

Впрочем, Украина достигла успехов по увеличению добычи природного газа собственными силами на мелководье. В 2013 году она выросла на 40,6% до 1,65 млрд. куб. м. В 2015 году за счет завершения обустройства Одесского и Безымянного месторождений добыча должна достигнуть 3 млрд. куб. м. Сегодня Украина потребляет более 50 млрд. куб. м газа в год и добыча на шельфе особой погоды не делает. Другое дело, что за счет нее удастся сохранить уровень добычи госкомпаний, которые продают газ по рекордно низкой цене (не выше $55/тыс. куб. м) для нужд населения. Это позволяет украинскому правительству удерживать цены на природный газ для рядовых украинцев на уровне, даже ниже российского – чуть больше $90/тыс. куб. м.

Глобальные процессы в мировой нефтегазодобыче как ничто другое повлияли на решение инвесторов вкладывать в Черное море именно сейчас. Одна из причин – Черное море остается одним из самых неразведанных регионов мира, а нефтегазовые компании повышают свою капитализацию за счет увеличения ресурсной базы. Ранее они увеличивали ее за счет перерабатывающих мощностей и количества заправок, однако, это не вдохновляет акционеров после мирового финансового кризиса. Нет собственного сырья — нет будущего, считают они. Далее, высокая цена на нефть и газ на мировых рынках, и конкуренция со стороны небольших молодых компаний. Есть в Причерноморском регионе и свои немаловажные особенности. Они непосредственно влияют на нынешнюю инвестиционную активность, поскольку напрямую связаны с прибылью, которую получат добытчики. Всем понятно, что транснациональных гигантов энергонезависимость стран, в которых они работают, интересует меньше всего. И уж тем более они против низкой стоимости энергоресурсов. Наоборот, именно возможность получать максимальную прибыль и дает сейчас толчок многим проектам в Черном море. Если в Турции и Болгарии для населения уже давно действуют рыночные цены на газ – свыше $300/тыс. куб. м, то Румыния до последнего времени практиковала фиксированные тарифы на закупку голубого топлива отечественной добычи. Поэтому активизация маленьких и крупных игроков в ее секторе связана, прежде всего, с либерализацией цен. Если в прошлом году газ продавался в Румынии по $143/тыс. куб. м, то к 2015 году для промышленности ожидается повышение до среднеевропейского уровня (более $300/тыс. куб. м). Для населения это произойдет к 2019 году. Поэтому неудивительно, что именно к концу десятилетия запланировано начало добычи не только на глубоководном блоке Нептун, но и таком мелководном участке как Мидия. Месторождения Анна и Дойна, расположенные на нем, были открыты пять лет назад, и до последнего времени канадская компания «Стерлинг» планировала обустроить их в 2015 году. Однако, судя по всему, желание максимальной прибыли победило. Осуществление проекта освоения 10 млрд. кубометров природного газа перенесено на неопределенную дату.

28.10.2013

Как сообщалось, еще в 2007 году между НАК “Нафтогаз Украины” и ОАО “Газпром” договорились о совместной разработке структуры Палласа, расположенной в северо-восточной части Черного моря на границе Украины и РФ. “Нафтогаз Украины” уже заявил о завершении сейсмологических исследований 3D на структуре и начале интерпретации этих данных.

Прогнозные запасы свободного газа в пределах участка Палласа составляют около 120 млрд куб. м газа (в т.ч. украинская часть — 86 млрд куб. м), растворенного газа — 8,6 млрд куб. м (в т.ч. украинская часть — 8,2 млрд куб. м), нефти и газового конденсата — 70 млн тонн (в т.ч. украинская часть — свыше 45 млн тонн).

Ранее также предполагалась совместная разработка Суботинской нефтегазовой площади государственной НАК “Надра Украины” и “ЛУКОЙЛ Оверсиз” (оператор международных upstream проектов НК “ЛУКОЙЛ”), которые 21 февраля 2012 года подписали соответствующий меморандум о сотрудничестве. Однако Кабинет министров Украины 17 октября 2013 года одобрил заключение СРП на шельфовых площадях Суботино, Абиха, Маячная и Кавказская между “Эни Юкрейн Шеллоу Вотерс”, “ЕДФ Юкрейн Шеллоу Вотерс”, ГАО “Черноморнафтогаз” и ООО “Воды Украины”.

Украина объявила курс на диверсификацию энергопоставок и увеличение собственной газодобычи. Базовый сценарий проекта обновленной Энергетической стратегии Украины на период до 2030 года предполагает рост годовой внутренней добычи газа к этому году с добываемых 20 млрд куб. м до 44,4 млрд куб. м и сокращение его импорта до 5 млрд кубометров.
Рост добычи газа предполагается за счет освоения глубоководной части шельфа Черного моря, запасы которого оцениваются от 4 трлн до 13 трлн куб. м, а также нетрадиционного газа в виде сланцевого газа, газа плотных пластов и угольного метана.
http://www.ukrrudprom.ua/news/Rossiya_delit_s_Ukrainoy_zapasi_gaza_i_nefti_v_CHernom_more.html

17.10.2013

Запасы глубоководной части шельфа Черного моря оцениваются в пределах 4-13 трлн кубометров.
Сейчас на украинском шельфе Черного моря работает госкомпания Черноморнафтогаз. Помимо того, по данным агентства «Интерфакс-Украина», еще в апреле 2006 года Vanco International, 100% «дочка» американской Vanco Energy Company, победила в конкурсе на право заключения соглашения о разделе продукции (СРП) в пределах Прикерченского нефтегазоносного участка площадью 12,96 тыс. кв. км и глубинами от 70 до более чем 2 тыс. м.

В октябре 2007 года Vanco Int. переуступила права и обязанности по СРП компании Vanco Prykerchenska, однако из-за последовавшего затем конфликта с правительством под руководством Юлии Тимошенко реальная работа по проекту не велась, и лишь в июне этого года украинский суд признал мировое соглашение, в декабре 2012 года утвержденного Стокгольмским арбитражем.

Правительство страны также планирует подписать в этом году СРП в рамках проекта по освоению Скифского участка шельфа площадью 16,698 тыс. кв. км с консорциумом во главе с американской ExxonMobil и с участием Shell, австрийской OMV в лице румынской «дочки» Petrom и НАК «Надра Украины». Этот консорциум победил в конкурсе в 2012 году.
http://www.newsru.com/finance/17oct2013/uashelf.html

06.08.2012
минимальный объем инвестиций на первом этапе геологоразведовательных работ (не более пяти лет) должен составить минимум 1,6 млрд грн. Он также отметил, что участники конкурса приобрели конкурсную документацию, стоимость которой по Скифской площади составляла 12 млн грн, а также заплатили за участие в конкурсе по 1 млн грн.

По данным Госгеонедр, площадь Скифского участка составляет 16,69 тыс. км2, Форосского — 13,615 тыс. км2. Скифская площадь расположена на северо-западе украинской части шельфа Черного моря (глубины 100-2000 м), недалеко от острова Змеиный и территории Румынии. Скифский участок имеет потенциал добычи 3-4 млрд м3 в год, Форосский — 2-3 млрд м3.

Что касается конкурса на Форосскую площадь, который признан не состоявшимся из-за отсутствия заявок, Ставицкий выделил несколько вероятных причин этого. Одна из них — окончание финансового года, в связи с чем компании могут быть несколько стеснены в средствах. Однако более значительной причиной, по его мнению, являются геологические риски. «Стоимость бурения скважин на этом участке может составлять $130-150 млн», — отметил министр. Для освоения таких глубин компания-победитель вынуждена будет работать на буровой установке более высокого класса, нежели «Петр Годованец» или «Независимость» (глубина постановки — 120 м). По информации НефтеРынка, суточная аренда полупогружных буровых установок (глубина до 2000 м) составляет порядка $650 тыс., что еще раз подчеркивает затратность проектов на шельфе.

Скорее всего, потенциальные инвесторы в Черноморский шельф заняли выжидательную позицию и хотят увидеть, как пробурят первые скважины на турецкой части шельфа Черного моря, где наблюдаются похожие геологические условия.
http://www.nefterynok.info/analytics.phtml?art_id=140

02.06.2010
Украина владеет запасами газа, которых хватит на тысячу лет, утверждают украинские и немецкие ученые, которые провели оценку залежей Черного моря. Кроме того, ученым удалось разработать технологию добычи газа из газогидратов. Если правительство сможет привлечь инвесторов к разработкам месторождений, Украина получит промышленный газ уже через несколько лет.
«В пересчете на метан запасы газогидратов Черного моря, если брать весь бассейн, оцениваются в среднем в 50 трлн кубометров, — отметил он. — Если за единицу измерения взять годовую добычу Украины (а это примерно 20 миллиардов тонн), то 50 трлн дают запасы газа на несколько сотен, а может и тысяч, лет. Большинство этих залежей лежат в экономической зоне Украины».
«Сейчас разработана изящная, по моему мнению, технология (пока она на стадии доработки): это вытеснение метана из газогидратов углекислым газом, — говорит профессор Гулин. — То есть если углекислый газ закачать в пласты газогидратов, заменив метан углекислым газом, мы решаем экологическую проблему — проблему парникового эффекта». «Это правдивая оценка. Профессора уверяют, что если будут деньги, то через пять лет можно иметь промышленную продукцию», — уверен Яремийчук. Ссылаясь на разработки своих коллег, он уверяет, что Украина богата на нефть и газ не только в бассейне Черного моря.

— —
Документы по рос-укр газовым отношениям (подобраны тенденциозно) (данные по 2007 г.)

Со страницы kremlgaz.narod.ru/doc.htm
карта труб Украины

Подробная карта

— —
По мотивам карты создана


http://gloriaputina.livejournal.com/321559.html

— —
Отчет Газпрома за 4 квартал 2013 г. (pdf) (стр. 74)

i/ Западноевропейский экспорт без Турции и Финляндии
127.09-26.29-3.54 = 97.26
ii/ Полная загрузка Северного потока+газопроводов через Белоруссию
55+38 = 93
iii/ Остаток от экспорта в Европу 97.26-93 = 4.26 млрд.м3
iv/ Экспорт в Молдову 2.39 млрд.м3
v/ «Подвисший» экспорт в объемах 2013 г. = 4.26+2.39 = 6.65 млрд.м3

vi/ Теоретически
vi.i/ Газпром может даже отказаться от транзита через Украину, докупив в Европе недостающее
vi.ii/ Взятие под контроль направления Ананьев-Тирасполь-Измаил, Шебелинка-Измаил с пропускной способностью 26 млрд.м3 делает ненужным транзит через Западную Украину.
Указанная ветка

в основном идет по территории юго-востока Украины.

Реклама

eot.su: Большая энергетическая война. Часть IV. Спасительные сланцы?

Что все это значит для России? По крайней мере, в кратковременной перспективе – заметные неприятности в газовом экспорте и развитии газодобычи и переработки

Как пишет The Wall Street Journal 13 ноября 2012 г., «По прогнозу Международного энергетического агентства, наращивание добычи сланцевого газа и нефти в США перекроит мировую энергетическую карту».

Так сколько все-таки в мире «нетрадиционного» газа?

Нетрадиционный газ есть в Северной и Южной Америке, в Африке, Австралии, Китае, Франции, Норвегии, Польше, Украине, Румынии, Венгрии и т.д. Больше всего его в Китае, США, Аргентине. Американское Агентство энергетической информации оценило технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа в стране в 24 трлн куб. м, а совокупные мировые ресурсы – примерно в 190 трлн куб. м. В России, по данным «Газпрома», запасы нетрадиционного газа (включая угольный метан) превышают 80 трлн куб. м.

А почему этот газ называют нетрадиционным?

Традиционные газовые месторождения – это газ в проницаемых горных породах. Которые нужно, грубо говоря, только вскрыть буровыми скважинами – и газ сам, под пластовым давлением, пойдет на поверхность.

Нетрадиционные газовые месторождения – это газ в порах слабопроницаемых пород, а также угля. Там поры настолько тонкие, что пластовое давление недостаточно, чтобы газ из них «вытек». А чтобы заставить его вытечь – нужно разрыхлить породу, то есть раскрыть ее поры.

Как раскрыть поры? Если это уголь, то его можно рыхлить механическими способами. А если глинистый сланец – нужно закачать в газосодержащий пласт под большим давлением смесь воды, песка и особых химикатов. Называется это «гидроразрыв пласта». Вода нужна, чтобы передать в пласт высокое давление для гидроразрыва (создания трещин), песок – чтобы эти трещины сразу не закрылись, химикаты – чтобы снизить трение на стенках пластовых трещин и чтобы смесь воды и песка не оседала в ближайших трещинах.

Как видите, это намного сложнее (и значит, дороже), чем просто пробурить и оборудовать скважину в нужном месте на нужную глубину. Однако сложности на этом не кончаются.

Во-первых, если на традиционных месторождениях протяженность пласта, отдающего газ, обычно составляет километры, то на сланцевых месторождениях для создания протяженной трещиноватой зоны нужно не только бурить более частые вертикальные скважины до газового пласта, но и использовать более сложные и дорогие технологии горизонтального разбуривания залежи из основной скважины. И «тянуть» эти горизонтальные скважины на сотни метров или километры.

Во-вторых, как показывает опыт эксплуатации сланцевых газовых месторождений, созданные гидроразрывом трещины довольно быстро (особенно в «мягких» глинистых породах) «зарастают». Если на традиционных месторождениях успешно пробуренная скважина дает газ 10–40 лет, то на сланцевых месторождениях даже повторные гидроразрывы пласта редко обеспечивают сроки службы скважин больше 2–3 лет. И значит, нужно бурить новые скважины и делать новые гидроразрывы – а это затраты и затраты.

В-третьих, на один гидроразрыв пласта, как правило, требуются тысячи или даже десятки тысяч тонн воды. Но ее далеко не везде можно найти. И, кроме того, после проведения работ ее нужно, по экологическим нормам, очистить или утилизировать (безопасно захоронить). А это очень дорого – и потому в США это делают не все.

В-четвертых, применяемые при гидроразрыве химикаты далеко не безвредны и заражают подземные водоносные горизонты. Если где-нибудь в пустыне (и при большой глубине газоносного пласта) с этим можно мириться, то в населенных районах – никак нельзя. А еще гидроразрыв нередко приводит к образованию трещин в породах, покрывающих газоносный пласт. Тогда оказывается (как, например, в США в некоторых районах Пенсильвании), что воздух и почва вокруг месторождения заражены ядовитыми химикатами и имеют повышенную радиоактивность (органическое вещество глинистых сланцев почти всегда осаждает на себе радионуклиды). И кроме того, во многих дворовых колодцах можно просто поджечь насыщенную газом воду… Именно по этим экологическим причинам в канадском Квебеке на добычу сланцевого газа наложен мораторий.

В-пятых, гидроразрыв пласта – по своим последствиям для массива горных пород – похож на мощный взрыв. И, как показал опыт (например в Великобритании), может вызывать очень чувствительные, до 3–4 баллов, локальные землетрясения.

Наконец, отчет Агентства США по охране окружающей среды за 2011 год сообщает, что выброс в атмосферу парниковых газов при добыче из сланцев намного выше, чем при добыче обычного газа, нефти и угля, и что потери газа при добыче составляют 4–8%.

Теперь вернемся к цене. В среднем, в мире себестоимость газа традиционных месторождений «на скважине» (то есть без учета транспортировки потребителю) составляет от 8–15 до 30–45 долларов за тысячу куб. м. Средняя себестоимость газа сланцевых месторождений на скважине, как показывает опыт США, составляет 130–180 долларов за тысячу куб. м. И это – при десятилетнем опыте совершенствования технологии и снижения издержек. Как говорится, почувствуйте разницу! Это означает, что высокую себестоимость сланцевого газа может компенсировать только очень низкая стоимость траспортировки. То есть близость месторождений к потребителям и наличие инфраструктуры дешевой доставки.

Традиционные месторождения газа в Америке в основном находятся на стадии исчерпания, и США до недавнего времени приходилось в больших объемах импортировать сжиженный газ (преимущественно СПГ из Катара, но и не только) по цене более 350–400 долларов за тысячу куб. м. Так что для США «свой» сланцевый газ – действительно выход из положения. В КНР к нему (а также к угольному метану) тоже присматриваются очень серьезно.

А вот в Европе пока что в этом отношении преобладают скептики. И потому, что при плотной заселенности континента считают недопустимыми экологические и сейсмические «сланцевые» риски (в частности, Германия и Франция обсуждают возможность запрета этой технологии на территории ЕС). И потому, что экспериментальное бурение в ряде стран Европы показало очень скромные результаты и по масштабам возможной добычи, и по предполагаемой прибыльности продажи сланцевого газа. В результате British Gas после бурения пробных скважин заявила о нерентабельности месторождений в Венгрии, Royal Dutch Shell прекратила работы в Швеции, а ExxonMobil – в Польше.

После этого Польский геологический институт снизил оценку запасов сланцевого газа в стране с якобы крупнейших в Европе 5,3 трлн куб. м в пять раз, до 350–770 млрд куб. м. И в мировой прессе все громче заговорили о том, что американский сланцевый газ – это фактически «пузырь». Который могут надуть максимум лет на 5–7 и лишь в условиях высоких мировых цен на газ – когда импорт дороже, чем местная «сланцевая» добыча. А затем появились публикации о том, что многие американские «сланцевые» корпорации (в частности, крупнейшая Chesapeake Energy) давно работают себе в убыток и накопили огромные долги.

Что все это значит для России?

По крайней мере, в кратковременной перспективе – заметные неприятности в газовом экспорте и развитии газодобычи и переработки.

«Бум» сланцевого газа в США привел к тому, что он замещает не только прежний американский газовый импорт, но и высвобождает в качестве топлива для электростанций часть добываемого американского угля. В результате Катар и Нигерия перенаправили в Европу тот сжиженный газ (СПГ), который они раньше продавали США. А Америка нарастила экспорт в Европу своего угля и заявляет, что через 3–4 года начнет в больших масштабах экспортировать в Европу свой «сланцевый» СПГ. И уже появились публикации о том, что США «сажают Европу на свою энергетическую иглу» – как альтернативу российской «нефтегазовой игле».

Все это (тем более в условиях экономического кризиса и снижения энергопотребления в странах ЕС), сбивает цены на российский и норвежский экспортный «трубопроводный» газ. Но и не только.

Это обессмысливает (по крайней мере, в среднесрочной перспективе) разработку крупнейшего российского Штокмановского газоконденсатного месторождения на шельфе Баренцева моря и строительство на нем экспортного терминала СПГ. Ведь затевалось все это, в первую очередь, для поставок российского СПГ в США. И потому международный консорциум, созданный для освоения «Штокмана», в нынешнем году уже распался.

Это, далее, проблематизирует давно обсуждаемые проекты экспорта российского газа в Китай. Поскольку Китай начинает с помощью американских компаний освоение собственных месторождений сланцевого и угольного метана, расположенных на северо-западе и северо-востоке страны, недалеко от российских границ.

И это, наконец, резко активизировало антироссийскую политику ЕС в сфере «газовых» отношений. Которая теперь включает:

Требования к России отказаться от поставок газа по долгосрочным контрактам и перейти на биржевые продажи газа по текущим ценам мирового рынка. То есть, лишить российские инвестиции в газовую отрасль (а это всегда долгосрочные инвестиции) надежных гарантий возврата.
Требования вернуться к ратификации документов Европейской газовой хартии, и, в первую очередь, дать Европе открытый доступ к принадлежащим России магистральным газопроводам.
Открытие против «Газпрома» в Европе судебных дел по обвинениям в монопольном «политическом» назначении цен за экспортируемый газ.
Призывы ввести в Европе ограничения на выдачу кредитов российским корпорациям, занимающимся добычей и переработкой газа.
Все это вместе, инициированное «бумом» американского сланцевого газа, в российской и международной прессе уже иногда называют американской «газовой войной против «Газпрома» и России». При этом на Западе обычно подчеркивают, что это – ответ на «газовую войну «Газпрома» против Европы».

Но, как я уже упоминал, в мировой «газовой копилке» есть еще газовые гидраты. Как у нас и в мире обстоят дела с этим ресурсом?

Газовые гидраты – природный минерал, в котором молекулы газа размещаются в полостях кристаллической решетки из молекул воды. Причем единичный объем гидрата может содержать почти двести объемов газа. Газовые гидраты на нашей планете распространены почти повсеместно в осадках океанов на глубинах до 300–400 м от дна, а также в ряде регионов Севера в мерзлых породах на глубинах более 250–300 м, (то есть при низких температурах и высоких давлениях).

Потенциальные запасы газовых гидратов огромны, в том числе у нас в России: они во много раз превышают запасы традиционного и нетрадиционного газа. Однако добывать из них газ в промышленных масштабах пока не научились. В том числе потому, что это при нынешних технологиях не только неподъемно дорого, но еще и экологически опасно. Дело в том, что метан, выходящий в атмосферу при разложении гидратов, – чрезвычайно сильный «парниковый» газ. И недостаточно технологичная добыча гидратов может катастрофически превысить возможности теплового саморегулирования нашей планеты.

Так что в обозримой перспективе человечеству придется обходиться традиционным и сланцевым газом.

Но что в сфере освоения «сланцев» происходит у нас в России?

Пока – почти ничего. В условиях, когда «традиционный» газ на российской скважине имеет себестоимость от 10 до 40 долларов за тысячу куб м, добывать сланцевый газ почти везде бессмысленно, да и угольный метан – в основном тоже. А вот на сланцевую нефть (этот ресурс, кстати, уже потихоньку осваивают в США), которая есть в России, «заглядываются» многие. Причем, как сейчас говорят, «чисто конкретно».

Есть у нас в Западной Сибири в горных породах так называемая баженовская свита. Это сравнительно тонкий (толщиной 20–30 м) слой нефтенасыщенных глинистых сланцев гигантской площади – более 1 млн кв. км. Прогнозные запасы «баженовки» составляют от 30 до 100 млрд тонн высококачественной нефти – больше, чем в любой стране мира. И можно не сомневаться – если рентабельные технологии добычи «баженовской» нефти будут освоены, то желающие получить к ней доступ будут готовы вести против России не только энергетическую войну, но и любые другие виды войн.

А что еще есть в мире и у нас из энергоресурсов, кроме нефти и газа? Уголь? Гидроресурсы? Ядерная энергетика? Солнце? Ветер? Подземное тепло?

О них – в следующих статьях.
http://gazeta.eot.su/article/bolshaya-energeticheskaya-voyna-chast-iv-spasitelnye-slancy

Публикации World Petroleum Council

Reserves & Resources

http://www.world-petroleum.org/index.php?/Technology/

Alternative Transport Fuels
Liquified Petroleum Gas — Courtesy of AIP

http://www.world-petroleum.org/index.php?/publications.html
Education Series

WPC published Guidebook to Unconventional Gas (2012) (pdf)

WPC published Guidebook to Petrochemicals (2013) (pdf)

http://www.world-petroleum.org/index.php?/Special-Publications/
WPC Yearbook 2013 (pdf)

kommersant.ru: О газовых гидратах

«Есть такие изменения, которые являются революционными и которые приводят к изменению энергобалансов. К примеру, неожиданным фактором стала авария на Фукусиме. Я вижу следующий такой момент, который может изменить систему,— это разработка газогидратов»,— недавно заявил в интервью телеканалу «Россия 24» глава Минэнерго Александр Новак. «Запасы газогидратов более чем в два раза превышают совокупные запасы сланцевого газа и обычного природного газа. Сегодня газогидраты еще неэффективно разрабатывать и добывать. Но в большой перспективе технологии будут, и себестоимость их добычи будет конкурентоспособной»,— добавил он.

Газогидраты — особая кристаллическая субстанция, где молекулы газа как бы заключены в каркас из молекул воды,— известны давно. О том, что они могут стать одним из главных источником энергии, тоже известно: гидраты метана — одни из самых распространенных в природе. Проблема стандартная: близок локоть, да не укусишь.

Для стабильности гидратов метана требуются низкие температуры и высокое давление; чем больше давление, тем выше температура, при которой гидраты метана устойчивы. Так, при 0°C они стабильны при давлении порядка 25 атмосфер и выше. Такое давление достигается, например, в океане на глубине около 250 м. При обычном атмосферном давлении для устойчивости гидратов метана нужна температура около минус 80 C.

Поэтому гидраты метана встречаются только в зонах с подходящей комбинацией температуры и давления. Около 99% всех известных скоплений гидратов метана находятся в океанических отложениях, под толщей воды от 300 до 4000 м. Остальные — на берегу, но под слоем вечной мерзлоты. Выглядят гидраты метана как серый лед, если поджечь — горят, отсюда и название «горящий лед».

При нагреве или снижении давления метан бежит из своей ледяной клетки, гидраты разлагаются. Содержание метана в гидратах очень высоко: из кубометра может получиться более 160 куб. м метана при обычных температуре и давлении.

По оценкам Международного энергетического агентства (IEA), энергия, содержащаяся в гидратах метана, в два раза превышает ту, что заключена во всех известных мировых запасах газа, угля и нефти вместе взятых. Но только 10-50% запасов гидратов метана, возможно, являются технически добываемыми. Оценки самой интересной экономически целесообразной добычи еще скромнее: от 1% до нуля. Но чтобы добыть даже эти гидраты, нужна настоящая технологическая революция.

Японский пролог

В марте японская госкомпания JOGMEC (Japan Oil, Gas & Metals National Corp.) сообщила о прорыве: впервые удалось добыть природный газ из подводных газогидратов.

Японские бурильщики на научно-исследовательском корабле «Тикю» работали с залежами газогидратов на глубине 1300 м, в 80 км к югу от острова Хонсю. JOGMEC утверждает, что объем газогидратов только в тестовой зоне бурения во впадине Нанкай составляет 1,1 трлн кубометров. Этого достаточно, чтобы заместить импорт газа на 11 лет, ну а всех запасов только в непосредственной близости от Японии, по оценкам National Institute of Advanced Industrial Science and Technology, хватит на 100 лет.

За шесть дней тестовой добычи японским газовикам удалось извлечь 120 тыс. кубометров газа. По словам министра экономики торговли и промышленности Японии Тосимицу Мотэги, это «сильно превысило ожидания». Пять лет назад тест в слое вечной мерзлоты в Канаде дал более скромный результат: всего 13 кубометров газа за 5,5 дней.

Японцы рассчитывают коммерциализировать технологию за пять лет. «Это первая в мире тестовая добыча газа из океанических гидратов метана,— заявил Мотэги.— Я надеюсь, что она приведет к стабильному производству газа. Сланцевый газ тоже поначалу считался технологически сложным в добыче, но теперь он производится в больших объемах. Поэтапно преодолевая все сложности, мы скоро сможем использовать ресурсы, окружающие Японию».

Танталовы муки

Япония не уникальна: гидраты метана есть во многих морских зонах в изобилии, но никто точно не знает, в каком количестве. А главное неясно, насколько их добыча экономически целесообразна. С экономической составляющей придется попотеть. «Деньгам» удалось поговорить об этом с ведущим инженером одной из крупнейших нефтесервисных компаний мира. Вот лишь некоторые из упомянутых им проблем, связанных с добычей газогидратов.

Необходимо вначале определить, где газогидраты расположены. Общепринятых способов нет. Сейчас смотрят на разницу откликов различных геофизических приборов и пытаются скоррелировать с насыщенностью породы газогидратами.

До залежей надо пробурить скважину, а так как при бурении будет повышаться температура и создаваться депрессия, это может привести к разложению гидратов, увеличению порового пространства и обрушению ствола. Поэтому сейчас охлаждают буровой раствор и очень старательно строят геомеханическую модель для определения места бурения.

Гидраты располагаются в породе по-разному: в виде линз, порой заполняют трещины или вперемешку с породой. Это приводит к различным откликам при проведении геологоразведки, следовательно, необходимо настраивать отклик приборов под конкретное месторождение.

Само по себе бурение в газогидратной области — опасное дело, возможен неконтролируемый выброс газа и взрыв.

Как выделять газ из гидрата: снижая давление или повышая температуру? Сейчас японцы пытаются снижать давление, но как при этом охватить значительную часть резервуара — вопрос.

Морское дно будет опускаться при добыче гидрата, и это дополнительная сложность при проектировании скважины.

При добыче нужно будет ставить специальные уловители для песка, поскольку песка и породы будет идти очень много.

В общем, проблем масса, и общепринятых способов их решения на данный момент не существует. «Все проекты сейчас поисковые и как раз и направлены на прощупывание возможных путей решения. Лет через 20-30, возможно, и появятся отработанные подходы, а сейчас это поиски в темноте с завязанными глазами. Идет работа над proof of concept, то есть над принципиальными вопросами: можно ли обнаружить, можно ли получить достаточный и долговременный приток? Нужно еще провести огромное количество натурных экспериментов для ответов на практические вопросы, ведь существует огромная разница между принципиальной возможностью добычи газа из гидратов и промышленной технологией»,— пояснил собеседник «Денег».

Такие же выводы сделаны в докладе U.S. Geological Survey «Methane Hydrates and the Future of Natural Gas»:»Газогидраты, несмотря содержащиеся в них потенциально огромные ресурсы метана, вероятно, будут осваиваться в самую последнюю очередь из всех неконвенциональных ресурсов природного газа в следующие несколько десятилетий. Тем не менее R&D-активность в этой области должна продолжаться, постепенно устраняя препятствия на пути превращения газогидратов в энергетический ресурс. Предпринимаемые в этом направлении действия критически важны для энергобезопасности стран, не имеющих доступа к другим источникам природного газа на своей территории».

Такой страной как раз и является Япония: никаких месторождений других, менее экзотичных углеводородов у нее нет. Поэтому, несмотря на все надежды, связанные с экспортом СПГ (сжиженный природный газ) из Австралии и США, Токио делает ставку на газогидраты. Возможно, в перспективе 20-30 лет министр Мотэги действительно окажется прав, и все непреодолимые на первый взгляд сложности удастся так или иначе преодолеть. И тогда мир действительно столкнется с новой энергетической революцией.
http://kommersant.ru/doc/2182765

JAPEX: годовой отчет 2011, продажи и исследования