Сланцевая революция: второе дыхание

Оптимизация добычи углеводородов и поиск новых технологических решений для их извлечения позволяют оттянуть во времени конец нефтегазовой эпохи.Технология плазменно-импульсивного разрыва пласта, усовершенствование технологий гидроразрыва сланцевых пород, добыча газа из гидрата метана и некоторые другие новшества активно играют на стороне нефтегазовых ресурсов в их борьбе с альтернативными источниками за новый облик мировой энергетики в первой половине нынешнего столетия. Нефть и газ пока не уступают лидерство, хотя давление на них стремительно нарастает.
216
Технологическая революция на пороге. Мир осваивает технологии 3-D принтинга, электромобилей и альтернативной энергетики. При этом традиционные энергоресурсы – нефть и газ – не спешат уходить в прошлое. Технологические инновации помогают им удерживаться на плаву и держать мировую энергетику под своим контролем. По крайней мере, пока. Какие способы позволяют оттягивать завершение нефтегазовой эры?

Плазменный импульс вырывается в лидеры

Одной из главных инноваций является технология плазменно-импульсного разрыва пласта (PPT – Plasma Pulse Technology). Этот вид добычи углеводородов принадлежит американской компании Propell Technologies Group (разработан компанией Novas Energy, входящей в структуру Propell Technologies) для повышения нефтегазовой добычи на сланцевых месторождениях. Данный метод, в отличие от гидроразрыва, не загрязняет подземные воды. Новая технология позволяет производить «чистый» гидравлический микро/нано разрыв пласта, содержащего углеводороды, без загрязняющих экологию химикатов, без использования большого количества воды, а также без землетрясений. Два главных преимущества новой технологии состоят в том, что она абсолютно экологически чистая, а также существенно уменьшающая производственные затраты на добычу углеводородов.

Плазменный импульс создает плазменную дугу в вертикальной скважине, вырабатывая огромное количество тепла на единицу площади за секунду. Подобная волна в состоянии удалить любые преграды или мешающие породы без повреждения стали. Технология использует вибрации, электрически генерируемые в плазме импульсов для снижения вязкости, повышения проницаемости и улучшения потока нефти и газа на поверхность для извлечения. Разработчики технологии утверждают, что серия импульс­ных волн/вибраций позволяет повысить отдачу месторождения на период около одного года.

Способ РРТ – часть широко практикуемого процесса повышения нефтеотдачи (EOR – Enhanced oil recovery), относится к категории третичного восстановления. Этот метод использует разные технологии для повышения производства нефти после первичного и вторичного восстановления скважины. EOR играет важнейшую роль в улучшении нефтяных месторождений, особенно на старых скважинах. В то время как первичное восстановление возвращает 10% производительности, вторичное – от 20 до 50%, третичное восстановление позволяет достичь показателя в 30 – 60%.

Следует отметить, что технология РРТ уже активно и широко используется в США. В частности, среднее увеличение производительности 27 скважин после использования РРТ увеличилось до 295%. На фоне подобного успеха компания-разработчик технологии плазменного импульса заявила о разработке РРТ для горизонтальных скважин.

Самое интересное, что в ряде штатов, где запрещена обычная технология фрекинга (гидроразрыва пласта), метод плазменного импульса является вполне легальным и может принести значительные прибыли. Например, в штате Калифорния, по мнению американских экспертов, технология РРТ может приносить не менее $1 млн в неделю, только если 50 обычных скважин с фрекингом (экономия на одной скважине в неделю составит около $20 тыс.) перевести на РРТ. Вместе с тем, широкая замена плазменным импульсом обычного фрекинга способна в разы повысить прибыльность нового метода добычи углеводородов. Таким нехитрым способом в США будет обойден запрет экологов на использование традиционной технологии гидроразрыва пласта и произойдет замена ее на РРТ. Это означает, что «сланцевая революция» уже начала обретать «второе дыхание», которое будет куда сильнее первого. При этом никакие игры с Саудовской Аравией на понижение нефтяной цены не смогут остановить возвышение Соединенных Штатов как нового нефтяного суперигрока, способного приспосабливаться к сложным условиям рынка за счет собственного технологического превосходства и инновационного развития, а не низкой себестоимости по климатическим причинам, как на Ближнем Востоке. Очевидно, что в условиях конкуренции за нефтяной рынок та же Россия, например, полностью лишена возможности удержать свою нынешнюю долю рынка углеводородов. Поэтому единственное, чем остается торговать президенту РФ Владимиру Путину – это война и дестабилизация других регионов, где расположены мощности и активы российских энергетических конкурентов.

Напомним, что по прогнозам американских экспертов, рынок технологий повышения нефтеотдачи вырастет в мире на 17% до 2019 г. Уже сейчас ключевыми игроками на рынке выступают ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Chevron, BP, Total, Canadian Natural Resources, Cenovus Energy, China National Petroleum (фиксация интереса Китая к новой технологии), ConocoPhillips, Denbury Resources, Lukoil (еще один российский игрок), Nexen, Occidental Petroleum, Petroleos de Venezuela, Petrobras, Suncor Energy и многие другие.

Следует добавить, что новая технология вызвала интерес даже со стороны крупных бизнесменов с российской пропиской. В частности, Роман Абрамович через свой фонд Ervington Investments инвестировал в Propell Technologies Group $9,75 млн. Еще раньше, зимой 2015 г., фонд Р. Абрамовича купил 1,5 млн привилегированных акций компании за $5 млн и получил опцион на выкуп 2,97 млн привилегированных акций. Таким образом, общая сумма инвестиций Р. Абрамовича в РРТ уже составила около $15 млн. Цель самой инвестиции – получение выгоды от внедрения технологии плазменного импульса для увеличения нефтяной добычи. По информации средств массовой информации, технология РРТ уже успешно используется в России для увеличения нефтяной и газовой отдачи месторождений и уменьшения производственных затрат. Р. Абрамович сделал ставку на новую технологию-лидера, и вскоре она может с лихвой окупиться.

Гидроразрыв пласта модернизируется

Появление новых технологий подстегнуло и усовершенствование традиционного фрекинга.

Разные страны и компании находят свои технологические решения в усовершенствовании гидроразрыва пласта (ГРП). Например, в Японии исследовательская команда из Киотского университета предложила вместо воды использовать углекислый газ. Это не только экологично (позволяет бороться с глобальным потеплением), но и экономно – происходит увеличение коэффициента извлечения нефти благодаря разрыву породы газом на более мелкие части.

В Канаде компания GasFrac предложила рынку свой метод осуществления гидроразрыва пласта. Его суть в замене воды гелием, содержащим пропан. Этот элемент уже содержится в грунте и действует намного мягче на окружающую среду, чем другие химические вещества, используемые в ГРП.

В США энергоконцерн Halliburton (к которому в свое время активно приписывали экс-вице-президента страны Дика Чейни) сосредоточился на системе очистки воды CleanWave. Она удаляет вредные вещества из использованной в ГРП воды путем положительно заряженных ионов. Еще одно предложение от Halliburton – система мембранной дистилляции – повторного использования воды в гидроразрыве пласта без смешивания с пресной водой.

В Китае корпорация Recon Technology сообщила о создании усовершенствованной технологии ГРП, позволяющей работать в более сложных геологических условиях и снизить затраты на гидроразрыв.

Модернизацией гидроразрыва пласта (ГРП) начали заниматься и в России. Например, в «Газпром нефти» успешно проводят кластерный гидроразрыв пласта с использованием кварцевого песка. Такая технология, по утверждению российских специалистов, позволяет им достигать 20%-го снижения стоимости фрекинга при сбережении его эффективности.

Интересно, что в течение нескольких лет «Газпром нефть» использует в ГРП инновацию с особой подачей керамического проппанта в пласт. При использования обычного ГРП он непрерывно подается во время осуществления гидроразрыва и полностью заполняет образовавшуюся от ГРП трещину. В случае с использованием кластерной технологии проппант подается в скважину попеременно со специальным синтетическим волокном. Это дает возможность создавать каналы внутри трещины и, в свою очередь, сокращать на 40-50% количество проппанта для гидроразрывов. При этом стоимость ГРП удешевляется в два-три раза, а производственная и экономическая активность значительно повышается. Упомянутый модернизированный гидроразрыв пласта «Газпром нефть» осуществляет на участках Южно-Приобского месторождения. Процесс пока не имеет массового характера, но его высокая эффективность весьма наглядна.

Описывая модернизируемые варианты ГРП, следует сказать, что основной его прототип для будущего успеха имеет название Fishbones. Сама компания имеет норвежские корни (работает непосредственно на государственный Statoil) и ее руководителя Руна Фрейро (бывший глава нефтесервисного гиганта Schlumberger). Метод Fishbones предполагает добычу углеводородов из карбонатных пластов при снижении затрат воды или другой жидкости на 95%.

Сейчас основным полигоном для новой технологии является Саудовская Аравия. Учитывая, что в Саудовской Аравии вода – один из самых дефицитных товаров, новый метод рассчитан именно на нее. В этой стране главным вызовом для специалистов-модернизаторов ГРП является добыча углеводородов из резервуаров трещинного типа, так называемых карбонатных пластов. В подобных условиях, по некоторым данным, находится около 60% мировых нефтяных залежей и около 40% газовых.

Ранее добыча углеводородов в карбонатных пластах велась при помощи интенсификации – закачки в скважину раствора соляной кислоты (85%), который просачивался вглубь пласта и разветвлялся, оставляя заметные следы. Часто при таком подходе раствор не добирался до нужных резервуаров с углеводородами. При этом проблемы в Саудовской Аравии с ГРП в целом идентичны с теми, перед которыми стоят и другие страны. Подчеркнем, что стоимость применения технологии гидроразрыва пласта становится малорентабельной при нынешних ценах на нефть.

Кроме Саудовской Аравии, компания Fishbones апробирует свою технологию в Норвегии, Индонезии (с 2013 г.) и в Техасе (с 2014 г. на месторождении Austin Chalk).

Суть метода добычи углеводородов компанией Fishbones состоит в установлении труб со встроенными иглами в горизонтальные и вертикальные скважины и соединение их в единую систему. Когда начинается закачивание раствора кислоты в скважину, давление жидкости толкает иглы вглубь породы. Глубина прохода игл составляет около 12 м практически во всех направлениях от основной скважины. Таким способом в породе создаются небольшие туннели, которые называют боковыми стволами. Именно эти боковые стволы в сумме с основной скважиной создают подобие «рыбьего скелета» (перевод названия Fishbones с английского языка). Именно по этим туннелям, столь похожим на рыбьи кости, позже и происходит выкачка углеводородов.

Стоит добавить, что проталкивая специальную жидкость внутрь карбонатного пласта с помощью боковых туннелей, технология Fishbones создает контакт кислоты с большим количеством естественных трещин в самой породе. Именно целенаправленное создание боковых стволов и является инновацией. Она позволяет уменьшить затраты и усилия для достижения нужных пластов. Также очень важным является полный контроль направления и давления при подаче жидкости в скважину.

Подход Fishbones к модернизации технологии ГРП фундаментально инновационен. Эффективный и точечный гидроразрыв пласта, в случае успеха технологии Fishbones, основанный на радикальном уменьшении затрат жидкости и себестоимости самого ГРП, вполне может стать новой основой для запуска следующих волн «сланцевой революции» и в самих Соединенных Штатах, и в других странах мира, где готовы экспериментировать с ГРП ради получения конкурентных преимуществ в столь сложное рыночное время.

Когда придет время гидрата метана?

Судя по нынешнему долгосрочному тренду падения цен на нефть и, как следствие, на природный газ, промышленная разработка гидрата метана – дело далекой перспективы. Гидрат метана – это кристаллическое вещество, возникающее при низких температурах и под давлением, представляет собой смесь молекул воды и метана, в природе он встречается под слоем вечной мерзлоты или глубоко на океанском или морском дне.

В нынешнем году тестовые проекты по разработке залежей гидрата метана и его добыче происходили в АТР (Япония, запасы на уровне 7 трлн куб. м) и в Северной Америке (США). Соответственно, первыми районами промышленной добычи гидрата метана способны стать японский Nankai Trough и американский North Slope.

В Японии проект Nankai Trough разрабатывается японским правительством еще с 2001 г. при помощи Национальной корпорации по нефти, газу и металлам (JOGMEC). Вторая практическая фаза проекта (продолжительность с 2009 по 2015 гг.) позволила начать в 2012-м пробное бурение скважин в Тихом океане в районе полуострова Ацуми. В марте 2013 г. было проведено тестовое шестидневное извлечение метана из газогидратов в открытом море с получением суточной добычи в объеме 20 тыс. куб. м. В соответствии с полученными результатами начало промышленной добычи спланировали на 2018 г.

В американском проекте North Slope активное участие в реализации принимают компании Alaska ConocoPhillips и JOGMEC при участии Министерства энергетики США. При этом американская Геологическая служба оценивает технически извлекаемые запасы газогидратов на Аляске в 2,4 трлн куб. м. В ходе практического выполнения американского проекта используется такая инновация, как закачка в скважину углекислого газа.

Добавим, что Соединенные Штаты весьма богаты на залежи метаногидрата, поэтому и мотивированы поиском наиболее выгодного технологического решения его добычи. Например, в 2013 г. Служба недропользования США оценила залежи гидрата метана в Мексиканском заливе на уровне 566 трлн куб. м, где 190 трлн куб. м расположены в высоких концентрациях в песчаных коллекторах.

Важным решением в направлении разработки добычи гидрата метана стало соглашение правительства Японии и США (двух лидеров в данной сфере) о проведении совместных исследований в области экспериментальной добычи газогидрата на Аляске. Благодаря некоторому форсированию исследовательского процесса в этом направлении, уже звучат осторожные прогнозы о возможности старта промышленной разработки газогидратов в Японии и США в 2018 – 2019 гг.

В других странах процесс исследования путей добычи газогидратов также имеет место, но вероятно замедлится или будет надолго «заморожен» во время нынешних низких цен на углеводороды. Например, канадский проект Mallik был запущен еще в 1998-м и продолжался до 2008 г., когда удалось достичь добычи газа на уровне 6 тыс. куб. м в сутки. Но вскоре поток добычи резко упал, и разработчики посчитали этот проект убыточным при имеющемся уровне технологий и наличии инфраструктуры.

В Индии с 2006 г. проводятся исследовательские работы в пределах национальной программы NGHP. Как результат, обнаружено четыре потенциальных района с большими запасами гидрата метана. Самый перспективный из них – это бассейн Krishna-Godavari.

Китай запустил свою программу по метаногидратам еще в 2007 г. В 2007-м и 2013 г. Министерство по землям и ресурсам совместно с Национальной геологической службой КНР провели две экспедиции. Разведочные работы на шельфах Южно-Китайского моря показали обильное наличие газогидратов. Однако время промышленной добычи данного ресурса в Китае пока не определено.

Похожие работы по исследованию наличия и перспектив добычи гидрата метана проходят также и в Южной Корее, Норвегии, России, Германии, Тайване, Новой Зеландии, Мексике, Бразилии, Уругвае, Колумбии и некоторых других странах.

В целом можно сказать, что на фоне резкого обвала цены углеводородов продолжительность этого процесса, а также отсутствие в настоящий момент технологий добычи газогидратов, имеющих высокую рентабельность, перспективы такого технологического направления пока невысоки. Например, в прогнозе МЭА в конце 2014 г. оценка глобальной добычи гидрата метана фигурировала на уровне 0,1 млрд куб. м в 2025 г.; 0,3 млрд куб. м – в 2030-м и всего лишь 0,9 млрд куб. м газа – в 2040 г. Подобные прогнозы просто подтверждают технологический и коммерческий интерес к добыче газогидратов, значительное их наличие во многих странах мира, а также начало поиска технологических решений для разработки подобного энергетического ресурса. Но само оформление новой технологии вместе со значительными потенциальными запасами газа дает еще один веский аргумент для отбрасывания утверждения о возможном дефиците природного газа в будущем.

Низкие цены на «черное золото» сумели почти остановить проекты по разработке нефтяных песков (преимущественно в Канаде). Например, энергетическая компания Shell заявила не просто о выходе из проекта разработки нефтеносных песков в этой стране (месторождение Carmon Creek), но и о плане списать около $2 млрд в связи с этим. Такое решение было принято руководством в связи со спадом на нефтегазовом рынке в первой половине 2015 г. Более того, негативным фактором для проекта оказалось также отсутствие должной транспортной инфраструктуры по доставке нефти из Канады. Изначально запуск проекта по производству «черного золота» из нефтеносных песков Carmon Creek планировался на 2017 г. с мощностью 80 тыс. барр. в сутки.

В целом, за последние пять лет добыча нефти на канадских нефтеносных песках выросла на 30%. Но резкий обвал цен на «черное золото» привел к массовому выходу компаний из разработки нефтеносных песков. Это связано еще и с тем, что добыча нефти на канадских нефтеносных песках намного более затратна, чем при других технологиях, и требует при этом дополнительного этапа очистки от песка. Еще один нюанс добычи в нефтеносных песках Канады состоит в том, что большая часть нефти (около 55%) добывается не открытым (карьерным способом), а при помощи вертикальных или горизонтальных скважин, в которые подается пар (технология гравитационного дренажа с применением пара). По оценкам экспертов, рентабельность добычи «черного золота» на канадских нефтеносных песках произойдет только при условии, если цена нефти сорта WTI доберется до отметки в $44/барр. Сейчас цена как раз танцует вокруг этого показателя, заставляя нервничать многих канадских нефтяных добытчиков. Как бы то ни было, Канадская ассоциация нефтедобывающих компаний надеется на рост добычи сырья на нефтеносных песках еще на 30% до 2020 г.

Согласно ее оценкам, объемы добычи «черного золота» на нефтеносных песках должны вырасти на 130 тыс. барр. в сутки до 2,29 млн барр. еще в нынешнем году, поскольку такие крупные компании, как Suncor, ExxonMobil и Impеrial Oil, активно наращивают добычу, используя эту технологию.

В этих условиях весьма интересны новости из США в сфере добычи сырья из нефтеносных песков. В штате Юта (месторождение Asphalt Ridge, потенциальные запасы нефти находятся на уровне около 1 млрд барр.) начато использование малозатратной и «чистой» технологии по добычи нефти из нефтеносных песков. Само месторождение Asphalt Ridge является частью более обширной формации Green River, проходящей через штаты Юта, Вайоминг и Колорадо. По разным оценкам, запасы местророждения составляют около 3 трлн барр. нефти. Новая технология запатентована компанией MCW Energy Group, и ключевым ее элементом является растворитель, не использующей воду и не загрязняющий окружающую среду. При этом себестоимость барреля нефти составляет $27 – $30/барр., что вполне конкурентно даже при нынешних ценах на «черное золото».

Начиная с января 2015 г., проект в Asphalt Ridge приносит 250 барр. «чистой» нефти в день. Успех такой технологии может стать очень важным для новой добычи «черного золота» в Юте, ведь этот процесс обходится без использования значительных водных ресурсов. Не требуется также возвращение использованных песков на прежние месторождения. Проект не связан с высокими давлениями или температурами и выбросами углекислого газа. В то же время, использованная в Юте технология добычи нефти из нефтеносных песков в значительной степени зависит и от качества самого месторождения. Например, нефтеносные пески в штате Юта намного более нефтенасыщенные, чем в той же Канаде, что позволяет легко работать с ними при помощи новых растворителей.

По мнению многих экспертов, успешное использование новой технологии по добыче сырья из нефтеносных песков в Юте намного более успешно, чем обычные технологии ГРП или любых других видов добычи нефти из нефтеносных песков в Северной Америке. Например, в канадской провинции Альберта, где сосредоточено основное производство сырья из нефтеносных песков, себестоимость добычи нефти составляет около $55/барр. (в сравнении с $30 в Юте).

Таким образом, и в сфере добычи «черного золота» из нефтеносных песков начали появляться технологии, значительно удешевляющие сам процесс добычи сырья и вывода его на рынок. А уж дефицита в месторождениях нефтеносных песков точно нет ни в Северной Америке, ни в других регионах мира.

Новые технологии и украинские реалии

Как оказывается на практике, новые технологии хотя и вносят серьезные изменения в энергобалансы большинства стран мира, но пока еще не способны сбросить с пьедестала традиционные нефть и газ.

Это в полной мере касается и Украины, где традиционным углеводородам пока вообще нет никаких других альтернатив. С другой стороны, модернизированные технологии добычи нефти и газа, описанные выше, вполне могут быть применимы и на украинской территории. Это может быть и улучшенный гидроразрыв пласта (практикуемый даже многими украинскими компаниями), и технология плазменного импульса, и возможность разрабатывать в перспективе гидраты метана, учитывая наличие его месторождений в нашей стране.

Пока же проблема украинской нефтегазовой сферы заключается не столько в отсутствии новых технологий, сколько в неспособности украинских властей и регулирующих органов создать прозрачные, понятные и привлекательные правила игры в сфере нефтегазовой добычи. Ныне они отсутствуют, а это приводит к падению добычи углеводородов в Украине. И это происходит отнюдь не из-за отсутствия новых технологий добычи.

По данным Министерства энергетики и угольной промышленности Украины, добыча в стране природного газа в январе-августе нынешнего года составила 13,17 млрд куб. м. Это на 2,2% (или на 291 млн куб. м) меньше, чем в 2014 г. НАК «Нефтегаз Украины» за восемь месяцев нынешнего года снизил добычу газа на 4,9% (около 540 млн куб. м) до 10,71 млрд куб. м. По свидетельству отечественных энергетических экспертов, столь значительное снижение объемов добычи «голубого топлива» объясняется высокими налоговыми ставками. В результате большинство компаний просто заморозили инвестиции в добычу углеводородов, хотя потенциал для роста добычи украинской нефти и газа вполне достаточен.

По данным компании «Укргаздобыча», в связи с ухудшением финансового положения имеет место и снижение добычи газа. В частности, третий квартал 2015 г. стал наихудшим за всю историю работы компании, с темпами падения в 5-6% в месяц. С начала текущего года компания потеряла 0,5 млрд куб. м газа в сравнении с 2014 г. Похожая ситуация наблюдается и в сфере добычи нефти и конденсата в нашей стране (падение составляет 5,5% с начала 2015 г.).

Более того, приходится констатировать, что запасы на украинских месторождениях «Укргаздобычи» неуклонно уменьшаются, оставляя подтвержденные запасы на уровне 300 млрд куб. м газа. По информации представителей компании, с 2005-го по 2014 г. на континентальной части нашей страны открыто всего лишь 24 новых месторождения. Это притом, что средний размер открытых запасов снизился (до уровня в 2-3 млрд куб. м газа).

Еще один важный момент: украинские компании не то что не внедряют технологические инновации для улучшения добычи нефти и газа, а продолжают в своей основной массе использовать старое оборудование (часть из которого уже в эксплуатации 20 и более лет!). Это еще один фактор, обуславливающий падение отечественной добычи углеводородов.

Таким образом, в то время как в США, Канаде, Японии, странах ЕС и в других развитых государствах мира происходит переход многих нефтегазовых компаний на новые технологии добычи углеводородов для выживания в условиях долгосрочного падения цен на нефть и газ, Украина продолжает эксплуатировать старые скважины на старом оборудовании в условиях крайне неэффективной налоговой и государственной системы управления. А ведь только использование новых технологий для восстановления уже использованных месторождений и скважин могло бы серьезно помочь в обеспечении Украины столь нужными энергоресурсами! Особенно в момент продолжающегося жесткого противостояния с Россией. Кстати, энергетическую составляющую «гибридной войны» Кремля против Украины пока никто не отменял.

Выход из этого замкнутого круга возможен прежде всего путем создания условий для рентабельной и финансово привлекательной работы и украинских, и зарубежных энергокомпаний на украинских месторождениях. Только тогда можно будет рассчитывать на экспорт новых технологий добычи углеводородов зарубежными корпорациями в нашу страну. Пока же, по факту, мы имеем окончательный уход мировых энергетических гигантов из Украины (Shell, Chevron, ExxonMobil). В таких условиях сохранять нынешнюю энергетическую политику властей, как и кадровую команду ее исполнителей – это путь к окончательной деградации нефтегазового сектора Украины.

Author: editor

Share This Post On