- 21 сентября, 2018 -
на линии
ЭнергоКурс

Насколько сланцевая нефть хуже обычной? Смотря что считать «обычной»

Вопросы экономической рентабельности сланцевой добычи — популярная тема для обсуждения. Но для развития человечества необходима не прибыль, а энергия. Важно, чтобы для получения самих энергетических ресурсов этой самой энергии тратилось не так уж много. Предлагаем оценку энергетической рентабельности сланцевой добычи.

Не секрет, что разработка сланцевых запасов в некоторых случаях определяется не только экономическими, но и политическими соображениями. Польша, Китай, некоторые другие страны, несмотря на более чем скромные успехи и сомнительную экономическую рентабельность, по-прежнему стремятся развить у себя подобную добычу энергоресурсов. В США вроде бы экономика добычи сланцевых запасов пока положительная, но и здесь долларовая накачка помогла ускорить темпы развития сланцевой отрасли.

Так или иначе, экономические перекосы в наше время не редкость, и в производстве энергоресурсов (где велика геополитическая составляющая) это встречается сплошь и рядом. Но деньги сами по себе не так важны, ведь основное назначение добычи углеводородов — получать энергию, а не деньги. Поэтому тем важнее проводить оценки энергетической рентабельности добычи (EROEI или Energy Return on Energy Investment) — какое количество энергии нужно затратить, чтобы получить единицу «новой» энергии в виде сланцевых нефти или газа.

Часто бытует мнение, что сланцевая добыча энергетически нерентабельна — то есть на получение сланцевых нефти и газа приходится потратить сопоставимый объём энергии. На самом деле приемлемый уровень энергорентабельности для любой добычи ископаемых энергоресурсов, как считается, находится в районе пяти — то есть, затратив одну единицу энергии, мы получим 5 единиц на выходе. Если же выход энергии меньше, то уже могут начаться проблемы. Это связано с тем, что самые разнообразные косвенные расходы по транспортировке и конвертации энергии для конечного потребителя также съедают часть энергии.

Расходы на добычу — это расходы на дизтопливо

Для сланцевой нефти, как известно, важную роль играет интенсивное бурение скважин. Буровые машины работают на дизельном топливе, поэтому расходы на «дизель» — это ключевая графа в энергозатратах при бурении на сланцевую нефть или газ. Да и транспортировка оборудования — это тоже работа грузовиков. Есть и другие затраты, хотя их доля невелика, — об этом ниже.

А пока — модельный пример, чтобы описать суть. Допустим, вы смонтировали буровую и хотите пробурить скважину и добыть нефть. На бурение и ввод скважины истратили 100 тонн дизельного топлива и потом добыли 2000 тонн нефти. Получается, что 5% от добычи вы потратили на саму добычу и ваша «полезная» добыча — 1900 тонн нефти. Коэффициент EROEI как раз и определяет это соотношение и записывается с помощью перевода тонн дизеля и нефти в энергетические единицы (джоули): EROEI = энергетическая добыча/энергетические расходы. В нашем примере это запишется примерно так: 82 тераджоуля/4,1 тераджоуль, то есть EROEI = 20. Если же вы потратите 100 тонн дизеля и добудете 100 тонн нефти, то полезной добычи не будет, EROEI = 1 (4,1/4,1), и такую нефть лучше вообще не добывать. Для наглядности лучше использовать доли в процентах. В первом случае 100% — вся добыча и 5% — расходы (95% полезной добычи), во втором 100% — добыча и 100% — расходы (0% полезной добычи).

EROEI можно считать по-разному. Можно на скважине — то есть в расходах учитывать только расходы на добычу. Можно считать EROEI у потребителя — в этом случае добавятся расходы на инфраструктуру месторождения, транспорт нефти и нефтепереработку.

Мы попробовали оценить EROEI сланцевой нефти на скважине — так как именно на этом этапе и находятся основные отличия от «традиционной» добычи.

И взяли для примера американское месторождение Bakken, расположенное в Северной Дакоте. Американские статистические ведомства предоставляют достаточно точную информацию по затратам топлива в каждом штате. В какой-то момент, одновременно с ростом сланцевой добычи, началось и увеличение спроса на дизтопливо в Северной Дакоте. Кроме того, зная затраты труб и цемента на скважину (250 и до 600 тонн), а также энергетические затраты на производство стали и цемента (21 и 3,4 ГДж на тонну), можно оценить и энергозатраты на эти компоненты. Анализировался 2011 год, так как пока только для него есть все необходимые данные.

Ещё один важный момент. В 2011 году было пробурено около 1000 скважин, расходы на них — в знаменателе. Но в числителе — не полученная за 2011 год энергия (в виде нефти) от всех новых и старых скважин, а накопленная добыча — ожидаемая добыча нефти за всё время жизни этих 1000 скважин.

Это важно: если мы возьмём данные по производительности в текущем году, то исказим картину. Данные по накопленной добыче в различных источниках несколько отличаются, поэтому мы специально взяли оценку, ближе к минимальной (260 тыс. баррелей на скважину), чтобы случайно не завысить значение EROEI. И вот что у нас получилось:

Числитель — накопленная за всё время жизни добыча пробурённых в 2011 году скважин (260'000'000 баррелей). То есть в числителе добыча для скважин, пробурённых за год (1000 шт.), в знаменателе — все энергетические расходы на эту самую добычу (ввод 1000 скважин). Подавляющая доля расходов — это дизтопливо (86%).

Разделив 1560 на 55 получим EROEI = 28 (то есть соотношение 28 к 1), что означает: на единицу энергетических затрат пришлось 28 единиц энергетического дохода. Если перевести в доли: от 100% добытой энергии 3,6% (100/28) пошло на саму добычу.

Для сравнения, на волне запуска лучших месторождений в конце XIX — первой половине XX века EROEI добычи превышал 100. Фактически энергозатратами на саму добычу можно было пренебречь. Ещё бы — пробурил скважину — получил нефтяной фонтан. Но сейчас ситуация изменилась. Хороших месторождений почти не осталось. На истощённых старых традиционных месторождениях — вовсю бурятся горизонтальные скважины и применяется гидроразрыв, как и при сланцевой добыче. То есть каких-то качественных отличий от сланцевой нет, и потому EROEI на старых традиционных месторождениях не будет сильно отличаться от EROEI «сланца».

Так или иначе, EROEI = 28 — это очень хороший показатель. И строго говоря, — не так важно EROEI = 28 или 100 (1% или 3,6% энергии тратятся на добычу). Только на нефтепереработку нужно 10% от полученной энергии. То есть расходы, например, на добычу + нефтепереработку для традиционного месторождения составят 11%, для нетрадиционного — 13,5%.

Да, конечно, что-то мы могли не учесть в своих расчётах. Но принципиально это ситуацию не изменит, пусть даже EROEI у скважины составит 20. Основное — особенности темпов бурения и качество запасов — учтены.

Насколько традиционные месторождения лучше?

Всё это выглядит настолько оптимистично для сланцевой нефти, что, конечно, захотелось себя перепроверить. Каким образом? Логично это сделать путём сравнения с традиционными месторождениями. То есть оценить, сколько скважин бурится на «обычных» месторождениях и какую добычу они обеспечивают. К сожалению, подробных данных по обычным месторождениям мало. Но кое-что удалось найти.

Вот оценки по двум гигантским месторождениям. Заметим сразу, что это — лучшее, что есть (точнее, было на планете) по качеству запасов, а месторождения такие в мире в общем-то на счёт. Это Прадхо-Бей на Аляске или же российский Самотлор. На Самотлоре за 40 лет добыто около 18 млрд баррелей и пробурено 18 тысяч скважин, то есть около миллиона баррелей на скважину, на Прадхо-Бей ситуация похожая. То есть на Самотлоре и Прадхо-Бей средняя скважина выдала около 1 млн баррелей за всю историю эксплуатации. Ясно, что сначала качество запасов было лучше, потом — хуже.

А что со сланцевой нефтью? Средняя накопленная добыча для скважины Баккена составляет 250–400 тысяч баррелей (по разным данным) за всё время эксплуатации.

То есть самый важный параметр — накопленная добыча — отличается лишь в 2,5–4 раза. Соответственно и бурить надо в 2,5–4 раза больше. Для тех же результатов. Но и сами скважины в 2 раза длиннее (3 км вниз + 3 км горизонтального ствола). Ещё одна деталь, связанная с накопленной добычей. Сланцевую добычу часто критикуют из-за быстрого падения дебитов (производительности) скважин. Но, строго говоря, это не так важно. Важна именно накопленная добыча за всё время жизни скважины, а какова была динамика этой добычи — падала ли она быстро с высоких значений или медленно с низких — не имеет никакого значения.

Но новых супергигантов уже нет. И если тот же Прадхо-Бей на Аляске в начале своей разработки (1980-е годы) давал 1,6 млн баррелей нефти в день, то сейчас — всего 0,2 млн баррелей. Не исключено, что новые традиционные месторождения «попроще» будут показывать и худшую накопленную добычу. А на старых качественных, но истощённых месторождениях приходится применять всё тот же гидроразрыв и горизонтальное бурение. Для примера: горизонтальный ствол уже перестал быть экзотикой для месторождений России, а, например, «Роснефть» на гигантском и старом (разрабатывается с 1981 г.) месторождении «Приобское» вводит всё новые скважины с ГРП. И это без учёта того, что эти месторождения находятся в труднодоступных условиях. И когда наши нефтяные компании рапортуют о низкой себестоимости добываемой нефти даже на старых месторождениях (хотя и она уже растёт), нужно понимать, что значительная часть капитальных затрат — это советское наследство.

Означает ли это, что наши запасы в результате не имеют никакого преимущества перед, скажем, американскими?

И да, и нет.

Главный вопрос — велики ли запасы сланцевой нефти?

С одной стороны, наше конкурентное преимущество действительно снижается. На старых месторождениях — ситуация по затратам близка к «сланцевой» добыче. А для разработки новых удалённых месторождений нужны огромные инвестиции для освоения (а это и экономическая, и энергетическая рентабельность), даже если собственно бурения там меньше. Плюс расходы на доставку. А у сланцевой нефти, как мы видим, с энергорентабельностью пока не всё так плохо.

Но со сланцевой нефтью есть ещё одна деталь. Пока в США всего два таких (где добыча оправдана) гигантских нетрадиционных месторождения нефти — Bakken и Eagle Ford. И всё. При этом высокая степень геологической изученности в Соединённых Штатах говорит в пользу того, что новых таких открытий уже не будет. Другое дело, что на самом месторождении Bakken есть несколько пластов. И если несколько лет назад основная добыча шла с пласта «Средний Bakken», то сегодня почти треть новых скважин с верхнего пласта Three Forks (а всего их там 7).

Хотя формация и называется «сланцевой», она содержит много пластов, и сланцы — лишь два из них. Ещё 7 являются несланцевыми (напр. песчаники, доломиты). Именно оттуда нефть и добывается, поэтому нефть Bakken и Eagle Ford — строго говоря, не сланцевая, этот термин мы используем, как наиболее распространённый. А нетрадиционной она зовётся из-за того, что коллектор (твёрдая нефтеносная порода) плохо пропускает через себя нефть. Более точный и удобный термин для неё — нефть низкопроницаемых коллекторов.

Вот, кстати, как примерно выглядит «план» по разбуриванию этого месторождения.

Сланцевая формация Bakken. Размер каждого квадратика = 1,6 × 1,6 километра. Чёрные линии — стволы скважин. Теперь можно представить распределение скважин (одна/две на 5,1 квадратных километра) и их длину (3 километра).

Что с месторождениями сланцевой нефти в мире — остаётся вопросом. И от этого во многом зависит, каким будет нефтяное предложение в ближайшие десятилетия.

Загрузка...
Чтобы участвовать в дискуссии – авторизуйтесь

загружаются комментарии