В течение последних нескольких лет практически каждый разговор о газовой и нефтяной промышленности так или иначе затрагивает тему сланцевого газа. Одни преподносят его как панацею, способную избавить развитые страны от проблем с энергией на десятки лет вперед, другие пугают грозящими опасностями: от метана в питьевой воде до землетрясений вокруг скважин. Так же велик разброс мнений и относительно рентабельности: кто-то утверждает, что добыча сланцевого газа баснословно прибыльна, а кто-то указывает на субсидии, которые нефтяные компании получают, разрабатывая месторождения сланцевого газа.
К сожалению, в неспециализированной русской прессе абсолютно нет понятного, исчерпывающего и непредвзятого объяснения, что такое «сланцевый газ». Ситуация осложняется еще и тем, что кто-то где-то слышал что-то про «горючие сланцы», и эти термины сразу же оказались связаны. На самом деле горючие сланцы, вроде тех, что добываются открытым методом в Прибалтике, и сланцевый газ не имеют между собой практически ничего общего.
Вместе с читателями «Спутника и Погрома» мы попробуем разобраться, что же называется сланцевым газом, в чем его отличие от традиционного, а также в том, какие риски сопутствуют разработке и добыче сланцевого газа.
Для начала определимся с терминологией. Сланцевым («shale gas» или «tight gas» в англоязычной литературе) называют газ, добываемый из пород с низкой проницаемостью. Химически это обыкновенный природный газ. Как правило, такие породы содержат высокий процент сланцев (то есть окаменевшей глины — да простят меня геологи!), однако низкопроницаемыми могут быть и известняки (породы, сложенные из окаменевших остатков морских организмов), и песчаники. ({{1}})
Проницаемостью называется свойство горной породы, характеризующее способность этой породы пропускать жидкость и газ. Чем выше проницаемость, тем легче нефти, газу или воде проникать сквозь породу. Проницаемость — ключевая характеристика любого нефте- или газоносного пласта, определяющая число и тип скважин, которые нужно пробурить, чтобы месторождение было прибыльным. Второй важный параметр, зависящий от проницаемости — извлекаемость, или recoveryfactor, то есть процент нефти или газа, который можно из пласта добыть. Чем выше проницаемость, тем меньше нужно скважин для извлечения из пласта определенного процента нефти или газа.
Так называемые традиционные месторождения (conventionalreservoirs) обладают проницаемостью, достаточно высокой для того, чтобы, пробурив экономически приемлемое число скважин, добыть нужный для получения прибыли (и удовлетворения обязательств перед инвесторами) объем нефти и газа. Для рентабельной разработки таких месторождений не требуется применения так называемой стимуляции, то есть действий, призванных увеличить приток углеводородов в скважину. (Отмечу, что даже на месторождениях с высокой и сверхвысокой проницаемостью скважины стимулируют в силу либо технологических, либо экономических причин, в том числе на месторождении, разработкой которого занимается автор этой статьи). Однако для нетрадиционных месторождений, к которым относится и сланцевый газ, стимуляция скважин — единственный рентабельный способ разработки, позволяющий несколько сократить число скважин и в то же время добиться приемлемого выхода нефти или газа.
Самый распространенный и наиболее широко применяемый метод стимуляции скважин — это гидроразрыв пласта (ГРП), или фракинг, разработанный в США в сороковых годах прошлого века ({{2}}). Метод заключается в закачке в скважину под высоким давлением вязкой жидкости, которая, проникая в пласт, создает в нем трещину. Затем трещина заполняется натуральным или синтетическим (выдерживающим бòльшие давления и температуры) песком, удерживающим ее в открытом положении. Такого рода трещина служит высокопроводящим каналом для содержимого пласта и существенно повышает приток углеводородов в скважину. Избыточный песок затем (часто в виде отдельной операции) вымывается из скважины, и ее подключают к наземной инфраструктуре.
Звучит просто, не правда ли? Однако для проведения гидроразрыва пласта нужно много воды (иногда в качестве основы для фракинговой жидкости применяют дизель, но это гораздо дороже, а потому не столь популярно). Стимуляция средней скважины, производящей сланцевый газ, требует от 500 до 1500 кубометров воды. Для фракинга, как мы уже выяснили, нужна вязкая жидкость. Вязкость обеспечивается добавлением в воду природного полимера (вроде того, который добавляют в йогурты и зубную пасту) в смеси с так называемым кросслинкером, связывающим цепочки молекул полимера «поперек». В воду для фракинга также добавляют окислитель, который, попадая в пласт, «разбивает» молекулы полимера, связанные кросслинкером, облегчая промывку скважины после операции. Для фракинга также нужен песок, который необходимо доставить до месторождения. И, наконец, чтобы произвести гидроразрыв, нужны насосы. Для стимуляции скважины, пробуренной в месторождении сланцевого газа, необходимо задействовать от 5 до 15 насосов. Каждый насос базируется на шасси полуприцепа и приводится в действие собственным дизельным двигателем.
Гидроразрыв пласта в силу относительной дешевизны, простоты и универсальности применяется для разработки месторождений с низкой проницаемостью. Как уже упоминалось выше, стимуляция скважин — это единственный рентабельный метод разработки таких месторождений. Однако в силу естественных причин приток нефти и газа в скважину с течением времени уменьшается. Для скважин, на которых проведен гидроразрыв, этот эффект выражен очень ярко. Таким образом, для поддержания уровня добычи компания-оператор месторождения сланцевого газа вынуждена бурить и стимулировать все новые и новые скважины. И именно поэтому число фракинговых операций стремительно выросло с разработкой месторождений сланцевого газа и продолжает расти. ({{3}})
Словосочетания «гидроразрыв пласта» и «сланцевый газ» уже обросли ореолом страшных историй, легенд и просто несуразиц, которые широко тиражируются прессой. Имеют ли эти легенды под собой реальную основу? Давайте разберемся. Любая технологическая операция на нефтяной или газовой скважине связана с рисками для работников или окружающей среды. С увеличением числа операций вероятность того, что что-то пойдет не так во время какой-то одной из них, тоже увеличивается. Разумеется, эту вероятность можно уменьшить более тщательным контролем, более дорогим оборудованием или большими затратами на каждую операцию. Какие же риски связаны с гидроразрывом пласта, какие меры можно предпринять для их минимизации и почему эти меры скорее всего применяться не будут?
Самый главный риск при фракинге — это разрушение естественных и искусственных барьеров, удерживающих углеводороды в пласте. Естественные барьеры — это непроницаемые породы, «запирающие» пласт сверху. При нарушении их целостности (если трещина, образующаяся при ГРП, начинает «расти» вверх, а не вбок) создается высокопроницаемый канал, по которому газ и нефть вытесняются наружу в вышележащие слои. Ну а так и до грунтовых вод недалеко. Кроме собственно углеводородов, таким же способом может проникнуть в грунтовые воды жидкость для фракинга. А ее компоненты отнюдь не оздоравливают хрупкие организмы обитателей территории, на которой нашли месторождение сланцевого газа (в недалеком и весьма вероятном будущем к таким территориям рискует присоединиться Львiвщина).
Искусственные барьеры — это прежде всего цемент, запирающий пространство между пластом и обсадной колонной (так называются трубы, которые опускают в скважину, чтобы по ним текли нефть и газ). Если цемент отсутствует или был поврежден при фракинге, то для химикатов и газа открывается легкий путь наверх, к водоносным горизонтам, как и в предыдущем случае.
Меры по минимизации этих двух рисков — это более тщательное проведение работ ГРП, включающее проверку состояния цемента до решения о фраке на каждой скважине и пробные закачки, позволяющие определить безопасные параметры выполнения операции. Однако, как мы уже выяснили, для того, чтобы месторождение сланцевого газа было рентабельным, нефтяной компании необходимо большое число готовых скважин с выполненным ГРП за максимально короткое время и за минимальную стоимость. Именно экономический фактор (в отсутствие законов и нормативов, обязывающих нефтяные компании выполнять такие требования) является определяющим в степени риска разработки нетрадиционных газовых месторождений методом ГРП. ({{4}})
Однако загрязнить питьевую воду можно не только создав трещину в газоносном пласте, а, например, просто собрав буровой раствор и вышедший из скважин после ГРП фракинговый флюид из большого числа скважин в одном месте, не позаботившись при этом о гидроизоляции этого отстойника. Так как число скважин на единицу площади у сланцевого месторождения больше, чем у традиционного, то и отходов будет больше. А на их утилизации и безопасном хранении грех не сэкономить.
И, наконец, причина, по которой вышеописанные риски могут стать повседневной реальностью для многих людей, — это трудоемкость разработки сланцевых месторождений. Это ведет к естественным соблазнам компаний-операторов минимизировать инфраструктурные и логистические издержки и разрабатывать месторождения, расположенные ближе к населенным пунктам.
В качестве заключения хотелось бы развеять еще один миф, связанный с гидроразрывом пласта, а именно его «сверхтехнологичность». В журналистской среде считается, что для проведения этой операции непременно требуется участие западных сервисных компаний. В настоящий момент рынок фракинга в России поделен между западными сервисными компаниями (Halliburton/Schlumberger), однако не существует никаких принципиальных технологических трудностей в создании отечественных аналогов. До этого, однако, не дойдет: сервисные компании-гиганты присутствуют везде в мире, где есть залежи углеводородов, и никакими санкциями их не запугать.
Автор текста — Андрей Коваленко, Ph.D.
[[1]]US Dept. of Energy, How is shale gas produced?, Apr. 2013.[[1]]
[[2]]Montgomery, Carl T.; Smith, Michael B. (December 2010). Hydraulic fracturing. History of an enduring technology [[2]]
[[3]]U.S. Energy Information Administration, Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States, Apr. 2013[[3]]
[[4]]King, George E. (2012), Hydraulic fracturing 101 (PDF), Society of Petroleum Engineers, Paper 152596[[4]]
