Сланцев бряг

“Запасов сланцевого газа у нас достаточно для обеспечения потребностей Украины в этом виде топлива… То, что мы сейчас делаем, это большая и трудная работа, которая даст отдачу и конкретные результаты примерно через пять-семь лет”, — так украинский премьер-министр Николай Азаров недавно прокомментировал итоги переговоров с компанией Shell.

Представители власти сегодня делают радужные прогнозы — например, что в ближайшие пять-десять лет в Украине за счет нетрадиционного газа появится дополнительно 20—30 млрд кубометров своего топлива в год. То есть страна сможет заместить едва ли не весь импорт.

Экологи считают, что не всё так радужно. Научный сотрудник отдела техногенной и экологической безопасности Национального института стратегических исследований Евгений Яковлев заявил, что власти пошли на контракт с западными энергогигантами, не имея “анализа социальных, экологических и экономических последствий, без сравнительного анализа эффективности разработок месторождений сланцевого газа и возможных рисков, к которым могут привести эти работы”.

Кроме экономических, имеются и политические риски: “Газпром” рассматривал наш рынок как собственную вотчину, а тут газом в Украине собирается заняться другой мировой гигант — Shell (см. “Три буквы на семь миллиардов”).

Shell, Chevron и ExxonMobil

Промышленная добыча нетрадиционного газа может начаться не ранее, чем через пять—семь лет. А в течение ближайших двух лет на месторождениях будет проводиться полномасштабная геологоразведка. Бурение первой поисковой скважины корпорация Shell начала в ноябре 2012 года вблизи села Веселое в Первомайском районе Харьковской области. Там же сейчас сооружаются первые бассейны для воды, используемой при гидроразрывах. Исполнительный директор проектов Shell в Днепровско—Донецком бассейне Дитмар Нойхауз в ходе недавнего круглого стола “Это страшное слово ”Фрекинг”. История гидроразрыва от начала времен до наших дней”, прошедшего в научно-техническом центре “Психея”, заявил, что первая разведочная скважина компании пробурена на глубину 3,6 км.

 

Если запасы подтвердятся, и добыча будет признана экономически целесообразной, потребуется еще пару лет на подготовку всей инфраструктуры. Причем такие временные сроки нужны будут и Shell на Юзовском месторождении (объем инвестиций — 31,6 млрд гривен), и американской Chevron, которая была признана в прошлом году победителем конкурса на право заключения соглашения о разделе продукции по Олесскому месторождению во Львовской области (26,3 млрд гривен). Наконец, на подходе — Скифское месторождение, по которому планируется соглашение о разделе продукции с американской ExxonMobil (40%, оператор), Shell (35%) и австрийской OMV в лице ее румынской “дочки” Petrom (15%).

А пока отечественные эксперты высказывают диаметрально противоположные мнения насчет сланцевой революции в Украине.

“Говорить, что Украина окажется страной-полигоном, где впервые в Европе будет отрабатываться технология добычи этого газа, неуместно, поскольку есть намерение американской Chevron пробурить 13 новых разведочных скважин в той же Польше, — говорит эксперт по энергетике Валентин Землянский, который несколько лет проработал в НАК ”Нафтогаз України”. — Технология давно отработана в США. На фоне остановки проектов во Франции, вызванной лобби атомщиков, есть Великобритания и Германия, где ведущие мировые энергокорпорации заняты масштабной разведкой”. По оценкам НАК “Нафтогаз України”, себестоимость сланцевого газа составит 180 долларов за тысячу кубометров. “Газпром”, в чьих интересах играть на повышение, называет цифру 250 долларов. Поэтому внутри страны, с учетом налога на добавленную стоимость и транспортировки, потребитель получит топливо по 350—400 долларов за тысячу кубометров, утверждает Землянский. В начале 2013 года базовая стоимость российского газа на границе составляла 412 долларов, что для конечных потребителей выливается в 600—700 долларов. При этом, по официальным данным самого “Газпрома”, себестоимость добычи газа на его месторождениях сейчас составляет около 50 долл./тыс. кубометров. Примерно такой же уровень цен и у “Укргаздобычи”.

Заведующий отделом Института общей энергетики Национальной академии наук Украины Борис Костюковский убежден, что контракт с Shell подписан в преддверии окончания “сланцевого пузыря” во всём мире, и эту компанию ждет такое же разочарование, с которым ранее столкнулись в Польше американские ConocoPhillips и ExxonMobil. Последние вначале заявляли об огромных сланцевых запасах в этой стране, но спустя два года разведки свернули работы, признав добычу нецелесообразной.

Разрыв, еще разрыв

Технология добычи сланцевого газа известна очень давно. Отличается она от добычи традиционного газа широким использованием горизонтального бурения, а также необходимостью проведения большого количества гидроразрывов. Для этого в скважину закачивается раствор (обычно на основе воды с химическими присадками, но иногда используются и другие жидкости) под давлением, превышающим давление пластов. В горной породе при этом образуются трещины длиной от десятков сантиметров до десятков метров и шириной до нескольких миллиметров, из которых, собственно, и выделяется газ. Чтобы трещины не схлопнулись, в них подается песок, гравий либо иной похожий наполнитель. Затем раствор откачивается и за ним из скважины начинает поступать газ.

В Украине впервые технология гидроразрыва была применена в 1954 году при добыче метана угольных пластов. В некоторых случаях, правда, в меньших масштабах, гидроразрывы применяются и в добыче традиционных углеводородов.

“Наша геология почти такая же, как у Польши, но даже если произойдет чудо, и добыча на востоке Украины будет признана рентабельной, вряд ли для конечного потребителя мы получим цену ниже импортного традиционного газа. Себестоимость добычи у нас, как и по всей Европе, будет в разы выше, чем в США, так как здесь сланец залегает в два-три раза глубже, чем на американских месторождениях”, — утверждает Костюковский.

В Северной Америке сланцевый газ действительно залегает сравнительно неглубоко (0,5—1 км), а в нашей стране, по недавнему признанию вице-президента компании Shell в Украине Грэхема Тайли, будут буриться скважины глубиной до пяти километров. Правда, тот же менеджер Shell поспешил внести ясность: на Юзовском участке речь идет о добыче так называемого газа плотных пород песчаников — продуктивность таких месторождений обычно больше залегающих неглубоко простых сланцевых пород.

Пресс-секретарь “Укргаздобычи” Геннадий Кобаль допускает, что поскольку в Украине сейчас почти самый дорогой газ в Европе, скорее всего, добыча нетрадиционного топлива будет выгодна: “У нас, как и в Штатах, добыча и потребление будут находиться на сравнительно небольших расстояниях друг от друга: газ будет, например, добываться на востоке страны, где в радиусе 50 километров уже имеются трубопроводы и там же расположены основные потребители — металлургические и химические заводы”.

В нашей стране сегодня средняя глубина скважины по добыче традиционного газа — около четырех тысяч метров. “При добыче традиционного газа скважина на четыре километра у нас сейчас стоит условно пять миллионов долларов, но если бурить глубже и еще при сложной геологии, стоимость может вырасти в разы — свыше десяти миллионов долларов”, — говорит Костюковский. По его данным, срок эксплуатации скважины для газа из сланцевых пород составляет до пяти лет (истощение сланцевой скважины уже через год может составить более 80%), тогда как при добыче традиционного газа — до 30—40 лет.

Риски, риски, риски

Даже при бурении на пять километров существует риск подъема газа, газоконденсата, прочих химических веществ из раствора в более высокие горизонты питьевых и минеральных вод. Например, подобное произошло в районах сланцевого бассейна в Пенсильвании, где сегодня власти официально признали, что токсичными веществами заражены почвенный слой, грунтовые воды и воздух, а в некоторых районах возгорается даже вода в колодцах. Правда, подобные аварии порой случаются и при добыче традиционных углеводородов.

Дитмар Нойхауз утверждает, что химические реагенты, которые добавляются вместе с водой и песком в раствор, на самом деле составляют не более одного процента от всей смеси, закачиваемой под высоким давлением для гидроразрыва. По его словам, Shell, вопреки распространяемым слухам, не держит в секрете перечень дополнительных химических веществ, просто состав раствора зависит от конкретного месторождения. Перечни химических веществ публикует Европейское химическое агентство, и они находятся в открытом доступе. От доли конкретных компонентов в каждом отдельном случае и зависит степень “ядовитости” вещества, закачиваемого при гидроразрыве. Может использоваться окись этилена, трибутилфосфат, соляная кислота, хлориды аммония, натрия (обычная поваренная соль), кальция, метанол, гидроксиды натрия и калия (классические щелочи), прочие элементы.

Скачки давления в газоносных пластах способны привести к техногенным землетрясениям магнитудой два-три по шкале Рихтера. Нойхауз, впрочем, уточняет, что подобные землетрясения неопасны, поскольку аналогичная магнитуда часто фиксируется во многих крупных городах, например, когда по городской брусчатке едет трамвай. Известно, что в прошлом году тестовые разработки на сланцевом месторождении в Великобритании в районе Блэкпула привели к двум землетрясениям магнитудой 2,3 и 1,5, после чего местные власти решили остановить разведку на месторождении.

Украинский ученый Борис Костюковский указывает: “Помимо возможного экологического ущерба, у нас отсутствует необходимая инфраструктура не столько для транспортировки добытого газа, сколько для перевозки песка и воды, которые тоже предстоит где-то добывать и везти по обычным автодорогам крупногабаритными 20-тонными самосвалами”.

Из опыта США известно, что для добычи каждого кубометра сланцевого газа нужно закачать в пласт примерно две тонны воды и сто килограммов песка. Средняя операция гидроразрыва требует передвижения 30—40 единиц мощной насосной техники, а также около 200 тонн песка и четыре тысячи тонн воды с добавкой химических реагентов. Из практики американцев следует, что на некоторых скважинах гидроразрыв пластов приходится повторять до десяти раз в год. Всё это означает, что для газодобычи в прогнозируемых объемах придется извлекать большие массы подземных вод где-то в районе добычи. А это может создавать дополнительные пустоты под землей.

В итоге только для одной скважины, по подсчетам Костюковского, придется проделывать не менее 300 рейсов крупногабаритного транспорта на расстояние 50—100 км для воды и 200—300 км для песка. Столь интенсивной нагрузки тяжелой автотехники просто не выдержит нынешняя дорожная инфраструктура восточной Украины.

Но представитель Shell Дитмар Нойхауз парирует: “Для своей разведочной скважины наша компания сейчас использует воду, добытую самой скважиной, на что есть разрешение. А при добыче газа одна и та же вода будет использоваться сразу для нескольких гидроразрывов, что значительно снижает ее расход и риски для экологии”.

К тому же, по мнению Костюковского, даже если промышленная добыча начнется, то заявленная 50-процентная доля государства в добываемом газе будет отчисляться не от всего продукта, а лишь от прибыльной его части. А последнюю можно считать по-разному. При этом контракт с компанией о разделе продукции будет действовать в течение 50 лет, давая иностранным инвесторам налоговые льготы, сниженные рентные платежи и другие преференции. При этом Геннадий Кобаль полагает, что в договоре о разделе продукции на самом деле нет ничего крамольного — по аналогичной схеме Украина в свое время пыталась запустить добычу газа в Ливии и Египте. По его словам, “каждый договор по-своему уникален, но в данном случае все риски ложатся на инвестора, тогда как наше государство в конечном итоге либо получает дополнительный газ, либо не получает ничего, если добыча газа не будет запущена”.

Пока что официальный базовый прогноз Госслужбы геологии и недр предполагает, что пиковая добыча на Юзовской площади сможет достичь не более 15—20 млрд кубометров газа в год.

Белые пятна в мире

Сланцевая революция так и не пришла в Европу. Та же британско-нидерландская Shell пока не добыла ни одного кубометра чудо-топлива в самой Великобритании. А во Франции принят пятилетний запрет на использование технологии гидроразрыва, которая признана экологически опасной. Технология запрещена и на некоторых американских территориях, например, в штате Нью-Йорк. В середине февраля этого года власти Германии заявили о намерении запретить фрекинг. Бурение в Швеции и Венгрии было вовсе прекращено — в связи с признанием экономической бесперспективности тамошних месторождений.

Вероятно, то же ждет и Польшу, хотя Chevron, одна из трех американских компаний (наряду с ConocoPhillips и ExxonMobil), ранее зашедших в эту страну, всё еще продолжает разведку. Между тем в 2011 году, когда ожидания были оптимистичны, американское издание Stratfor предостерегало: “Даже если поляки и обнаружат огромные запасы сланцевого газа в Померании, им потребуются десятки миллиардов долларов, чтобы построить необходимую для добычи инфраструктуру, трубопроводы для доставки, объекты для производства электроэнергии и химические заводы, необходимые, чтобы воспользоваться преимуществами этих запасов. Прогресс в этом направлении будет измеряться годами, возможно, десятилетиями”.

Наконец, не до конца ясны запасы сланцевых пород и в самих Соединенных Штатах. В качестве примера можно привести крупную компанию Chesapeake Energy, занимающуюся добычей сланцевого газа в США (она находится на втором месте в стране по добыче традиционного голубого топлива). С лета прошлого года Chesapeake Energy потеряла 40% стоимости акций и едва смогла избежать банкротства, спасаясь продажей крупных активов в сфере газотранспортной инфраструктуры.

В конце 2012-го компания Ernst & Young, проанализировав деятельность 50 американских компаний в нефте- и газодобыче за 2007—2011 годы, пришла к выводу: реальные издержки добычи сланцевого газа значительно выше сложившихся в последнее время цен на американском рынке. Они едва превышают сто долларов за тысячу кубометров. Причина начавшихся проблем — быстро падающий дебет скважин сланцевого газа. Полная себестоимость нового топлива с учетом всех последующих затрат составляет не менее 230 долларов за тысячу кубометров.

Так что перспективы “сланцевой революции” в Украине в значительной мере зависят от того, по какой цене Россия будет продавать свой газ.

Теплотворность сланцевого газа

Проблема транспортировки и использования сланцевого газа в тепловых приборах, а также химический состав сланцевого газа из девяти основных источников газодобычи проанализированы в статье “Shale gas measurement and associated issues”, опубликованной в профессиональном американском журнале Pipeline and Gas Journal (July 2011, Vol. 238 No. 7). Согласно анализу, содержание метана в выбранных образцах варьируется от 79,4 до 95,5%. Доля негорючих газов (азота и углекислоты) достигает 9,3%, а доля этана (С2Н6) — от 0,1 до 16,1%.

При этом стандарт природного газа в США требует уровня содержания метана на уровне 94,3%, этана — 2,7%, инертных газов — 2%. В исследовании отмечается, что такое химическое отличие сланцевого газа требует адаптации для его транспортировки трубопроводным транспортом.

Вся газовая тепловая аппаратура — печи, плиты, котлы — рассчитана на газ определенной теплоотдачи, то есть на стандартный природный газ, где теплотворная способность равна 1035 BTU/SCF (британских тепловых единиц на кубический фут). По ряду образцов сланцевого газа эта величина колеблется в пределах от 700—960 до 1100—1200 БТЕ/куб. фунт, то есть отклонения находятся в диапазоне от —23% до +15% от стандарта.

Поэтому американские газодобытчики обычно “уравновешивают” теплотворную способность нетрадиционного газа, смешивая его с обычным природным, если ее нужно повысить, или напротив — разбавляют воздухом, если надо понизить.

В контрактах на поставку обычного природного газа теплотворная способность газа, как правило, не указывается.

Энергопрожектёрство независимой Украины

1. Нефтепровод “Одесса—Броды”. Один из первых энергетических проектов независимой Украины. Запланированный в начале 1990-х при президенте Леониде Кравчуке, был построен за счет бюджета в 1996—2002 годах (смета — около ста миллионов долларов) при его преемнике Леониде Кучме. Нефтепровод, ведущий в Западную Украину, предполагалось достроить до Плоцка (Польша), откуда уже построен нефтепровод до Гданьска. Проект был рассчитан на большую каспийскую нефть из Азербайджана и строился в противовес российским поставкам нефти.

Однако после строительства трубопровода “Баку—Джейхан—Самсун” каспийская нефть пошла через Турцию, а труба “Одесса—Броды” стояла сухой до 2004 года, когда было достигнуто соглашение с компанией ТНК-BP о переводе прокачки в реверсный режим (прокачка российской нефти Urals в сторону южноукраинских портов). На закрепленные в контракте поставки в объеме девяти миллионов тонн проект так и не вышел, а с 2010 года эксплуатация нефтепровода в реверсном режиме прекращена.

В 2011 году проводились аверсные поставки венесуэльской и азербайджанской нефти в Беларусь. Прокачано около миллиона тонн, после чего в силу экономических причин трубопровод был вновь остановлен.

2. Закрытие Чернобыльской АЭС. Под давлением европейских стран и США Украина в 2000 году остановила эксплуатацию атомной станции, печально известной аварией на четвертом энергоблоке 26 апреля 1986 года. Второй энергоблок был остановлен еще в советское время — в октябре 1991 года.

Первый энергоблок Украина остановила в ноябре 1996-го, а третий — в декабре 2000 года. Администрация президента Леонида Кучмы рассчитывала на выполнение условий меморандума, заключенного в декабре 1995-го между Украиной, странами “Большой семерки” и Комиссией Европейского сообщества. Документ предусматривал выделение Киеву 2,3 млрд долларов США на достройку новых энергоблоков, уменьшение социальных последствий аварии на ЧАЭС, реконструкцию гидро- и тепловых электростанций. Обещанные компенсационные средства так и не были выделены.

Энергоблоки РАЭС-4 и ХАЭС-2 были достроены в 2004 году за счет целевой надбавки к внутреннему энерготарифу, а также кредита от Российской Федерации. Изменение географии производства атомной электроэнергии, а также недостаточное развитие линий электропередачи привели к тому, что такие крупные города-потребители, как Киев, полностью ориентируются на использование дорогой энергии тепловых станций.

3. Приватизация нефтеперерабатывающих заводов без инвестиционных обязательств. Продажа в частные руки отечественных НПЗ проводилась преимущественно правительством Виктора Ющенко в 1999—2000 годы на волне острейшего финансово-экономического кризиса, угрожавшего стране дефолтом. Покупателями большинства нефтеперерабатывающих мощностей стали компании из России и Казахстана, которые обещали реконструкцию заводов и выход на плановые мощности.

В первые годы заводы действительно почти полностью обеспечивали украинские заправки своими нефтепродуктами, однако при этом собственники ограничивались минимальными инвестициями. Отмена пошлин на импортные нефтепродукты привела к массированному импорту бензинов и дизельного топлива с прошедших капитальную модернизацию заводов в Беларуси, Румынии, Болгарии, Литве. А отечественный потребитель гривней стал голосовать за более качественное импортное топливо, предпочитая его отечественному.

Проблемы в отрасли усугубились в 2009 году в результате конфликта вокруг компании “Укртатнафта”, когда российские (татарстанские) инвесторы, управлявшие компанией с 1994 года, полностью утратили над ней контроль. Сегодня три из шести украинских НПЗ контролируют компании, аффилированные с группой “Приват”. Работает лишь один — Кременчугский НПЗ.

4. Отвязка условий транзита от цены поставок газа в Украину. Правительство Юлии Тимошенко в 2005 году при согласии президента Виктора Ющенко пошло на расторжение долгосрочных контрактов об условиях поставок газа и его транзита из Российской Федерации (были заключены до 2013 года) ради перехода на рыночную формулу ценообразования. Ежегодный пересмотр соглашений привел к хроническому удорожанию российского газа, который вследствие контракта января 2009 года оказался одним из наиболее дорогих в Европе (базовая цена — 450 долл./тыс. кубометров).

При этом транзитные поставки газа через территорию Украины сократились за последние годы на четверть, а Москва ввела в эксплуатацию вторую очередь газопровода Ямал—Европа (через территорию Беларуси), а также две нитки “Северного потока” (в Германию по дну Балтийского моря). Кроме того, Кремль активно лоббирует строительство “Южного потока”, по которому природный газ направится на Балканы и в Италию.

Украина была вынуждена минимизировать поставки газа из России, нарушая положение контракта о согласовании минимальных объемов ежегодных поставок, что по итогам прошлого года обернулось выставленной “Газпромом” претензией в сумме семь миллиардов долларов. К тому же ведутся переговоры об аренде Россией украинской газотранспортной системы, международный консорциум по управлению которой за эти годы так и не был создан.

5. Начало строительства LNG-терминала. Промокампания, проводящаяся Государственным агентством по инвестициям и управлению национальными проектами во главе с одним из бывших “полевых командиров” Оранжевой революции Владиславом Каськивым, направленная на диверсификацию поставок энергоресурсов и снижение энергозависимости от России, обернулась в конце 2012 года громким дипломатическим конфузом. Договор о начале строительства LNG-терминала на Черном море был подписан с лыжным инструктором по имени Хорди Сарда Бонвехи, который фигурировал на переговорах в качестве представителя испанской компании Gas Natural Fenosa (компания якобы должна была выступить ключевым инвестором проекта). Спустя несколько часов Gas Natural Fenosa официально объявила, что персона, выступившая подписантом договора с украинским правительством, не имеет к ней никакого отношения.

И через несколько месяцев после скандала и дезавуирования подписи украинской стороны на документах ни один проект развития LNG-терминала на юге Украины не получил своего развития. Равно как и другие национальные проекты, остающиеся на бумаге.

Юрий ЛУКАШИН