Жур. Н.Г. технологии статья Ряховского стр.22
.pdf
UPSTREAM |
АНАЛИТИКА |
ИЗОБИЛИЕ НЕТРАДИЦИОННЫХ ВИДОВ ТОПЛИВА В НОВУЮ ЭРУ ЭНЕРГЕТИКИ Часть 4
Hughes D.1, Post Carbon Institute
НЕТРАДИЦИОННЫЕ ЗАПАСЫ И ИХ ПОТЕНЦИАЛ
Вданномразделерассматриваетсяпотенциалиограничения нетрадиционных ископаемых видов топлива с точки зрения источника «энергетической независимости» и «безграничного роста». В докладе проводится подробный анализ запасов сланцевого газа и нефти из плотных пластов (горючих сланцев), которые возглавляют список США потенциальных источников,
которые могут обеспечить энергетическую независимость региона. Также рассматриваются и другие нетрадиционные источники нефти и газа.
СЛАНЦЕВАЯ «РЕВОЛЮЦИЯ»
Разработка новых технологий с применением горизонтального бурения в сочетании с многоступенчатым гидравлическим разрывом пласта обеспечила дополнительные объемы добычи газа на рынке США. Эти технологии также были успешно применены при разработке запасов горючих сланцев (также известных как «сланцевая» нефть), в результате этого кардинально изменилась ситуация, связанная с длительным снижением добычи сырой нефти в США. Появление этих технологий позволило совершить скачок в области добычи сырой нефти и природного газа. Ранее добыча углеводородов осуществлялась из материнских пород, по которым сырая нефть или природный газ мигрировали на протяжении миллионов лет. В настоящее время добыча углеводородов из менее глубокозалегающих пластов и несложных пластов истощается.
1 J. David Hughes, геофизик изучавший энергетические ресурсы Канады в течение почти четырех десятилетий, в том числе работая в Геологической службе Канады в качестве ученого и научного руководителя. Г-н Hughes стал разработчиком National Coal Inventory, чтобы определить доступностьиэкологическиеограничения, связанныесресурсамиугляКанады. В качестве руководителя группы Unconventional Gas при Canadian Gas Potential Committee, г-н Hughes координировал последние публикации комплексной оценки нетрадиционных газовых ресурсов. За последние десять лет он исследовал все публикации на эту тему и читал лекции по устойчивому развитию глобальных энергетических ресурсов Северной Америки и на международном уровне. Г-н Hughes является членом Post Carbon Institute; его работы были отмечены в популярной прессе, на радио, телевидении и в других средствах массовой информации. В настоя-
щее время г-н Hughes возглавляет Global Sustainability Research Inc., про-
водит консультации и занимается исследованиями в области энергетики и устойчивого развития.
Для того чтобы понять, что действительно происходит в области добычи и бурения на сланцевые пласты,
вчастности, был проведен анализ данных месторождений на территории Соединенных Штатов с точки зренияглубинызалеганияпластов.Рис.12 иллюстрирует некоторые из данных по месторождениям, которые были рассмотрены в процессе исследований.
Карта на рис. 1 показывает, что сланцевые место-
рождения встречаются во многих регионах США. Отраслевые аналитики в свое время заявили, что сланцевые месторождения требуют сложной обработки; скважины на сланцевые пласты должны быть пробурены с учетом равномерного широкого охвата без учета локальных вариаций параметров пласта. В процессе проведения анализа было выявлено, что характеристикисланцевыхпластоввзначительнойстепени варьируются, с несколькими высокопродуктивными залежами в регионе, превышающими по запасам многие региональные маргинальные месторождениxя, добыча на которых уже истощается или становится экономически не выгодной. Две скважины, пробуренные на одной и той же площади, могут иметь самые различные характеристики добычи.
Промышленная добыча сланцевого газа стала возможна только после появления технологии крупномасштабного многоступенчатого гидроразрыва пласта и бурения горизонтальных скважин. Хотя добыча осуществляется преимущественно из сланцевых пластов,
впроцессе бурения скважин на горючие сланцы также встречаются плотные карбонаты и алевролиты. Исследование трещиноватости сланцевых пластов наводит на мысль, что проницаемость породы очень низкая и измеряется в диапазоне микроили наноДарси. Природная система трещин, которая может быть расширена с помощью гидроразрыва пласта, и «хрупкость» породы, которая является функцией содержания кремнезема, определяет эффективность распространения трещин. Трещины удерживаются
воткрытом положении с помощью проппантов (состоящих из смеси песка и других добавок), таким образом, газ и нефть могут мигрировать в пласте. Высоко непроницаемая природа сланцев, естественная
2 Данные EIA, опубликованные в сентябре 2011 г. http://www.eia.gov/ oil_gas/rpd/shale_gas.jpg
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
|
№9 • сентябрь 2013 |
29 |
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
АНАЛИТИКА |
|
Сланцы |
Бассейны |
|
|
существующие |
* |
Смешанные сланцы-кальциты |
|
перспективные |
||
|
** |
Смешанные сланцы-известняки |
|
|
Суммирование |
*** |
Смешанные сланцы-плотные |
|
самые неглубокие/молодые |
доломиты-алевролиты-песчаники |
|
|
средняя глубина/средний возраст |
|
|
|
самые глубокие/старые |
|
|
Рис 1. Месторождения с запасами сланцевого газа в 48 нижних штатах США |
|
|
|
трещиноватость и другие ограничения нефтеносных |
Наотдельныхскважинах,пробуренныхнасланце- |
||
пород отвечают за быстрое снижение добычи, учи- |
выепласты,темпыпадениядобычидостаточновысокие |
||
тывая ограниченные участки, которые могут быть |
исоставляютот79до95%после36месяцевдобычи.Хотя |
||
пробурены. |
некоторыескважинымогутбытьоченьпродуктивными, |
||
СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ |
они,какправило,составляютнебольшойпроцентотоб- |
||
щегочислаисосредоточенынапродуктивныхучастках. |
|||
Ключевые факторы, определяющие газоносные |
Совокупное снижение добычи на месторожде- |
||
сланцы, включают следующее. |
ниях составляет от 30 до 50% добычи, что должно ком- |
||
Добыча сланцевого газа выросла очень быстро |
пенсироваться ежегодным повышением активности |
||
и в настоящее время на нее приходится почти 40 % |
бурения. Для поддержания соответствующих темпов |
||
добычи природного газа в США, хотя добыча на этих |
бурения будут необходимы значительные инвестиции |
||
участках стабилизировалась, начиная с 2012 г. Эта |
в проекты, которые могут составить до 42 млрд долл. |
||
добыча более чем восполнила снижение добычи тра- |
В качестве сравнения, сланцевый газ, добытый в 2012 г., |
||
диционного газа и позволила повысить общий объем |
оценивается в сумму около 32,5 млрд долл. при цене |
||
добычи газа до рекордных показателей. |
газа3,40долл/тыс.фут3 (чтовышестоимостиприродного |
||
Бум бурения, который привел к избыточной добы- |
газанаустьев2012 г.посравнениюсдобычейнадругих |
||
че сланцевого газа, был частично мотивирован резким |
скважинах). |
|
|
повышениемактивностибурениявтечениетрех–пяти |
В перспективе капитальные затраты на выполне- |
||
лет, созданием совместных предприятий и необходи- |
ние операций с целью компенсации снижения добычи |
||
мостью забронировать резервы для поддержки оценки |
на месторождении будут увеличиваться по мере пере- |
||
на фондовом рынке. |
мещения бурения в более сложные области. Средняя |
||
Высокая производительность сланцевых место- |
продуктивность скважин в регионе Хейнесвилл (если |
||
рождений отмечается не во всех регионах, и большим |
судить по начальным объемам добычи) упала почти |
||
потенциалом располагают относительно небольшие |
на 20%; месторождения сланцевого газа в этом регионе |
||
продуктивные участки на месторождениях. Всего лишь |
считаются наиболее продуктивными в США и продол- |
||
шесть из тридцати пьес сланцевых месторождений |
жает падать на восьми участках из десяти. В общем, |
||
обеспечивают 88% добычи. |
продуктивность сланцевых скважин снизилась на 36% |
||
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
30 |
№9 • сентябрь 2013 |
|
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM
и в настоящее время составляет 34% совокупной добычи природного газа в стране.
Участки с большим числом «сухих» скважин, пробуренныхнасланцевыйгаз»неявляютсяэкономически выгоднымииневлияютнатекущиеценынаприродный газ. Результатом станет смещение разработок в область горючихсланцевивлажногогаза,которыехарактеризуютсялучшейэкономикой.Послеинвентаризациипробуренных,ноещеэксплуатирующихсяскважинбылсделан вывод,чтодобычасланцевогогазабудетснижаться.Это будетспособствоватьзначительномуповышениювперспективе цен на природный газ. Прогноз EIA, что цена на природный газ будет оставаться ниже 5 долл/тыс. фут3 до 2026 г. выдает желаемое за действительное.
АналитикиEIAнедавнопересмотрелисвоюоценку недоказанных технически извлекаемых запасов сланцевого газа в сторону понижения на 42% до 482 трлн фут3. В сочетании с запасами сланцевого газа этот показательсоставит579трлнфут3 или24годапоставокгаза
всоответствии с текущими темпами добычи. Прогноз EIA составляет 382 трлн фут3 или 66% потребления при-
родного газа в 2040 г. Это чрезвычайно оптимистичный прогноз, учитывая, что большую часть добычи предполагаетсякомпенсироватьзасчетнедоказанныхзапасов, что,несомненно,повлечетбумбурения,которыйсоздаст экологические проблемы, связанные с гидравлическим разрывом пласта по сравнении с экологическими проблемами, связанными с бурением в настоящее время.
Добыча сланцевого газа в США выросла с примерно с2%в2000 г.допочти40%процентоввнастоящеевремя. Большинствоскважин,пробуренныхнасланцевыепласты
внастоящеевремя,горизонтальные,смногоступенчатым гидроразрывомпласта.Вопрекимнениюотраслевыхспециалистов, утверждающих, что эта технология является доброкачественной,общественностьнеодобряетширокое применение этой практики. Как показано на рис. 23, добыча сланцевого газа по состоянию на конец 2011 г. оставалась постоянной (не увеличивалась). Наиболее активно добыча сланцевого газа началась на площади Барнетт в Восточном Техасе в начале последнего десятилетия. По состоянию на май 2012 г. было пробурено 14 871 скважина, добыча из которых составляла 5,850 трлн фут3/сут, что сделало Барнетт вторым крупнейшим регионом сланцевого газа в Соединенных Штатах.
Именно здесь была опробована новая технология многоступенчатогогидроразрывапласта,котораявдальнейшем усовершенствовалась. Площадь Хейнесвилл, пролегающая в восточном Техасе и западной Луизиане, начала разрабатываться с нуля в 2007 г., чтобы стать
вСШАгазовымрегионом(сланцевогогаза)номеродин. Аналогично сложилась ситуация на сланцевой пло-
щади Маркеллус (Пенсильвания и Западная Виргиния), которая заняла третье место по добыче сланцевого газа в США за аналогичный период. Все вместе эти
3 Данные из DI Desktop/HPDI с мая 2012 г., представляющие среднее значение за три месяца добычи.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АНАЛИТИКА |
||||
|
|
Другие |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
25 |
Остин Чак |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бон Спринг |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Босье |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20 |
Антрим |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
млрд фут3/сут |
Ниобара |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Баккен |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Вудфорд |
|
|
|
|
|
|
|
|
Фейетвилл |
|
||
15 |
Игл Форд |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Фейетвилл |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
Маркеллус |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Добыча. |
|
Барнетт |
|
|
|
|
|
|
|
|
Маркеллус |
||
10 |
Хейнесвилл |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
Барнетт |
Хейнесвилл |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
|
|
|
|
|
|
|
Год |
|
|
|
|
|
|
Рис 2. Добыча сланцевого газа по регионам с мая 2000 г. по май |
|||||||||||||
2012 г. (в настоящее время добыча сланцевого газа составляет |
|||||||||||||
примерно 40 % совокупной добычи США) |
|
|
|
|
|
||||||||
три площади обеспечивают две трети добычи в США сланцевого газа.
Рис.34 иллюстрируетдобычусланцевогогазана30месторождениях (по состоянию на май 2012 г.). Как можно
видетьиздиаграммынарисунке,большиеобъемыдобычи зарегистрированынатрехосновныхплощадях;нашести крупнейших месторождениях сланцевого газа совокупная добыча составила 88% сланцевого газа. Остальные семнадцать месторождений обеспечивают немногим больше 1% добычи. Из рис. 3 видно, что добыча сланцевого газа осуществляется не на всех месторождениях вбольшихобъемах,и,чтоплощадисбольшимиобъемами добычи достаточно редки.
Всесланцевыеместорожденияотличаютсядруготдруга, и отмечается значительная разница в добыче даже на самых лучших участках. Кроме того, в связи с чрезвычайно высоким снижением добычи, эти месторождения требуют высоких капитальных затрат для бурения и развития инфраструктуры с целью поддержания текущего уровня добычи. Для того чтобы проиллюстрировать эти выводы, был проведен более детальный анализ
|
7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
/сут |
6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
фут3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Top 3 Plays: 66% of Total |
66 % |
|
|
||||
Day |
|
|
|
|
|
З основные площади: добыча |
|
|
|||||
млрд Feet |
4 |
|
|
|
|
|
Top 6 Plays: 88% of Total |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
6 основных площадей: добыча |
|
|
|
|||||
per |
|
|
|
|
|
составляет 88 % |
|
||||||
3 |
|
|
|
|
|
||||||||
Добыча, Billion |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Cubic |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Хейнесвилл Барнетт |
Маркеллус Фейтвилл |
Игл Форд Вудфорд |
Гранит Уош Баккен Ниобрара Антрим Босье Бон Спринг |
Остин Чак Пермиан |
Льюис |
Манкос Спраберри |
МиссисипиЛайм Бенд Перлсол Утика Хермоза Пьерри Тускалуса |
МаннингНьюОлбани Малки Чаттануга Ноури Коди |
|||
|
|
||||||||||||
|
|
Shale Play |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сланцевые месторождения
Рис. 3. Добыча сланцевого газа по месторождениям на май 2012 г.
(Следуетотметить,чтопродуктивныйгоризонтместорожденияГранит Уош в основном сложен плотными песчаниками, а не сланцами)
4 Данные из DI Desktop/HPDI с мая 2012 г.,
|
№9 • сентябрь 2013 |
31 |
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АНАЛИТИКА |
||||||
|
9 |
|
|
|
3000 |
|
|
8000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
Добыча |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Число скважин |
|
|
|
Число эксплуатирующихся скважин |
|
7000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2500 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
/сут |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
7 |
|
|
|
|
6000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Добыча, млрд фут3/сут |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
6 |
|
|
|
2000 |
фут3 Day) |
|
|
|
|
Ежегодное снижение: |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Yearly Declines: |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
per |
5000 |
|
|
|
ПервыйFirst Yearгод=–68% % |
|
|
|
|
|||
5 |
|
|
|
|
млрд (Mcf |
|
|
|
|
ВторойSecondгодYear–=4949% |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
1500 |
4000 |
|
|
|
Third Year = 50% |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
газа, |
|
|
|
Третий год – 50 % |
|
|
|
|
|||||
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Fourth Year = 48% |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Четвертый год – 48 % |
|
|
|
||||||
3 |
|
|
|
1000 |
Production |
3000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
Gas |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2 |
|
|
|
|
Добыча |
2000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
500 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
1 |
|
|
|
|
1000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
0 |
|
|
|
0 |
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
|
|
1 |
6 |
11 |
16 |
21 |
26 |
31 |
36 |
41 |
46 |
|
|
|
Год |
|
|
|
|
|
|
|
|
Months on Production |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Месяцы добычи |
|
|
|
|
||
Рис. 4. Динамика объемов добычи сланцевого газа и числа |
|
Рис. 5. Кривая снижения добычи сланцевого газа на участке |
|||||
добывающих скважин на площади Хейнесвилл в период с мая |
|
Хейнесвилл, построенная на основании данных, собранных за |
|||||
2008 г. по май 2012 г. |
|
четыре года добычи |
|||||
разработки трех основных сланцевых площадей, пред- |
|
and Yu (Louisiana State University)8. Этот показатель на- |
|||||
лагаемый ниже. |
много ниже, чем обычное значение EUR, выполненной |
||||||
|
Площадь Хейнесвилл. Площадь Haynesville явля- |
отраслевымианалитиками, котораяколебаласьв преде- |
|||||
ется уникальной по сравнению с другими площадями |
лах 5–10 млрд фут3. |
||||||
с точки зрения высокой производительности отдель- |
|
|
Экономическое развитие провинции Хейнесвилл, |
||||
ных скважин и общего объема добычи, что делает ее |
|
таким образом, весьма сомнительно при текущих ценах |
|||||
наиболее продуктивной площадью с запасами слан- |
|
на природный газ, составляющих 3,30 долл/млн фут3, что |
|||||
цевого газа в США по состоянию на май 2012 г. Рис. 45 |
|
находит свое отражение в численности парка буровых |
|||||
иллюстрирует рост добычи и числа скважин с 2008 г. |
|
установок, которая упала с высокого уровня в 180 единиц |
|||||
Добыча природного газа из сланцевых пластов, ка- |
|
всередине2010 г.довсеготолько20единицвоктябре2012 г. |
|||||
жется, достигла своего пика в декабре 2011 г., однако, |
|
|
Kaiser иYu заявляют, что «большее число добычи |
||||
это было достигнуто, несмотря на продолжающийся |
|
из скважин провинции Хейнесвилл не достигнет сте- |
|||||
рост числа добывающих скважин. |
|
пени безубыточности на протяжении полного цикла |
|||||
|
Добыча из скважин на участке Хейнесвилл так- |
|
только по причине преобладания низких цен на газ |
||||
же с течением временем начнет падать. Рис. 56 ил- |
|
(менее4долл/млнфут3).Этасуроваяэкономическаяре- |
|||||
люстрирует возможную динамику кривой падения |
альность будет контролировать будущую деятельность |
||||||
добычи (в среднем на всех скважинах месторожде- |
после пополнения сектора новыми участниками и не- |
||||||
ния) на протяжении четырех лет с начала добычи. |
обходимости выполнения ими требований к бурению9. |
||||||
Снижение добычи на 68 % в первый год характерно |
|
|
Начальная добыча (initial productivity – IP) на сква- |
||||
и для второго и последующего года и считается не- |
|
жине после того, как она пробурена, определяет ка- |
|||||
типично высоким. Это говорит о том, что жизненный |
|
чество и обычно несет определенную корреляцию |
|||||
цикл месторождений на участке Хейнесвилл может |
|
с EUR. Рис. 610 иллюстрирует самый высокий показа- |
|||||
и не продлиться до 30–40 лет, что вытекает из типич- |
тель месячной добычи, зарегистрированный на одной |
||||||
ных гиперболических кривых падения, построенных |
из скважин провинции Хейнесвилл. Распределение |
||||||
в соответствии с данными, используемыми отрасле- |
IP, показанное на рис. 6, типично для сланцевой про- |
||||||
выми аналитиками при подготовке оценки суммарной |
винции, всего с несколькими высокопродуктивными |
||||||
добычи (estimated ultimate recovery – EUR). Прог- |
скважинами (в данном случае 2% с IP, составляющим |
||||||
ноз долгосрочности эксплуатации скважин участка |
более 20 млн фут3/сут). Однако большинство скважин |
||||||
Хейнесвилл является достаточно неопределенным |
|
характеризуетсязначительноболеенизкимIP,составля- |
|||||
фактором по причине короткой истории добычи. Зна- |
|
ющим 8,2 млн фут3/сут. О самых высокопродуктивных |
|||||
чение EUR для участка Хейнесвилл в соответствии |
|
скважинах зачастую появляется непропорционально |
|||||
с последней оценкой Геологической службы США |
|
изобильная информация, которая в основном является |
|||||
(United States Geological Survey – USGS)7 состав- |
|
не полностью достоверной и дает ложное представ- |
|||||
ляет 2,617 млрд фут3, которое вполне сопоставимо |
|
ление о характеристиках месторождения. Средняя |
|||||
с детальным исследованием университета Kaiser |
|
|
|
|
|||
8 |
Mark J. KaiserandYunkeYu,«LOUISIANAHAYNESVILLESHALE—1:Characteristics, |
||||||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
production potential of Haynesville shale wells described,» Oil and Gas Journal, |
|||
5 ДанныеDI Desktop/HPDI на мay 2012 г. |
|||||||
|
December 5, 2011. |
||||||
6 |
Данные DI Desktop/HPDI от мая 2012 г. |
9 |
Mark J. Kaiser and Yunke Yu, 2012, «LOUISIANA HAYNESVILLE SHALE—2: |
||||
7 |
United States Geological Survey, «Variability of Distributions of Well-Scale |
|
Economic operating envelopes characterized for Haynesville shale,» Oil and |
||||
|
|
||||||
Estimated Ultimate Recovery for Continuous (Unconventional) Oil and Gas |
|
Gas Journal, January 9, 2012. |
|||||
Resources in the United States,» 2012, http://pubs.usgs.gov/of/2012/1118/. |
|
10 Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г. |
|||||
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
32 |
№9 • сентябрь 2013 |
|
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АНАЛИТИКА |
||||
фут3/сут |
50000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6 |
|
|
|
2000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1800 |
.г |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
добыча,ежемесячнаявысокаяСамаямлн |
40000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
|
|
|
1600 |
Числоскважин,пробуренныхдо2011Wells2011-preOperatingofNumber |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
/сутфутмлрдгаза,Добыча3 |
Добыча из скважин, |
|
|
||||
|
|
|
СреднийMedianIP на= 7954скважину,mcf/day7954 млн фут3/сут |
|
|
|
|
200 |
|||||||||
|
|
|
|
|
пробуренных |
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1400 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
Mean= |
1 mcf/day3 |
/сут |
|
|
|
4 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
Средний IP, 8201 |
млн фут |
|
|
|
до 2011 г. |
|
|
|
|
||||
|
30000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Число скважин, |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
пробуренных |
|
|
1000 |
|
|
20000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
до 2011 г. |
|
|
800 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
600 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Overal FieldDecline = 52% |
|
|
|
10000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Совокупное снижение добычи, 52 % |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
0 |
|
|
0 |
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
60 |
70 |
80 |
90 |
100 |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
|
|
|
|
|
|
Доля скважин, % |
|
|
|
|
|
|
Год |
|
|
|
||
Рис. 6. Распределение добычи по скважинам на проспекте |
Рис. 7. Снижение добычи на месторождениях проспекта |
||||||||||||||||
Хейнесвилл, как это определено максимальным ежемесячным |
Хейнесвилл, основанная на данных по скважинам, пробуренным |
||||||||||||||||
показателем продуктивности скважин |
|
|
|
|
до 2011 г. |
|
|
|
|
|
|||||||
скважина на участке Хейнесвилл имеет значительно |
на сланцевых месторождениях, необходимо ежегодно |
||||||
меньший чем средний показатель первоначальной до- |
бурить 774 новые скважины с нормой добычи 2011 г. |
||||||
бычи, который 2,5 млн фут3/сут, из-за влияния крутого |
По сути, эта оценка числа скважин, необходимая для |
||||||
спада добычи и того факта, что совокупная добыча |
того, чтобы компенсировать общее снижение добычи |
||||||
осуществляется как из новых, так и из старых скважин. |
наместорождениях,скореевсего,оченьоптимистичная, |
||||||
По горизонтальной оси отложены показатели сум- |
поскольку средняя начальная производительность (IP) |
||||||
марной доли (в процентах) скважин с различным диа- |
новых скважин снижается. Средняя IP новых скважин |
||||||
пазоном продуктивности – от самой низкой до самой |
в провинции Хейнесвилл достигла максимума в 2010 г., |
||||||
высокой. Наиболее высокий показатель месячной |
когда составила 8,3 млн фут3/сут и в 2012 г. снизилась |
||||||
продуктивности обычно достигается в первый или |
до 6,75 млн фут3/сут. Эта тенденция будет характерна |
||||||
второй месяц после заканчивания скважины. Общий |
для всех месторождений сланцевого газа по мере раз- |
||||||
показатель снижения продуктивности скважин на про- |
вития месторождений. Операторы, достигающие пре- |
||||||
спекте Хейнесвилл может быть оценен на основании |
красных результатов на первых этапах, впоследствии |
||||||
продуктивности всех скважин до 2011 г., как показано |
фокусирует внимание на продуктивности участков, |
||||||
на рис. 711. Ежегодное общее снижение добычи на этих |
накоторыхужепробуреныскважины.Этоозначает,что |
||||||
скважинах составило примерно 52%. Предполагая, что |
все большее число скважин будет необходимо пробу- |
||||||
продуктивность новых скважин в первый год выше |
рить,чтобыкомпенсироватьобщеесокращениедобычи |
||||||
по сравнению с продуктивностью скважин, пробурен- |
на месторождениях, а новые скважины становятся все |
||||||
ных до 2011 г., потребуется ежегодно бурить 774 новых |
менее продуктивными. Как показано на рис. 812 участки |
||||||
скважины, чтобы компенсировать снижение текущей |
|
|
|
|
|
|
|
добычи. При средних затратах на бурение одной сква- |
|
|
|
|
|
|
|
жины в 9 млн долл. совокупные капитальные затраты |
|
|
|
|
|
|
|
составят примерно7 млрд долл/год, без учета лизинга |
|
|
|
|
|
|
|
и вспомогательных затрат на инфраструктуру, чтобы |
|
|
|
|
|
|
|
поддерживать добычу на соответствующем уровне. |
|
|
|
|
|
|
|
Внастоящеевремячисленностьпаркабуровыхуста- |
|
|
|
|
|
|
|
новок на проспекте Хейнесвилл достаточна для того, |
|
|
|
|
|
|
|
чтобы компенсировать примерно одну треть общего |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
истощения месторождений. К концу мая 2012 г. за про- |
|
|
|
|
|
|
|
шедшиедвенадцать месяцевбыло пробурено810новых |
|
|
|
|
|
|
|
скважин, но численности парка буровых установок |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
30 миль |
|||
может не хватить, чтобы увеличивать число скважин |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
||
необходимымитемпами.Кактолькоактивностьбурения |
|
|
|
|
|
|
|
скважин на проспекте Хейнесвилл начнет снижаться, |
|
|
|
|
|
|
|
добыча станет падать. Но в этом случае разработка за- |
Рис. 8. Распределение скважин на месторождениях провинции |
||||||
пасов сланцевого газа может стать экономически вы- |
|||||||
годной только при повышении цен на природный газ. |
Хейнесвилл (черными точками показаны скважины, перво- |
||||||
начальная добыча на которых составляет 20 % совокупной добычи |
|||||||
Для того, чтобы компенсировать 52% снижения добычи |
в Хейнесвилл) |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
11 Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г. |
12 Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г. |
||||||
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
|
№9 • сентябрь 2013 |
33 |
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АНАЛИТИКА |
|||||||
|
7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1600 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продуктивность |
|
|
|
|
|
|
|
|
Число эксплуатирующихся скважин |
|
1400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
Число эксплуатирующихся скважин |
|
|
|
|
12000 |
|
|
|
|
|
|
Yearly Declines: |
|
|
|
|
|
|||||||
Продуктивность, млрд фут/сут3 |
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
/сут3 |
|
|
|
|
Ежегодное снижение: |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Day) |
1200 |
|
|
|
Первый год – 61% |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
фут |
|
|
|
|
|
Second Year = 32% |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Второй год – 32 % |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10000 |
per |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(Mcf |
1000 |
|
|
|
|
Third Year = 24% |
|
|
|
|
|
||||
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТретийFourthгодYear– 24= 18% |
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
млрд |
|
|
|
|
ЧетвертыйFifth Yearгод= 15%– 18 % |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8000 |
Production |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
800 |
|
|
|
Пятый год – 15 % |
|
|
|
|
|
||||||
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Gas |
600 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4000 |
Продуктивность, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2000 |
|
|
200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
|
|
1 |
6 |
11 |
16 |
21 |
26 |
31 |
36 |
41 |
46 |
51 |
56 |
|
|
|
|
|
|
|
Год |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
MonthsМесяцыon Productionдобычи |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 9. Продуктивность скважин сланцевого газа и число скважин |
Рис. 10. Кривая снижения добычи из скважин на участке сланцевого |
||||||||||||||||||||||||||
на участке Барнетт Шейл в период 2000 – 2012 гг. |
|
|
газа Барнетт Шейл |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
с наиболее высокой производительностью составляют |
Шейл меньше, чем на Хейнесвилл в первый и второй |
||||
лишь небольшую часть площади провинции. |
годы добычи, а также в последующие годы. Средний |
||||
|
ОкончательныйпрогноздобычивХейнесвиллможет |
показатель EUR для Барнетт Шейл составляет 1,42 млрд |
|||
заключаться в том, что добыча в провинции Хейнес- |
фут3/сутвсоответствиисдокладомIntekEIA15 и1,0млрд |
||||
вилл начнет падать, как только цены на природный газ |
фут3/сут в соответствии с данными анализа USGS16. Эти |
||||
существенно поднимутся, чтобы гарантировать доста- |
данные также подтверждаются Berman et al., которые |
||||
точную активность бурения новых скважин с целью |
предположили, что среднее значение EUR для Барнетт |
||||
компенсировать истощение месторождений. Средняя |
составит1,3млрдфут3/сутипредлагаютобширныйана- |
||||
продуктивность новых скважин, скорее всего, будет |
лиз и обсуждение снижение добычи и продуктивности |
||||
продолжать снижаться, как и продуктивность на основ- |
района17. Эти авторы также полагают, что для безубы- |
||||
ных месторождениях. Активность будет постепенно |
точности разработки Барнетт Шейл необходимы цены |
||||
перемещаться в более развитые районы. Для буре- |
на газ в размере 8,75 долл/тыс. БТЕ для полного цикла |
||||
ния новых скважин потребуются ежегодные инвести- |
и затраты в размере 5,63 долл/тыс. на одну скважину. |
||||
ции, как минимум, 7 млрд долл., которые помогут если |
Этоозначает, что разработканетрадиционногогаза при |
||||
и не увеличиться добычу, то поддерживать ее на опре- |
среднихценахнаскважинувразмере3.30долл/тыс.БТЕ |
||||
деленном уровне. Эта потребность в инвестициях будет |
на Барнетт также нерентабельна. Как писали Berman |
||||
увеличиваться в последующие годы, несмотря на то, |
et al. отраслевые аналитики прогнозируют для Бар- |
||||
что производительность скважин будет падать. |
нетт EUR значительно выше (в размере 2–2,65 млрд |
||||
|
Провинция Барнетт Шейл. Месторождение Барнетт |
фут3), в соответствии с анализом Skone et al. из National |
|||
Шейл представляет собой участок, на котором при- |
Energy Technology Laboratory (NETL)18 этот показа- |
||||
менялись технологии многоступенчатого гидрораз- |
тель составит 3 млрд фут3. Очевидно, что результаты |
||||
рыва пласта в горизонтальных скважинах, благодаря |
анализа отраслевых специалистов о прибыльности |
||||
чему будут высвобождаться ранее недоступные запа- |
Барнетт слегка преувеличены; в основном это связано |
||||
сы газа из сланцевых пород. Барнетт Шейл – вторая |
с короткой продолжительностью жизненного цикла |
||||
по продуктивности провинция сланцевого газа в Со- |
сланцевых скважин. Как и в провинции Хейнесвилл |
||||
единенных Штатах с 14871 эксплуатирующимися сква- |
на участке Барнетт существует широкое разнообразие |
||||
жинами с добычей 5,85 млрд фут3/сут по состоянию |
скважин с различной начальной продуктивностью (IP), |
||||
на май 2012 г. Продуктивность стабилизировалась |
|
|
|||
в начале декабря 2011 г., как показано на рис. 913, не- |
15 EIA, “U.S. Shale Gas and Shale Oil Plays Review of Emerging |
||||
смотря на продолжающийся рост числа действующих |
Resources: U. S. Shale Gas and Shale Oil Plays,” July 2011, http:// |
||||
скважин. Добыча природного газа стабилизировалась |
www.eia.gov/analysis/studies/usshalegas/pdf/usshaleplays.pdf. |
||||
16 United States Geological Survey, “Variability of Distributions of Well-Scale |
|||||
в декабре 2012 г., несмотря на продолжающийся рост |
|||||
Estimated Ultimate Recovery for Continuous (Unconventional) Oil and Gas |
|||||
числа действующих скважин. |
|||||
Resources in the United States,” 2012, http://pubs.usgs.gov/of/2012/1118/. |
|||||
|
Кривая снижения добычи из скважин на Барнетт |
17 Arthur Berman and Lynn Pittinger, “U.S. Shale Gas: Less |
|||
Шейл приведена на рис. 1014 и построена на основе |
Abundance, Higher Cost,” The Oil Drum, August 5, 2011, |
||||
данных по последним пяти годам добычи. Из графи- |
http://www.theoildrum.com/node/8212. |
||||
18 Skone et al., “Role of Alternative Energy Sources: Natural Gas Power |
|||||
ка можно отметить, что снижение добычи на Барнетт |
|||||
Technology Assessment,” National Energy Technology Laboratory, |
|||||
|
|
|
|||
13 |
Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г. |
June 30, 2012, page 25, http://www.netl.doe.gov/energy-analyses/pubs/ |
|||
14 |
Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г. |
NGTechAssess.pdf. |
|||
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
34 |
№9 • сентябрь 2013 |
|
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АНАЛИТИКА |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
г. |
12000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7 |
|
|
|
|
|
|
18000 |
Число эксплуатирующихся скважин, пробуренных до 2011 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6 |
Продуктивность, млрд фут3/сут |
|
|
16000 |
||||
10000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Число эксплуатирующихся скважин, пробуренных до 2011 г. |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14000 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Median= 1332 mcf/day |
3 |
|
|
|
Продуктивность, млрд фут3/сут |
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|||
8000 |
|
Средний IP на скважину, 1332 млн фут /сут |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12000 |
|||||||
|
|
|
Mean= 1619 mcf/day3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
Средний IP, 1619 млн фут |
/сут |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
10000 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
6000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
8000 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Overall FieldDecline = 30% |
|
|
|||
4000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Совокупное снижение 30 % |
|
6000 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4000 |
||
2000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2000 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
0 |
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
60 |
70 |
80 |
90 |
100 |
0 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
0 |
||
0 |
2006 |
|
||||||||||||||||||
продуктивность,месячнаявысокаяСамаямлн/сутфут3 |
|
|
Средний IP на скважину, 1332 млн фут3/сут |
|
|
|
|
Число эксплуатирующихся скважин, пробуренных до 2011 г. |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
Рис. 11. Распределение скважин по продуктивности на основании |
Рис. 12. Совокупное снижение продуктивности скважин Барнетт |
|||||||||||||||||||
максимальной месячной продуктивности скважин в течение всего |
в сравнении с продуктивностью скважин, пробуренных до 2011 г. |
|||||||||||||||||||
жизненного цикла |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
как показано на рис. 1119. Совокупная продуктивность |
больше, чем можно пробурить с имеющимся числом |
||||||
скважин Барнеттт значительно ниже, чем скважин |
установок. После заканчивания на участке Барнетт уже |
||||||
провинции Хейнесвилл, но этот участок по-прежнему |
пробуренныхскважинможноожидатьсниженияинтен- |
||||||
считается очень перспективным. Наиболее высокая |
сивности падения производительности скважин, если |
||||||
IP скважин составляет 4 млн фут3/сут, эксплуатация |
не увеличения. |
||||||
которых может быть экономически привлекательной |
Рис. 1321 иллюстрирует распределение участков |
||||||
при текущих ценах на газ, но они составляют лишь 5% |
Барнетт, на котором осуществляется бурение, в том |
||||||
от общего числа скважин. Средняя продуктивность |
числе на основной области, с указанием наиболее |
||||||
скважин Барнетт на июнь 2012 г. составляла 381млн |
продуктивных скважин. Некоторые из наиболее вы- |
||||||
фут3/сут и постепенно сокращалась. |
сокопродуктивных участков лежат в пригородах и го- |
||||||
|
Общий показатель снижения продуктивности сква- |
родских районах на западе Даллас-Форт Ворф. Показа- |
|||||
жин провинции Барнетта может быть оценен в срав- |
тель первоначальной добычи новых скважин Барнетт |
||||||
нении с продуктивностью всех пробуренных скважин |
не изменяется с учетом того, что применение новых |
||||||
до 2011 г., как показано на рис. 1220. Ежегодное общее |
технологий не способствует росту производительнос- |
||||||
снижениепродуктивностискважиннаместорождениях |
ти. Однако в отличие от провинции Хейнесвилл, где |
||||||
Барнетт составляет примерно 30%. На основании срав- |
первоначальная добыча постепенно падает, на Барнетт |
||||||
нениясданнымипоскважинам,пробуреннымдо2011 г., |
есть перспективные участки. В перспективе, безуслов- |
||||||
и текущих цен на природный газ для поддержания до- |
но, и на Барнетт первоначальная добыча также будет |
||||||
бычи ежегодно необходимо будет бурить 1507 новых |
падать, особенно в основной области, где скопление |
||||||
скважин с добычей в первый год не ниже показате- |
скважин наиболее высокое. |
||||||
ля средней продуктивности скважин, пробуренных |
|
|
|
|
|||
до 2011 г. При средней стоимости скважины в 3,5 млн |
|
|
|
|
|||
долл. чтобы сохранить добычу на текущем уровне ка- |
|
|
|
|
|||
|
30 миль |
||||||
питальные затраты составят примерно 3 млрд долл/год |
|
||||||
|
|
|
|
||||
без учета лизинга и других затрат на инфраструктуру. |
|
|
|
|
|||
|
Число буровых установок в провинции Барнетт |
|
|
|
|
||
на момент написания статьи (октябрь 2012 г.) состав- |
|
|
|
|
|||
лял всего 42 единицы, что на 80% меньше пикового |
|
|
|
|
|||
показателя 2008 г., когда численность парка буровых |
|
|
|
|
|||
установок на Барнетт составляла 200 единиц. Предпо- |
|
|
|
|
|||
лагая, что каждая установка может бурить двенадцать |
|
|
|
|
|||
скважинвгодэтозначительноменьше,чемнеобходимо |
|
|
|
|
|||
для поддержания текущего уровня добычи в условиях |
|
|
|
|
|||
общего снижения продуктивности месторождения. |
|
|
|
|
|||
|
На участке Барнетт запланировано бурить еще до- |
|
|
|
|
||
статочно много скважин – на май 2012 г. было пробу- |
Рис. 13. Плотность бурения на участках Барнетт, на которых |
||||||
рено 1083 новых продуктивных скважины, что гораздо |
осуществляется бурение, в том числе на основной области, |
||||||
|
|
|
с указанием наиболее продуктивных скважин |
||||
19 |
Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г. |
||||||
|
|
|
|
||||
20 |
Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г. |
21 Данные DI Desktop/HPDI |
на май, 2012 г. |
||||
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
|
№9 • сентябрь 2013 |
35 |
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
АНАЛИТИКА |
5 миль
2 мили
Рис. 14. Плотность бурения скважин на Барнетт
Плотность бурения проиллюстрирована на рис. 1422.
Вэтомрегионебыломногоакцийпротестоввсвязисосуществлением бурения, проведения гидроразрыв пласта ивоздействияэтихоперацийнавоздухипластовуюводу.
Впериод пика активности разработки Барнетт в 2008– 2009 гг.ежегоднобурилось2800скважин.Всоответствии с последними данными за 12 месяцев к маю 2012 г. было пробурено1083скважины.Инаначало2013 г.этотпоказательсоставлял500новыхскважин.Активностьбурения должнадостичь1507новыхскважин.Вопросзаключается втом,сколькоименноскважинследуетбурить.Икаковы будут последствия этих операций?
Прогноз по участку Барнетт также заключается в падениипроизводительности,скважин,какпробуренных и законченных, так пробуренных и незаконченных. Число буровых установок на настоящий момент составляет лишь треть необходимой численности парка буровых установок чтобы компенсировать 30%-ное истощение месторождений. Запрет на бурение основных участков приведет к более интенсивному падению добычи.
ПровинцияМаркеллус.ПровинцияМаркеллус(ПенсильванияиЗападнаяВиргиния)охватываетдостаточно масштабнуюобласть,включаяНью-ЙоркиОгайо.Добы- чагазавпровинциирасширяетсяоченьбыстро,нопроизводительностьжидкостейнаскважинахоченьнебольшая. Производительностьнадекабрь2011 г.на3848скважинах составила 4,96 млрд фут3/сут наряду с 5,36 тыс. брл/сут жидкостей. Предварительные данные показывают, что добыча газа, возможно, возросла до 5,45 млрд фут3/сут в июне 2012 г., что сделает Маркеллус третьим крупнейшим месторождением сланцевого газа в США.
22 Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г.
Рис. 1523 иллюстрирует рост добычи газа. Крутой рост производительности скважин в 2009 г. и позже отражает применение технологии многоступенчатого гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах. Маркеллус – это молодая сланцевая провинция с точки зрения применения технологии многоступенчатого гидроразрыва пласта горизонтальных скважин, даже по сравнению с Хейнесвилл, поэтому продуктивность скважин в настоящее время высокая. Прогноз снижения добычи природного газа в провинции Маркеллус проиллюстрирован кривой падения добычи на рис. 1624. Рисунок демонстрирует, что в течение первых трех лет снижение добычи достигнет 95%. Операторы ссылаются на то, что EUR на Маркеллус25 будет колебаться
вдиапазоне 4–10 млрд фут3, в то время как EIA оценивает средний показатель EUR26 в 1,56 млрд фут3. В то же время данные оценки USGS27 среднего значения EUR составляют 1,16 млрд фут3. В соответствии с оценкой безубыточностиценынаМаркеллусдолжныколебаться
вдиапазоне от 3,81 млн28 до 7 млн29 фут3 или больше. Отсюда видно, что большинство скважин на Маркеллус
являются маргинальными или не экономически выгодными для разработки при текущих ценах на газ.
ПродуктивностьскважинпровинцииМаркеллусот-
ражаетсяпоказателемпервоначальнойпродуктивности
|
|
|
|
|
|
4500 |
|
|
5 |
|
|
|
|
4000 |
|
/сутфутмлрдПродуктивность,3 |
|
|
|
|
|
ЧислоэксплуатирующихсяскважинWellsProducingofNumber |
|
4 |
Продуктивность, млрд фут3/сут |
|
3500 |
||||
|
|
|
|||||
|
Число эксплуатирующихся скважин |
|
|
||||
|
|
3000 |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
2500 |
|
|
|
|
|
|
|
2000 |
|
|
2 |
|
|
|
|
1500 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
1000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
500 |
|
|
0 |
|
|
|
|
0 |
|
|
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
|
|
|
|
|
Месяцы добычи |
|
|
|
Рис. 15. Добыча сланцевого газа и число добывающих скважин
участка Маркеллус в период с 2006 по 2011 гг.
23Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г.
24Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г.
25Arthur Berman and Lynn Pittinger, “U.S. Shale Gas: Less Abundance, Higher Cost,” The Oil Drum, August 5, 2011,
http://www.theoildrum.com/node/8212
26EIA, Annual Energy Outlook 2012, June, 2011, page 59, http:// www.eia.gov/forecasts/aeo/pdf/0383 (2012).pdf.
27United States Geological Survey, “Variability of Distributions of WellScale Estimated Ultimate Recovery for Continuous (Unconventional) Oil and Gas Resources in the United States,” 2012, http://pubs.usgs.gov/
of/2012/1118/.
28 ITG Investment Research, “U.S. Energy Reserves More than Double Official Estimates,” October 8, 2012, http://www.prnewswire.com/ newsreleases/itg-investment-research-us-energy-reserves-more- than-double-official-estimates-173100801.html.
29 Arthur E. Berman, “U.S. Shale Gas: Magical Thinking and the Denial of Uncertainty,” January 18, 2012, Presentation at James A. Baker Institute for Public Policy, http://www.bakerinstitute.org/files/documents/event- presentations/north-american-energy-resources-summit-jan-18–2012/ Berman_Presentation_Secured.pdf.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
36 |
№9 • сентябрь 2013 |
|
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АНАЛИТИКА |
||
|
2000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
чески невыгодна, в то время как 15% скважин имеют IP |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1800 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
более 4 млн фут3/сут и их разработка экономически вы- |
|
1600 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
годнадажеприсуществующихценахнагаз.Этоговорит |
/сут |
1400 |
|
|
|
Ежегодное снижение: |
|
|
|
|
о том, что операторы в настоящее время фокусируют |
|||
|
|
|
Yearly Declines: |
|
|
|
|
|
|||||
3 Day) |
|
|
|
|
ПервыйFirstгодYear–=47% |
|
|
|
|
|
|
||
футper |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
внимание именно на этих скважинах, которые распо- |
|||
1200 |
|
|
|
ВторойSecondгодYear– 66= 66%% |
|
|
|
|
|
||||
(Mcfмлн |
|
|
|
|
Third Year = 71% |
|
|
|
|
|
ложены на северо-востоке и юго-западе Пенсильвании |
||
|
|
|
|
Третий год – 71 % |
|
|
|
|
|
||||
Production |
1000 |
|
|
|
Fourth Year = 47% |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
Четвертый год – 47 % |
|
|
|
|
3 |
|||||
800 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
газа, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(Berman)31. Хотя средний показатель IP всех скважин |
ДобычаGas |
600 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Маркеллус составляет 1947 млн фут /сут, средняя про- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
дуктивность составляет 1290 млн фут3/сут. Средняя IP |
|
400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
новыхскважинпродолжаетрасти,однако,этообъясняет- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сяотносительноймолодостьюэтойпровинцииинеопыт- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ностью операторов, фокусирующих внимание на более |
|
1 |
6 |
11 |
16 |
21 |
26 |
31 |
36 |
41 |
46 |
|
продуктивных скважинах Маркеллус. Общий уровень |
|
|
|
|
|
|
MonthsМесяцыon Productionдобычи |
|
|
|
|
|
|||
Рис. 16. Прогноз снижения добычи в провинции Маркеллус |
|
|
снижения продуктивности скважин Маркеллус может |
||||||||||
|
|
бытьоцененвсоответствииспродуктивностьювсехпро- |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
фут3/сут |
18000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
буренных скважин до 2011 г., как показано на рис. 1832. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ежегодное общее снижение продуктивности скважин |
||
16000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
млн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Маркееллус составляет около 29%, что эквивалентно |
14000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
снижению продуктивности скважин Барнетт, но ниже |
|
продуктивность, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
спроизводительностьюскважин,пробуренныхв2011 г., |
|
(Mcf/day) |
12000 |
|
|
Средний IP на скважину, 1133 |
|
|
|
|
показателяХейнесвилл.Исходяизпроизводительности |
||||
Production |
|
|
|
|
|
|
|
новых скважин в первый год разработки и сравнении |
|||||
|
|
|
|
Median3 = 1133 mcf/day |
|
|
|
|
|
||||
10000 |
|
|
млн фут /сут |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Mean = 1947 mcf/day 3 |
/су |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
Средний IP, 1947 млн фут |
|
|
|
|
|
||||
Monthly |
8000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
необходимобурить561новуюскважинуежегодно,чтобы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
6000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
компенсировать постоянной снижение добычи на мес- |
|
месячная |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Highest |
4000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
высокая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
торождениях. При средней стоимости строительства |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наиболее |
2000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
одной скважины в 4,5 млн долл., капитальные затраты |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
составят примерно 2,5 млрд долл/год без учета лизинга |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
идругиерасходовнаинфраструктуру,чтобысохранить |
|
0 |
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
60 |
70 |
80 |
90 |
100 |
||
|
производство на прежнем уровне. |
||||||||||||
|
|
|
|
|
Процент скважин |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
Percentage of Wells |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
По состоянию на конец августа 2012 г. число буровых |
Рис. 17. Продуктивность скважин провинции Маркеллус, |
установок в Пенсильвании сократилось почти на 45%, |
||||||||||||
определяемая самой высокой месячной продуктивностью на |
но осталось стабильным в Западной Виргинии и выросло |
||||||||||||
протяжении всего жизненного цикла скважины |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
вштатеОгайо.Общеечислобуровыхустановоксостави- |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3000 |
|
ло 110 единиц, что более чем достаточно, чтобы компен- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сировать снижение добычи и обеспечить ее дальнейший |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
г. |
|
feet/day) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2500 |
рост. По состоянию на декабрь 2011 г., в провинции бу- |
|
2 |
Продуктивность скважин, |
|
|
|
|
|
Числоскважин,пробуренныхдо2011Wells2011-preOperatingofNumber |
||||||
|
|
|
|
|
|
рилось 1244 скважины в год. Кроме того, в этот период |
|||||||
Gas |
|
пробуренных до 2011 г |
|
|
|
|
|
500 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
/сут3 |
|
Число скважин, |
|
|
|
|
|
|
2000 |
|
было пробурено еще некоторое число скважин, но не |
||
cubic |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
пробуренных до 2011 г |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
фут |
1.5 |
|
|
|
|
|
|
|
закончено33. |
||||
(Billion |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1500 |
|
||
СовокупноеOverall FieldснижениеDecline = 29% |
|
|
|
|
|
|
|
34 |
|||||
млрд |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 19 иллюстрирует расположение пробуренных |
газа, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
накоторыхрасположенынаиболеепродуктивныесква- |
|
Production |
продуктивности – 29 % |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Добыча |
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скважин в провинции Маркеллус в том числе участки, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1000 |
|
|
|
|
0.5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
жины.Рис.2035 иллюстрируетместонахождениескважин |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
с наиболее высокой продуктивностью, расположен- |
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
ных на северо-востоке и юго-западе Пенсильвании |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и Западной Виргинии. IP новых скважин Маркеллус |
||
|
2006 |
2007 |
|
2008 |
2009 |
|
2010 |
2011 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Год |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Year |
|
|
|
|
|
|
|
растет, из чего можно предположить, что операторы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 18. Совокупное снижение на Маркеллус продуктивности
скважин, пробуренных до 2011 г.
(initial productivity – IP) скважин, изменение которой показанонарис.1730,откудаможноубедитьсявнеобычном характере сланцев Маркеллус по сравнению с другими сланцевыми месторождениями. Сорок процентов скважин провинции характеризуются очень низкой продуктивностью и, конечно, их разработка экономи-
30 Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г.
31Arthur E. Berman, “U.S. Shale Gas: Magical Thinking and the Denial of Uncertainty,” January 18, 2012, Presentation at James A. Baker Institute for Public Policy, http://www.bakerinstitute.org/files/documents/event- presentations/north-american-energy-resources-summit-jan-18–2012/ Berman_Presentation_Secured.pdf.
32Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г.
33Pennsylvania Department of Environmental Protection, 2012, Jan – June 2012 (Unconventional wells), https://www.paoilandgasreporting. state.pa.us/publicreports/Modules/DataExports/ExportProductionData. aspx? PERIOD_ID=2012–1.
34Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г.
35Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
|
№9 • сентябрь 2013 |
37 |
Т Е Х Н О Л О Г И И |
UPSTREAM |
АНАЛИТИКА |
внастоящее время фокусируют внимание на самых наиболее продуктивных площадях. В то же время операторы Маркеллус обеспокоены протестами общественности, вызванными озабоченностью по поводу воздействия на окружающую среду гидроразрыва пласта, что, скорее всего, станет причиной введения некоторых ограничений активное бурение площади
вэтих областях.
На многих из этих месторождений проводится многоступенчатый гидроразрыв пласта. Прогноз развития Маркеллус заключается в дальнейшем росте парка буровых установок, что необходимо для предотвращения снижения продуктивности скважин. Участок Маркеллус охватывает огромную площадь. И протесты оппозиции против проведения гидроразрыва пласта, повышения активности бурения и т.д. обостряются. Это может негативно повлиять на развитие района, который, вероятно, станет самым важным сланцевым районом в связи с тем, что продуктивность скважин на Хейнесвилл и Барнетт снижается.
ДРУГИЕ СЛАНЦЕВЫЕ ПРОВИНЦИИ
В целом, в США открыто 30 сланцевых провинций, которые были проанализированы с использованием параметров для трех основных участков, подробно рассмотренных ранее. Основная статистика по всем сланцевым провинциям перечислена в табл. 136.
Добыча в трех основных сланцевых провинциях, которые обсуждались выше, составляет 66% от общего объемадобычи.ЗанимиследуютпровинцииФейетвилл, ИглФордиВудфорд,добычанакоторыхсоставляет22%. Наостальные24сланцевыепровинции,которыезанимаютбольшуюплощадьнакартеEIA,приходитсялишь12% добычи. Добыча сланцевого газа в США достигла своего пикаиостаетсябезизменений,какпоказанонарис.2137.
Рост добычи сланцевого газа на Маркеллус и Игл Форд на какое-то время компенсирует снижение добычи в провинциях Хейнесвилл и Вудфорд, а также на участках Фейетвилл и Барнетт (где добыча практически не изменяется). Уникальность этих участков подтверждается данными табл. 1, где IP, как правило, имеет высокий показатель как на одну скважину, так и на все скважины участка по сравнению с остальными 24 площадями, которые, как часто предполагается, имеют такой же потенциал роста добычи. Но это маловероятно, поскольку скважины на этих площадях обладают значительно меньшей продуктивностью (рис. 21)38.
АНАЛИЗ
Несмотря на относительную молодость провинций сланцевого газа, была выявлена определенная закономерность в эволюции отдельных участков:
36Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г.
37Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г.
38Данные DI Desktop/HPDI на май, 2012 г.
100 миль
Рис. 19. Расположение скважин на площади Маркеллус
20 миль
|
|
30 миль |
|
|
Рис. 20. Расположение скважин с наибольшей продуктивностью |
||||
25 |
|
|
|
|
|
|
Вудфорд |
|
|
20 |
|
Игл Форд |
|
|
|
Фейетвилл |
|
|
|
фут/сут3 |
|
|
|
|
Другие |
Маркеллус |
|
|
|
|
|
|
||
15 |
Остин Чак |
|
|
|
|
|
|
||
млрд |
Бон Спринг |
|
|
|
Босье |
|
|
|
|
|
Антрим |
Барнетт |
|
|
10 |
Ниобара |
|
|
|
Добыча. |
Баккен |
|
|
|
|
Вудфорд |
|
|
|
|
Игл Форд |
|
|
|
5 |
Фейетвилл |
Хейнесвилл |
|
|
|
Маркеллус |
|
|
|
|
Барнетт |
|
|
|
|
Хейнесвилл |
|
|
|
0 |
|
|
|
|
Май-1 |
Июль-11 |
Сентябрь-11 Ноябрь-11 |
Январь-12 Март-12 |
Май-12 |
|
|
Год |
Хейнесвилл |
|
Рис. 21. Добыча сланцевого газа по площадям в период с мая 2011 г. |
||||
по май 2012 г. |
|
|
|
|
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
38 |
№9 • сентябрь 2013 |
|
Т Е Х Н О Л О Г И И |