I dag er emnet ressourcer, reserver, produktion blevet udbredt skifergas. Det bekymrer mange mennesker, ikke kun ud fra et økonomisk synspunkt, men også ud fra dets indvirkning på miljøet.

Hvad er skifer overhovedet?

Skifer er sedimentære bjergarter, der har gennemgået visse stadier af transformation. Først dannes der løse sedimenter i reservoirer, som gradvist bliver komprimeret - sandsten dannes af løst sand, derefter sand-lerskifer, og til sidst får vi gnejs.

Hvordan produceres skifergas?

Gaskoncentrationerne i skiferaflejringer er lave. De reservoirer, hvori det akkumuleres, er spredt i hele stenmassen. Hver for sig har de små mængder gas, men deres samlede reserver er enorme.

Hvordan produceres skifergas?

Skifergasproduktionsteknologi involverer flere udvindingsmetoder: horisontal boring, hydraulisk frakturering og seismisk modellering. Den horisontale boremetode er baseret på brug af specielle borerigge og er hovedmetoden til gasproduktion. At skabe et stærkt ledende brud i målformationen for at udvinde skifergas - hydraulisk fraktureringsteknologi (giver dig mulighed for at "genoplive" brønde, hvor gasproduktion ved konventionelle metoder ikke længere er mulig).

Moderne teknologi til skifergasproduktion omfatter konstruktionen af ​​en borerig, som omfatter en lodret brønd og flere vandrette. Deres længde kan nå 3 km. De er fyldt med en blanding af vand, sand og kemikalier, hvilket skaber en vandhammer og beskadiger integriteten af ​​gassamlerne. Den frigivne gas pumpes derefter ud.

I processen med horisontal boring anvendes seismiske modelleringsteknikker. Den kombinerer geologisk forskning og kortlægning med computerdatabehandling, herunder visualisering.

I gasfelter er der en naturlig bevægelse af gas afhængig af tryk. Skifergas har også denne funktion, hvis udvindingsteknologi involverer oprettelsen af ​​områder med variabelt tryk. Til dette formål anvendes vandrette brønde, der har flere grene i samme dybde, eller sådanne brønde er lavet i flere trin med en vandret gren op til 2 km lang.

Skifergasproduktionsordning

Skematisk kan processen med at udvinde skifergas opdeles i flere faser:

1. Brønde bliver boret: lodret til dybden af ​​skiferaflejringer og derefter vandret langs dem.
2. Installation af et rør i en brønd.
3. Forstærkning af røret med cement. Huller laves i den resulterende struktur ved hjælp af en speciel puncher.
4. Indsprøjtning af vand og sand i røret, under påvirkning af hvilken skiferen gradvist ødelægges.
5. Opsamling af gas fra revner og sprækker i sten og pumpning af den gennem en rørledning.

Efter at gastrykket er faldet, kan skifegentages.

Amerikanske erfaringer med udvikling af skiferbassiner viser, at hver sådan forekomst er karakteriseret ved helt unikke geologiske parametre, operationelle egenskaber og produktionsvanskeligheder. Og i hvert enkelt tilfælde kræves en individuel videnskabelig tilgang.

Påvirkning af miljøet

Skifergasproduktion ovenfra

Der er skadelige konsekvenser af udvinding af skifergas. Og det første det påvirker Negativ indflydelse skifergas - økologi. Når alt kommer til alt, når man udvinder det, bruges kræftfremkaldende væsker den gift miljø: jord, grundvand, floder og meget mere. Desuden involverer skifergasproduktionsteknologi brugen af ​​kulbrinter, hvilket kan føre til en forringelse af jordstens permeabilitet for vand. Derfor bekymrer spørgsmålet om, hvordan skifergas udvindes, mange miljøforkæmpere.

Nu, på grund af problemerne forbundet med produktionen af ​​traditionel gas, overvejes muligheden for skifergasproduktion i Rusland. Dette er dog imod af mange politikere og økonomer, som frygter, at udvinding af skifergas ikke er økonomisk rentabelt på grund af de høje omkostninger ved at bore en brønd og kort sigt dens drift.

Det følger heraf, at før man mestrer teknologien til produktion af skifergas, er det nødvendigt nøje at overveje, hvilken indvirkning dette vil have på den økonomiske og miljømæssige situation i landet.

Video

Myte 2: Skifergas er en tredjedel nitrogen, er ikke transportabel og har et lille energiforbrug.

Myte 4: Skifergas er meget, meget dyrt at producere.

Ansvarsfraskrivelse 1. Skifergas er sværere at udvinde end traditionel gas

For det første er det værd at finde ud af, om denne skiferrevolution overhovedet eksisterer, eller er den frugten af ​​en informationskrig?

Myte 1: Skiferrevolutionen er et donuthul. Det findes faktisk ikke, og det er en overdreven "canard".

Vi vil forsøge at bruge færre ord og flere fakta og kvantitative data. Den nemmeste måde at vurdere den relative skala af skiferrevolutionen er gennem sammenligning med produktionen i andre lande:

Som du kan se, er skifergasproduktionen i USA kun næst efter ét land i verden - Rusland. USA's skifergas er mindst dobbelt så høj som alle andre gasproducerende lande, og det er opnået på få år. USA's tætte reservoirolie (som fejlagtigt kaldes "skifer") er på femtepladsen, foran selv sådanne olieproducerende lande som Irak og Iran:

Den fejlagtige tese om skiferrevolutionens ubetydelighed kommer fra uvidenhed om simpel parameter- mængden af ​​produktion af skiferenergiressourcer. Et hurtigt blik er nok til at se, hvor enorm omfanget af produktionen af ​​skiferkulbrinte er i blot ét land.

Myte 2: Skifergas er en tredjedel nitrogen, ikke-transporterbar og med ringe energiforbrug.

Det er svært at sige, hvor myten om den enorme mængde ikke-kulbrinte-urenheder i skifergas, som skulle føre til de nævnte fænomener, kom fra. Lad os se på sammensætningen af ​​produceret naturgas i USA og vurdere indholdet af urenheder:

Skiferrevolutionen begyndte i 2005-2008 og ved udgangen af ​​2012 var andelen af ​​skifergas i gasproduktionen 35%. Grafen viser, at andelen af ​​ikke-kulbrintegasser (nitrogen, kuldioxid osv.) ikke har ændret sig overhovedet fra 2005 til 2013, og metan + homologer udgør stadig 97 % -97,5 % af den producerede gas, og urenheder - 2,5 -3 %. De der. Under skiferrevolutionen ændrede gassens sammensætning sig ikke på nogen måde, pga den er identisk med den traditionelle i USA. Det er værd at bemærke, at 2,5%-3% af ikke-kulbrintegasser er meget godt resultat. For eksempel blev "Caspian"-feltet i USSR udviklet på trods af, at gassen der indeholdt 23% giftigt svovlbrinte og 20% ​​kuldioxid, og for eksempel på det største europæiske naturgasfelt "Groningen" (10. i verden) er andelen af ​​ikke-kulbrinter 15,2 % Samtidig har ingen hørt om Groningens dårlige sammensætning (hvilket ikke generer nogen), men halvdelen af ​​RuNet synes, at det er forfærdeligt med den gode sammensætning af amerikansk skifergas.

Myte 3: Skifergas/oliebrønde tømmes meget hurtigt og indeholder derfor mindre gas/olie.

Deres strømningshastigheder (produktion) falder virkelig hurtigt. Men konklusionen er forkert, i hvert fald for USA. Overvej f.eks. de gennemsnitlige brøndkurver for nogle amerikanske felter:

Brøndkurven er dens produktivitet (flowhastighed) over tid. Den vandrette akse viser brønddriftens måneder, og den lodrette akse viser produktionen. Hvis du tager Haynesville-feltet (i grønt), kan du se, at det har det hurtigste fald i produktionshastigheder. Cirka én gang hvert femte år. Imidlertid er dens oprindelige strømningshastigheder meget højere. Som følge heraf vil den akkumulerede produktion af en sådan brønd (dvs. over hele dens levetid) på grund af højere indledende strømningshastigheder være højere end den for brønde i andre felter. Den kumulative produktion af en brønd på grafen har geometrisk betydning areal under kurven.

Du kan overveje Fayetteville (i rødt). Det har det mindste fald i strømningshastigheder, kun to gange om året. Det ser ud til - en grund til at glæde sig. Den mindste mængde olie vil dog blive produceret fra en sådan brønd. Kort sagt er der ingen sammenhæng mellem fald i strømningshastigheder og kumulativ produktion af en brønd, hvilket normalt antages der. Ja, flowhastighederne falder hurtigere, men også fra større værdier. Som følge heraf producerer sådanne brønde mere produktion over hele levetiden. Derfor er et hurtigt fald i produktionshastigheder i sig selv ikke en faktor, som man kan drage konklusioner ud fra (især om lav produktion) og er generelt forvirrende, fordi i virkeligheden er der en omvendt sammenhæng - jo mere strømningshastighederne falder, desto større er den akkumulerede produktion af brønden. Vi lavede en lille sammenligning af akkumuleret brøndproduktion her: (tabel nedenfor)

Myte 4: Skifergas er meget, meget dyrt at producere.

Ifølge Det Internationale Energiagentur (IEA) er prisen på konventionel gas i USA $3-7 pr. MMBtu, og skifergas ... tromle... også $3-7 pr. MMBtu. I Europa er prisen på traditionel gas i øvrigt 5-9 USD pr. mbtu.

For folk, der beskæftiger sig med skiferindustrien, er disse data ikke noget usædvanligt. Alt er inden for forventningerne. Samme data fra med et rent hjerte Den indenlandske Gazprombank bruger det også. Samtidig vil traditionel gas et eller andet sted selvfølgelig være billigere end skifergas - for eksempel i Mellemøsten eller på vores gamle marker. Men for eksempel bliver den opsigtsvækkende nye Shtokman-mark ikke billigere end skiferen.

Derfor er produktionen af ​​skifergas i USA økonomisk set ikke værre end det traditionelle USA. Faktisk er det endnu bedre: det er grunden til, at gasproducenter stopper med at producere traditionel gas og skifter til skifer (i dag er 50 % af USA's naturgasproduktion allerede skifer) - Hans Majestæts "eksperiment" har sat alt på sin plads.

Myte 5. Skifergas er en økonomisk boble.

Rentabilitet afhænger af to parametre - prisen på skifergas og gaspriser. Vi ordnede omkostningerne ved den tidligere myte, og det blev klart, at hvis skifergas er urentabelt, så vil traditionel gas i USA også være urentabel, fordi de har lignende omkostninger. Men det er bedre at gå direkte til roden af ​​problemet - prisen på naturgas. Hvor kom teserne om urentabilitet fra? Faktum er, at skiferrevolutionen var beslægtet med en guldfeber: mellem 2007 og 2008 fordobledes gaspriserne i USA, dette tjente som et godt incitament for mineselskaber til at investere i relativt ny teknologi horisontal boring og hydraulisk frakturering.

Fordi teknologien var tilgængelig for mange, og felterne var så store, kom der så meget naturgas på markedet på så kort tid, at gaspriserne i USA faktisk faldt under det økonomiske niveau. Alle mineselskaber forsøgte at komme først ud på markedet for at få det maksimale udbytte af høje priser. Som et resultat af dette kapløb kollapsede priserne meget hurtigt og efternølende betalte for det, men siden da er priserne vendt tilbage til et mere eller mindre acceptabelt niveau, der gør det muligt for dem at arbejde normalt.

For at være mere specifik, gaspriser på HH:

Vær opmærksom på niveauet på $2-2,5 per mbtu omkring 2012. Til så lave priser vil traditionel amerikansk og europæisk gas være urentabel. De der. Årsagen til en vis periode med urentabilitet af skifergas er ikke i selve skifergassen, men i ultralave gaspriser i USA.

Til sammenligning er priserne for LNG og rørledningsgas i Europa omkring $10 per mbtu (inklusive fra Gazprom), i Asien er de $13-16 per mbtu, det vil sige mange gange højere. De nuværende priser i USA er $4,6 pr. mbtu, hvilket allerede er højere end produktionsomkostningerne for nogle større felter. Situationen i dag er sådan, at selv udenforstående i gasindustrien, med relativt lave $4,6 pr. MMBtu, viser rimelige resultater: http://rusanalit.livejournal.com/1867077.html

Myte 6: Skifer har et frygteligt energiafkast på investeringen (EROEI)

Lad os få dig op i fart. Der er økonomisk rentabilitet - skifergasproduktion i monetære termer divideret med monetære omkostninger. Men fordi energiressourcer tjener menneskeheden ikke som pengekilder, men som energikilde, så er det i en række tilfælde (ikke-kommercielle) logisk at vurdere energiressourcer og energirentabilitet, dvs. skifergasproduktion i energiækvivalent divideret med omkostninger i energiækvivalent. "Eksperter" på internettet sænker ofte EROEI for skifer til under syv eller endda fem, og når de bliver spurgt om, hvordan de ved dette, bliver de normalt stille fornærmede.

Lad os sige uden unødig beskedenhed, at ingen undtagen os anså EROEI af moderne amerikansk olie og gas (dvs. inklusive skifer) for at være normal ifølge almindeligt accepteret metodologi, og derfor er historier om den lave EROEI af skifer altid spekulationer. I verden er kun nogle få dedikeret til EROEI af amerikansk olie og gas forskningsarbejde og alle er baseret på data fra perioden før den amerikanske skiferæra. Næsten alle værkerne er skrevet af eller refererer til en lille gruppe forskere, de vigtigste er Cleveland og Hall (forfatteren til EROEI-konceptet). Det er ikke muligt at isolere skifersektoren fra den amerikanske olie- og gassektor ved hjælp af disse forfatteres metodologi, men det er kendt, at skifer optager en stor del af den amerikanske olie- og gassektor, og den dårlige energirentabilitet for skifer vil være afspejlet i den samlede EROEI for den amerikanske olie- og gassektor. Som et resultat tog vi den almindeligt accepterede metode fra de nævnte stiftere og tilføjede beregninger baseret på moderne data. Resultat:

Som du kan se, faldt energirentabiliteten af ​​amerikansk olie og gas efter skiferrevolutionen ikke kun ikke meget, men stabiliserede sig snarere og begyndte at vokse lidt. Derfor er konklusionerne om skifers frygtelige energiafkast (EROEI) forkerte.

Myte 7. Skifergasproduktion er kun mulig i USA

Myte 8. Skifergas produceres udelukkende på grund af enorme subsidier

For det første er det svært at bevise, at du ikke er en kamel. For det andet er der mange ord om tilskud til skifergasproduktion, men der er ingen fakta eller data. Fra detaljerne er der en henvisning til Section 29-kredit fra Windfall Profits Tax Act af 1980, som faktisk subsidierede produktionen af ​​ukonventionel gas. Alt ville være fint, men denne ferie er i 2002.

Der er ingen føderale fordele eller tilskud til skifergas/olie specifikt. Der er dog fordele for hele olie- og gasindustrien, hvoraf den største og mest berømte er immaterielle boreomkostninger. De der. Det vedrører kun marginalt skifergas/olie, pga gælder for al produktion - både gas og olie, traditionel og ukonventionel, og dens størrelse beløb sig til ... sølle 1 milliard dollars i 2013. Lad os tilføje, at i den amerikanske olie- og gasindustri er regningen hundreder af milliarder om året, og alene for ExxonMobil er den allerede i tiere. I alt beløber disse fordele sig til 4 mia.

Den anden nuance er et udelukkende politisk skænderi om fordele for den amerikanske "store olie" (BP, ExxonMobil, Shell osv.), som ikke blev bemærket særligt i skiferproduktionen, fordi foretrækker traditionalisme. Kort sagt er bundlinjen, at de fem største olieselskaber blev "scoret" af republikanerne, som er ligeglade med det føderale budget og går ind for at opretholde fordele, mens demokraterne, der bærer alle byrderne med at optimere det føderale budget, blev ikke "scoret". Som et resultat sover Obama og ser, hvordan han kan annullere fordelene ved Big Oil, som ikke lider særlig meget under forhold med høje oliepriser. Nuancerne i disse srachas kan hentes fra enhver større amerikansk publikation. Men af ​​ukendte årsager kalder journalistik på RuNet fordelene ved Big Oil Company tilskud til skifergas (eksempel). Om dette sker af uvidenhed eller direkte propaganda er et andet spørgsmål. Under alle omstændigheder beløber fordelene for Big Oil sig til omkring 2,5 milliarder dollars, hvilket igen ikke kan sammenlignes med industriens omfang.

Måske gik vi glip af en milliard mere, men omfanget er indlysende.

Som du kan se, er "myter" enten baseret på forkerte data (normalt er de ikke baseret på nogen data overhovedet) eller laver fejl i ræsonnementet. Derfor vil den endeløse strøm af myter blive forstærket af nye fantasier og nye fejl. At tilbagevise alt er selvfølgelig ikke muligt og generelt meningsløst, men vi forsøgte at finde ud af det vigtigste.

Lad os gå videre til anden del - realiteter.

Ansvarsfraskrivelse 1. Skifergas er sværere at udvinde end traditionel gas.

Baseret på mængden af ​​produceret gas falder amerikansk skifergas således, som økonomisk og energimæssig rentabilitet har vist, sammen med konventionel amerikansk gas. Hvis det beregnes pr. brønd (hvilket ikke er helt korrekt), så er skifergas sværere at udvinde. Faktum er, at skiferaflejringer ligger dybere end traditionelle, og derudover er det nødvendigt at udføre hydraulisk frakturering og bore en vandret stamme. Dette komplicerer naturligvis brønden. Men på den anden side er produktiviteten af ​​skiferbrønde (flowhastigheder og kumulativ produktion) i USA meget højere end i traditionelle (i USA). Som følge heraf kompenserer større brøndproduktion for kompleksiteten i produktionen, og den økonomiske/energimæssige rentabilitet er mindst lige så god som traditionel gas.

Ansvarsfraskrivelse 2. Særlige miljørisici ved skifergasproduktion

Denne konklusion drages normalt ud fra et træk ved skifergasproduktion - hydraulisk frakturering. Men der er et problem: På den ene side er hydraulisk frakturering en obligatorisk teknologi til skiferproduktion, på den anden side er hydraulisk frakturering i moderne olie og gas også normen i produktionen af ​​traditionel olie og gas. De der. Hydraulisk frakturering er ikke specifikt en skiferteknologi. Faktum er, at produktionen af ​​traditionel olie ikke altid er et springvand (i bogstavelig forstand), som det sker på nye gode marker. Da et traditionelt felt er udtømt, er det nødvendigt at bruge teknologier til at stimulere produktionen, og derfor er hydraulisk frakturering en yderst banal ting. Derfor er det overraskende at høre historier om, at tusinde hydrauliske fraktureringer om året i Pennsylvania ved det største Marcellus-skifergasfelt på den anden side af jorden er enden på natur- og miljørædsler, mens ingen af ​​en eller anden grund bemærker 605 Tatneft hydraulisk fraktureringsoperationer diskuterer og er ikke indigneret over Tatarstans forfærdelige skæbne og miljømæssige situation fra hydraulisk frakturering. Det er værd at bemærke, at der selvfølgelig er miljørisici ved olie- og gasproduktion, ingen siger, at de ikke eksisterer. Men her er noget helt særligt, fordi skiferproduktion og at knytte disse risici specifikt til skiferproduktion er forkert, fordi Hydraulisk frakturering er blevet en barsk realitet i verden, når man udvikler gamle konventionelle olie- og gasfelter, hvor flere simple metoder ubehageligt. Hydraulisk frakturering bruges endda til udvinding af kulbundsmetan, som er meget tættere på overfladen (op til en kilometer) og følgelig vandførende lag. Men ingen er ligeglad. Den eneste bekymring er hydraulisk frakturering på skifergas i en dybde på 2-4 kilometer.

Vandressourcer

Som altid kan du finde mange ord om dette emne i RuNet, men ingen kvantitative data. Hvordan debattører når til konklusioner om vandressourcer uden at bruge kvantitative data, forbliver et mysterium for os. Specifikke tal kan f.eks. findes i denne rapport fra MIT (Massachusetts Institute of Technology). Kolonner er industrier og andelen af ​​vandforbrug er angivet, rækker er tilstande af fire skiferaflejringer

kolonner: offentlige behov, industri, kunstvanding, husdyr, skifergas (markeret med blåt), samlet forbrug.

Det kan ses, at skifergasproduktionen i hovedfelterne tager en lille del af forbruget af vandressourcer. Mindre end 1 %.

Der er andre nuancer af miljøspørgsmålet, mindre i størrelse, men vi vil efterlade dem.

Bitter sandhed. Skifergas er dyrere og sværere at udvinde end moderne traditionel russisk gas.

Det er der ingen tvivl om. Den kumulative produktion af amerikanske skifergasbrønde er meget mindre end den kumulative produktion af konventionelle gasbrønde i Rusland. Derfor er produktionen af ​​skifergas eller andet af lignende værdi irrelevant for Rusland i dag og på mellemlang sigt. Men med tiden vil vores reserver af billig gas være opbrugt, og et sted i slutningen af ​​2020'erne eller senere skal vi begynde at udnytte offshore-projekter i Arktis eller noget, der er svært at udvinde i det vestlige Sibirien, fuldt ud. Men i USA, Canada og andre lande er produktion af skifergas berettiget og er allerede i gang.

Derfor er det nødvendigt at behandle teser om utilstrækkeligheden af ​​skifergasproduktion meget omhyggeligt (metodologisk). For Rusland er dette utilstrækkeligt; for USA, Canada og Kina, som fakta og data viser, er skifergasproduktion en god og bekvem tilfredsstillelse af deres egne behov, som de bruger med succes og glæde. Kort sagt, hvis du sammenligner skifergas med traditionel gas, skal du altid angive, med hvilken traditionel gas sammenligningen foretages (indenlandsk, USA, canadiske, nye eller gamle felter), fordi resultaterne af sammenligningen vil variere. Sammenlign amerikansk skifergas med traditionel indenlandsk gas? Skifergas er dårligt. Med traditionelle USA, Canada osv.? Skifergas er godt.

Det er sværere med datakilder her, fordi vi ikke kunne finde pålidelige og nøjagtige data om brønde og felter i Rusland i det offentlige domæne. Men hvis vi sammenligner Ruslands produktion og antallet af brønde, der leverer denne produktion, kan vi se en gigantisk positiv kløft mellem Rusland og USA (snesevis af gange), hvilket klart indikerer en enorm forskel i den akkumulerede produktion af brønde til fordel af Rusland. Rusland har akkumuleret produktion af traditionelle gasbrønde i størrelsesordenen en milliard kubikmeter eller mere, mens USA har 30-100 millioner kubikmeter.Men USA har ikke så god traditionel gas (og har aldrig haft en), så de gik over til skifergas.

Skifergas er en type naturgas. Det består hovedsageligt af metan, som er et tegn på et fossilt brændstof. Det udvindes direkte fra skifersten, i aflejringer, hvor dette kan gøres ved hjælp af konventionelt udstyr. Førende inden for produktion og klargøring af skifergas til brug er USA, som relativt for nylig begyndte at udnytte disse ressourcer med henblik på økonomisk og brændstofuafhængighed fra andre lande.

Mærkeligt nok blev tilstedeværelsen af ​​gas i skifer først opdaget tilbage i 1821 i tarmene i USA. Opdagelsen tilhører William Hart, som, mens han udforskede New Yorks jord, stødte på noget uidentificeret. De talte om opdagelsen i et par uger, hvorefter de glemte det, da olie var lettere at udvinde - den væltede ud på selve jordens overflade, og skifergas skulle på en eller anden måde udvindes fra dybet.

I mere end 160 år forblev spørgsmålet om skifergasproduktion lukket. Reserverne af let olie var tilstrækkelige til alle menneskehedens behov, og det var teknisk vanskeligt at forestille sig at udvinde gas fra skifer. I begyndelsen af ​​det 21. århundrede begyndte en aktiv udvikling af oliefelter, hvor olie bogstaveligt talt skulle trækkes ud af jordens indvolde. Det har naturligvis haft stor indflydelse på teknologiudviklingen, og nu er det muligt at udvinde gas fra stærke skiferbjergarter og gøre den klar til brug. Derudover begyndte eksperter at sige, at oliereserverne var ved at løbe tør (selvom dette ikke var tilfældet).

Som et resultat udviklede Tom Ward og George Mitchell i begyndelsen af ​​2000 en strategi for storstilet naturgasproduktion fra skifer i USA. Virksomheden DevonEnergy påtog sig at bringe det ud i livet, og det begyndte med Barnett-feltet. Forretningen kom godt fra start, og teknologien skulle videreudvikles for at fremskynde produktionen og øge minedriftsdybden. I denne henseende blev der i 2002 brugt en anden boremetode i Texas-feltet. Kombination af retningsbestemt udvikling med vandrette elementer blev en innovation i gasindustrien. Nu er begrebet "hydraulisk frakturering" dukket op, på grund af hvilket skifergasproduktionen er steget flere gange. I 2009 fandt den såkaldte "gasrevolution" sted i USA, og dette land blev førende i produktionen af ​​denne type brændstof - mere end 745 milliarder kubikmeter.

Årsagen til denne stigning i udviklingen af ​​skiferproduktion var USAs ønske om at blive et brændstofuafhængigt land. Tidligere blev det betragtet som hovedforbrugeren af ​​olie, men nu har det ikke længere brug for yderligere ressourcer. Og selvom rentabiliteten af ​​selve gasproduktionen nu er negativ, dækkes omkostningerne af udviklingen af ​​ukonventionelle kilder.

På kun 6 måneder af 2010 investerede globale virksomheder mere end 21 milliarder dollars i aktiver i udviklingen af ​​teknologi og skifergasproduktion. Oprindeligt mente man, at skiferrevolutionen ikke var andet end et reklametrick, et markedsføringstrick fra virksomheders side for at genopbygge deres aktiver. Men i 2011 begyndte gaspriserne i USA at falde hurtigt, og spørgsmålet om sandheden af ​​udviklingen forsvandt af sig selv.

I 2012 blev produktionen af ​​skifergas rentabel. Markedspriserne, selv om de ikke ændrede sig, var stadig lavere end omkostningerne ved produktion og forberedelse af denne moderne type brændstof. Men ved udgangen af ​​2012, på grund af den globale økonomiske krise, stoppede denne vækst, og noget store virksomheder der arbejdede på dette område lukkede simpelthen ned. I 2014 gennemgik USA en fuldstændig omorganisering af alt udstyr og en ændring i produktionsstrategi, som førte til genoplivningen af ​​"skiferrevolutionen". Det er planen, at gas vil blive fremragende i 2018 alternativt brændstof, hvilket vil give olie tid til at komme sig.

13:16

13:14

13:11

13:10

12:46

12:45

12:29

12:21

12:15

12:10

11:52

11:39

11:25

11:21

11:04

10:52

10:40

10:36

10:25

10:24

10:16

10:07

10:05

09:49

09:45

09:43

09:34

08:58

08:38

08:05

07:06

06:46

00:40

14.03 23:34

14.03 22:42

14.03 21:54

14.03 21:18

14.03 20:19

14.03 19:10

14.03 19:09

14.03 18:59

Ødelæggelse af myten om skifergasrevolutionen

Moskva, 6. juli - "Vesti.Ekonomika". Skifergasproduktion var ikke en revolution. Det medførte simpelthen en højere omkostningsstruktur og en bredere ressourcebase end konventionel gasproduktion.

De marginale omkostninger ved produktion af skifergas er $4 pr. million Btu (britiske termiske enheder). Den gennemsnitlige spotgaspris var $3,77, da skifergas blev en stærk faktor i USA's forsyninger (2009-2017). Priserne på mellemlang sigt bør være omkring $4 per million Btu.

alligevel det vigtigste øjeblik der vil være tilførsel af kapital. Kreditmarkederne har været villige til at støtte urentable skifergasboringer siden finanskrakket i 2008. Hvis denne støtte fortsætter, kan priserne falde på mellemlang sigt, måske til $3,25/MMBtu. Den gennemsnitlige spotpris over de sidste 7 måneder var $3,13.

Gasforsyningsmodeller har været forkerte i løbet af de sidste 50 år. I denne periode var eksperter enige om, at de eksisterende forhold med overflod eller knaphed ville være den afgørende faktor i en overskuelig fremtid. Dette har ført til, at der investeres milliarder af dollars i LNG-importservicefaciliteter, helt for ingenting.

I dag mener de fleste eksperter, at gasoverflod og lave priser vil definere de næste par årtier på grund af skifergasproduktion. Dette har ført til store investeringer i LNG-eksportfaciliteter.

Historisk baggrund

De sidste 40 år har været præget af to perioder med normal gasforsyning og to perioder med knaphed på gasressourcer. Forsyningsmængderne var ret lave fra 1980 til 1986, og gaspriserne var i gennemsnit $5,57/MMBtu. Normal forsyning blev genoprettet fra 1987 til 1999, og gaspriserne var i gennemsnit $3,24/MMBTU.

Mangler vendte tilbage fra 2000 til 2008, med priser på gennemsnitlig $7,72/MMBtu. Skifergasproduktion begyndte i Barnett-feltet i 1990'erne. Udviklingen af ​​andre skifergasfelter - kulminerende i det gigantiske Marcellus-felt - har fuldført tilbagevenden til normale gasforsyninger. Priserne siden 2009 har i gennemsnit været $3,77/MMBtu.

Fordi priserne er faldet med omkring 50 %, efterhånden som skifergasproduktionen er steget, mener mange, at skifergas er billig. Dette er kun sandt i forhold til den tidligere periode med høje priser forårsaget af ressourceknaphed. Men dette kan ikke sammenlignes med almindelige priser for gas i perioder med normal forsyningsvolumen.

Den 40-årige gennemsnitlige gaspris siden 1976 var $4,70/MMBtu. Eksklusive perioder med ressourcemangel var det $3,40. Gennemsnitlig pris for almindelig gas fra 1987 til 2000. var $3,42/MMBtu. I perioden med skifergasdominans (2009-2017) var priserne i gennemsnit $3,77.

Gasforsyningsmodeller er forkerte, og LNG er den forkerte løsning

Historien lærer, at situationen med gasforsyninger til USA er meget usikker. Den normale forsyningsmængde har været 60% siden 1976, mens mangel kendetegner de resterende 40%. I hver periode med enten normal eller reduceret forsyning var eksperter enige om, at eksisterende forhold ville bestemme de langsigtede udsigter. Og de tog konstant fejl.

Der var rigeligt med billig naturgas i 1950'erne og 1960'erne, og de fleste analytikere troede, at denne situation ville fortsætte i årtier. Overflod og lave priser førte til en stigning på 283% i efterspørgslen mellem 1950 og 1972.

Udbuddet kunne ikke holde trit med efterspørgslen, og der var en alvorlig gasmangel i vinteren 1970. I 1977 havde underskuddet nået kritiske niveauer. De færreste forstod dette, blandt andet på grund af ukorrekte reserveskøn.

Eksperter var enige om, at mangel vil vare ved i årtier, og at import af LNG er den eneste løsning. Mellem 1971 og 1980 Fire LNG-importterminaler blev bygget. Begrænsede gasforsyninger førte til en guldalder med atom- og kulfyrede kraftværker, som stort set rebalancerede elmarkedet.

1980'erne og 1990'erne var en periode med stor stabilitet i naturgaspriserne. Stigende rørledningsimport fra Canada har skabt det falske indtryk, at billige og rigelige naturgasforsyninger vil fortsætte i årtier fremover. Alle LNG-anlæg blev lukket, og nogle blev brugt til gaslagring.

Gasproduktionen i Canada og USA toppede i 2001, og i 2003 blev LNG-importterminaler genåbnet og produktionen udvidet. I perioden fra 2001 til 2006. Mere end 42 yderligere importservicefaciliteter var planlagt. 7. Eksperter var enige om, at import af LNG igen er den eneste løsning på gasforsyningsproblemet.

De første lange horisontale brønde blev boret i Barnett-feltet i 2003. Ved udgangen af ​​2006 oversteg skifergasproduktionen fra Barnett- og Fayetteville-felterne og andre skifergasfelter 4 milliarder kubikmeter. ft/d og har kastet ikke kun det amerikanske LNG-importmarked, men også den globale LNG-industri i opløsning.

I hver forsyningscyklus blev store investeringer i LNG-produktion enten foretaget eller opgivet. Den samlede installerede mængde af LNG-import nåede op på 18,7 milliarder kubikmeter. fod om året, men importen var i gennemsnit 1,3 milliarder kubikmeter. fod om dagen fra 2000 til 2008 og aldrig overskredet 2,1 milliarder kubikmeter. fod om dagen. Den gennemsnitlige udnyttelsesgrad var 7% og maksimalt 11%. De oprindelige omkostninger ved terminalerne var omkring 18 milliarder dollars.

Eksperter er nu enige om, at der, takket være produktionen af ​​skifergas, altid vil være rigeligt med gas, og det vil også altid være billigt. LNG-eksporten begyndte i begyndelsen af ​​2016, og USA blev nettogaseksportør i april 2017. Syv tidligere fejlslagne importservicefaciliteter vil blive LNG-eksportservicefaciliteter med en anslået pris på cirka 48 milliarder dollars. Tre andre eksportterminaler er blevet godkendt af Energiministeriet.

Ansøgninger om opførelse af 42 eksportterminaler og kapacitetsudvidelse blev ligeledes godkendt.

Mængden af ​​godkendte eksportansøgninger er mere end 54 milliarder kubikmeter. fod om dagen – 75 % af tørgasproduktionen i USA. Den daglige tørgasproduktion i USA var i 2016 på 72 milliarder kubikmeter. fod om dagen. Gentages LNG-importfejl?

Marginale omkostninger til skifergas

Skifergasproducenter har fremsat overdrevne krav om billige forsyninger i så lang tid, at markederne nu tror på dem. Sell-side analytikere mener, at break-even prisen er $3, på trods af virksomhedernes indtjening og balancer, der viser noget andet.

Antallet af rigge er en direkte indikator for, hvordan olie- og gasproducenter vælger at allokere kapital. Antallet af skifergasrigge forblev fladt i 2014, hvor gaspriserne faldt fra mere end $6/MMBtu til $4. Dog faldt antallet af rigge, da priserne faldt til under $4.

I februar 2016 var den ugentlige gaspris $1,57/MMBtu, og steg derefter indtil udgangen af ​​2016. Antallet af skifergasrigge fordobledes midt i forventningerne om en pris på $4, men gik i stå, da priserne ikke nåede denne tærskel. Implikationen er, at de marginale omkostninger ved produktion af skifergas er ca. $4/MMBtu.

"Bear" scenario

De fleste gasmarkedsobservatører forventer en forsyningsoverflod og lavere gaspriser senere i 2017 på grund af det nye båndbredde rørledninger i Marcellus-Utica felterne. Gas fra oliefelter, især i Perm-bassinet, forventes at forlænge dette bearish scenario i de næste par år.

Fremadskurver afspejler disse udsigter. Deres tidsstruktur er omvendt. Det betyder, at kortsigtede futurespriser er højere end langsigtede futures.

Markedshandlere satser på, at vintergaspriserne vil toppe i intervallet $3,25 til $3,50/MMBtu og falde til under $3 i begyndelsen af ​​2018. Maj 2018 kontraktvolumen nærmer sig nul, så billedet af forværrede priser betragtes rent teoretisk, selv næste år.

Det bearish-scenarie ville være skadeligt for producenter, hvis aktiekurser er faldet med næsten 30 % allerede i 2017.

Mens investorer har været villige til at finansiere disse virksomheders pengetabende indsats i årevis, er deres tålmodighed ved at løbe tør.

Nogle analytikere tror fejlagtigt, at skifergasproducenter allerede har reduceret omkostningerne kraftigt gennem teknologisk innovation, så gaspriser i intervallet 3 $ bliver den nye norm. Selvom det er rigtigt, at omkostningerne er faldet markant på grund af mere deflationære priser fra serviceindustrien og i mindre grad på grund af teknologi og innovation.

Faktisk har teknologi, der muliggør ukonventionel olie- og gasproduktion, ført til en 4-dobling af omkostningerne til olie- og gasboring fra 2003 til 2014.

Lavere efterspørgsel siden 2014 har ført til en reduktion på 45 % i boreomkostningerne, hvilket forklarer de store besparelser.

Gasprispresset vil aftage i den nærmeste fremtid, men vi vil ikke se amerikanske dollarpriser blive det nye normale. Producenterne har take-or-pay-aftaler med rørledninger, der vil føre nye forsyninger fra Marcellus- og Utica-felterne. Nogle af disse projekter vil sandsynligvis levere gas til Canada og LNG-eksportmarkederne, som har begrænset indflydelse på indenlandske forsyninger. Ligeledes vil gas fra Perm-bassinet sandsynligvis gå til Mexico i fremtiden.

Nye mængder, der kommer ind på hjemmemarkedet, skal først overvinde den nuværende forsyningsmangel.

Gasproduktionen faldt med mere end 4 milliarder kubikmeter. fod om dagen fra februar 2016 til januar 2017.

VVM forudsiger, at produktionen vil stige med 4,7 milliarder kubikmeter i 2017. fod om dagen og kun 1,9 milliarder kubikmeter. ft/d i 2018. EIA forventer, at de gennemsnitlige månedlige priser vil overstige $3 i 2018, og slutter året på $3,66/MMBtu.

Dette er blot en prognose og bestemt ikke korrekt i detaljer, men VVM's gasprognoser har været nogenlunde pålidelige gennem de seneste år. Øget forbrug og eksport skulle holde forsyningerne relativt lave og priserne ret stærke.

Siden begyndelsen af ​​2000-tallet. Producenter og analytikere sagde, at skifergas ville være en "forstyrrende forandring." Fra nu af vil naturgas være rigeligt og billigt. Før 2009 havde USA meget lidt naturgas, men nu har det råd til at eksportere det til forskellige lande fred.

I slutningen af ​​marts skrev Morgan Stanley-analytikere, at Haynesville breakeven-prisen ville "falde under $3/MMBtu", og Marcellus-Utica breakeven-prisen varierede fra $1,50 til $2,50/MMBtu. Men med gaspriser i gennemsnit over $3 i løbet af de sidste 7 måneder, kan ingen af ​​disse gode nyheder afspejles på de store producenters balancer og resultatopgørelser.

Skifergasselskaber brugte i gennemsnit $1,42 for hver dollar, de tjente i første kvartal af 2017.

Dette gennemsnit ekskluderer Gulfport og Chesapeake, som havde kapitaludgifter i forhold til cash flow-forhold på henholdsvis 10,7 og 5,4. Inklusive disse to operatører brugte $2,12 for hver dollar, de tjente.

Dette skyldes, at Bernstein Research har lavet et teknisk forsvarligt ressourceestimat. Rapporten siger dog ikke noget om de mængder gas, der kan produceres til kommercielle formål til en bestemt gaspris.

For at imødekomme denne og andre rapporter skal du overveje Bureau of Economic Geologys (BEG) produktionsprognose for Barnett-feltet, offentliggjort i 2013. BEG-undersøgelsen identificerede brøndreserver for 15.000 Barnett-brønde til $4.

Barnetts faktiske produktionsmængder er væsentligt bagefter BEG's prognose og vil sandsynligvis resultere i en betydelig reduktion i opsvinget. Det er ikke, at BEG-undersøgelsen var forkert, det er, at gaspriserne var lavere end $4/MMBtu-prisen antaget i deres prognose.

Hvis Barnetts produktionsmængder adskiller sig så meget fra BEGs omhyggelige analyse og prognose, hvordan kan vi så stole på mindre strenge analytikerrapporter, der hævder årtiers billig skifergas?

Barnett- og Fayetteville-skiferreservaterne er døde til nuværende priser, fordi deres kerneområder er blevet fuldstændigt udtømte. Riggetallet afspejler denne uundgåelige virkelighed.

Der er stadig betydelige ressourcer, men de er ikke lavere end gaspriserne på $4. Marcellus og Utica vil uundgåeligt lide samme skæbne.

Kun få analytikere ser ud til at betragte økonomien ved skifergas som en begrænsende faktor i produktionen og derfor udbuddet. Måske tror de virkelig på en falsk økonomi, der resulterer i formodede breakeven-priser for Marcellus og Utica, der spænder fra $1,50 til $2,00.

Men priser og produktionsvækst bremser prisændringerne med omkring 10 måneder. Gaspriserne faldt til under $4 i slutningen af ​​2014, og omkring 10 måneder senere faldt produktionsvæksten fra næsten 7% til 1%.

Gasforsyningerne er stramme i dag, fordi produktionsvæksten år-til-år har været negativ i 14 måneder i træk.

Gasproduktionen er steget siden januar, og VVM forudsiger, at dette vil fortsætte gennem 2018. VVM-dataene peger dog også på fortsatte uafbrudte forsyninger. Dette skyldes, at efterspørgslen vokser, mens LNG-eksporten også vokser.

De fleste analytikere mener, at gaspriserne vil kollapse i begyndelsen af ​​2018, efterhånden som de nye Marcellus- og Utica-felter bringer nye forsyninger til markedet. Dette varer muligvis kun i en kort periode, men beviser tyder på, at gaspriserne vil komme sig og forblive ret høje på mellemlang sigt. Efter en af ​​de mest milde vintre Historisk set er gaspriserne forblevet i intervallet $3/MMBtu, og lagrene er faldet inden for tre uger.

Produktionsvækst, rigtællingsdata og virksomhedsbalancer tyder på, at de marginale omkostninger ved skifergasproduktion er omkring $4/MMBtu. De fleste analytikere siger dog, at dette ikke er tilfældet. I fem årtier har gasforsyningsmønstre og priser konsekvent været forkerte. Men denne gang bliver alt anderledes. LNG-importterminaler har været en investeringsfiasko, men LNG-eksporten vil blive en stor succes.

Alle dominerende teorier bliver før eller siden erstattet af nye paradigmer. Det er usandsynligt, at skifergas vil være en undtagelse.

Øget gasproduktion fra oliefelter, især i Perm-bassinet, kan give adskillige flere år med proxy-forsyning af skifergas.

Kreditmarkederne er et andet mønster. Investorer var klar til at se beviser for, at skifergas var urentabel. Dette er primært baseret på forventningen om, at den negative pengestrøm er normalt under minedrift, og at overskud vil blive realiseret senere.

Historien sætter skifergas i det rigtige perspektiv. Det er ikke billigere end almindelig gas. Det er ganske enkelt billigt sammenlignet med højere priser forårsaget af udtømningen af ​​konventionelle gasforsyninger i begyndelsen af ​​2000'erne. Skifergas er ikke en revolution, men den købte USA i et årti eller deromkring, hvilket sikrede en normal forsyning, før endnu en periode med gasmangel indtraf.

Industrien har opgivet de tidlige Barnett- og Fayetteville-skifergasspil, fordi deres kerneområder er fuldstændigt udtømte, og omkostningerne til ressourceudvikling er højere end de centrale Marcellus og Utica-spil. Så forvent det samme mønster af vækst, top og langsom nedgang som med Barnett og Fayetteville, da de alle har en lang historie i olie- og gasindustrien.

Skifergass historie viser succes baseret på størrelsen af ​​ressourcer, men ikke reserver. Det lægger vægt på produktionsmængder, men ikke omkostningerne ved disse produkter. Dets mestre fokuserer på teknologien, der gør spil muligt, men ikke omkostningerne ved den teknologi. Break-even priser diskuteres, ikke fortjeneste. Ingen smart investor investerer sine penge i break-even projekter. Når det kommer til økonomien, udelukker analytikere og industrien vigtige elementer, som vi får at vide, kan ignoreres.

Skifergasproduktionens historie tegner et billede, der passer til USA's ambitioner om energiuafhængighed, politisk magt og økonomisk vækst.

Og hvis historien gentager sig ofte nok, bliver den måske sand.

18okt

Hvad er skifergas

Skifergas er naturgas, der udvindes fra skiferbrønde, nemlig fra gasrig sten - skifer.

Hvad er Skifergas - med enkle ord - kort fortalt.

Med enkle ord, er skifergas næsten den samme naturgas som den, der fjernes fra mere konventionelle gasforekomster, men den produceres på en anden måde, som vi vil diskutere senere.

Hvad er Slate.

Før du starter Kort beskrivelse Før du ved, hvordan skifergas udvindes, skal du finde ud af, hvad det præcist er for den skifer, som gassen udvindes fra.

Skifer er en meget almindelig form for sedimentær bjergart, der findes næsten over hele verden. Denne sten er dannet af sand, mudder, ler og andre små mineralpartikler såsom kvarts. Med tiden bundfælder denne blanding og er meget komprimeret og danner skiferaflejringer. Lignende lag findes i bjergarter i palæozoikum og mesozoikum, hvilket får os til at tro, at de i gennemsnit er 500 til 700 millioner år gamle. Ud over det faktum, at skifer indeholder naturgas, omfatter denne sten en hel række nyttige organisk stof, som kan bruges af mennesker til forskellige formål. Ganske ofte bruges skifer til forskellige industrielle formål som fyldstof til beton eller mursten. Skiferformationer tjener også som en uvurderlig kilde til videnskabelig information om vores planets antikke æra. Faktum er, at skifer indeholder et stort antal forskellige fossiler, der kan give oplysninger om forskellige tidspunkter i Jordens geologiske historie.

Skifergasudvinding - hvordan udvindes skifergas.

Som med mange andre minedriftsmetoder består teknologien til udvinding af skifergas af flere kritiske trin:

• Efterretningstjeneste;
• Boring af et netværk af brønde;
• Installation af gasopsamlingsudstyr;
• Oprettelse af hydrauliske brud;
• Indsamling og sortering af produkter opnået fra brønde.

Efterretningstjeneste.

På på dette tidspunkt en virksomhed, der planlægger at producere gas, vurderer rentabiliteten og andre indikatorer relateret til produktion og påvirkningen af ​​miljøet. Hvis miljøstandarder overholder lovgivningen i regionen, begynder processen med at bore flere testbrønde. Der vil blive taget prøver fra dem for at bestemme mængden af ​​gas i skiferen. Hvis alt er i orden, fortsætter virksomheden til næste fase af arbejdet.

Boring.

Processen med at bore brønde til udvinding af skifergas er helt anderledes end standardprocessen - "bor bare et dybt hul i jorden." Sagen er, at i modsætning til den traditionelle metode til at udvinde gas fra gasforekomster, fungerer denne ordning ikke med skifer. Den største forskel er det faktum, at skifergas ikke er placeret i en såkaldt "gasboble under jorden." Det er indeholdt i bittesmå porer i skiferformationen, placeret vandret under overfladen. Efter at have boret en lodret brønd til en vis dybde, føres den til det vandrette plan og bores videre, så længe det er nødvendigt. Således skabes flere (muligvis snesevis) lignende brønde på produktionsstedet.

Efter selve boreprocessen forsegles brøndene. Dette er nødvendigt for at forhindre ukontrolleret frigivelse af gas og andre kemiske materialer forbundet med minedrift. Med enkle ord er de indsatte rør isoleret med forskellige hermetiske tætninger, der ikke tillader gas at slippe ud til overfladen.

Installation af gasopsamlingsudstyr.

Med enkle ord er der installeret udstyr på rørene, som vil modtage, sortere og sende det resulterende produkt videre til dets destination.

Oprettelse af hydrauliske brud.

Dette er den mest unikke del af skifergasudvindingsprocessen. Faktum er, at, som vi allerede ved, er den nødvendige gas indeholdt i "porerne" i formationen, og naturligvis kommer den ikke ud af sig selv. For at det begynder at blive frigivet, skal minearbejdere ødelægge formationens struktur og frigive den gas, der er fanget der. Til disse formål føres en speciel pyroteknisk ladning frem næsten helt til enden af ​​røret. Det skyder på det rigtige sted og skaber huller i røret og bryder strukturen af ​​formationen og skaber revner i det. Felt dette ind i røret under højt tryk der pumpes en speciel blanding af vand og sand ind, som faktisk udfylder de skabte revner. Sand forhindrer til gengæld revner i at lukke tilbage og tillader gas at passere perfekt igennem. En lignende procedure gentages om nødvendigt hele vejen igennem vandret plan brønde.

Indsamling, sortering, opbevaring og levering af gas.

Som det allerede er blevet klart fra den sidste fase, efter manipulationer med hydraulisk frakturering, begynder gas, vand og andre materialer indeholdt i undergrunden at strømme ind i rørene. På overfladen adskiller specielt installerede sorteringsanlæg gas og vand. Gassen sendes til specielle samlere, og vandet genanvendes igen og bruges igen til at skabe hydrauliske brud. Det er præcis sådan, skifergas udvindes.