Суть времени, 2012 № 05 - [7]

А почему этот газ называют нетрадиционным?

Традиционные газовые месторождения — это газ в проницаемых горных породах. Которые нужно, грубо говоря, только вскрыть буровыми скважинами — и газ сам, под пластовым давлением, пойдет на поверхность.

Нетрадиционные газовые месторождения — это газ в порах слабопроницаемых пород, а также угля. Там поры настолько тонкие, что пластовое давление недостаточно, чтобы газ из них «вытек». А чтобы заставить его вытечь — нужно разрыхлить породу, то есть раскрыть ее поры.

Как раскрыть поры? Если это уголь, то его можно рыхлить механическими способами. А если глинистый сланец — нужно закачать в газосодержащий пласт под большим давлением смесь воды, песка и особых химикатов. Называется это «гидроразрыв пласта». Вода нужна, чтобы передать в пласт высокое давление для гидроразрыва (создания трещин), песок — чтобы эти трещины сразу не закрылись, химикаты — чтобы снизить трение на стенках пластовых трещин и чтобы смесь воды и песка не оседала в ближайших трещинах.

Как видите, это намного сложнее (и значит, дороже), чем просто пробурить и оборудовать скважину в нужном месте на нужную глубину. Однако сложности на этом не кончаются.

Во-первых, если на традиционных месторождениях протяженность пласта, отдающего газ, обычно составляет километры, то на сланцевых месторождениях для создания протяженной трещиноватой зоны нужно не только бурить более частые вертикальные скважины до газового пласта, но и использовать более сложные и дорогие технологии горизонтального разбуривания залежи из основной скважины. И «тянуть» эти горизонтальные скважины на сотни метров или километры.

Во-вторых, как показывает опыт эксплуатации сланцевых газовых месторождений, созданные гидроразрывом трещины довольно быстро (особенно в «мягких» глинистых породах) «зарастают». Если на традиционных месторождениях успешно пробуренная скважина дает газ 10–40 лет, то на сланцевых месторождениях даже повторные гидроразрывы пласта редко обеспечивают сроки службы скважин больше 2–3 лет. И значит, нужно бурить новые скважины и делать новые гидроразрывы — а это затраты и затраты.

В-третьих, на один гидроразрыв пласта, как правило, требуются тысячи или даже десятки тысяч тонн воды. Но ее далеко не везде можно найти. И, кроме того, после проведения работ ее нужно, по экологическим нормам, очистить или утилизировать (безопасно захоронить). А это очень дорого — и потому в США это делают не все.

В-четвертых, применяемые при гидроразрыве химикаты далеко не безвредны и заражают подземные водоносные горизонты. Если где-нибудь в пустыне (и при большой глубине газоносного пласта) с этим можно мириться, то в населенных районах — никак нельзя. А еще гидроразрыв нередко приводит к образованию трещин в породах, покрывающих газоносный пласт. Тогда оказывается (как, например, в США в некоторых районах Пенсильвании), что воздух и почва вокруг месторождения заражены ядовитыми химикатами и имеют повышенную радиоактивность (органическое вещество глинистых сланцев почти всегда осаждает на себе радионуклиды). И кроме того, во многих дворовых колодцах можно просто поджечь насыщенную газом воду… Именно по этим экологическим причинам в канадском Квебеке на добычу сланцевого газа наложен мораторий.

В-пятых, гидроразрыв пласта — по своим последствиям для массива горных пород — похож на мощный взрыв. И, как показал опыт (например в Великобритании), может вызывать очень чувствительные, до 3–4 баллов, локальные землетрясения.

Наконец, отчет Агентства США по охране окружающей среды за 2011 год сообщает, что выброс в атмосферу парниковых газов при добыче из сланцев намного выше, чем при добыче обычного газа, нефти и угля, и что потери газа при добыче составляют 4–8%.

Теперь вернемся к цене. В среднем, в мире себестоимость газа традиционных месторождений «на скважине» (то есть без учета транспортировки потребителю) составляет от 8–15 до 30–45 долларов за тысячу куб. м. Средняя себестоимость газа сланцевых месторождений на скважине, как показывает опыт США, составляет 130–180 долларов за тысячу куб. м. И это — при десятилетнем опыте совершенствования технологии и снижения издержек. Как говорится, почувствуйте разницу! Это означает, что высокую себестоимость сланцевого газа может компенсировать только очень низкая стоимость траспортировки. То есть близость месторождений к потребителям и наличие инфраструктуры дешевой доставки.

Традиционные месторождения газа в Америке в основном находятся на стадии исчерпания, и США до недавнего времени приходилось в больших объемах импортировать сжиженный газ (преимущественно СПГ из Катара, но и не только) по цене более 350–400 долларов за тысячу куб. м. Так что для США «свой» сланцевый газ — действительно выход из положения. В КНР к нему (а также к угольному метану) тоже присматриваются очень серьезно.

А вот в Европе пока что в этом отношении преобладают скептики. И потому, что при плотной заселенности континента считают недопустимыми экологические и сейсмические «сланцевые» риски (в частности, Германия и Франция обсуждают возможность запрета этой технологии на территории ЕС). И потому, что экспериментальное бурение в ряде стран Европы показало очень скромные результаты и по масштабам возможной добычи, и по предполагаемой прибыльности продажи сланцевого газа. В результате British Gas после бурения пробных скважин заявила о нерентабельности месторождений в Венгрии, Royal Dutch Shell прекратила работы в Швеции, а Exxon Mobil — в Польше.