Життєвий цикл свердловини

Пошуки та розвідка

Якщо родовище нетрадиційного газу є новим, компанія-розробник спочатку проводить аналіз первинної інформації (зокрема, геологічних оцінок) та проводить буріння кількох пошуково-розвідувальних свердловин. Саме за результатами розвідки та обробки деталізованих даних приймається рішення щодо повноцінного видобутку. Тривимірна сейсморозвідка та мікросейсморозвідка використовується для кращого визначення меж підземних структур, а також – завдяки технології обчислення залежності амплітуди відбиття від відстані – для оцінювання прямих ознак вуглеводнів1. Це дозволяє виявляти газ у малих, складнодоступних колекторах, які не розпізнавалися попередніми методами. Окрім власне розвідки, 3D-сейсміка використовується в ході промислового видобування для моніторингу та контролю проведення різних стадій ГРП.

Стадії розробки нетрадиційного газу

 3D-сейсмічне дослідження різних стадій ГРП

Джерело: ESG Group.

Будівництво свердловини

Місцерозташування об’єкта в межах ліцензійної ділянки обирається з урахуванням не тільки геологічних структур ділянок надр, але інших питань, у тому числі наближеності населених пунктів та існуючої інфраструктури, стану місцевої екології, доступності водних запасів і можливостей утилізації відходів, а також наявності сезонних обмежень2.

Після вибору місця для свердловини, компанія повинна придбати або орендувати земельну ділянку, або ж отримати права на використання землі у її власника, а також звернутися до відповідних органів влади, щоб отримати дозвіл на будівництво. Як правило, від компанії також вимагається оцінка впливу на навколишнє середовище (ОВНС). Проект має пройти низку експертиз (в т.ч. екологічну) та перевірок (зокрема, на предмет безпеки праці), в ході яких буде детально вивчатися обладнання, напрямки майбутнього буріння, параметри кластера, наближеність до шахт або існуючих свердловин, геологію, графік роботи, ризики протікання рідин, а також плани з облаштування3.

Будівництво свердловини для видобутку нетрадиційного газу поділяється на дві фази: фазу буріння, коли на проектну глибину буряться свердловини, секції яких скріплюються обсадною колоною з кількох шарів металу та цементу; та фазу облаштування, коли відбувається стимулювання пласту і запуск видобутку.

Буріння є найбільш видимою діяльністю в розробці будь-якого газу – зокрема, сланцевого або газу ущільнених порід, які потребують великої кількості свердловин. Буровий верстат, допоміжне обладнання і резервуари для зберігання бурового розчину і відпрацьованих рідин займають площу приблизно 100 метрів на 100 метрів (майданчик свердловини). Організація буріння на новому майданчику потребує 100-200 поїздок великовантажного транспорту, щоб доставити все обладнання4.

Як правило, буріння триває цілодобово, створюючи шум і викиди від дизель-генераторів, а також регулярний потік вантажівок. Роботи можуть зайняти від декількох днів до декількох місяців, в залежності від проектної глибини свердловини і типу породи. Під час проходження долота через породу, у свердловину закачується буровий розчин, який, серед інших завдань, контролює тиск і видаляє шлам зі свердловини. Буровий розчин зберігається в мобільних контейнерах або виритих на поверхні водоймах, які ізолюються непроникним матеріалом. Буровий верстат може використовувати кілька сотень тонн розчину5, що створює великий попит на стабільне постачання матеріалів. Після використання, буровий розчин, як і 100-500 т намитого ним шламу, утилізують в екологічно безпечний спосіб.

При горизонтальному та похило-спрямованому бурінні, з одного майданчика можуть бути пробурені до 10 свердловин, в окремих випадках кластер може включати до 32 свердловини6. Станом на 2011 рік, близько 30% нових свердловин сланцевого газу та газу ущільнених порід в США і Канаді були пробурені в межах таких кластерів7.

Щоб уникнути проникнення будь-яких технологічних розчинів та рідини для ГРП у водоносні горизонти, при будівництві свердловин зводяться два шари непроникних бар’єрів, включаючи залізні обсадні колони та цементування. Найбільш важливими конструктивними аспектами такого захисту є буріння свердловини відповідно до проектних специфікацій (без додаткових ходів, поворотів або каверн), розташування обсадної колони в центрі стовбура свердловини перед його цементуванням (за допомогою централізаторів, розміщених через рівні проміжки вздовж корпусу обсадної колони), а також правильний вибір цементу8. Останній повинен бути вивченим на предмет рідинних властивостей, механічної міцності та гнучкості, а також часу схоплювання.

Схема «куща» свердловини

Джерело: Royal Dutch Shell plc

Облаштування свердловини

Визначення оптимальної стратегії облаштування вимагає ретельного аналізу структури колектора, пористості та проникності порід, рівня насиченості, тиску і температурних градієнтів9. Відразу після завершення фази буріння, кінець обсадної колони, яка зацементована по всій довжині ствола свердловини аж до газоносних порід, перфорується, щоб вийти безпосередньо на продуктивний пласт. Робочий тиск в свердловині зменшують, створюючи перепад для вільного руху вуглеводнів до гирла свердловини. Початковий дебіт газу зі сланців та ущільнених порід є дуже слабким через низьку проникність породи. Для стимулювання видобутку якраз і застосовують комбінацію горизонтального буріння та ГРП.

Видобуток

Після підключення до установки підготовки газу, яка може обслуговувати декілька свердловин, починається основний етап – власне видобуток. В процесі видобутку, окрім вуглеводневої сировини, компанія-оператор отримує відпрацьовані розчини та інші відходи, для яких має працювати окрема програма поводження та утилізації. Сам майданчик стає менш помітним, оскільки на ньому залишається метрової висоти конструкція з вентилів10, яка спрямовує видобутий газ до сховищ та інших об’єктів. Для підтримки стабільного видобутку, на свердловині можуть повторно проводитися ГРП – як правило, з інтервалом у кілька років. Така процедура частіше використовується у вертикальних і рідше – у горизонтальних свердловинах (менше 10% випадків у США).

Видобуток – це найдовша фаза життєвого циклу. На свердловинах традиційного газу він може тривати 30 років і більше11. Тривалість видобутку нетрадиційного газу приблизно така ж, але темпи видобутку відрізняються від показників на традиційних свердловинах. В перші два роки після проведення ГРП фіксується надзвичайно високий дебіт. Через поступове падіння тиску та виснаження покладів газу розриви закриваються і дебіт різко знижується. В перші два роки темпи падіння відбору можуть сягати 35-40%, знижуючись до 5-7% в наступні12.

Економічні аспекти

Рентабельність розвідки та видобутку нетрадиційного газу розраховується на основі низки елементів. Зокрема, в структурі капітальних витрат переважають витрати на спорудження і облаштування свердловин. В США вартість повного циклу видобутку сланцевого газу зі свердловин, пробурених в 2011 році, становить на 40-50% менше вартості видобутку традиційного газу із свердловин, пробурених того ж року13. Свердловини для видобутку метану вугільних пластів є також порівняно дешевшими, оскільки видобуток ведеться на невеликих глибинах. Експлуатаційними є витрати, які безпосередньо пов’язані з видобувною діяльністю. Їх величина може варіюватися в залежності від місцевих умов і не обов’язково стосується типу газу14. Транспортні витрати залежать від відстані і є однаковими для традиційних і нетрадиційних газів. Останній фактор – податки і роялті – залежить від законодавства держави, на території якої ведуться роботи. Для залучення інвестицій окремі країни, які мають високі капітальні та експлуатаційні витрати в силу різних умов, часто створюють більш привабливий податковий режим.

На основі цих витрат оцінюють рентабельність з урахуванням ринкової вартості, необхідної для отримання адекватної норми доходу. Як правило, остання становить 10% для проектів без значних ризиків та зростає разом із додатковими ризиками. Значення капітальних витрат у значній мірі залежить від кількості видобутого газу, яка суттєво відрізняється залежно від потенціалу родовища і технологій. «Зразкові» свердловини сланцевого газу в США мають очікувану сумарну віддачу на рівні від 150 до 300 млн. кубометрів, але на багатьох об’єктах цей показник в десятки, іноді в сотні разів менше15.

Відтак, показники окупності нетрадиційного газового проекту можуть сильно варіюватися, навіть в межах однієї країни. Наприклад, у Сполучених Штатах собівартість видобутку становить від 180 до 250 дол. за тисячу кубометрів для «сухого» сланцевого газу; та не менше 107,5 дол. за тисячу кубометрів для «мокрого», насиченого рідинами сланцевого газу16. Оскільки доступні ресурси традиційного газу вичерпуються, а майбутній видобуток відбуватиметься на більш складних і витратних родовищах шельфу, США і Європа мають практично однакову окупність проектів з видобутку нетрадиційного газу. Як очікується, у Європі витрати на видобуток будуть на 50% вищими за американські, отже собівартість становитиме від 180 до 360 дол. за тисячу кубометрів17.

Розрахунок рентабельності газових проектів по роках

В Україні поки немає детальних розрахунків собівартості видобутку нетрадиційного газу. Прогнозні показники в розрахунку на 1 тис. кубометрів становлять 1500-2200 грн. для газу ущільнених порід, 2100-2800 грн. для сланцевого газу, 2300-3300 грн. для метану вугільних пластів18. Моделювання різних сценаріїв видобутку, здійснене IHS CERA, дає собівартість на рівні 176-282 дол. за 1 тис. кубометрів19.

Завершення робіт

По закінченню робіт та комерційної експлуатації, свердловину законсервовують, обладнання демонтують, а землю навколо об’єкту повертають до природного стану (рекультивують), переводячи її у нову категорію використання. При цьому, головною метою є довгострокове запобігання протікань у водоносні горизонти або на поверхню. В стовбурі свердловини може бути частково утилізована відпрацьована рідина для проведення ГРП. Іншим рішенням є заповнення свердловини буровим розчином та подальше цементування20. Цілісність закритого об’єкту є дуже важливою, оскільки рідини чи залишки газу зі сланців можуть витікати з погано законсервованої свердловини та шкодити довкіллю.

 

1IHS CERA. Спеціальне дослідження «Природний газ та енергетичне майбутнє України», 2012.

2 International Energy Agency. Golden Rules for a Golden Age of Gas, 2012.

3 IGEM. Shale Gas – a UK Energy Miracle?, 2011.

4 International Energy Agency. Golden Rules for a Golden Age of Gas, 2012.

5 Там само.

6 Там само.

7 Там само.

8 Там само.

9 Florence Gény. Can Unconventional Gas be Game Changer in European Gas Markets?, Oxford Institute for Energy Studies NG 46, 2010.

10 International Energy Agency. Golden Rules for a Golden Age of Gas, 2012.

11 International Energy Agency. World Energy Outlook 2009.

12 IGEM. Shale Gas – a UK Energy Miracle?, 2011.

13 IHS Global Insight. Economic and Employment Contributions of Shale Gas in the United States, 2011.

14 International Energy Agency. Golden Rules for a Golden Age of Gas, 2012.

15 Там само.

16 Там само.

17 Там само.

18 Міненерговугілля України. Оновлення Енергетичної статегії України до 2030 р. Проект документу для громадських обговорень, 2012.

19 IHS CERA. Спеціальне дослідження «Природний газ та енергетичне майбутнє України», 2012.

20 IGEM. Shale Gas – a UK Energy Miracle?, 2011.

Знайти подію