Нетрадиційний газ в Україні

На сьогодні Україна зберігає високу залежність від імпорту газу, який надходить від єдиного постачальника – ВАТ «Газпром». Поряд зі скороченням споживання, запровадженням енергоефективних технології, диверсифікацією джерел і маршрутів імпорту газу, саме нарощування внутрішнього видобутку є основним засобом скорочення цієї залежності та посилення енергетичної безпеки. Проект оновленої Енергетичної стратегії України до 2030 року передбачає, що власний видобуток газу має забезпечити до 90% споживання порівняно з 35% в 2010 році.

Оцінки свідчать – запасів вистачить на століття вперед

Документ називає потенційні ресурси традиційного газу, які на сьогодні становлять 5,4 трлн. кубометрів (з них видобувні – 1,1 трлн. кубометрів). Щодо нетрадиційного газу, а також газу глибоководного шельфу Чорного моря, оцінки різняться через відсутність детальних геологічних даних та зроблені на основі первинних даних, попередніх прогнозів, а також на зіставленні зі світовою практикою.

Отже, потенційні ресурси газу ущільнених порід визначені на рівні 2-8 трлн. кубометрів, сланцевого газу – 5-8 трлн. кубометрів (технічно видобувні 1-1,5 трлн. кубометрів), метану вугільних пластів – 12-25 трлн. кубометрів. При цьому, прогнозний видобуток в 2030 році складає 7-9 млрд. кубометрів, 6-11 млрд. кубометрів та 2-4 млрд. кубометрів відповідно 1 .

Прогноз видобутку природного газу в Україні, 2010-2030 рр.

Прогнозні рівні видобутку газу в Україні, 2012-2035 рр.

За даними Управління енергетичної інформації США, потенціал доступних покладів сланцевого газу України оцінюється в 197 трлн. куб. футів (5,578 трлн. кубометрів), з яких технічно видобувними є до 42 трлн. куб. футів (1,189 трлн. кубометрів) 2 . Що стосується метану вугільних пластів, то його потенціал, за оцінками МЕА, сягає 3 трлн. кубометрів 3 .

За даними Інституту геологічних наук НАН України, ресурси шахтного метану становлять 13 трлн. кубометрів 4 . Оцінка покладів газу сланцевих пластів Східного нафтогазоносного регіону України, здійснена ДП «Укрнаукагеоцентр» на замовлення Держгеонадр, дає цифру 9,4 трлн. кубометрів 5 .

Більш детальне моделювання видобутку нетрадиційного газу міститься в дослідженні, виконаному на замовлення Міненерговугілля міжнародною компанією ІНS CERA. Експерти дійшли висновку, що до 2035 року Україна зможе видобувати 60-70 млрд. кубометрів газу на рік і навіть більше у разі забезпечення достатніх інвестицій 6 . Окрім капіталовкладень на рівні 10 млрд. дол. на рік, необхідними умовами реалізації цього сценарію є реформа газового ринку, зміна законодавчої бази, покращення умов ведення бізнесу, зокрема оподаткування, і найголовніше – прогнозована політика держави 7 . Освоєння ресурсів нетрадиційного газу відбуватиметься повільно, оскільки необхідні річні інвестиції для початку його розвідки становлять 2-3,5 млрд. дол. 8

За консервативним сценарієм, IHS CERA прогнозує старт видобутку сланцевого газу і метану вугільних пластів у 2015 році. Це дозволить до 2025 року вийти на стабільний показник 25 млрд. кубометрів за базовим сценарієм та більше 30 млрд. кубометрів – за оптимістичним 9 . Розробка газу ущільнених порід (зокрема, пісковикових колекторів низької проникності), як розрахували аналітики компанії, почнеться в 2013 році, що дозволить видобувати 9 млрд. кубометрів в 2025 році та 16 млрд. кубометрів у 2035 році. Загалом ресурси традиційного газу оцінюються IHS CERA в 2,88 трлн кубометрів, нетрадиційного (сланцевого та метану вугільних пластів) – у більш ніж 11,5 трлн. кубометрів 10 . Сумарні видобувні запаси газу ущільнених порід оцінюються в 1,5-8,5 трлн. кубометрів, з яких 20% (щонайменше 300 млрд. кубометрів) становлять технічно видобувні запаси 11 .

Цікавими є прогнози на 20 наступних років та відповідні моделювання, здійснені групою експертів на замовлення Агентства США з міжнародного розвитку (USAID). Так, за базовим сценарієм, видобуток нетрадиційного газу має початися у 2015 році, та становити 22 млрд. кубометрів через 5 років і 97 млрд. кубометрів – через 20 років. Для досягнення таких показників необхідно пробурити «44 та 729 кущів» свердловин відповідно, що потребуватиме інвестицій в обсязі від 2 до 9 млрд. дол. на рік 12 . Із прогнозів випливає, що через 5 років внутрішній видобуток газу може зрости принаймні удвічі, а через 15 років перевищить споживання, що дозволить експортувати «блакитне паливо». Щоправда, видобуток такого масштабу вимагає від України набагато кращої інфраструктури і технологій буріння, краще підготовлених кадрів, більшу кількість обладнання для проведення ГРП. В іншому випадку, песимістичний сценарій передбачає початок промислового видобутку лише в 2027 році. Розрахунки, виконані Інститутом економічного прогнозування НАН України, дають подібні результати: за правильної і збалансованої політики Україна має шанс знизити імпорт газу до нуля вже в 2024 році, проте навіть за умов збереження залежності від зовнішніх постачань видобуток сланцевого газу складе 7,5 млрд. кубометрів у 2030 році 13 . До речі, в усіх сценаріях нетрадиційний газ як паливо є цілком конкурентоздатним, а його розробка – комерційно вигідною.

Слід наголосити, що розбіжності у прогнозах – проблема не лише України. Нове дослідження Польського геологічного інституту визначило потенціал нетрадиційного газу на рівні від 346 до 768 млрд. кубометрів 14 , тоді як попередня оцінка консалтингової фірми ARI становила 5,3 трлн. кубометрів. Значні розбіжності в прогнозах пояснюють різницею у методологіях 15 . Аналогічна ситуація склалася на американському родовищі Marcellus сланцевого газу: Геологічна служба США оцінила його ресурси на рівні 2,4 трлн. кубометрів, що значно нижче, ніж 11,6 трлн. кубометрів видобувних ресурсів, про які говорила Адміністрація енергетичної інформації. До речі, останній довелося знизити свої прогнози до 4 трлн. кубометрів 16 .

Перспективні зони видобутку сланцевого газу в Україні

Два басейни, багато можливостей

Запаси метану вугільних пластів України зосереджені на вуглевидобувних площах Донбасу, а поклади нетрадиційного газу містяться на двох ділянках: частині Люблінського басейну на заході та Дніпровсько-Донецькому басейні на сході країни.

Дніпровсько-Донецький басейн простягається з північного заходу на південний схід через центральну Україну аж до Росії. Він є частиною більш великого Прип’ятсько-Дніпровсько-Донецького авлакогену (прогину), який простягається далі на північний захід до Білорусі. Басейн знаходиться в оточенні височин: Українського кристалічного щита на півдні та Воронезької антеклізи на півночі. Сьогодні Дніпровсько-Донецький басейн забезпечує близько 90% видобутку нафти і газу в Україні на більш ніж 140 родовищах 17 .

Після тривалої тектонічної і вулканічної активності в процесі формування басейну під час девонського періоду, в кам’яновугільному періоді переважала морська седиментація. Геохімічний аналіз природного газу, що видобувається в басейні, дозволяє припустити, що його було згенеровано з морських сланців кам’яновугільного періоду. Ці дані також свідчать, що домінуючою формацією сланцевого газу Дніпровсько-Донецького басейну є чорні сланці візейського ярусу нижнього відділу кам’яновугільного періоду. Додатковий потенціал сланцевого газу може існувати у франкському ярусі верхнього відділу девонського періоду та вугільних «кишенях» більш віддалених частин басейну.

З огляду на обмеження глибин та насиченості пластів, перспективні площі для видобутку газу ущільнених порід складають 18 477 км 2 . Уздовж східного краю басейну продуктивний пласт прослідковується на глибині 5 км, на його західних кордонах межа становить 3 км, що відповідає глибині залягання газоносних пластів нижнього кам’яновугільного періоду. За розрахунками, потенціал доступних покладів газу ущільнених порід складає 48 трлн. куб. футів (1,36 трлн. кубометрів), з них технічно видобувними є 12 трлн. куб. футів (340 млрд. кубометрів) 18 . Такі досить скромні показники викликані необхідністю врахування ризиків, пов’язаних з розробкою розломів прибортових частин басейну, його глибиною та не до кінця зрозумілою насиченістю пластів.

Дніпровсько-Донецький басейн нетрадиційного газу

Українська частина Люблінського басейну площею 68 635 км 2 є південним розширенням нижньопалеозойського прогину, що простягається вздовж західного схилу палеоконтиненту Балтика. Вона межує з Гроєцьким розломом у центральній частині Польщі, Транс’європейською шовною зоною на заході, Мозирсько-Білоруським пасмом на сході, та Карпатською складчастою областю на півдні.

Основні поклади газу в Люблінському басейні зосереджені в сланцях силурійсько-ордовикових відкладів. Оскільки дані української геології є недостатніми, міжнародна консалтингова компанія ARI відштовхувалася від даних польської частини Люблінського басейну, щоб визначити перспективні ділянки силурійських сланців в Україні. На підставі припущення про аналогічні глибини і насиченість пластів, перспективними площами для видобутку є 20 331 км 2 української частини Люблінського басейну 19 . На північному сході геологічні структури підходять ближче до поверхні, на півдні і заході розломи піднімаються, обмежуючи таким чином перспективні площі глибокою ділянкою потужних пластів на північному заході України. З огляду на властивості колекторів, чорні силурійські сланці Люблінського басейну є газонасиченими. За розрахунками, потенціал доступних покладів сланцевого газу української частини складає 149 трлн. куб. футів (4,22 трлн. кубометрів), з них технічно видобувними є 30 трлн. куб. футів (849,5 млрд. кубометрів) 20 .

Люблінський басейн нетрадиційного газу (українська частина)

Про видобуток не йдеться, зроблено перші кроки до розвідування

Підготовча робота із залучення інвесторів до розробки родовищ нетрадиційного газу стартувала з українсько-американських консультацій в рамках Робочої групи з питань енергетичної безпеки у 2010 році. 15 лютого 2011 року було підписано Меморандум про взаєморозуміння між Урядом України та Урядом США стосовно ресурсів газу з нетрадиційних джерел 21 . Документ передбачає розвиток прямих контактів та співпраці між органами влади, університетами, дослідницькими центрами, інститутами, розвідувальними та видобувними компаніями та іншими установами, насамперед для оцінки ресурсів нетрадиційного газу в Україні.

23 лютого 2012 року Державна служба геології та надр України оголосила конкурси на укладення угод про розподіл продукції (УРП) 22 , яка видобуватиметься в межах Юзівської (Харківська і Донецька області) і Олеської (Львівська й Івано-Франківська області) площ. Відомство також визначилося зі складом української сторони угод про розподіл вуглеводнів, які видобуватимуться у межах цих ділянок. За підсумками конкурсу, партнером НАК «Надра України» на обох площах визначено ТОВ «СПК-Геосервіс» 23 , яке отримало частку 10% в новостворених проектних компаніях «Надра Юзівська» і «Надра Олеська».

Вичерпну інформацію про конкурсні умови дають постанови Кабінету Міністрів України №1297 та №1298 від 30 листопада 2011 року. Зокрема, заявки повинні містити інформацію про:

    • досвід роботи в галузі використання надр, а також відомості про технічні і фінансові можливості для виконання робіт та про технології, що будуть застосовані;
    • основні види діяльності, кількість працюючих, досвід роботи у сфері надрокористування, у тому числі досвід роботи з розвідки та/або видобування газу сланцевих товщ, газу центрально-басейнового типу, газу (метану) вугільних родовищ із зазначенням назв ділянок надр, видів та результатів робіт, застосованих технологій, виробничих потужностей;
    • строк, протягом якого планується здійснити геологічне вивчення (в тому числі дослідно-промислову розробку) ділянки надр та розпочати промислову розробку родовищ;
    • технічне оснащення та технології, що плануються до застосування;
    • фінансову спроможність претендента, розміри та види інвестування;
    • програму робіт, які пропонується провести, із зазначенням строків початку та закінчення робіт;
    • зобов’язання щодо навчання персоналу та використання товарів, робіт і послуг вітчизняного походження;
    • план заходів з охорони надр та навколишнього природного середовища, стандарти з охорони надр, навколишнього природного середовища та здоров’я населення;
    • програми розвитку місцевої виробничої та соціальної інфраструктури.

Інвестор повинен забезпечити завершення етапу геологорозвідувальних робіт, у тому числі дослідно-промислових робіт, не пізніше ніж через п’ять років з можливістю подальшої дорозвідки. У разі прийняття рішення щодо переходу до етапу промислової розробки, інвестор має почати облаштування родовищ та буріння експлуатаційних свердловин. За результатами геологічного вивчення подається відповідний звіт до Державного інформаційного геологічного фонду, а в разі відкриття родовища вуглеводнів Державній комісії по запасах корисних копалин подаються матеріали щодо оцінки запасів.

Мінімальний обсяг інвестицій протягом періоду геологорозвідувальних робіт на Олеській площі становить не менше 1,3 млрд. грн., на Юзівській – не менше 1,6 млрд. грн. У разі прийняття інвестором рішення про перехід до етапу промислової розробки, обсяг загальних інвестицій становить не менше 30 млрд. грн. (Юзівська площа) та не менше 25 млрд. грн. (Олеська площа). Після укладення договору держава в особі Кабміну, переможець конкурсу і компанія укладають договір строком на 50 років, якщо інше не буде погоджено сторонами. Частка держави в прибутковій продукції Олеської площі повинна складати не менше 15% (для Юзівської площі – 16,5%). Максимальна частина компенсаційної продукції, за рахунок якої інвестору будуть компенсовані його витрати, становить 70%.

Серед вимог держави щодо умов та виконання робіт, передбачених УРП, варто виокремити наступні:

    • здійснення інвестицій у розмірі не меншому, ніж визначено за результатами конкурсу та відповідно до угоди;
    • повернення після закінчення окремих етапів робіт частини ділянки, які будуть визначені неперспективними для подальшого проведення геологорозвідувальних робіт і/або промислової розробки;
    • подача Державному інформаційному геологічному фонду геологічної, геофізичної, техніко-економічної та іншої інформації, а також зразків гірських порід;
    • дотримання вимог законодавства, зокрема про працю, надра та охорону навколишнього природного середовища;
    • надання переваги товарам, роботам і послугам українського походження за рівних умов стосовно ціни, строку виконання, якості та відповідності міжнародним стандартам;
    • прийом на роботу працівників переважно з числа громадян України.

За оцінками Держгеонадр, піковий видобуток на Юзівській ділянці може досягти 10 млрд. кубометрів на рік, на Олеській – 2,5-3 млрд. кубометрів на рік 24 . Згідно з інформацією прес-служби Кабміну 25 , прогнозні ресурси Юзівської площі оцінюються в 4,054 трлн. кубометрів газу, Олеської – 2,98 трлн. кубометрів газу. Міністр екології та природних ресурсів Едуард Ставицький оцінював загальні інвестиції в Юзівську площу на рівні 50 млрд. дол., в Олеську площу – на 40% менше 26 .

Прогнозні варіанти видобутку газу на Олеській та Юзівській площах

10 травня 2012 року на засіданні Кабінету Міністрів були затвердженні переможці конкурсів на право укладення УРП на розробку Юзівської (7886 км 2 ) та Олеської (6324 км 2 ) площ, якими стали відповідно «Шелл» та Chevron. Як очікується, УРП на розробку ділянок, а також спільні операційні договори будуть підписані до кінця року 27 . За словами міністра екології та природних ресурсів Едуарда Ставицького, промислова розробка обох ділянок запланована на 2017 рік. Буріння на Юзівській площі має розпочатися у 2013 році, дослідно-промислова розробка – у 2015 році, для Олеської площі часові орієнтири визначені, відповідно, 2014 та 2016 роками 28 . За пропозиціями компаній «Шелл» і Chevron, обов’язковий акцептований платіж у геологорозвідку і розвідувальне буріння, а також обсяги самих робіт, буде збільшено більш ніж удвічі 29 . Заявки перевищили очікування щодо розвідувальних свердловин (близько 5 тис.) та частки держави в отримуваній продукції (більше 30%) 30 . Також відомо, що «Шелл» виплатить Україні додатковий бонус у розмірі 400 млн. дол., про який у початкових умовах конкурсів не йшлося 31 .

На початку 2013 року Міністерство екології та природних ресурсів планує оголосити конкурс на укладення УРП щодо Слобожанської площі (Харківська область) 32 площею 6 тис. км 2 . Видобувні запаси сланцевого газу та газу центрально-басейнового типу ділянки оцінюються у 50-70 млрд. кубометрів, газового конденсату – 2 млн. т 33 . Загальні інвестиції в Слобожанську площу оцінюються в 25-30 млрд. дол., прогнозований річний обсяг видобутку газу складає до 6-8 млрд. кубометрів 34 .

Окрім УРП, інвестори використовують інші можливості та формати роботи для розвідки нетрадиційного газу. У вересні 2011 року «Шелл» та ДК «Укргазвидобування» підписали оновлений договір про спільну діяльність, який передбачає проведення пошуково-розвідувальних робіт на шести ліцензійних ділянках площею близько 1300 км 2 в Харківській області 35 . За даними компанії «Шелл», на буріння перших трьох пошукових свердловин планується витратити близько 200 млн. дол. 36 Старт бурінню першої свердловини в рамках проекту був даний восени 2012 року в Первомайському районі Харківської області. За результатами буріння планується підтвердити наявність газоносних порід ущільненого пісковика 37 .

У вересні 2011 року італійська компанія Eni підписала з НАК «Нафтогаз України» Меморандум щодо виконання Угоди про дослідження та співпрацю 38 . В червні 2012 року Eni повідомила про одержання доступу до українського ринку сланцевого газу шляхом придбання 50,01% акцій компанії «Західгазінвест», яка володіє ліцензією на видобуток у Львівському вугільному басейні 39 . Компанія була створена у лютому 2012 року НАК «Надра України», ДП «Західукргеологія» і «Коломийською нафтогазовою компанією «Дельта», що належить Cadogan Petroleum 40 . «Західгазінвест» володіє правом користування надрами на дев’яти ліцензійних ділянках сланцевого газу Львівського басейну площею близько 3800 км 2 . СП за участі Eni вже отримало право власності на Дебеславецьку і Черемхівську ділянки 41 . За словами керівництва Мінприроди, сума інвестицій на першій стадії проекту (аналіз геологічної інформації в 3D-форматі для підтвердження запасів) складе 95 млн. дол., прогнозований видобуток очікується на рівні 1-2 млрд. кубометрів газу на рік 42 .

29 вересня 2011 року НАК «Нафтогаз України» та американська ExxonMobil підписали Попередню угоду в сфері розвідки та освоєння нетрадиційних вуглеводнів в Україні. До цього, сторони підписали Меморандум про співробітництво у сфері розвідки запасів нетрадиційних вуглеводнів та Угоду щодо проведення геологічного дослідження з метою вибору пріоритетних площ 43 .

Також відомо, що в 2011 році австралійська компанія Hawkley пробурила пошукову свердловину в сланцевій породі Дніпровсько-Донецького басейну, а міжнародна компанія Kulczyk Oil успішно провела гідророзрив на раніше непридатному для видобутку родовищі, отримавши добовий дебіт газу та конденсату на рівні 65 тис. кубометрів 44 . Компанія EuroGas, що веде розвідку на українській частині Люблінського басейну, підписала Угоду про конфіденційність з дочірньою структурою французької Total. Остання отримала доступ до геологічної інформації, щоб оцінити можливість покупки ліцензійної ділянки EuroGas 45 .

 

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

2 U.S. Energy Information Administration. World Shale Gas Resources: an Initial Assessment of 14 Regions outside the United States, 2011.

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

4 http :// dt . ua / ECONOMICS / terra _ incognita _ dlya _ energoinvestoriv -77201. html

5 http://shalegas.crdfglobal.org/Documents/Panchenko_Ukrnaukageotsentr%20(ukr).pdf

6 http://mpe.kmu.gov.ua/fuel/control/uk/publish/article?art_id=221425&cat_id=35109

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

8 Там само.

9 Там само.

10 Там само.

11 Там само .

12 Environmental and Regulatory Assessment for Shale Gas Development in Ukraine. Executive Summary, 2012.

13 Там само.

14 Polish Geological Institute. Assessment of Shale Gas and Shale Oil Resources of the Lower Paleozoic Baltic-Podlasie-Lublin Basin in Poland, 2012.

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

16 Там само .

17 U.S. Energy Information Administration. World Shale Gas Resources: an Initial Assessment of 14 Regions outside the United States, 2011.

18 Там само.

19 Там само.

20 Там само.

21 http://www.kmu.gov.ua/control/uk/publish/article?art_id=244618889&cat_id=244276429

22 Особливий вид договору, відповідно до якого держава надає інвестору на платній основі та на визначений термін виняткові права на пошук, розвідку, видобуток мінеральної сировини на ділянці надр, зазначеній в угоді, і на ведення пов’язаних з цим робіт. Інвестор зобов’язується виконати зазначені роботи за свій рахунок і на свій ризик, отримуючи натомість частку видобутих ресурсів, що визначається угодою в кожному конкретному випадку.

23 http://dgs.kiev.ua/main/201-komsya-derzhavnoyi-sluzhbi-geologyi-ta-nadr-ukrayini-viznachila-yuridichnih-osb-scho-provodyat-dyalnst-zgeologchnogo-vivchennya-nadr.html

24 http://dgs.kiev.ua/main/203-derzhavna-sluzhba-geologyi-ta-nadr-ukrayini-ogolosila-konkurs-na-ukladennya-ugod-schodo-yuzvskoyi-ta-oleskoyi-dlyanok. html

25 http://www.kmu.gov.ua/control/uk/publish/article?art_id=245202646

26 http://economics.lb.ua/state/2012/04/11/145543_glavniy_geolog_nazval_sroki_otkaza.html

27 http://ua-energy.org/post/20078 , http://dt.ua/ECONOMICS/otsel_grozit_nachnem_gazpromu-103128.html

28 http://ua-energy.org/post/20050

29 http://dt.ua/ECONOMICS/otsel_grozit_nachnem_gazpromu-103128.html

30 Там само.

31 http://news.dt.ua/ECONOMICS/ukrayina_dodatkovo_otrimae_vid_shell__400_mln_bonusu_za_yuzovsku_ploschu-103119.html

32 http://ua-energy.org/post/22312

33 http://www.kommersant.ua/doc-rss/1982878

34 http://ua-energy.org/post/20079

35 http://www.shell.ua/home/content/ukr/aboutshell/our_business_tpkg/ep/

36 http://www.epravda.com.ua/news/2012/07/5/328524/

37 http://www.shell.ua/home/content/ukr/aboutshell/our_business_tpkg/ep/

38 http://www.naftogaz.com/www/2/nakweb.nsf/0/1B2C556CE577A283C225791B0040ABAD

39 http://ua-energy.org/post/21352

40 http://www.kommersant.ua/doc-rss/1960955

41 http://economics.unian.net/ukr/detail/131468

42 http://dt.ua/ECONOMICS/nadra_kredit_vid_pravnukiv-94847.html

43 http://www.naftogaz.com/www/2/nakweb.nsf/0/143CFC90A2117044C225791A00426980

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

45 Ryan W. Lijdsman. Unconventional Gas in Ukraine: Boom or Bust, 2010.

Знайти подію