EROEI "сланцевой" нефти на примере месторождения Баккен в США
Данная статья была написана для "Однако" в декабре совместно с Александром Собко (obkos) и являлась примерной оценкой EROEI для Баккена. Пусть полежит тут. Что-то мы не учитывали из-за незначительности факторов, что-то взяли по худшим параметрам (чтобы не получать оптимистичную оценку, а приближенную к реальности), но в целом всё верно и наши последующие исследования вопроса лишь подтверждают этот результат (может, лишь с небольшим снижением полученного EROEI_на_устье) - на днях будут опубликованы продолжения этой статьи с углублением, уточнением и дополнительной информацией, а ряд информации и выводов из этой статьи вообще пересмотрен в лучшую сторону (что-то в худшую).
Вопросы экономической рентабельности сланцевой добычи - популярная тема для обсуждения. Но для развития человечества необходима не прибыль, а энергия. Важно, чтобы для получения самих энергетических ресурсов этой самой энергии тратилось не так уж много. Предлагаем оценку энергетической рентабельности сланцевой добычи.
Не секрет, что разработка сланцевых запасов в некоторых случаях определяется не только экономическими, но и политическими соображениями. Польша, Китай, некоторые другие страны, несмотря на более чем скромные успехи и сомнительную экономическую рентабельность, по-прежнему стремятся развить у себя подобную добычу энергоресурсов. В США вроде бы экономика добычи сланцевых запасов пока положительная, но и здесь долларовая накачка помогла ускорить темпы развития сланцевой отрасли.
Так или иначе, экономические перекосы в наше время не редкость, и в производстве энергоресурсов (где велика геополитическая составляющая) это встречается сплошь и рядом. Но деньги сами по себе не так важны, ведь основное назначение добычи углеводородов - получать энергию, а не деньги. Поэтому тем важнее проводить оценки энергетической рентабельности добычи (EROEI или Energy Return on Energy Investment) - какое количество энергии нужно затратить, чтобы получить единицу «новой» энергии в виде сланцевых нефти или газа.
Часто бытует мнение, что сланцевая добыча энергетически нерентабельна - то есть на получение сланцевых нефти и газа приходится потратить сопоставимый объём энергии. На самом деле приемлемый уровень энергорентабельности для любой добычи ископаемых энергоресурсов, как считается, находится в районе пяти - то есть, затратив одну единицу энергии, мы получим 5 единиц на выходе. Если же выход энергии меньше, то уже могут начаться проблемы. Это связано с тем, что самые разнообразные косвенные расходы по транспортировке и конвертации энергии для конечного потребителя также съедают часть энергии.
Расходы на добычу - это расходы на дизтопливо
Для сланцевой нефти, как известно, важную роль играет интенсивное бурение скважин. Буровые машины работают на дизельном топливе, поэтому расходы на «дизель» - это ключевая графа в энергозатратах при бурении на сланцевую нефть или газ. Да и транспортировка оборудования - это тоже работа грузовиков. Есть и другие затраты, хотя их доля невелика, - об этом ниже.
А пока - модельный пример, чтобы описать суть. Допустим, вы смонтировали буровую и хотите пробурить скважину и добыть нефть. На бурение и ввод скважины истратили 100 тонн дизельного топлива и потом добыли 2000 тонн нефти. Получается, что 5% от добычи вы потратили на саму добычу и ваша «полезная» добыча - 1900 тонн нефти. Коэффициент EROEI как раз и определяет это соотношение и записывается с помощью перевода тонн дизеля и нефти в энергетические единицы (джоули): EROEI = энергетическая добыча/энергетические расходы. В нашем примере это запишется примерно так: 82 тераджоуля/4,1 тераджоуль, то есть EROEI = 20. Если же вы потратите 100 тонн дизеля и добудете 100 тонн нефти, то полезной добычи не будет, EROEI = 1 (4,1/4,1), и такую нефть лучше вообще не добывать. Для наглядности лучше использовать доли в процентах. В первом случае 100% - вся добыча и 5% - расходы (95% полезной добычи), во втором 100% - добыча и 100% - расходы (0% полезной добычи).
EROEI можно считать по-разному. Можно на скважине - то есть в расходах учитывать только расходы на добычу. Можно считать EROEI у потребителя - в этом случае добавятся расходы на инфраструктуру месторождения, транспорт нефти и нефтепереработку.
Мы попробовали оценить EROEI сланцевой нефти на скважине - так как именно на этом этапе и находятся основные отличия от «традиционной» добычи.
И взяли для примера американское месторождение Bakken, расположенное в Северной Дакоте. Американские статистические ведомства предоставляют достаточно точную информацию по затратам топлива в каждом штате. В какой-то момент, одновременно с ростом сланцевой добычи, началось и увеличение спроса на дизтопливо в Северной Дакоте. Кроме того, зная затраты труб и цемента на скважину (250 и до 600 тонн), а также энергетические затраты на производство стали и цемента (21 и 3,4 ГДж на тонну), можно оценить и энергозатраты на эти компоненты. Анализировался 2011 год, так как пока только для него есть все необходимые данные.
Ещё один важный момент. В 2011 году было пробурено около 1000 скважин, расходы на них - в знаменателе. Но в числителе - не полученная за 2011 год энергия (в виде нефти) от всех новых и старых скважин, а накопленная добыча - ожидаемая добыча нефти за всё время жизни этих 1000 скважин.
Это важно: если мы возьмём данные по производительности в текущем году, то исказим картину. Данные по накопленной добыче в различных источниках несколько отличаются, поэтому мы специально взяли оценку, ближе к минимальной (260 тыс. баррелей на скважину), чтобы случайно не завысить значение EROEI. И вот что у нас получилось:
Числитель - накопленная за всё время жизни добыча пробурённых в 2011 году скважин (260'000'000 баррелей). То есть в числителе добыча для скважин, пробурённых за год (1000 шт.), в знаменателе - все энергетические расходы на эту самую добычу (ввод 1000 скважин). Подавляющая доля расходов - это дизтопливо (86%).
Разделив 1560 на 55 получим EROEI = 28 (то есть соотношение 28 к 1), что означает: на единицу энергетических затрат пришлось 28 единиц энергетического дохода. Если перевести в доли: от 100% добытой энергии 3,6% (100/28) пошло на саму добычу.
Для сравнения, на волне запуска лучших месторождений в конце XIX - первой половине XX века EROEI добычи превышал 100. Фактически энергозатратами на саму добычу можно было пренебречь. Ещё бы - пробурил скважину - получил нефтяной фонтан. Но сейчас ситуация изменилась. Хороших месторождений почти не осталось. На истощённых старых традиционных месторождениях - вовсю бурятся горизонтальные скважины и применяется гидроразрыв, как и при сланцевой добыче. То есть каких-то качественных отличий от сланцевой нет, и потому EROEI на старых традиционных месторождениях не будет сильно отличаться от EROEI «сланца».
Так или иначе, EROEI = 28 - это очень хороший показатель. И строго говоря, - не так важно EROEI = 28 или 100 (1% или 3,6% энергии тратятся на добычу). Только на нефтепереработку нужно 10% от полученной энергии. То есть расходы, например, на добычу + нефтепереработку для традиционного месторождения составят 11%, для нетрадиционного - 13,5%.
Да, конечно, что-то мы могли не учесть в своих расчётах. Но принципиально это ситуацию не изменит, пусть даже EROEI у скважины составит 20. Основное - особенности темпов бурения и качество запасов - учтены.
Насколько традиционные месторождения лучше?
Всё это выглядит настолько оптимистично для сланцевой нефти, что, конечно, захотелось себя перепроверить. Каким образом? Логично это сделать путём сравнения с традиционными месторождениями. То есть оценить, сколько скважин бурится на «обычных» месторождениях и какую добычу они обеспечивают. К сожалению, подробных данных по обычным месторождениям мало. Но кое-что удалось найти.
Вот оценки по двум гигантским месторождениям. Заметим сразу, что это - лучшее, что есть (точнее, было на планете) по качеству запасов, а месторождения такие в мире в общем-то на счёт. Это Прадхо-Бей на Аляске или же российский Самотлор. На Самотлоре за 40 лет добыто около 18 млрд баррелей и пробурено 18 тысяч скважин, то есть около миллиона баррелей на скважину, на Прадхо-Бей ситуация похожая. То есть на Самотлоре и Прадхо-Бей средняя скважина выдала около 1 млн баррелей за всю историю эксплуатации. Ясно, что сначала качество запасов было лучше, потом - хуже.
А что со сланцевой нефтью? Средняя накопленная добыча для скважины Баккена составляет 250-400 тысяч баррелей (по разным данным) за всё время эксплуатации.
То есть самый важный параметр - накопленная добыча - отличается лишь в 2,5-4 раза. Соответственно и бурить надо в 2,5-4 раза больше. Для тех же результатов. Но и сами скважины в 2 раза длиннее (3 км вниз + 3 км горизонтального ствола). Ещё одна деталь, связанная с накопленной добычей. Сланцевую добычу часто критикуют из-за быстрого падения дебитов (производительности) скважин. Но, строго говоря, это не так важно. Важна именно накопленная добыча за всё время жизни скважины, а какова была динамика этой добычи - падала ли она быстро с высоких значений или медленно с низких - не имеет никакого значения.
Но новых супергигантов уже нет. И если тот же Прадхо-Бей на Аляске в начале своей разработки (1980-е годы) давал 1,6 млн баррелей нефти в день, то сейчас - всего 0,2 млн баррелей. Не исключено, что новые традиционные месторождения «попроще» будут показывать и худшую накопленную добычу. А на старых качественных, но истощённых месторождениях приходится применять всё тот же гидроразрыв и горизонтальное бурение. Для примера: горизонтальный ствол уже перестал быть экзотикой для месторождений России, а, например, «Роснефть» на гигантском и старом (разрабатывается с 1981 г.) месторождении «Приобское» вводит всё новые скважины с ГРП. И это без учёта того, что эти месторождения находятся в труднодоступных условиях. И когда наши нефтяные компании рапортуют о низкой себестоимости добываемой нефти даже на старых месторождениях (хотя и она уже растёт), нужно понимать, что значительная часть капитальных затрат - это советское наследство.
Означает ли это, что наши запасы в результате не имеют никакого преимущества перед, скажем, американскими?
И да, и нет.
Главный вопрос - велики ли запасы сланцевой нефти?
С одной стороны, наше конкурентное преимущество действительно снижается. На старых месторождениях - ситуация по затратам близка к «сланцевой» добыче. А для разработки новых удалённых месторождений нужны огромные инвестиции для освоения (а это и экономическая, и энергетическая рентабельность), даже если собственно бурения там меньше. Плюс расходы на доставку. А у сланцевой нефти, как мы видим, с энергорентабельностью пока не всё так плохо.
Но со сланцевой нефтью есть ещё одна деталь. Пока в США всего два таких (где добыча оправдана) гигантских нетрадиционных месторождения нефти - Bakken и Eagle Ford. И всё. При этом высокая степень геологической изученности в Соединённых Штатах говорит в пользу того, что новых таких открытий уже не будет. Другое дело, что на самом месторождении Bakken есть несколько пластов. И если несколько лет назад основная добыча шла с пласта «Средний Bakken», то сегодня почти треть новых скважин с верхнего пласта Three Forks (а всего их там 7).
Хотя формация и называется «сланцевой», она содержит много пластов, и сланцы - лишь два из них. Ещё 7 являются несланцевыми (напр. песчаники, доломиты). Именно оттуда нефть и добывается, поэтому нефть Bakken и Eagle Ford - строго говоря, не сланцевая, этот термин мы используем, как наиболее распространённый. А нетрадиционной она зовётся из-за того, что коллектор (твёрдая нефтеносная порода) плохо пропускает через себя нефть. Более точный и удобный термин для неё - нефть низкопроницаемых коллекторов.
Вот, кстати, как примерно выглядит «план» по разбуриванию этого месторождения.
Сланцевая формация Bakken. Размер каждого квадратика = 1,6 × 1,6 километра. Чёрные линии - стволы скважин. Теперь можно представить распределение скважин (одна/две на 5,1 квадратных километра) и их длину (3 километра).
Что с месторождениями сланцевой нефти в мире - остаётся вопросом. И от этого во многом зависит, каким будет нефтяное предложение в ближайшие десятилетия.
Формат "Однако" не способствует разглагольствованию и углублению в нюансы, поэтому в статье опущен ряд важностей, которые тем не менее, были обдуманы и просчитаны. Чтобы читатели могли сами понять методику и лично разобраться что к чему, озвучим кое-что.
для начала о подсчёте EROEI.
Методика подсчёта проста как валенок. Для начала я поясню для простоты на примере одной скважины, а потом как мы конкретно считали.
1. Бурится скважина. На это тратят X джоулей дизеля - буровая работает на дизеле.
2. В процессе бурения запихиваются стальные трубы (колонны) и потом НКТ - сталь, материал очень энергоёмкий. Добавляем к джоулям дизеля буровой джоули на выплавку необходимой стали.
3. Также, в процессе туда запихивается куча цемента. Цемент менее энергоёмкий в производстве, но всё равно его надо учесть. Плюсуем джоули на производство цемента.
4. Потом плюсуем джоули на ГРП и эксплуатацию - подъём нефти с глубины 3 км.
В итоге мы получим основные энергетические расходы на ввод одной скважины
Теперь о доходах. Энергетические доходы - это вся нефть, которую добудет скважина за свою жизнь. Т.н. "накопленная добыча". Разделив доходы на расходы - получим EROEI на устье, т.е. EROEI добычи. Далее, по желанию, можно плюсовать другие расходы - транспорт, переработка и т.п. и получить EROEI у потребителя, однако последние стадии не зависят от того, традиционная ваша нефть или нет, а т.к. нам были интересны непосредственно отличия в максимально чистом виде, мы не стали считать расходы после скважины (различия между трад. и нетрад. нивелируются потом). Кому интересно - могут посчитать.
Надеюсь методика понятна.
Как считали мы. Расходов дизеля на буровую нам не найти, да и не заморачивались. Зато найти параметр "потребление дизельного топлива индустриальным сектором Северной Дакоты [Баккен]". Понятно, что не всё потребление дизеля северной дакоты - это Баккен. Поэтому вычли капелюську оттуда (8%) и постулировали, что оставшиеся 92% - потребление всей нефтянки северной дакоты. Не стали пытаться вычленять из этого дизеля расходы именно на буровые и записали их в п.1 примера выше, т.е. в дизель на бурение скважин и перевели его в джоули.
Но: EIA даёт этот параметр сразу за год, это означает, что надо перейти от одной скважины мысленного примера ко всем скважинам пробуренным за год. Т.е. нефтянка сожрала за год сколько-то дизеля и за год же пробурила сколько-то скважин. Число пробуренных скважин в 2011-м известно - около 1000. Поэтому к дизелю плюсуем сталь и цемент на годовой ввод скважин.
Итого:
годовой дизель дакоты+(сталь и цемент на одну скважину)*1000 = энергетические расходы на ввод 1000 скважин.
Каков же энергетический доход? Накопленная добыча этих 1000 скважин за всю свою жизнь.
Разделив доходы на расходы, получили 28,5.
Как видно, мы не учитывали ГРП и расходы на подъём нефти. Сразу ответим на этот вопрос. Дело в том, что параметр "потребление дизеля нефтянки сев. дак." содержит, конечно, не только расходы на бурение, а ещё на огромную кучу других дел. В т.ч. эксплуатацию других тысяч и тысяч скважин. Т.е. в "дизеле на бурение (п.1)" на самом деле ещё траты на эксплуатацию тысяч скважин (которые были пробурены ранее 2011-го). А мы тут жмёмся из-за небольшой тысячи 2011-го. Во-вторых, порядок величины эксплуатации можно оценить через изменение потенциальной энергии нефти при подъёме с глубины в 3 км. Ведь именно это основная трата на эксплуатацию. Поднять 1 кг нефти с глубины 3 км - это 30 кДж. удельная теплота сгорания нефти - 42 МДж. Т.е. величины - несопоставимые по масштабу.
Ну а ГРП - это вообще ниачём. фуры и насосы на дизеле (который уже учтён), закачивают воду с песком ну и реагентов немного. Поэтому можно на ГРП с чистой душой списать перерасход энергии в п.1, когда у нас весь дезель якобы шёл на бурение (можно даже добавить в энергетические расходы потребление дизеля транспортным сектором дакоты, суть не изменится)
Вообще, почти все расходы - это дизель. следующей идут 250 тонн стали на скважину (попросили подсчитать буровиков Баккена) и потом 600 тонн цемента (вообще, конечно, меньше, но мы решили не жмотиться и переборщить цемента в скважину и взять очень плохой вариант). На фоне этого видно, что ГРП и эксплуатация - вообще ниачём.
Далее, накопленная добыча скважин. Тут тоже оказалось много интересного. Ну во-первых, забываем про кривую добычи на баккене. Форма кривой добычи принципиально никак не может повлиять на EROEI. посмотрите на формулу для EROEI и убедитесь в этом. Резко она падает или медленно - пофиг. Важно сколько она добыла за свою жизнь. Мы решили и опереться на чужие данные и подсчитать сами. Чужие данные рознятся 250'000 баррелей до 500'000 в известном OGJ.
Обратив внимание на кривую добычи для среднестатистической скважины Баккена, заметили, что, например, вот эта кривая:
это очень хорошая кривая, почти что средняя Самотлора (1'000'000). Такая скважина даст 700'000 баррелей за свою жизнь. Т.е. в числитель EROEI самотлорской скважины пойдут джоули для миллиона баррелей нефти, в числитель скважины баккена - джоули для 700 тыс. Т.е. разница совсем небольшая. Это как раз пример того, что темпы падения сами по себе ничего не значат.
Ещё известная кривая для баккена вот эта:
Типа такой накопит под 300'000-350'000 баррелей за жизнь.
Есть и такие:
Самые медленные темпы падения, все должны быть счастливы! Но... скважина с такой кривой добудет совсем смешные цифры. Т.е. кривые все разные и хоть по сути похожи (везде резкие падения), дадут совершенно различно нефти и EROEI. В итоге мы решили этот вопрос по косвенным данным - зная месячный ввод добычи в баррелях и месячный ввод скважин на баккене, можно определить, что реальная кривая - график №2.
ну и второй набор косвенных данных, который тоже подвёл ко второму графику:
найдено по наводке Mikhail_T, но ни наводку ни ссылку на отчёт я не найду. всё, что есть - пдфка на винте.
Вообще, по кривой вроде №2 есть разные оценки, мы взяли самые плохие - менее 300'000 баррелей. И эта цифра в джоулях пошла в числитель EROEI.
Вывод1:
если сравнивать традиционную нефть и нефть низкопроницаемых коллекторов (Баккен), то логично для качественной оценки сделать такое разбиение:
1. новое хорошее традиционное месторождение - вертикальные скважины, отсутствие ГРП, накопленная - сильно более 1'000'000.
2. Старое плохое традиционное - горизонтальные скважины, ГРП, накопленная меньше 1'000'000
3. Низкопроницаемые коллекторы (Баккен, игл-форд) - горизонтальные скважины, ГРП, накопленная меньше 1'000'000
т.е. сравнивать с традиционной нефтью баккен некорректно, т.к. она очень разная. Баккен сильно хуже той нефти, которой сегодня уже нет (ну кое-где есть, но не в США). И такой же как та, которая есть. И обвинять пиндосов в том, что они такие дебилы добывают плохую нефть - маразм. Хотите предложить им добывать ту нефть, которой нет? Ну а та традиционная, которая есть... Так Баккен мб даже лучше её. Поэтому пиндосы с гиканьем и улюлюканьем перебежали на нетрадиционный коллектор с еле сочащихся скважин традиционных месторождений. На которых им точно также приходилось делать ГРП и бурить горизонтальные стволы.
Вывод2:
Некорректно смотреть на отличия EROEI трад. и нетрад. в относительных цифрах. Надо смотреть и в разах и в разнице. На добычу 28 джоулей на баккене тратится 1 джоуль. Т.е. если 100% - вся добыча, то 3,5% было затрачено на неё же. Допустим EROEI традиционного лучше в миллион раз Баккена и тогда на 100% добычи потратится 0,0000035%. Казалось бы, миллион раз! а разница - всего 3,5% (3,5% минус 0,0000035%). Можете взять миллиард раз и получите те же 3,5%. Поэтому надо смотреть ещё и на сколько они вырасли, а не во сколько раз. Мы считаем 3.5% - очень незначительной цифрой и потому сланцы имеют хорошую энергетическую рентабельность. Да, в разы/десяток раз хуже хороших традиционных, но всё равно хорошую (3.5% тратится на саму добычу)
Вывод3:
Можно узнать насколько больше нетрадиционный коллектор надо бурить. 1. накопленная добыча меньше в 3 раза традиционного. Т.е. для той же добычи, скважин надо бурить в 3 раза больше (в штуках). Если мыслить проходкой (т.е. единицами длины), то бурить надо в 6 раз больше (3*2), т.к. после нескольких километров вертикального ствола надо ещё 3 км горизонтального ствола. Т.е. скважина требуется в 2 раза длиннее.
Вывод4:
EROEI в разных местах будет разным в зависимости от методики. когда нефть вышла из скважины - одним, у потребителя - другим. Если считать рентабельность нефтей у потребителя, то разница между трад. и нетрад. будет сглажена, т.к. обоим придётся проходить одинаковые процедуры после выхода из скважины. В "разах" отрыв сократится с десятка раз до 1,25, в разнице так и останется - 3,5%. При прочих равных. Что вам не придётся подогревать нефтепроводы на самотлоре и аляске и тащить оттуда нефть 3000 км до мест потребления.
Обратите внимание, мы брали довольно плохие данные. По добыче, цементу и дизелю. Т.е. 28,5 - это не верхняя оценка, это средненькая оценка.