вторник, 17 януари 2012 г.

Десет неща, които трябва да знаем за шистовия газ. (3)

6. Защо е по-трудно да бъде добиван шистов газ, отколкото конвенционален? Казват, че добивът на шистов газ е скъп и икономически неизгоден? Защо не си купуваме, както досега?


Ниската проницаемост на шистите е единствената причина, поради която добивът на газ от тях е по-труден, отколкото от конвенционални залежи. По всички други параметри, като дълбочина на залягане, петрофизически свойства на пласта, използвано содажно оборудване, материали, химикали и технологии, наземни съоръжения и проч., шистовите находища и добивът на газ от тях са същите, както при конвенционалните за петролната промишленост.


Шистите са един от най-широко разпространените видове утаечни скали. Те се образуват при слягане на финозърнеста смес от минерали („тиня”). От другите видове утаечни скали шистите се отличават с това, че при слягането образуват слоеве. Шистите са чупливи и склонни към разпукване, като лесно се разделят на плочи по напластяванията. Шистите могат да са сиви на цвят, червеникави (ако съдържат железни окиси), кафяво-жълти, зелени (ако съдържат слюда), черни (ако съдържат органични вещества) и т.н. В някои български градове плочниците доскоро бяха настлани с шисти, а по селата има къщи, покрити с каменни плочи от такъв материал.

Шистите се състоят от микроскопични зрънца от минерали, най-често кварц и фелдшпат. „Лепилото”, което държи частиците заедно, е обикновено глина. Между частиците остава свободно място във вид на микроскопични пори. В порите могат да се съдържат твърди органични вещества и разни флуиди, включително метан, т.е. шистите могат да са „колектор”. Порестостта на шистите варира и може да е от незначителна до над 20% от общия им обем.

Когато се образуват в речни заливи и устия, морски заливи, езера и блата, шистите се обогатяват с органични вещества, придаващи им черен цвят. „Черни шисти” се срещат навсякъде, където има нефт и газ, и на много други места, включително в България. Те са богатите на органични вещества „майчини скали”, от които при подходящи температура и налагяне се образуват въглеводороди (нефт и газ). Има теории, които обясняват възникването на нефт и газ с естествени процеси от неорганично вещество, но всички известни находища съдържат въглеводороди с органични „маркери” в състава си. До 1/3 от теглото на черните шисти е твърд органичен материал, наречен „кероген”, от който при определена температура се образува нефт, а при малко по-висока – газ.

След образуването си в майчини шисти, нефтът и газът „мигрират” през земните недра по свързани пори, пукнатини или други пътеки (напр. разломи). В повечето случаи въглеводородите достигат повърхността и се разсейват без да образуват залежи. Ако по пътя си те срещнат колектор (пласт, съдържащ пори, пукнатини или малки каверни), а над колектора има „екран” за миграцията (плътен, непропусклив пласт), нефтът и газът се натрупват в течение на времето, образувайки залежи в подходящи изпъкнали форми на подземния релеф - геоложки „капани”.

Както при самото образуване на нефт и газ, така и в колекторите обикновено има и течни, и газообразни въглеводороди в различни пропорции. Според преобладаването на течни или газообразни въглеводороди се различават „нефтени”, „газови”, „нефтогазови”, „газокондензатни”, „нефтогазокондензатни” и др. находища. В газоносните шисти като правило има и течни въглеводороди в някакви количества.

Примери за добър колектор са повечето пясъчници и варовици, а за добри екрани – плътни шисти, глинести слоеве, солни щокове и др. Фиг. 5 илюстрира тези процеси, термини и най-разпространените видове конвенционални капани. Илюстрацията на основните видове петролни системи е взета от тук, с някои допълнения от авторите.

Земните недра са под натиск от лежащите над тях пластове, като налягането се увеличава с около една атмосфера на всеки 10 м, или приблизително колкото е налягането на воден стълб с такава височина (”хидростатичен градиент на налягането”). Може да има значители отклонения под или над това „нормално” налягане, т.е. има колектори със „свръхналягане” и „подналягане”.

Част или всичките образувани въглеводороди могат да останат там, където са се образували, т.е. в майчината скала, като самата тя играе ролята на колектор. Това е случаят със шистовия газ - колектор е самата майчина скала.
Основни видове петролни системи - ТУК.

При прокарване на сондаж, операторът на сондата поддържа налягането вътре в сондажния ствол под или над пластовото, или равно на него, в зависимост от нуждите. Това става, като към сондажния разтвор (обикновена вода и глина) се добавят леки или тежки вещества и така се променя относителното му тегло спрямо водата. Ползва се инжектиране на въздух (аерация), добавяне на пяна или дизелово гориво за намаляване на теглото, или на бентонит и барит за увеличаване на теглото. Съвременната практика се отказва от сондажни разтвори с дизелово гориво, тъй като те са потенциално опасни за околната среда.

Сондажният разтвор циркулира с помощта на помпи от устието до забоя и обратно - надолу през сондажния лост (стоманена тръба, към която е закрепено длетото), нагоре през ствола и обсадните тръби. Разтворът служи за намаляване на триенето на длетото в забоя и сондажния лост в ствола, охлаждане на длетото, промиване на забоя от скални парчета и частици, и за балансиране на налягането в сондажа. Длетото може да се задвижва от турбина, през която минава сондажния разтвор, като така се избягва нуждата от въртене на лоста от повърхността и става възможно са се сондират дълги хоризонтални участъци.

Всички съвмененни сонди ползват затворени системи за разтвор, при които той няма контакт с околната среда извън сондажа и съответно няма емисии. Сондажният ствол се укрепва чрез спускане в него на една или няколко дебелостенни стоманени тръби („обсадни колони”) и чрез инжектиране на цимент в задтръбното пространство между ствола и колоната („циментиране” на сондажа).

При достигане на продуктивния пласт, за предизвикване на приток в сондажа се създава подналягане („депресия”), при което съдържащите се в колектора флуиди биват изтласквани към сондажа от пластовото налягане. Дебитът на потока зависи от разликата в наляганията (величината на депресията), вискозитета на флуидите и проницаемостта на пласта, както и от размера на ползваните щуцери (регулируеми отвори на устието на сондажа).

Проницаемостта показва доколко флуид с определен вискозитет може да тече през пласта, ако има депресия от 1 кгс/см2 на 1 см разстояние по пътя на флуида. Проницаемостта се измерва в единица, наречана „Дарси” по името на френски инженер-хидравлик, живял през 19 век. С тази единица се измерва проницаемостта на всички порести пластове, каквито са нефтогазовите колектори. Колкото по-проницаем е пластът, толкова по-голям дебит и по-голяма дренажна площ ще има сондажът при други равни условия, а оттам и икономическите показатели на евентуалния добив ще са по-добри.

Поради начина си на образуване (от тинести утайки с примес на глина) и ситнозърнестия си състав, шистите имат много ниска проницаемост (от порядъка на 0.1 милидарси), макар и да имат доста голяма порестост. Между миниатюрните минерални частици, образуващи шистовата матрица, има много свободно място и съответно много нефт или газ, но те не могат лесно да изтекат към ствола на сондажа. Ниската проницаемост на нефтогазоносните шисти, съчетана с висока порестост, е тяхна особеност спрямо конвенционалните колектори. При последните проницаемостта е много по-висока (поне десет пъти) от тази на шистите.

Шистите обаче не са единствените колектори с ниска проницаемост, от които се добива газ. Съществуват още много други видове нископроницаеми колектори, като например плътни пясъчници, някои карбонатни скали и др., и при тях се прилагат същите технологии, включително хидроразрив за увеличаване на притока.

Ниската проницаемост на шистите означава, че притокът на газ от сондажи в шисти е слаб и от малък дрениран обем на колектора. За да стане добивът икономически изгоден, е нужно прилагането на някаква технология за увеличаване на проницаемостта и дренажния обем, така че да бъде постигнат достатъчно висок и стабилен дебит. Най-широко прилаганата технология за тези цели е хидроразривът на пласта.

Изършването на допълнителни операции и профила на дебит на шистовите сондажи обикновено правят добивания газ по-скъп от конвенционалния, но това не винаги е така. Дори по най-високи оценки, себестойността на добивания в САЩ шистов газ е около 250 дол. за 1000 куб. м, а на морското находище Щокман в Русия, от което ще бъде снабдявана Северна Европа – 270 дол за 1000 куб. м.

Повечето оценки на себестойността на шистовия газ са в рамките на 90-140 дол. за 1000 куб. м, близо до сегашната пазарна цена в САЩ, която е два-три пъти по-ниска от тази в Европа (за преминаване от долари за хиляда куб. фута към долари за 1000 куб. м., умножете по 35,3). През първата половина на 2011 г., България внасяше газ по цена над 300 дол. за 1000 куб. м., като се очаква цената за потребителите още да се увеличи през есента.

С една дума, „по-скъп” добив не означава „икономически неизгоден”. Себестойността на шистовия газ е почти навсякъде по-ниска от днешните пазарни цени. Там, където се добива шистов газ, пазарните цени са ниски!


Не на последно място, шистовите залежи са повсеместно разпространени и шистов газ може да бъде добиван на мястото, където се търси, докато конвенционалният обикновено трябва да бъде транспортиран на големи разстояния през тръбопроводи или с танкери след втечняването му в скъпо струващи инсталации. При днешните цени на материали, труд и др., оскъпяването от транспортни разходи при тръбопроводи с голям диаметър на сушата е от порядъка на 2.50 дол. за 1000 куб м на всеки 100 км (математически модел за изчисление на транспортни разходи по магистрални газопроводи - ТУК), или около 100-110 дол. на 1000 куб. м от Западен Сибир до България. При морски тръбопроводи оскъпяването е приблизително три пъти по-голямо, или около 7.50 дол. на 1000 куб м за всеки 100 км. Даже ако газът в Западен Сибир струва при устието на сондажа 15 дол. за 1000 куб.м, докато стигне до българския бряг по тръбопровода „Южен Поток”, той би се оскъпил с около 75 дол. за 1000 куб. м за транспорт по сушата в Русия и почти 70 дол. за транспорт през Черно море, т.е. във Варна би имал себестойност около 160 дол. за 1000 кубика.

Накратко, макар и шистовият газ често (не винаги!) да е с по-висока себестойност от конвенционалния при устието на сондажа, когато стигне до потребителя той като правило се оказва по-конкурентен! По тази причина и най-големите производители на конвенционален газ не могат да подминат шистовия – ако го направят, ще се окажат в по-лоша пазарна позиция. Газпром наскоро сключи няколко концесионни договора за добив на шистов газ в страна от Европейския съюз в партньорство с канадска фирма. Лукойл желае да придобие право да произвежда шистов газ в САЩ и експериментира с добив на газ от шисти в Западен Сибир.

7. Какво е „хидроразрив на пласта”? Това нова технология за добив на шистов газ ли е, хидрочук за разбиване на скали или нещо такова?


„Хидроразрив на пласта” е предизвикване на пукнатини в пласта чрез вкарване в него на флуид (не непременно течност) под високо налягане. Приблизително половината от пукнатините при хидроразрив стават по съществуващи „стари” разпуквания, а другите - по нови „пътеки”. Технологията е приложена за пръв път в петролната промишленост през 1947 г. в Канзас и оттогава се използва широко из цял свят за най-различни цели, не само за добив на нефт и газ.


Основна цел на технологията при прилагането й към нефтогазоносни пластове е интензификация на добива, или увеличаване на дебита, дренирания обем и коефициента на нефтогазоотдаване чрез увеличаване на проницаемостта на пласта, а не чрез неговото „смилане” или някакво „освобождаване” на газ. При хидроразрив няма никакви удари с чук, взривове или разбивания на пласта. Въздействието върху скалата е само от голям натиск, упражняван от течност, подобно на действието на хидравличната течност в спирачната система на автомобилите, но при по-високо налягане, водещо до напукване на скалата около сондажния забой. Технологията е подробно описана в много източници, например тук.

Хидроразрив се прилага към всякакви колектори: конвенционални, нископроницаеми, шистови. Само в САЩ от 1949 г. досега са извършени над 1.1 милиона хидроразрива. Днес девет от всеки десет газови сондажа в САЩ (не само тези в шисти!) се подлагат на хидроразрив. Теоретична обосновка на метода е направена в бившия Съветски съюз от С. А. Христианович и съавтори през 1953 г., като методът е приложен там още същата година. В Русия от 1993 г. до 2010 г. са направени почти 10000 хидроразрива на нефтогазоносни пластове само в Ханти-Мансийския Автономен Окръг (ХМАО), като напоследък тенденцията е да се прави т. нар. „масивен” хидроразрив. В Западен Сибир се правят над 1500 хидроразрива годишно, като повечето фирми планират да увеличат количеството им.

Хидроразривът не е специфична за петролната индустрия технология – той се прилага широко от десетилетия и в други отрасли. Например в строителството хидроразривът служи за укрепване на основи на сгради и конструкции, а в кариерите и мините - за добив на камък или полезни изкопаеми. Във водни сондажи хидроразрив се прави със същата цел, както при нефтени и газови сондажи – увеличаване на притока и дебита. В България технологията се предлага в момента от фирми с цел укрепване на слаби почви за основи чрез инжекционни микропилоти (висящи и опорни), изграждани в режим на хидроразрив и е традиционна за мраморните кариери. Има и други приложения на хидроразрива. В България хидроразрив се практикува при търсенето и проучването на нефт и газ от 70-те до началото на 90-те години на миналия век.

Ако има нещо „ново” при хидроразрива, то е неговото прилагане към сондажи, прокарани в нископропускливи колектори с дълъг хоризонтален участък на ствола, достигащ два и повече километра отклонение от устието. Хоризонталното сондиране обаче също не е новина - хоризонтални сондажи в конвенционални колектори се правят от края на 50-те години, а в нископроницаеми - от 1985 г. Комбинацията хоризонтален сондаж / хидроразрив се прилага при шистите от около 2002 г. Пионер в комбинирането на тези стари технологии при шистите е компанията Devon. Целта на хидроразрива при шистите и при конвенционални колектори е една и съща: да бъдат увеличени притокът, дренираният обем и коефициентът на нефтогазоотдаване.

От горното е ясно, че хидроразривът не е нова технология и не е специфична за шисти, а напълно традиционна за петролната промишленост, за добиващата и строителна промишленост, с над 60-годишна история. Тя масово се прилага из цял свят към всякакви колектори (водо-, газо- и нефтоносни), във вертикални и хоризонтални сондажи. През това време са се сменили три поколения инженери и геолози, а техниката – поне 4-5 пъти. Всеки, който твърди, че хидроразривът е „нова” и „опасна” технология, трябва да се замисли защо 60 години никой не се е сетил за „новите опасности” и едва когато технологията направи достъпни големи ресурси от природен газ, хидроразривът изведнъж става „нов и опасен”.

8. Опасна технология ли е хидроразривът в шисти ?


Опасност има само при авария на сондажа, при която той губи херметичност. Предназначението на сондажа е да осигури херметична връзка между колектора и повърхността. Нехерметичен сондаж просто не може да изпълни ролята си, тъй като поради изтичания не поддържа необходимите налягания и депресии при технологичните операции по сондиране, завършване, предизвикване на приток и добив. Тези операции се извършват по подробен предварителен инженерен проект и при голямо отклонение от проектните параметри операциите се прекратяват до осигуряване на херметичност. Всеки сондаж, при който има каквото и да е изтичане, е авариен и подлежи на ремонт, а ако ремонт е невъзможен - на затваряне и ликвидация. Ликвидацията става чрез изливане на бетон в ствола на сондажа по интервали от забоя до устието.


Херметичността на сондажа по време на сондиране се постига чрез използване на сондажен разтвор с добавки (гъста глина, талаш, орехови черупки, стружки, стъклени микросфери, дървени пелети и др.), които „запечатват” изтичанията към пластовете през ствола, и със спускане на обсадна колона и нейното циментиране. Целта на тези операции е да се гарантира хидродинамична връзка само между колектора и устието на сондажа, без каквито и да било претоци от или към други пластове.

Обсадната колона се състои от няколко вкарани в ствола на сондажа и една в друга дебелостенни стоманени тръби с последователно намаляващ диаметър. Образно казано, обсаденият сондаж представлява една голяма, вкарана в земята обърната телескопична антена на радиоприемник или телевизор. Между външната повърхност на всяка от тръбите и ствола на сондажа (в „задтръбното пространство”) се вкарва под налягане цимент, като след неговото втвърдяване колоните задължително се изпитват на херметичност. Последната обсадна колона е по същество т.н. „експлоатационна колона”, която се спуска от устието на сондажа до няколко десетки метра под продуктивния пласт и се циментира до горе.

В зависимост от предназначението си, се различават няколко вида обсадни тръби: направляваща, кондукторна, технически (междинни) и експлоатационна. Сондирането започва с прокарване на къс, широк ствол близо до повърхността, в който се вкарва и циментира стоманена тръба с голям диаметър (до 75 см на сушата, до 110 см на морски находища) и дължина до 20 метра (направляваща обсадна колона). Предназначението й е да зауства изтичащите от сондажа флуиди при следващите технологични операции и да ги подава към наземното оборудване, а също да пречи на обрушването на ствола.

Следва прокарване на ствол с по-малък диаметър, в който се вкарва кондукторна обсадна колона, плътно прилягаща към направляващата. Предназначението на кондуктора е да изолира сондажа от водоносните слоеве, за да не се допусне тяхното замърсяване със сондажен разтвор, химикали или въглеводороди при добива. Водоносните слоеве са винаги разположени близо до повърхността и затова дължината на кондуктора е до 500-600 метра. Минималната дължина на кондуктора е 150 метра или 10% от планираната дълбочина на сондажа, като се приема по-голямата от тези две дължини. Тази дължина е достатъчна за достигане на твърди пластове, които издържат налягането на промивния разтвор за сондиране и той не може да навлезе в пластовете. След спускането на кондуктора, той се циментира към ствола.

На устието върху кондукторната колона се монтира уред за предотвратяване на изтичания по време на сондирането („превентор”), който издържа на силни удари, сътресения и много високи налягания. След завършване на сондажа, на мястото на превентора се монтира експлоатационната или фонтанната арматура на сондажа. Арматурата се състои от серия кранове, фланци и тръбни връзки, издържащи на силни удари и големи налягания.

Междинни (технически) обсадни колони се спускат, ако при сондирането има загуба на сондажен разтвор при преминаване на плитки порести слоеве, или ако сондата преминава през пластове, които имат склонност към обрушване, или ако пластовото налягане е аномално високо (значително над хидростатичното). Монтирането на междинна колона не е нужно за целите на добива и се извършва, само ако има нужда от защита на сондажа по време на сондирането. Междинните колони се циментират по цялата дължина, включително в забойната зона достигната при сондиране до този момент.

Опашната обсадна колона се отличава от разположенните над нея по това, че не е вътре в другите (макар и да е спусната през тях), а започва от края на по-горната колона и достига до дъното на сондажа. Опашната колона е херметично съврзана с тази над нея, циментира се, и може да бъде ползвана като защитна колона, т.е. вместо междинната.

Експлоатационната обсадна колона е наричана понякога „последна”, „нефтена” или „газова”. Тя свързва директно колектора с повърхността. Тя също защитава другото оборудване, спускано в сондажа през обсадните колони, като например помпени и компресорни тръби и др.

За направа на връзка между експлоатационната обсадна колона и колектора, стените на обсадната тръба се прострелват с пиропатрон. Това са единствените „взривове”, които се правят вътре в сондаж и те имат мощност приблизително колкото ловджийски патрон 12-ти калибър. Възможно е също така оставянето на известна дължина от забоя в най-ниската му част без обсадна колона (”открит сондаж”), но тази практика е рядка поради опасността от обрушвания на ствола. Илюстрация на типична конструкция на сондаж може да бъде видяна тук.

Конструкцията на вертикални и хоризонтални сондажи е принципно една и съща. Тя е предвидена да изключи всякакви изтичания по цялото протежение на сондажа, тъй като дори минимални притоци сериозно пречат на сондирането и добива с обрушвания, загуби на сондажен разтвор и неконтролирани изтичания. Силни изтичания могат да предизвикат големи аварии, включително да разрушат ствола на сондажа, причинявайки сериозни загуби и щети, дори аварийни фонтанни изпускания от устието („аварийни фонтани”). Само една такава авария може да причини загуби от десетки и стотици милиони долари. Поради това фирмите, осъществяващи търсене и добив на нефт и газ, сондиране и други дейности по находищата, са крайно заинтересовани да строят и поддържат сондажите херметични.

Повечето аварии се дължат на лоша циментация, заради която нефт, газ и пластова вода попадат в задтръбното пространство и могат да стигнат през него до по-високо разположени пластове. Наличието на газ в задтръбното пространство лесно се установява с геофизични методи, например каротаж. Авариралите сондажи се спират като се заглушават, т.е. спира се притокът от газ или нефт към ствола на сондажа, извеждат се от експлоатация и се ремонтират чрез повторна циментация и спускане на допълнителни колони. В случай, че авариралите сондажи не могат да се ремонтират, те се ликвидират. Случаите на аварирали сондажи в България досега се броят на пръстите на ръцете, а авариите никога не са водили до сериозни и дълготрайни поражения. Информация за една от малкото сериозни аварии има тук. Вероятната причина е в остарялата и корозирала фонтанна арматура.

От добре построен и намиращ се в изправност сондаж няма изпускания на газ и химикали, нито във водоносни системи, нито в атмосферата – сондажът е херметичен. До момента в България са направени над 1000 дълбоки сондажа за нефт и газ, всеки един от които пресича водоносни зони, без това да доведе до заразяване на подпочвени води и други дълготрайни поражения на околната среда и здравето. Нещо повече, стари сондажи могат да се изолират с циментови тапи („мостове”) от нефтогазовия колектор и да се ползват като вододайни чрез прострелване на колоните на ниво водоносен пласт. Само на нефтеното находище Тюленово са прокарани над 450 сондажа, като много от тях сега се ползват като вододайни за лековита минерална вода, полезна за невралгии и бъбречни заболявания!

Хидроразрив се прави след построяването на сондажа, включително спускането на колоните и тяхната циментация. Най-голямо безпокойство предизвиква възможното замърсяване на подземни води от химикали при хидроразрив, както и евентуалното попадане на въглеводороди във водоносни слоеве след хидроразрив. Тези два риска са от съвършено различно естество и е необходимо да бъдат разгледани поотделно.

Риск от замърсяване с химикали по време на провеждане на хидроразрив.


Хидроразривът е процес, състоящ се от няколко операции в херметичен сондаж след спуснати обсадни колони, като някои от тях се извършват едновременно:

1. Предизвикване на пукнатини в пласта чрез подаване на флуид под високо налягане;
2. Предотвратяване на затварянаето на пукнатините под влияние на пластовото налягане, чрез вкарване в пукнатините на твърд материал;
3. Приемане и обработка на флуидите, изтичащи обратно през сондажа на повърхността;
4. Довършителни работи и пускане на сондажа в експлоатация.

Налягането върху пласта, при което в той се разпуква, зависи от много фактори, но колкото по-дълбоко е разположен пластът, толкова по-високо е необходимото налягане. Конкретните параметри се пресмятат по утвърдена методика преди извършване на хидроразрив и се контролират през цялото време на технологичната операция.

Съотношението между дълбочина и налягане се нарича „градиент на налягането на разпукване” и за шисти е от порядъка на 0.2 атм / метър на малка дълбочина и 0.08 атм /метър на голяма дълбочина. Налягания от порядъка на 120 атмосфери са достатъчни да предизвикат разрив на дълбочина над 1000 метра. За сравнение, газопроводът „Южен Поток” се предвижда с налягания от 95-115 атмосфери на сушата и над 250 атмосфери в морската част, а в Чиренското подземно газохранилище сондажите и компресорите са предвидени да работят при налягане до 180 атмосфери.

Мощността, необходима за хидроразрив, зависи от налягането и обема на подавания флуид и примесения в него твърд материал („пропант”). Като пропант се ползват кварцов пясък, керамични и стъклени микросфери, боксит и други твърди инертни материали, които са съвършено безвредни.

Използваният за хидроразрив флуид е вода, към която се добавят около 0.25% химикали. По-рано е ползвано дизелово гориво, но от 2003 г. практиката е почти изоставена, защото течностите за хидроразрив на база дизелово гориво могат да доведат до сериозни замърсявания при изтичане извън сондажа, в т.ч. с бензен и други аренови въглеводороди. Използваните днес течности за хидроразрив са на водна база не съдържат такива вещества.

Химикалите, които могат да се добавят към течности за хидроразрив на водна база, са най-разнообразни и списъкът им е дълъг – някои източници посочват около 600 наименования. Във всеки конкретен случай обаче се ползват само до около 10-12 от тези химикали, а не всичките 600!

Целта на добавяне на химикали е намаляване на вискозитета и триенето, предотвратяване на утайки, корозия, отлагането котлен камък и размножаването на бактерии. Конкретната рецептура подлежи на обявяване. Информация за съставките на ползваните днес течности съответно има по сайтовете на фирмите, извършващи хидроразрив или доставящи течности за него, и може да бъде лесно намерена. Типични съставки са соли (включително натриев хлорид -готварска сол), алкиламини (ползвани също в лекарства и бои), малки количества солна киселина, боракс, урея (карбамид), модифицирани растителни смоли (гуар), полимеризирани гуар и целулоза. Много от тези съставки се ползват в медицината и в храни, други – в бита като миещи и почистващи средства, а трети – като торове. Някои от най-новите модификации на течности за хидроразрив съдържат само съставки, ползвани в храни, и такива течности за хидроразрив могат буквално да бъдат пити!

В светлината на тези факти явно лъжливи са твърденията, че при хидроразрив в разтворите се ползвали големи количества извънредно опасни химикали, които неизбежно водели до огромни замърсявания на водоносни пластове, питейна вода, превръщали терена в пустиня и т.н. Всяка година в света се правят десетки и стотици хиляди хидроразриви, без никъде да има такива апокалиптични последствия.

При хидроразрив посоката на разпространение пукнатините е хоризонтална на неголяма дълбочина и вертикална на по-големи дълбочини независимо от вида сондаж (хоризонтален или вертикален). В хоризонтални сондажи в шисти, поради дълбочината на която се правят, пукнатините винаги се разпространяват вертикално. Азимутът и дължината им зависят от тектоничния стрес, механичните и петрофизическите свойства на пласта, използвания градиент на налягането, свойствата на ползвания при операцията флуид и др. и варира от няколко до стотици метри.

Всички параметри, необходими за изчисляване на дължината на пукнатините, се определят преди провеждане на хидроразрив и се ползват за съставяне на работен проект на операцията. Целта е пукнатините да не са повече на брой и по-големи, отколкото е нужно, и да не излизат извън газоносния колектор, тъй като излишно големи, дълги и много на брой пукнатини рязко (в пъти) оскъпяват операцията. Съответно преди провеждане на хидроразрив се прави характеристика на колектора, математически модел на хидроразрива и предварителна диагностика на сондажа, а след провеждането му – анализ на резултатите. Изтичане на каквито и да е флуиди извън колектора може да има само при явни грешки в проекта и груби нарушения на технологичния режим при провеждане на хидроразрив. Дори и в този случай обаче, изтичанията са в зони непосредствено до колектора, далеч от водоносни зони, които са винаги разположени на много по-малка дълбочина. До средата на 2010 г. Агенцията за опазване на околната среда в САЩ не е намерила доказателства, че при провеждането на хидроразрив е била замърсена вода, макар че тази хипотеза продължава да бъде изследвана.

Разпространението на пукнатините се следи по време на самата операция чрез геофизични методи, например с помощта на т.нар. „микросеизмика”. Противно на някои лаишки схващания, тази „сеизмика” няма нищо общо с взривове и земетресения. Тя е акустичен (звуков) метод на съставяне на двумерен или тримерен образ на земните недра, при който в самия сондаж или в сондажи близо до него са поставят микрофони, приемащи звука от разпукването. Микросеизмичният метод при хидроразрив е патентован още през 1973 г. Сигналът от микрофоните се записва в паметта на компютри, анализира се и се визуализира с програмни пакети, които позволяват на оператора да следи как „върви” пукнатината непосредствено в хода на хидроразрива. След провеждането му, тази информация се използва за оценка на дренажната зона и други параметри, необходми по време на добива на газ и за планиране на нови производствени операции. Същият метод се използва и при сондирането, с цел стволът на сондажа да остава през цялото време в границите на колектора, както и за определяне на разположението на пластовете и съставяне на геоложки модели. Описание на прилагането на този метод могат да бъдат видяни в различни източници, наред с математическия апарат, прилаган при микросеизмика.

„Сеизмика” се прави и на повърхността, при което източник на звук са неголеми взривни устройства (колкото 200-400 г. тротилова шашка) или специални машини, наречени „сеизмовибратори”. Отразеният звук („ехото”) от тези източници се приема от геофони и обработва по същия начин, както при микросеизмиката. До днес в България са направени повече от 40000 км. такива „сеизмични профили”. В последните 10-15 г. тенденцията е като източник на звук да се ползват сеизмовибратори, а не взривове. Как изглеждат такива машини и апаратурата за записване на данни, анализ и визуализация на „сеизмика” в България може да се види тук.

Дотук е ясно, че рискът за изтичане на химикали извън колектора при самото провеждане на хидроразрив е минимален и може да съществува само при пълна инженерна неграмотност, а рискът от попадането на опасни химикали във водоносни зони, които са разположени винаги на стотици и хиляди метри над колектора, е направо нищожен. Химикали от подножието на Витоша били попадали през изкуствени пукнатини на Черни връх, в подножието на който извира Струма. Попадали, ама надали... Да оставим настрана и факта, че съвременните течности за хидроразрив ползват почти изключително само неопасни химикали.

Агенцията за опазване на околната среда на САЩ през 2004 г. излиза със становище, че при хидроразрив във въглищни пластове рискът от замърсяване на водоносни пластове или питейна вода е минимален или несъществуващ. Причината за ограничаване на изследването до добив на метан чрез хидроразрив на въглищни пластове е в това, че такива пластове са много по-близо до повърхността, отколкото нефтени и газови шисти, т.е. ако има опасност, тя е най-голяма именно при въглищните пластове.

В отговор на запитвания и нарастнали безпокойства за безопосността на технологията, през 2010 г. Конгресът на САЩ дава задание за ново проучване на вероятноста от замърсяване на води при извършване на хидроразрив. Проучването в момента е в ход и трябва да приключи през 2012 г. Още отсега е ясно обаче, че главният риск от замърсяване при хидроразрив не е от съдържащите се в използваната течност химикали, а от така наречения „обратен приток”.

Риск от замърсяване с химикали след хидроразрив.


След предизвикването на пукнатини и вкарването на пропанти, земните пластове „улягат” и изтласкват част от използвания разтвор обратно на повърхността през сондажа. Разтворът е в контакт с пластова вода и въглеводороди, поради което може да поеме от тях замърсяващи вещества – въглеводороди, соли, твърди частици, метали и др.


Количеството на върнатия разтвор е 10-40% от инжектираното, а времето, през което има обратно изтичане, е до две-три седмици след провеждането на хидроразрив. За избягване на замърсяване на почвата, върнатият разтвор трябва да бъде държан в басейни, чиито дъно и стени са изолирани с гумено или полимерно фолио, или в затворени метални резервоари. Последните са за предпочитане, тъй като и по време на добив има неголям приток на пластова вода, която също трябва да не бъде разливана по почвата или в реки, а пречистена или вкарана обратно в пласта.

Върнатият разтвор може да бъде ползван повторно за хидроразрив в същия или друг сондаж, като така се минимализира потребността от свеж разтвор. При приключване на операциите по хидроразрив, оставащото количество ползван разтвор трябва да бъде извозено до пречиствателна станция или съхранено в централната база за ползване в бъдеще. Сондажната площадка подлежи на рекултивация, включително басейна за ползван разтвор.

Едно от най-любимите твърдения на противниците на хидроразрива е, че върнатият разтвор и пластовите води съдържат канцерогенни и радиоактивни вещества в опасни концентрации, и че тези вещества се разсейват из почвата и водите, предизвиквайки повсеместни и масови недъзи и заболявания. В повечето случаи тези противници не уточняват за какви именно карциногени става въпрос. Всъщност това са главно аренови въглеводороди (бензен, толуен, ксилен ) наричани още „ароматни въглеводороди”. Тези вещества се ползват като високооктанов компонент на бензините, за разтворители и др. Те наистина могат да се съдържат в находището, но може и да липсват, а ако находището е от сух или почти сух газ, отсъствуват. Когато ги има, тяхната концентрация варира от стотни от процента до няколко десетки процента от течните въглеводороди. В газове обикновено или напълно липсват, или има само следи от тях.

Колко точно аренови въглеводороди има във върнатите сондажни течности и разтвор за хидроразрив зависи от най-различни фактори (температура, налягане, наличие на други вещества в течностите и газовете и проч.). При всички случаи, когато концентрацията им надхвърля определени граници (а това се установява с анализи още по време на сондирането), европейските нормативи и българските закони забраняват не само изпускането им в околната среда, но и всякакъв контакт по време на прозиводствените операции. Ако ги има (далеч не винаги е така!), те се отстраняват в наземните съоръжения, а след приключване на строителството на сондажа – в пречиствателните станции, по същия начин, както се премахват от отпадни битови води.

Всеки, който зарежда гориво на бензиностанция или борави с отработени масла, рискува да бъде „поразен” от аренови въглеводороди многократно повече, отколкото от сондажни и хидроразривни разтвори. Допустимото съдържание на ароматни в бензина по европейския стандарт е 35%, а в дизеловото гориво – 8%, докато при върнатите водни сондажни и хидроразривни разтвори обикновено има само следи (стотни или хилядни части от процента) от такива вещества.

Рафинерията в Бургас произвежда десетки хиляди тонове чист бензен и толуен годишно. В Софийското поле се въргалят от десетки години ръждиви цистерни с бензен, останали без стопанин след фалита на Кремиковци, от които изтичанията дори никой не следи. Само в гр. Бургас емисиите на бензен само във въздуха са над 240 тона годишно, от които над 40 тона от битово отопление! Технологията на пречистването може да бъде намерена тук.

За сравнение, емисиите на аренови от Чиренското подземно газохранилище са от порядъка на 0.3 тона годишно в момента, като след достигане на пълния му проектен капацитет те могат да се увеличат до около 5,5 тона годишно, или седем пъти по-малко отколкото само бензеновите емисии в битовия сектор в Бургас и около 45 пъти по-малко от общите емисии на бензен там! И още: ареновите емисии от добива на газ лесно могат да се сведат почти до нула чрез монтиране на пещ за изгарянето им.

Добивът на шистов газ не може да стане причина за емисии на аренови карциногени, които да са съпоставими дори с количествата, емитирани само от битовото отопление на един български град! Емисиите на канцерогенни вещества от нефтобази, бензиностанции и автомобили в страната са десетки, стотици пъти по-големи от очакваните при добив на шистов газ!

Много се спекулира и с възможното съдържание на радиоактивни вещества във върнатите сондажни течности и разтвор за хидроразрив при добив на шистов газ. Както и при твърденията за карценогени, тази спекулации не са подкрепени с никакви данни за това, за какви радиоактивни вещества и в какви концентрации става въпрос. Всъщност става дума за микроскопични количества естествено срещащи се радиоктивни вещества (обикновено радон), в концентрации типични за минерална вода, ползвана за лечение на нервни, диабетни, ендокриннообменни и други заболявания. Може пък и на противниците на шистовия газ да им помогне една такава „опасна” баня...

По нормите на европейското и българското законодателство, изтичания от сондажи при добив не се допускат не само при добив на нефт и газ, но и на други полезни изкопаеми. Аварийни разливи обаче са ставали. Огромната част от станалите аварийни разливи на сондажни разтвори и течности в България не са при нефтогазодобив, а при добив на уран, и именно при такива аварии е пръсната из околната среда най-много радиоактивност. Причините за тези разливи почти винаги са груби нарушения на технологията и дисциплината, а много по-рядко – технологични обстоятелства. Разливите са обикновено локални и последствията им се ликвидират лесно чрез неутрализация, риголване и изгребване на замърсената почва.

Накратко, обратно изтичащият разтвор за хидроразрив е най-сериозният възможен източник на замърсяване на почви и води при добив на шистов газ. При все това, опасностите не само са много малки, но и могат да бъдат изцяло избягнати с прилагане на прости и евтини технически решения и елементарно спазване на технологичната дисциплина.

9. Огромни ли са количествата вода които, се ползват при хидроразрив? Ако го допуснем в България, май оставаме без вода за поливане, че и за пиене? Пресъхна ни житницата и отиде цялото селско стопанство?


Митът, че добивът на шистов газ изисква огромни количества чиста вода, е още един от серията „хващай куфарите, че гарата замина”. Действително, в един сондаж за сондиране и хидроразрив са нужни около 15000 куб. м вода. Дали това е „много” или „малко” може да се види само в съпоставка с данни за потреблението на вода за други цели.


Първо, ползваната за хидроразрив вода не е питейна, а техническа. Тя може да бъде взета от кой да е водоем, поток или река, даже от канали за отпадни води. Тя е годна за употреба при хидроразрив или директно, или след отделяне на по-едри частици чрез груба филтрация или утаяване в басейн.

Второ, за хидроразрив на 60 сондажа годишно, колокото може да се очаква да бъде броят им в България, необходимото количество е около 1 млн. куб. м. За сравнение, завиреният обем само на един язовир в Североизточна България (Камчия) е 228,8 млн куб м, или ако се ползва вода за хидроразрив само от този язовир, тя би била 0.4% от обема му. Подобна е съпоставката с яз. Тича, който има полезен обем 271,8 млн. куб. м, яз. Цонево (308 млн. куб. м) и т.н. За хидроразрив ще са нужни едва около 0.12% от полезния обем на язовирите, разположени в басейна на р. Камчия, а тук дори не отчитаме оттока на реката и нейните притоци, който не се ползва за завиряване! Да оставим настрана и наличието на други водоизточници (други реки, микроязовири, водни сондажи, кладенци, събрана дъждовна вода).

По най-нови данни, България разполага с ресурс от прясна вода от 71 млрд. куб. м вода годишно, като на човек се падат средно над 9000 куб м, а в дългосрочен план – около 5000 куб. м годишно. Водата, нужна за хидроразрив на всичките очаквани 60 шистови сондажа годишно, е колкото за 150-200 души, или 0.0025% от общия ресурс! Страната губи до 60% от питейната вода поради течове в остарелите водопроводи – два процента от това прахосано количество ще стигне за всякакви сондажни дейности, свързани с шистовия газ! Даже ако за избягване на рискове се ползва не техническа вода, а питейна, за хидроразрив ще е нужна нищожна част от наличния ресурс питейна вода – около 1.5%! Отделни хотели по Черноморието вероятно ползват повече вода отколкото ще бъде нужна за хидроразрив...

Истинските източници на замърсяване на водите в България са неконтролираното ползване на торове, безразборното изхвърляне на канални води, промишлени дейности, нерегламентираните сметища от които денонощно сълзят всякакви отрови. Вместо да размахват плашилото на хидроразрива при шистовия газ, неговите противници поне един канал за фекални води по Черноморието да вкарат в пречиствателна станция, по-голяма полза ще има.

10. Гледах ме филма Gasland и се втрещихме! Водата гори! Във Франция забраниха хидроразрива!


Тук вече сме хванати натясно. Колебаем се между два отговора: „Гледай филма докато изтрещиш” и „Луд умора няма”. Ще се въздържим от коментар на филма, защото от наше гледище там няма какво да почерпим и за какво да спорим. Авторът (същият режисьор, сценарист, оператор и всичко останало) не привежда никакви научни данни и доводи. Във филма няма системни наблюдения, статистика, сведения за методики или технологии описани с материя, с която боравят инженери и учени – повторяеми опити, формули, уравнения, логични изводи на база доказани факти. Единствено безспорно е, че във водата в някои случаи има метан. Там обаче той може да попадне по много начини, включително от естествени източници.


Логиката на филма е „стана след сондиране, значи причината е в сондирането”. То и луната често изгрява, след като някой пие една бира, но... Може би точно заради тази логика филмът толкова се харесва на всички, които изпадат в истерия, като чуят за шистов газ. Филмът е лично мнение на пряко заинтересован човек, който не желае в близост до неговия дом да има дори временно сондиране и други дейности, които могат да го безпокоят, но мнението му не е подкрепено с доказателства. Филмът съдържа и много неверни твърдения.

Що се отнася до забраната за прилагане на хидроразрив във Франция, която също е любим довод на противниците на тази технология, то кой знае защо те не казват, че решението е чисто политическо, а не почиващо на случаи на замърсяване (каквито няма), и че е взето в навечерието на президентските избори във Франци. Противниците на шистовия газ никога не казват, че забрана няма в останалите 26 страни, които членуват в Европейския съюз, и че в момента вървят проучвания в над десет от тях. Забрана няма и в Русия и другите държави от разпадналия се Съюз, нито изобщо в коя да е друга държава по света. На местно равнище има няколко обявени временни мораториуми в отделни райони на Канада, Австралия, САЩ и няколко други страни, с цел изясняване на рисковете и осъществянане на безопасен добив. Като ги изяснят, сигурно ще махнат мораториума.

Десет неща, които трябва да знаем за шистовия газ. (2)

1. Що е „шистов газ”? Различава ли се той от „природния газ”? Опасен ли е за здравето?


По начин на образуванe, състав, технологии на търсене, проучване и добив, предпазарна подготовка, транспортиране и реализация шистовият газ е идентичен на природния газ: той е метан, най-простият въглеводород от реда на алканите. В пластови условия метанът може да е примесен с вода, други въглеводороди (газове и течности), невъглеводородни газове (азот, въглероден диоксид, благородни газове, малки количства сяроводород). В такива случаи може да се наложи предварителна подготовка на газа, за да стане годен за транспортиране през тръбопроводи и употреба. Тази подготовка се извършва на самото находище в сепаратори, дехидратори и други наземни инсталации, монтирани на работна площадка. Повечето отделяни вещества имат полезна употреба (напр. лек бензин, пропан-бутан, благородни газове, сяра от сероводорода ) или са безвредни (азот и проч.). Ако има компоненти, които не могат да бъдат оползотворени или са вредни за околната среда, те се изгарят или връщат обратно в пласта (въглероден диоксид, пластова вода). Във вида, в който се продава на пазара, газът се състои предимно от метан, примесен с малки количества по-тежки въглеводороди (етан, пропан, бутан). Съдържанието на метан е обикновено над 96%, това на етан – до няколко процента, а от по-тежки въглеводороди има само следи.



Метанът е неотровен, безвреден газ без цвят и миризма. Той е по-лек от въздуха и в атмосферата се разсейва към високите слоеве, където до две-три седмици се окислява до вода и въглероден диоксид. Около 30% от метановите емисии в атмосферата са от естествени източници, например гниене в блата. По-голямата част от метановите емисии, предизвикани от човека, са от дейности, несвързани с енергетиката (около 51% от общото количество), като животновъдство, сметища, биогорива и проч. Всички дейности, свързани с изкопаеми видове енергоносители (не само природен газ), предизвикват около 19% от общото количество глобални емисии на метан. Емисиите от добив, преработка, транспорт и употреба на природен газ са едва около 1.5% от емисиите на парникови газове.


Непосредствен риск при добив, траспортиране и ползване на метан има само при неконтролирано изпускане, особено в затворени и непроветриви помещения. Този риск е от случайно възпламеняване. Метанът гори само ако концентрацията на газ във въздуха е в тесни граници близо до т.нар. „стехиометрично съотношение” (17.19 кг въздух на 1 кг метан). Тъй като метанът няма цвят и миризма, за лесно усещане на случайни изтичания той се одорира чрез добавяне на малки количества вещества със силна неприятна миризма. Тъкмо защото е безвреден и безопасен, метан се ползва широко в бита и транспорта още от 19-ти век, включително в България от 60-те години на ХХ в.

2. Ако шистовият газ е идентичен на конвенционалния природен газ, защо го наричат иначе?


В петролната индустрия се използва специална терминология за класификация на ресурсите в зависимост от геоложките и технико-икономически свойства на залежите от въглеводороди, а не от свойствата на самите въглеводороди, които са едни и същи навсякъде. „Конвенционалният” газ е в залежи, откъдето може да бъде добит с прилагане на сравнително малко технологични операции, а „неконвенционалният” – в залежи, изискващи допълнителни операции за предизвикване на достатъчен приток на газ от сондажа. Тези допълнителни операции се наричат интензификация на нефтогазодобива и се прилагат и към конвенционални находища, във всички случаи, когато е нужно да се постигне по-висок дебит и да се извлече повече нефт и газ от един сондаж.


Допълнителни технологични операции се прилагат към най-различни неконвенционални залежи: в нешистови колектори с ниска проницаемост (например плътни пясъчници, карбонатни скали, доломити), залежи в пластове въглища и залежи в шисти. В България още преди 35-40 години са установени находища на неконвенцианален газ и от трите му основни вида (в шисти, в други видове скали с ниска проницаемост и във въглищни пластове). Някои неконвенционални находища на газ са вече проучвани или се проучват в момента (напр. Добруджанското въглищно находище, Етрополските шисти), но досега от тях няма промишлен добив на газ.

Конвенционални находища на газ са открити на много места в Северна България, като промишлен добив има от находищата Старо Оряхово (изчерпано), Деветаки (изчерпано), Чирен (изчерпано и превърнато в подземен склад за газ), Галата (в морето, изчерпано), две малки находища край Каварна (в морето, добива се в момента) и Българево (добива се). Газ в малки (непромишлени) количества е добиван или се добива от конвенционални залежи край Бутан, Девенци и на други места, а също като попътен газ от нефтени находища (Тюленово, Бърдарски геран и др.).

Пак по същата логика (разлики в свойствата на залежите) различават „попътен” и „неасоцииран” газ, „сух” и „мокър” газ, „свободен” и „разтворен” газ и др. Попътен газ се добива заедно с течни въглеводороди (нефт) от един и същи сондаж, а неасоцииран е газ, който се добива самостоятелно. Сухият газ при добив почти не съдържа други въглеводороди освен метан, т.е. в него няма вещества, които при нормално налягане (760 мм Hg) и температура (15-20 оС) са течности, а мокрият – напротив, поради което трябва да бъде „изсушен” чрез отделяне на течностите в сепаратори и дехидратори преди подаването към тръбопровод. Свободният газ е в състояние на газ в пластови условия, а разтвореният е вътре в течностите в залежа, подобно на газирани напитки преди отварянето на бутилката.

Всички тези термини, включително терминът „шистов газ”, отразяват особеностите на залежите от газ, а не на самия газ или на технологичните процеси. Прилаганите към шистовия газ технологии са същите, както към други видове залежи от нефт и газ.


3. Оценява се, че има над 300 милиарда кубически метра шистов газ само край Нови Пазар. Вярно ли е?


Между „ресурси” и „запаси” от газ има голяма разлика. Става въпрос за термини, използвани в петролната промишленост. „Общ първоначален геоложки ресурс” е цялото количество газ, което с макар и минимална степен на вероятност може да се намира някъде в земните недра на дадена площ. Първоначалният геоложки ресурс включва „ресурси” и „запаси”, като всяка от тези категории се подразделя на още няколко вида в зависимост от (а) степента на достоверност за съществуването им, (б) наличето на технология за добив и (в) икономическата изгода от добива.


Ясно е, че само малка част от първоначалните геоложки ресурси ще бъде открита, а от този открит ресурс само малка част ще се окаже запас, подлежащ на разработване с икономическа изгода. В категорията „доказани запаси” се включват само тези, които отговарят на три критерия: съществуването им е безспорно, могат да бъдат извлечени със съществуваща технология и добивът им е икономически изгоден.

За класификация на ресурсите най-разпространената методология е тази на Обществото на петролните инженери (Society of Petroleum Engineers, SPE), която е приета и от Световния петролен съвет (World Petroleum Council, WPC) и Американската асоциация на петролните геолози (American Association of Petroleum Geologists, AAPG). И трите организации са международни, включително AAPG. В тях членуват български специалисти, като например Българското геологическо дружество е асоцииран член на AAPG. Методиката за оценка на ресурсите на SPE/WPC/AAPG е илюстрирана от Фиг. 1.


От Обединените Нации е разработена методология, която е принципно близка до тази на SPE/WPC/AAPG, но дефинира категориите ресурси и запаси по друг начин. Тази методология още не е окончателно приета и продължава да бъде уточнявана.

В бившия Съветски съюз и доскоро в България се използваше методология, принципно различна от горните две, при която ресурсите и запасите се класифицират в четири групи (A, B, C, D) с използване предимно на технически критерии. Тази методология продължава да се .
прилага в Русия в модифициран вид, но във всички други страни практиката е ресурсите и запасите да се пресмятат по методиката на SPE/WPC/AAPG.

Поради различията в принципите и в дефинициите, прилагани при тези три методологии, не съществува точен начин за привеждане на оценките за количества газ, направени по дадена методология, към оценките, направени по друга. Всичко това означава, че данни за количества газ са безсмислени, ако не се посочва по коя методология е изготвена оценката и за коя категория ресурс или запас става дума, т.е. на кой етап се намира проектът и с каква степен на достоверност са оценени количествата.

Разликата между „открити” и „неоткрити” ресурси е в това, че при откритите има поне един сондаж, от който е получен макар и минимален приток на газ, т.е. има т.нар. „геоложко откритие”. Самият факт, че има геоложко откритие, не означава, че има запаси, подлежащи на разработка. Първо, запасите трябва да са над определен обем и да са уточнени с голяма степен на достоверност. Второ, трябва да има технология, с която да бъдат добити. Трето, дебитът на сондажа трябва да е достатъчно голям първоначално и да не спада прекалено бързо, за да осигури продажби в обем, необходим да оправдае вече направените и бъдещите капитални и експлоатационни разходи, т.е. да има печалба от разработването неа находището. В конкретния случай за шистовия газ в България може само да се каже, че става въпрос за перспективен геоложки ресурс, който тепърва трябва да бъде открит и проучен, за да се стигне до оценка на запаси.

4. Колко земя е нужна за добив на шистов газ? Казват, че можел да се добива само в слабо населени райони и пустини, защото сондажите били много нагъсто и се унищожава земеделска земя, ставало като лунен пейзаж?


Дори с най-добрата технология не е възможно извличането на цялото количество открит газ от даден залеж. Освен това, когато дебитът спадне под определена граница, по-нататъшният добив е неизгоден и сондажът бива изоставен и ликвидиран. Съотношението между общо добития газ и открития ресурс се нарича „коефициент на крайно газоотдаване”, а количеството газ, което може да бъде добито с изгода от даден сондаж – общ краен добив (EUR, от англ. estimated ultimate recovery). Коефициентът на крайно газоотдаване обикновено има стойност от порядъка на 0.8-0.9 (80-90%) за конвенционални газови находища и малко по-ниска при неконвенционални. Газоотдаването до момента на прекратяване на добива силно се колебае в зависимост от свойствата на залежа и може да е от под 20 до над 90 процента.


Профилът на дебита, коефициентът на извличане и някои други фактори са свързани с големината на „зоната на дрениране”, т.е. с обема от земните недра, от който има приток към даден сондаж. От големината на дренажа и EUR зависи колко нагъсто са разположени сондажите. Всички тези показатели зависят от петрофизическите свойства на пласта, свойствата на въглеводородите, начина на разработване и др. При други еднакви условия, колкото по-голяма е дренажната зона и колкото по-висок и устойчив е дебитът, толкова по-добри ще са икономическите показатели, т.е. находището ще е по-изгодно за разработване. Съответно фирмите се стремят да намалят броя на площадките и размерите на ползваните площи, защото така постигат по-големи печалби.


Площта на дрениране на шистови сондажи е от 40 до 320 акра (160 до 1280 декара) на сондаж в зависимост от свойствата на пласта, или средно един шистов сондаж дренира около 700 декара. От една площадка могат да се прокарат в различни посоки над 20 наклонено-хоризонтални сондажа, които образуват под земята обърнат „храст”. Съответно от едно устие на сондажен „храст” могат да се дренират над 14 км2. Това е и „гъстотата” на сондажите за шистов газ на повърхността.


Сондажната площадка за „храст” заема около 10 декара, а един сондаж се прокарва за около месец, т.е. сондажната площадка от около 10 декара е постоянно заета за период от една-две години. След приключване на сондирането и рекултивация на площадката около устието остава малка оградена защитна зона от около 100 кв. метра. Няколко заустени „храста” се свързват с подземни газопроводи към пункт за подготовка на газа (площадка с наземни съоръжения), която заема площ от около 50-60 декара. Необходима е и база за обслужване на техниката, приемане и неутрализация на отпадни материали и др., с площ около 100 декара. Такава база в момента съществува край Долни Дъбник.

Последният фактор, който трябва да бъде взет предвид за да отговорим на въпроса „колко земя е нужна”, е общият брой сондажи, нужен за постигане на даден добив. Да речем, че бъдат доказани достатъчно запаси на шистов газ и България реши изцяло да се снабдява сама с газ. В момента страната потребява под 3 милиарда куб. м газ годишно. Ако шистите в България се окажат близки по свойствата си на тези в газоносния басейн Марселъс (Marcellus) в САЩ и сондажите са с подобна крива на намаляване на дебита, то за пълно покриване на търсенето на газ в България от собствен добив ще е необходим фонд от около 560 експлоатационни сондажа, като през първите пет години ще е необходимо да бъдат прокарани около 300 сондажа. През следващите години ще е нужно да се поддържа същия темп на сондиране (по около 60 сондажа годишно), за да може да бъдат заменени изтощените сондажи с нови.

За ежегодно прокарване на такъв брой сондажи са нужни шест сонди. Това означава, че постоянно заети ще са 6 (шест) сондажни площадки на общо 60 (шестдесет) декара, три-четири площадки за наземни съоръжения (общо 150-240 декара) и една централна производствена база (около 100 декара), или всичко около 400 декара. Заустванията на „храстите” биха заели още 5-10 декара. Прието със завишение до 500 декара, това означава, че за пълно снабдяване на България със собствен газ вероятно ще бъдат постоянно ползвани само около 0.012% от площта на концесията за шистов газ, предоставена в Североизточна България! Концесията е 3.8% от територията на страната, или при успех на проучвателните работи в тази концесия за шистов газ, България би могла да удовлетвори нуждите си от природен газ, като ползва 0.00046% от територията си!

Оттук става ясно абсурдността на твърденията, че сондите били много нагъсто, добивът на шистов газ заемал „много” земя, бил подходящ само за слабонаселени райони, щял да унищожи земеделието в Добруджа и цяла Северна България, която щяла да стане лунен пейзаж и други подобни свободни съчинения. Да оставим настрана факта, че повечето разработени находища на шистов газ по света досега са в места, които са по-гъсто населени от Северна България, като например гр. Далас, гр. Форт Уърт и много райони в Мичиган, Охайо, Пенсилвания и т.н. В момента се проучва шистов газ поне в десетина европейски държави, които също са много по-гъсто населени и с по-развито земеделие от България (Полша, Унгария, Великобритания, Германия, Румъния и др.).
Тази снимка илюстрира в какви „пустинни” и „ненаселени” райони се добива газ!

Заетите площи при газодобив от шисти не са много различни от тези при конвенционален добив. Така например, на Чиренското находище, което в момента се използва като подземен склад за газ, има около 40 сондажа, от които около 25 работещи, свързани към една централна площадка с площ от 65 декара. Цялото находище е с размери около 12,5 х 7.5 километра, или приблизително 94 кв. км, от които наземните съоръжения (заустени сондажи и централна площадка) заемат общо около 70 декара (0.07 кв км). Заетата площ с цел газодобив от находището е 0.075% от неговата площ!

5. Големите не се интересуват от малките като нас. Защо се дава предпочитание на големи фирми при сключване на концесионни договори за шистов газ? Те си гледат само техния интерес, къде е нашият?


Знанията за количествата шистовия газ и възможния добив в България са недостатъчни. Определянето на първоначалния дебит, кривата на спадане на дебита, коефициента на газоотдаване и други ключови параметри става едва след получаване на приток чрез изпробване на сондажите, съпоставяне на получените резултати с други данни и изготвяне на достоверен геоложки и хидродинамичен модел на сондажите и находището. Тези дейности са същината на проучването на залежите. Това е и начинът, по който се определят точните запаси в находището, броят на необходимите сондажи и др., които служат за икономически анализи и вземането на евентуално решение за промишлено разработване.


Етапите на проекта преди вземане на решение за промишлен добив или изоставяне на начинанието, т.е. процесът на идентификация на перспективен залеж, залагане и прокарване на търсещи сондажи и тяхната оценка, трае 2-3 и повече години и в предоставените разрешения и сключени договори се нарича „период на търсене и проучване”. През този период фирмата-титуляр на разрешението за търсене и проучване е длъжна да направи определени капитални разходи, да прокара и оцени поне един търсещ сондаж. Тези работи са част от т.нар. „минимална работна програма”. В случай, че тя не бъде изпълнена, концесионерът губи правата си. В случай, че фирмата не обяви търговско откритие в рамките на проучвателния период, нейните права се прекратяват с изтичането му. По тъкъв начин, всички рискове и разноски по време на периода на проучване се носят от титуляра на разрешението за търсене и проучване.

Ако през периода на търсене и проучване се стигне до геоложко откритие и допълнителните работи по изпробването, моделирането и оценяването на залежа покажат, че разработването му е икономически оправдано, фирмата може (но не е длъжна) да обяви „търговско откритие”. Обявяването на търговско откритие е съпроводено с обявяване на доказаните запаси, т.е. именно това е моментът, в който става ясно колко газ реално може да бъде добит, с разбивка във времето. По условията на повечето концесионни договори в практиката на световната петролната индустрия, с обявяването на търговско откритие фирмата се задължава да разработи откритите залежи в определен срок, а ако не го направи, също губи правата си върху находището.

При прекратяване на правата на концесионера, независимо от причината, всички активи в резултат от дейността ( напр. прокарани сондажи, наземни съоръжения, резултати от обработване и интерпретиране на информация) стават собственост на българската държава. Самата информация е винаги собственост на държавата и концесионерът няма право да я разгласява или да търгува с нея.

Комисията за ценни книжа на САЩ (U.S. Securities and Exchange Commission, SEC) изисква от фирми, чиито книжа се търгуват борсово, да обявяват запаси като „доказани” по методиката на SPE само ако са осигурили в бюджета си за капитални разходи средства за разработване на находищата. По тази причина, за България е изгодно да дава концесионни права на големи фирми, които са регулирани от SEC. Първо, те имат ресурс да изпълнят изцяло за своя сметка и риск работната програма през проучвателния период. Второ, със самото обявяване на търговско откритие, такива фирми потвърждават наличието на финансов ресурс за разработването на находищата и намерението си да пристъпят към добив. Така се избягват случаи, когато концесионерът няма ресурс за усвояване на находището или нарочно бави разработката му, като с години „лежи” върху него без полза.

Почти всички големи петролни фирми от Европа, Северна Америка и Австралия имат книжа, търгувани по правилата на SEC. Обявяването на запаси пред SEC става с т.нар. „формуляр 10К”. Пример за фирма, обявила наскоро дейност в петролната промишленост в България по този ред, може да бъде намерен тук. Фирмата посочва, че извършва частично изпробване на сондаж в находище Девенци и има геоложко откритие на ресурс в Етрополските шисти, признато от българското правителство, но не разполага с доказани запаси от газ в страната. В документа са посочени и предстоящите дейности по проучвателната работна програма на този концесионер.

Десет неща, които трябва да знаем за шистовия газ (1)

ТЕХНОЛОГИИ, ИКОНОМИКА, МИТОВЕ, РЕАЛНОСТ

Христо Казанджиев, доц. д-р Радослав Наков, Бойко Ницов,д -р Румен Огнянов, Васил Филипов.

Откак стана ясно, че в България има вероятност да бъдат доказани и евентуално разработени запаси от шистов газ, около темата се изви буквално буря от обсъждания, публикации и коментари. За съжаление, голяма част от изказваните мнения са явно неточни или злонамерено неверни. Пример за неточна информация или злонамерена дезинформация може да бъде намерен тук или тук. Намират се и доста коктейли от истини, полуистини и неистини, в които е пусната като маслинка снимка на неизвестно къде намиращо се находище на нещо.

Потърсихме лесно достъпна точна публична информация на български език за естеството на шистовия газ, свързаните с него технологии, икономическите и други аспекти на търсенето, добива и реализацията му, но не намерихме нищо системно следващо фактите2, въпреки огромната вълна от всякакви писания. Опитваме се да отстраним тази липса. Местата в мрежата, към които в текста има хипервръзки, са посетени до 15 септември 2011 г. -добрият начин за намиране на отговор на безпокойствата, свързани с темата „шистов газ”, е пълната прозрачност и предоставянето на точна, аргументирана, подкрепена с научни методи и анализи информация, позволяваща да се стигне до правилни решения. Което именно желаем за България. А на всички наши читатели – здраве, успех и добро настроение.

Според нас най-добрият начин за намиране на отговор на безпокойствата, свързани с темата „шистов газ”, е пълната прозрачност и предоставянето на точна, аргументирана, подкрепена с научни методи и анализи информация, позволяваща да се стигне до правилни решения. Което именно желаем за България. А на всички наши читатели – здраве, успех и добро настроение.

Авторите



Христо Казанджиев е инженер-геолог по търсене и проучване на нефт и газ, бивш директор “Енергийни ресурси” в МИЕ, по-късно в МИЕТ.

Доц. д-р Радослав Наков е геолог, зам. директор на Геологическият институт при БАН.

Бойко Ницов е икономист в областта на добива и траспортирането на нефт и газ. От 1995 до 2001 г. работи в Центъра по енергетика „Саркейс” в Оклахома, от 2001 до 2009 г. е главен експерт по инвестициите в Секретариата на Енергийната харта в Брюксел, от 2009 г. досега е директор на енергийните програми в Евразия на Атлантическия съвет.

Д-р Румен Огнянов е петролен геолог.

Васил Филипов е енергиен експерт, бивш директор на “Булгаргаз” ЕАД. Мненията, изказани от авторите, са лично техни и с нищо не обвързват други лица и институции.



..............................................................................................................................................


РЕЗЮМЕ 

1. Що е „шистов газ”? Различава ли се той от „природния газ”? Опасен ли е за здравето? 

По начин на образуванe, състав, технологии на търсене, проучване и добив, предпазарна подготовка, транспортиране и реализация шистовият газ е идентичен на природния газ: той е метан, най-простия въглеводород от реда на алканите. Метанът е неотровен, безвреден газ без цвят и миризма.

2. Ако шистовият газ е идентичен на конвенционалния природен газ, защо го наричат иначе?


В петролната индустрия се използва специална терминология за класификация на ресурсите в зависимост от геоложките и технико-икономически свойства на залежите от въглеводороди, а не от свойствата на самите въглеводороди, които са едни и същи навсякъде. Терминът „шистов газ”отразява особеностите на залежите от газ, а не на самия газ или на технологичните процеси. Прилаганите към шистовия газ технологии, включително хидроразрив, са същите, както към други видове залежи от нефт и газ.

3. Вярно ли е, че има над 300 милиарда кубически метра шистов газ само край Нови Пазар? 

В конкретния случай за шистовия газ в България може само да се каже, че става въпрос за прогнозен геоложки ресурс, който тепърва трябва да бъде открит и проучен, за да се стигне до оценка на запаси.

4. Колко земя е нужна за добив на шистов газ? Казват, че можел да се добива само в слабо населени райони и пустини, защото сондажите били много нагъсто и се унищожава земеделска земя, ставало като лунен пейзаж?

Ако българските шисти имат свойства като на тези в САЩ, постоянно заетата площ за добив за пълно снабдяване на България със собствен газ ще е около 500 декара. Това е само около 0.012% от площта на концесията за шистов газ, предоставена в Североизточна България. При успех на проучвателните работи в тази концесия за шистов газ, България би могла да удовлетвори нуждите си от природен газ, като ползва около 0.0005% от територията си. След приключване на сондирането и добива, земята се рекултивира и е напълно годна за земеделие. Добив на шистов газ се извършва в много по-гъсто населени места, отколкото България, и никъде не е довел до унищожаване на земята или водите.

5. Големите не се интересуват от малките като нас. Защо се дава предпочитание на големи фирми при сключване на концесионни договори за шистов газ? Те си гледат само техния интерес, къде е нашият? 

Комисията за ценни книжа на САЩ (U.S. Securities and Exchange Commission) изисква от фирми, чиито книжа се търгуват борсово, да обявяват запаси като „доказани” само ако са осигурили в бюджета си за капитални разходи средства за разработване на находищата. По тази причина, за България е изгодно да дава права за търсене, проучване и добив на газ на големи фирми, които са регулирани от Комисията. Първо, те имат ресурс да изпълнят изцяло за своя сметка и риск работната програма през проучвателния период. Второ, със самото обявяване на търговско откритие, такива фирми потвърждават наличието на финансов ресурс за разработването на находищата и намерението си да пристъпят към добив. Така се избягват случаи, когато концесионерът няма ресурс за усвояване на находището или нарочно бави разработката му, като с години „лежи” върху него без полза.

По условията на договорите, самият ресурс от газ остава винаги собственост на българската държава. Фирмата, която има разрешение за търсене, проучване и добив на газ, може да се разпорежда с него, само след като го добие. Работните програми по търсене, проучване и добив подлежат на предварително одобрение от българската държава, включително на оценка за въздействие върху околната среда при добив. При прекратяване на правата на концесионера, независимо от причината, всички активи в резултат от дейността (напр. прокарани сондажи, наземни съоръжения, резултати от обработване и интерпретиране на информация) стават собственост на българската държава. Самата информация е винаги собственост на държавата и концесионерът няма право да я разгласява или да търгува с нея.

6. Защо е потрудно да бъде добиван шистов газ, отколкото конвенционален? Казват, че добивът на шистов газ е скъп и икономически неизгоден? Защо не си купуваме, както досега?

Ниската проницаемост на шистите е единствената причина, поради която добивът на газ от тях е по-труден, отколкото от конвенционални залежи. За увеличаване на проницаемостта на пласта е нужно да се извършат допълнителни технологични операции, които оскъпяват добива. По всички други параметри, като дълбочина на залягане, състав на флуидите, петрофизически свойства на пласта, използвано сондажно оборудване, материали, химикали и технологии, наземни съоръжения и проч., шистовите находища и добивът на газ от тях са същите, както при конвенционалните за петролната промишленост.

Повечето оценки на себестойността на шистовия газ са в рамките на 90-140 дол. за 1000 куб. м, близо до сегашната пазарна цена в САЩ, която е два-три пъти по-ниска от тази в Европа. През първата половина на 2011 г., България внасяше газ по цена над 300 дол. за 1000 куб. м., като се очаква цената за потребителите още да се увеличи през есента.

Макар и шистовият газ често (не винаги!) да е с по-висока себестойност от конвенционалния при устието на сондажа, когато стигне до потребителя той като правило се оказва по-конкурентен. По тази причина и най-големите производители на конвенционален газ не могат да подминат шистовия – ако го направят, ще се окажат в по-лоша пазарна позиция. Газпром наскоро сключи няколко концесионни договора за добив на шистов газ в страна от Европейския съюз в партньорство с канадска фирма, а Лукойл се интересува от придобиване на права на добив на шистов газ в САЩ и експериментира с технологията в Сибир.

С една дума, „по-скъп” добив на газ не означава „икономически неизгоден” газ на пазара. Себестойността на шистовия газ е почти навсякъде по-ниска от днешните пазарни цени. Там, където се добива шистов газ, пазарните цени са по-ниски, отколкото в България. Ако шистовият газ е по-скъп, нищо не пречи на България да продължи вноса на конвенционален газ, стига това да отговаря на нейните интереси.

7. Какво е „хидроразрив на пласта”? Това нова технология за добив на шистов газ ли е, хидрочук за разбиване на скали или нещо такова? 

„Хидроразрив на пласта” е предизвикване на пукнатини в пласта чрез вкарване в него на флуид (не непременно течност) под високо налягане. Технологията е приложена за пръв път в петролната промишленост през 1947 г. в Канзас и оттогава се използва широко из цял свят за най-различни цели, не само за добив на нефт и газ. В България технологията се прилага освен в търсенето, проучването и добива на нефт и газ и строителството за укрепване на основи. В Русия хидроразрив се прилага от 1953 г., като днес там ежегодно се правят около 1500 хидроразрива в нефтени и газови находища.

Основна цел на технологията при прилагането й към нефтогазоносни пластове е интензификация на добива, т.е. увеличаване на дебита, дренирания обем и коефициента на нефтогазоотдаване чрез увеличаване на проницаемостта на пласта. При хидроразрив няма никакви удари, взривове или смилания на пласта. Въздействието върху скалата е само от голям натиск, упражняван от флуид, подобно на действието на хидравличната течност в спирачната система на автомобилите, но при по-високо налягане, водещо до спукване на скалата.
Що се отнася до т. нар. „микросеизмика” при хидроразрив, то, противно на някои лаишки схващания, не става въпрос за някакви земетресения, тектонични явления и други от този род, а за акустичен (звуков) метод за изследване на структурата на пласта и контрол на технологичните операции при сондиране и хидроразрив. Конкретно при хидроразрив, „сеизмиката” се свежда до това, че в самия сондаж или в близки сондажи се спускат микрофони („геофони”), улавящи звука от разпукването на скалата. Сигналът от микрофоните се записва в паметта на компютри, обработва се и се визуализира с помощта на програмни пакети. По този начин геолозите и операторите на сондите и оборудването за хидроразрив имат възможност да получат в почти реално време информация за пласта, разположението на сондажа и разпространението на пукнатините и да променят технологичните настройки, ако има нужда.

8. Опасна технология ли е хидроразривът в шисти?

До този момент в света са проведени милиони хидроразриви и всяка година се правят още десетки и стотици хиляди, без никъде да доведат до апокалиптичните последствия, за които говорят противниците на технологията. Нещо повече, никъде до този момент не е доказана връзка между грамотно направен хидроразрив и замърсяване на околната среда, макар че тази хипотеза продължава да се проучва. Рисковете са минимални или направо нищожни. Доколкото съществуват, те са предимно не при самия хидроразрив, а след неговото провеждане, и се свеждат до възможното замърсяване на води и почви от вещества, съдържащи се в течностите, изтичащи обратно от сондажа. Такова замърсяване обаче може да се получи само при големи аварийни разливи, дължащи се на пълна техническа неграмотност или елементарно неспазване на производствените правила.

Много се спекулира по повод съдържащите се в течностите за хидроразрив химикали. Съвременните течности са на водна база и съдържат едва около 0.25% химикали. Противно на някои твърднеия, броят на ползваните химикали не е 600, а само 10-12, макар и в различни комбинации. Съставът на течностите подлежи на обявяване и е лесно достъпен по сайтовете на фирмите, които правят хидроразрив или доставят течности за него. От тази информация се вижда, че въпросните „опасни химикали” са всъщност соли, киселини и торове, както и вещества, ползвани в кулинарията. Почти всички такива химикали се ползват ежедневно в бита и селското стопанство в количества и концентрации, които многократно надхвърлят тези в разтворите за хидроразрив.

Що се отнася до течностите, изтичащи обратно от сондажа след хидроразрив, то тук опасенията са, че течностите съдържат карциногени и радиоактивни вещества. Почти никъде обаче не се посочва, че въпросните карциногени са всъщност главно аренови въглеводороди (бензен, толуен, ксилен), които далеч не винаги присъствуват в залежите на газ. Когато ги има, те са обикновено в количества и концентрации, които са стотици пъти по-малки от тези около бензиностанциите и жилища, ползващи твърдо гориво за отопление. При добив – ако ги има - ареновите въглеводороди се улавят с цел ползване (напр. за смесване в бензин и за разтворители) или унищожаване чрез изгаряне. Що се отнася до концентрацията на радиоактивни вещества, то типичното равнище е като това на минерални води, ползвани за лекуване на невралгии и други заболявания!

Хидроразрив се прилага масово в момента във всички страни, добиващи нефт и газ, с изключение на Франция. Всеки, който смята, че хидроразривът е нова, опасна технология, би трябвало да се замисли защо тя се прилага повече от 60 години, без да е довела до опасни последици, но след като стана ясно, че може да осигури достъп до големи ресурси природен газ, изведнъж се превръща в страшилище.

9. Ползват ли се при хидроразрив огромни количества вода? Ако го допуснем в България, май оставаме без вода за поливане, че и за пиене? Пресъхна ни житницата и отиде цялото селско стопанство?

Ако се докаже продуктивността на шистите в България на ниво като това в САЩ, за пълното задоволяване на търсенето на газ в България от собствен добив ще са нужни около 60 сондажа годишно, а за направа на хидроразрив в тях – около един милион кубически метра техническа (не питейна) вода. Това количество вода е около 0.12% от обема на язовирите по поречието на Камчия, или 0.0025% от общия ресурс вода, с който разполага ежегодно България – колкото за 150-200 души. Въпреки, че за хидроразрив не е нужна питейна вода, за минимализиране на рисковете може да се ползва такава, и даже в този случай нужните количествата са нищожна част от наличния воден ресурс. Около 2% от прахосваното от течове в остарелите водопроводи количество питейна вода ще стигне за всякакви сондажни дейности, свързани с шистовия газ!

10. Гледахме филма Gasland и се втрещихме! Водата гори! Във Франция забраниха хидроразрива!

Тук вече сме хванати натясно. Колебаем се между два отговора: „Гледай филма докато изтрещиш” и „Луд умора няма”. Ще се въздържим от коментар на филма, защото от наше гледище там няма какво да почерпим и за какво да спорим. Във филма няма системни наблюдения, статистика, сведения за методики или технологии описани с материя, с която боравят инженери и учени. Филмът съдържа и много неверни твърдения.

Що се отнася до забраната за прилагане на хидроразрив във Франция, която също е любим довод на противниците на тази технология, то кой знае защо те не казват, че забрана няма в останалите 26 страни, които членуват в Европейския съюз. Забрана няма и в Русия и другите държави от разпадналия се Съюз. Забрана няма изобщо в коя да е държава по света, освен Франция. На местно равнище има няколко обявени временни мораториуми в Канада, Австралия и САЩ, с цел изясняване на рисковете и осъществянане на безопасен добив. Когато ги изяснят, има вероятност да отменят мораториума.