вторник, 17 януари 2012 г.

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.

Няма коментари:

Публикуване на коментар