В. НЕНАХОВ, "ОБ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКЕ РОССИИ"
Что происходит вообще в США с добычей газа и в частности «сланцевого». Начиная с 2006 года добыча резко росла и в 2008 году они заявили, что обогнали Россию по объему добычи газа. Я уже отмечал, что это заявление довольно спорное, потому что оно основано на манипуляциях со статистикой. Напомню, особенностью «сланцевого» газа является его сложный состав, большое содержание неуглеводородных примесей – углекислого газа и азота. Это влияет на теплотворную способность газа, в некоторых случаях она ниже вдвое обычного. Для правильного учета объема добытого газа необходимо определить, сколько тепла содержится в газе. А затем, зная стандартную теплотворную способность пересчитать на соответствующий объем - вот это и будет правильное определение объема добытого газа. Но они этого не делают, им выгодно показывать объемы газа, включая и неуглеводородные компоненты. На неправильность учета добычи сланцевого газа указывало в свое время Министерство энергетики США, но под давлением Госдепартамента (видимо?) они перестали акцентировать внимание на «несовершенство методики учета газа». Темпы роста добычи газа в 2011-2012 году стали замедляться и в 2013 году рост стал в пределах погрешности измерительных приборов 1%, то есть фактически отсутствие роста.
Объяснение они нашли следующие – вышли на уровень максимального потребления газа в США. то есть рынок уже не может принять новые объемы. Но это вызывает удивление, потому, что много сообщений о желании реанимировать американскую газохимическую промышленность, основанную на дешевом газе. Эти проекты должны были бы стимулировать увеличение добычи, а этого не происходит. Либо это мифические проекты, либо вышли на «полку» добычи газа, что более вероятно, особенно при 4-х кратном снижении объема бурения скважин.
Почему не происходит резкого снижения добычи при резком снижении объема буровых работ. В период ажиотажа инвестиций в добычу «сланцевого» газа география ведения работ была очень широкой и на гребне ажиотажа были выявлены наиболее продуктивные участки. Или как их по другому называют - «жирные». Например, на месторождении Марселлус начальные дебиты после проведения гидроразрывов достигали 500 тыс.м3/сут. А на месторождении Барнетт, где собственно начиналась добыча сланцевого газа в США, только 3 скважины имели начальный дебит 300 тыс.м3/сут. Более того, несмотря на то, что на Барнетте к настоящему времени пробурили уже 17 тысяч скважин, добыча там сокращается, а ведущая фирма Чесапик балансирует на грани банкротства. Только новые участки позволили даже при меньшем объеме бурения поддерживать добычу на постоянном уровне. Но это продлиться не долго. Хорошее, как известно, быстро кончается и «жирные участки» в результате интенсивной разработки будут быстро истощены. К тому времени, к 2017 году, когда начнется экспорт, лучшие объекты уже будут выбраны и эта затея, похоже, будет чистым блефом.
Второй часто называемый источник СПГ – Катар. Хочу обратить внимание на технические ограничения экспорта СПГ из Катара, на которые эксперты пока не обращают внимание. Дело в том, что Катар обладает ресурсной базой позволяющей удвоить или даже утроить добычу газа. Но Катар небольшое государство по территории и имеет ограниченную береговую линию. В настоящее время Катар экспортирует примерно 100 млрд.м3/год СПГ. При этом используется до 250 танкеров-метановозов. Удвоение добычи должно привести к необходимости использования 500 танкеров-метановозов, допустим, будут построены танкера-метановозы большей вместимостью и их будет 365. Это означает, что ежедневно должен приниматься и отгружаться один танкер. Но так как танкер заправляется не одни сутки, нужно иметь минимум 10 причальных сооружений. Включая весь комплекс холодильных установок, емкостей для хранения и т.д. Понятно, что по соображениям промышленной и пожарной безопасности, такие сооружения должны быть разнесены по площади на регламентные расстояния. В этом случае все побережье Катара превратиться в порт по отгрузке СПГ.
Единственный выход для Катара – это перенос терминала по отгрузке на побережье Средиземного моря, а доставка туда газа по трубопроводу. Но по территории Саудовской Аравии на Египет им отказали саудиты, так как у них есть и свои возможности для добычи и экспорта. А трубопровод через Ирак-Сирию завис по причине войны в Сирии и религиозной несовместимости суннитов и шиитов. Трубопровод из Иран к Средиземному морю, через Ирак и Сирию более реален, в случае дальнейшего улучшения взаимоотношений «запада» и Ирана. Но это не может компенсировать потерю российского газа для Европы.
Есть ещё один фактор, который эксперты не акцентируют, но он хорошо известен. Собственная добыча Европы падает примерно 1% в год. На режиме постоянной добычи в настоящее время только одно государство Европы – Норвегия. Но при тех темпах добычи газа и ресурсной базы, которая не увеличивается, период постоянной добычи в Норвегии продлиться не более 8-9 лет до отбора половины запасов, далее Норвегия переходит в падающую добычу. При добычи порядка 400 млрд.м3 в год в Европе уменьшение собственной добычи на 4 млрд.м3/год вроде не много, но темпы падения добычи во времени увеличатся. Так как падение добычи газа (нефти) региона с полностью разведанными запасами подчиняется так называемому закону Хаббарта, имеющего «колоколовидную» форму кривой добычи. После медленного падения добычи наступает период резкого снижения добычи с темпами 4-5% до 10 % , то есть собственная добыча газа Европой скоро будет уменьшаться на 15-20 млрд.м3/год. Без России компенсировать такое снижение добычи невозможно, даже за счет возможного широкого освоения в Европе залежей с плотными коллекторами типа, сланцевых.