Прогноз видобутку традиційного газу

Умови видобутку природного газу в Україні постійно ускладнюються у зв'язку з поступовим виснаженням запасів найбільш високої якості і зростанням частки запасів більш низької якості, з меншим потенціалом витягу. Для видобутку газу в Україні характерні такі тенденції:

■ Високий ступінь виснаження первісних запасів великих родовищ (60–70% для Шебелинського, Яблунівського, Єфремівського та Західно-Хрестищенського родовищ);

■ Низькі темпи розвідки нових запасів (коефіцієнт заміщення добутих обсягів газу новими запасами в останні 20 років нижче 100%);

■ Низька якість нових запасів (запаси роздрібнені між великою кількістю невеликих родовищ і значна частина цих запасів належить до категорії важковидобувних);

■ Підвищення глибини буріння як на наявних, так і на нових родовищах (середня глибина буріння для видобутку газу в Україні становить близько 3500 м, а максимальна вже перевищує 6000 м).

Незважаючи на те, що умови видобутку постійно ускладнюються, в останні 15 років Україні вдавалося зберігати стабільні обсяги видобутку газу. Є підстави припускати, що й у наступні два десятиріччя річні обсяги видобутку мають можливість зберегтися на рівні 20 млрд. куб. м завдяки таким заходам:

■ Розроблення нових родовищ на суші, у тому числі дрібних (1-5 млрд. куб. м запасів) і дуже дрібних (до 1 млрд. куб. м) за умови економічної доцільності такого розроблення;

■ Активне освоєння мілководного шельфу (глибина моря до 350 м). Уже в найближчі п'ять років можливе подвоєння видобутку з мілководних родовищ, що дасть близько 1 млрд. куб. м щорічного приросту видобутку;

■ Освоєння прибережної області Чорного й Азовського морів і дельт рік;

■ Впровадження ефективних технологій буріння на глибині 6000–7000 м;

■ Підвищення віддачі пласта на наявних свердловинах.

Проте, залежно від успішності реалізації позначених заходів, фактичні обсяги видобутку до 2030 р. можуть скласти від 15 до 24 млрд. куб. м.

Ускладнення умов видобутку природно призведе до поступового зростання її собівартості[22]. Водночас операційну ефективність державних видобувних компаній можна істотно підвищити, і заходи в цій області варто проводити постійно. З урахуванням цих різноспрямованих тенденцій середнє зростання собівартості в 2010–2030 рр. складе 3–5% на рік, у результаті чого в 2030 р. середньозважена собівартість складе від 650 до 900 грн. за 1 тис. куб. м.

Зростання обсягу геологорозвідувальних робіт, необхідне для нарощування видобутку з нових родовищ, можливе тільки при здійсненні інвестицій у геологорозвідувальні роботи. Збільшення глибини буріння й більш широке поширення заходів із підвищення віддачі пласта, у свою чергу, потребуватимуть додаткових інвестицій у видобуток. Загальний обсяг інвестицій у галузь буде збільшуватися на 3–5% на рік і за весь період до 2030 р. складе 100–115 млрд. грн.

Прогноз видобутку нетрадиційного газу

Цей розділ присвячений оцінкам потенціалу видобутку газу глибоководного шельфу, газу щільних порід, сланцевого газу і метану вугільних порід. Вказані види газу умовно об’єднані під поняттям «нетрадиційного газу», оскільки розвідка всіх цих видів газу в Україні знаходиться на початковому етапі і жоден з них ще не видобувається в промислових масштабах. У зв'язку з відсутністю точних геологічних даних про нетрадиційні ресурси, а також ресурси глибоководного шельфу, наразі існує значна невизначеність в оцінках можливих обсягів і вартості видобутку нетрадиційного газу. Однак первинна інформація про характеристики геологічних структур і результати аналізу технологічних аспектів майбутнього видобутку дають можливість побудувати попередні прогнози на основі зіставлення зі схожими ситуаціями зі світової практики. Мета таких попередніх прогнозів – установити ймовірний діапазон собівартості і потенціал видобутку. При цьому основне завдання держави полягає у стимулюванні розвитку зазначених видів видобутку і залученні в галузь учасників, які мають сучасні технології, досвід роботи і необхідні фінансові ресурси. Зазначені прогнози засновані на припущенні, що в Україні в найближчі роки будуть створені такі сприятливі умови для розроблення нетрадиційних запасів.

Основним питанням у реалізації проектів із розвідки й видобутку нових видів газу є їхня економічна окупність. В основному, рентабельність видобутку залежатиме від альтернативної вартості газу, тобто від можливої ціни заміщення імпортом. Якщо альтернативна вартість імпортного газу істотно і стабільно перевищує витрати на видобуток певного виду запасів, то видобуток оцінюється як рентабельний й економічно доцільний. У розглянутих сценаріях економічного розвитку закладена наведена нижче динаміка ВВП й імпортних цін на газ:

■ Песимістичний – припускає стагнацію ВВП у Європі і повільне зростання ВВП в Україні, і стабільні на довгостроковому горизонті ціни на імпортний газ;

■ Базовий –враховує помірне зростання ВВП і зростання ціни на імпортний газ у 2010–2030 рр., на середньому рівні в 1% на рік;

■ Оптимістичний – побудований на припущенні про економічний підйом і зростання ціни на імпортний газ у 2010-2030 рр. близько 2% на рік.

Обсяги видобутку будуть визначатися собівартістю видобутку, максимальним потенціалом видобутку кожного виду газу і вартістю заміщення імпорту в кожному зі сценаріїв.

Газ глибоководного шельфу Чорного моря

Газ глибоководного шельфу (глибина більше 350 м) розглядається в одній категорії з нетрадиційним газом у зв'язку з малою вивченістю ресурсів глибоководного шельфу Чорного моря й відсутністю в Україні технологій із його видобутку. Основні відмітні характеристики глибоководних родовищ – висока вартість розвідки, значні капіталовкладення у видобуток та інфраструктуру й висока невизначеність відносно успішності проектів.

За різними оцінками, запаси глибоководного шельфу України можуть становити від 4 до 13 трлн. куб. м газу. Глибина Чорного моря доходить до 2000 м. Світовий досвід роботи в аналогічних умовах показує, що собівартість видобутку на глибоководному шельфі перебуває в діапазоні від 600 до 1000 грн. за 1 тис. куб. м. Розвідка глибоководного шельфу традиційно забирає значний час, особливо на глибинах, порівнянних із чорноморськими. У разі успішної розвідки видобуток може початися вже в 2022 р. Оцінка потенціалу видобутку зроблена на основі аналізу міжнародної практики освоєння нових глибоководних районів: прогнозний обсяг на 2030 р. оцінюється в 7–9 млрд. куб. м. на рік. Інвестиції у проведення всіх робіт для підготовки й початку промислового видобутку в зазначених обсягах можуть скласти 80–90 млрд. грн.

Газ щільних порід

Газ щільних порід може стати найбільш перспективним для України видом нетрадиційного газу. Газ щільних порід (далі ГЩП) – газ, який міститься у породах зі зниженою пористістю й проникністю, тому видобуток цього газу відбувається з використанням гідравлічного розрива пласта. Методики геологічної розвідки ГЩП і традиційного газу схожі, що може сприяти проведенню стадії розвідки ГЩП швидше, ніж для інших видів нетрадиційного газу.

За попередніми оцінками, в Україні ресурси ГЩП складають від 2 до 8 трлн. куб. м. Глибина залягання приблизно половини цих ресурсів становить 4–4,5 км. Ряд міжнародних компаній планують найближчим часом провести більш ретельну оцінку окремих родовищ ГЩП.

Порівняння з районами, які мають порівнянні характеристики, показує, що прогнозна собівартість видобутку газу щільних порід в Україні може становити 1500–2200 грн. за 1 тис. куб. м. Економічна привабливість і відносна простота розвідки ГЩП дають підстави припускати, що промисловий видобуток може початися вже в 2017 р., а потенціал видобутку в 2030 р. може скласти 7–9 млрд. куб. м. Для реалізації всього потенціалу видобутку ГЩП знадобляться інвестиції у розмірі 55-65 млрд. грн. до 2030 р.

Сланцевий газ

Сланцевий газ складається переважно з метану і міститься у сланцевих породах. Відмінні риси сланцевих родовищ – невисока концентрація газу й низька проникність газоносних порід, що визначає технологію його видобутку: буріння горизонтальних свердловин із подальшим гідравлічним розривом пласта. Навіть при використанні такої технології середній дебіт і строк роботи свердловини сланцевого газу найчастіше нижчі, ніж аналогічні показники для свердловини традиційного газу. У зв'язку із цим промисловий видобуток сланцевого газу потребує постійного буріння нових свердловин і освоєння великих площ.

Найбільш значні ресурси сланцевого газу в Україні знаходяться у Західному і Східному районах і, за попередніми оцінками, становлять 5-8 трлн. куб. м, при цьому видобути ймовірно можливо тільки 1-1,5 трлн. куб. м. Вже в 2012 р. намічене проведення більш ретельної розвідки ресурсів.

Порівняння з районами, які мають зіставні характеристики, показує, що прогнозна собівартість видобутку сланцевого газу в Україні, ймовірно, буде в діапазоні від 2100 до 2800 грн. за 1 тис. куб. м. Такий високий рівень собівартості означає, що сланцевий газ буде вигідно добувати тільки у разі реалізації базового або оптимістичного сценаріїв. Передбачається, що промисловий видобуток сланцевого газу в Україні почнеться не раніше 2022 р., зважаючи на наявність низки бар'єрів (наприклад, відсутності достатньої кількості бурових установок, необхідності відведення значних площ землі в густонаселених районах, потребі у зниженні екологічних ризиків). Потенціал видобутку до 2030 р. може скласти 6-11 млрд. куб. м. Для реалізації повного потенціалу видобутку сланцевого газу необхідні інвестиції в розмірі 35-45 млрд. грн. до 2030 р.

Метан вугільних пластів

Метан міститься у суміші газів, яка супроводжує вугільні пласти. На відміну від традиційних родовищ, де газ перебуває у вільному стані, метан міститься в порах і тріщинах вугільної породи, а також в сорбованому вигляді. Тому для видобутку метану вугільних пластів (МВШ) також використовується гідравлічний розрив пласта. Після гідравлічного розриву настає період зневоднювання родовища (2-3 роки), і тільки на третій-четвертий рік розроблення родовище виходить на максимальний обсяг видобутку.

Існує чотири способи видобутку МВШ: з вугільних родовищ, з діючих вугільних шахт за допомогою дегазації, з вентиляційного повітря діючих вугільних шахт і з закритих вугільних шахт. Найбільш широко у світі поширені перші два способи. В Україні вже реалізований ряд проектів із видобутку МВШ за допомогою дегазації. МВШ, видобутий на діючих шахтах, використовується для генерації електроенергії й тепла для власних потреб цих шахт і заміщає собою вугілля. Самостійний видобуток МВШ із вугільних родовищ має найбільший потенціал за обсягами газу, який видобувається.

Потенційні ресурси МВШ оцінюються в діапазоні від 12 до 25 трлн. куб. м, 90% яких перебувають у Східному і Західному районах. Але технічна можливість витягу значної частки цих запасів залишається під сумнівом, тому що вугільні пласти в Україні залягають на значній глибині (від 500 до 5000 м) і мають невелику товщину (до 2 м).

З урахуванням світового досвіду й особливостей ресурсів МВШ в Україні собівартість самостійного видобутку з вугільних родовищ може скласти від 2300 до 3300 грн. за 1 тис. куб. м. При такій високій собівартості видобуток МВШ стає економічно привабливим тільки з 2025 р. за реалізації базового сценарія і з 2020 р. –за реалізації оптимістичного сценарія. Потенціал видобутку у 2030 р. може скласти 2–4 млрд. куб. м. Щоб досягти такого обсягу видобутку, необхідно інвестувати 12-15 млрд. грн. у розвідку, створення інфраструктури та видобуток МВШ.