Одной из самых больших проблем энергетической отрасли, когда дело доходит до разработки сланцевых месторождений, является количество воды, используемой в процессе добычи нефти и газа из сланцевых пластов.
В среднем на одну подобную операцию требуется более 9 млн литров воды, и компании испытывают все большее давление, чтобы ограничить ее использование, а в некоторых районах забор воды вообще запрещен в попытке справиться с низким уровнем воды в водосборных бассейнах из-за малого количества осадков и других климатических изменений.
Но чем можно заменить воду? Промышленность часто использует азот и диоксид углерода для снижения потребления воды, но недавние исследования сосредоточены на возможности полного исключения воды при разработке сланцевых пластов.
Ранее в этом году компания GE объявила о выделении дополнительных $10 млрд до 2020 г. на "экологические" нужды, и часть этих расходов будет направлена на исследования сокращения потребления воды.
GE и Statoil планируют сотрудничество в исследовании использования двуокиси углерода. Обе компании надеются найти способ собирать газ на выходе из скважины, перерабатывать его и затем неоднократно использовать для добычи.
В отличие от двуокиси углерода вода может использоваться только один раз, так как затем она становится слишком загрязненной химикатами, и тогда появляется еще одна проблема – как избавиться от этой воды.
CO2 будет использоваться в охлажденном состоянии, подразумевающем пограничное состояние между твердым и жидким веществами.
Одной из основных задач является определение правильной "вязкости" двуокиси углерода, так как необходимо добиться показателей, которые позволили бы достичь эффекта, характерного для воды.
Также есть проблемы, связанные с транспортировкой, так как количество CO2 нужно просто огромное, а многие скважины удалены от трубопроводов.
Технология гидроразрыва пласта без использования воды была опробована ранее, но до сих пор практически не применялась. В 1990-х гг. активные исследования проводила канадская FracMaster, доказывая, что можно добывать больше нефти и природного газа с использование CO2 вместо воды, так как гидроразрыв происходит при больших температурах, но компания обанкротилась.
Другие компании также экспериментируют, но их успехи ограничены. Даже более-менее успешные технологии компании не спешат внедрять, так как переход на СО2 также приведет к удорожанию добычи.
При этом еще в 2008 г. была предложена технология, подразумевающая использование пропана вместо воды, но и от нее операторы отказались, так как менять дешевую воду на дорогостоящий аналог просто нелогично.
Сейчас есть еще несколько перспективных методов замещения воды, но они пока проходят испытания, и реакция нефтяных компаний на них, учитывая падение цен на нефть, пока остается под вопросом.
В нефтяной промышленности деньги решают все, поэтому если технологии по замене воды позволят снизить себестоимость добычи, у них есть хороший шанс быстрее быть включенными в процесс добычи.
Дело в том, что при использовании воды могут блокироваться потоки природного газа, замедляя добычу и снижая объем в целом, тогда как СО2 таких препятствий не оказывает.
В теории замещение воды избавит нефтяные компании сразу от ряда проблем, а энергетические инвесторы сейчас внимательно следят за этими технологиями, так как они сулят неплохую прибыль. В условиях дефицита воды правительства, муниципалитеты и сами граждане поддержат развитие технологий.
Но пока до массового внедрения этих технологий еще очень далеко, и энтузиазма у нефтяных компаний пока не заметно. И сейчас падение нефтяных цен делает само по себе сланцевое бурение не очень привлекательным, а дополнительные расходы только ухудшат ситуацию.
Дефицит воды также усиливает давление, и есть реальные шансы того, что разработка сланцевых месторождений просто будет активно замедляться в том числе и по этой причине. И новые технологии не помогут этого избежать.
