CC BY
6
УДК 338.12.017:553.9
0Ц1НКА ЕК0Н0М1ЧН01 Д0Ц1ЛЬН0СТ1 ВИДОБУТКУ ПРИРОДНОГО СЛАНЦЕВОГО ГАЗУ
В УКРА1Н1
© 2016 БОРЩ Л. М.
УДК 338.12.017:553.9
Борщ Л. М. Оцшка eK0H0Mi4H0i доцiльностi видобутку природного сланцевого газу в УкраУш
У статт'1 представлено методичний nidxid до оцнки економ1чно1 доцльностi видобутку природного сланцевого газу за основними сланцевими басейнами в УкраЫ на передiнвестицiйному етат. Об(рунтування економiчно'i доцЛьнот видобутку природного сланцевого газу зроблено за методом аналоги на основi побудови економетричних залежностей за основними сланцевими басейнами в США. Проведена економiчна оцнка до-цiльностi видобутку природного сланцевого газу передбачала прогнозування соб'вартостi видобутку на гирл'> свердловини за рзними глибинами та оцнку швестицшноi привабливостi за рзними агрегатними станами. Апроба^я представленого методичного шдходу була здшснена для Днтровського-Донецького та Карпатського сланцевих басейтв, на основi чого зроблено висновок про б'шьш високу швестицшну привабливкть першого з огляду на його колекторсьш властивостiта наявшсть поклад'в нетрадицйнихвуглеводшв у рзних агрегатних станах. Ключов'! слова: природний сланцевий газ, соб'варт'кть видобутку, iнвестицiйна привабливкть. Рис.: 3. Табл.: 8. Формул: 3. Б'бл.: 8.
Борщ Лариса Михайл'юна -здобувач, Науково-дотдний центр шдустр'шльних проблем розвитку НАН Украни (пл. Свободи, 5, Держпром, 7 шдЪд, 8 поверх, Харт, 61022, Украна)
УДК 338.12.017:553.9 Борщ Л. М. Оценка экономической целесообразности добычи природного сланцевого газа в Украине
В статье представлен методический подход к оценке экономической целесообразности добычи природного сланцевого газа по основным сланцевым бассейнам в Украине на прединвестиционном этапе. Обоснование экономической целесообразности добычи природного сланцевого газа сделано по методу аналогии на основе построения эконометри-ческих зависимостей по основным сланцевым бассейнам в США. Проведенная экономическая оценка целесообразности добычи природного сланцевого газа предусматривала прогнозирование себестоимости добычи на устье скважины по различным глубинам и оценку инвестиционной привлекательности по разным агрегатным состояниям. Апробация представленного методического подхода была осуществлена для Днепровско-Донецкого и Карпатского сланцевых бассейнов, на основе чего сделан вывод о более высокой инвестиционной привлекательности первого, учитывая его коллекторские свойства и наличие залежей нетрадиционных углеводородов в различных агрегатных состояниях. Ключевые слова: природный сланцевый газ, себестоимость добычи, инвестиционная привлекательность. Рис.: 3. Табл.: 8. Формул: 3. Библ.: 8.
Борщ Лариса Михайловна - соискатель, Научно-исследовательский центр индустриальных проблем развития НАН Украины (пл. Свободы, 5, Госпром, 7 подъезд, 8 этаж, Харьков, 61022, Украина)
UDC 338.12.017:553.9 Borshch L. M. Evaluation of Economic Feasibility of Production of the Natural Shale Gas in Ukraine
The article provides a methodical approach to evaluating economic feasibility of production of natural shale gas by the major shale basins in Ukraine at the pre-investment stage. The substantiation of economic feasibility of production of the natural shale gas has been done using the method of analogy and on the basis of building econometric dependencies by the basic shale basins in the United States of America. The conducted economic evaluation of feasibility of production of natural shale gas included forecasting as to production costs on the wellhead by different depths and estimation of investment attractiveness as for different aggregative states. An approbation of the presented methodical approach was implemented for the Dnipro-Donetsk and Carpathian shale basins, on the basis of which a conclusion about the higher investment attractiveness of the first basin has been drawn, given its reservoir characteristics and presence of deposits of unconventional hydrocarbons in different aggregative states.
Keywords: natural shale gas, production cost, investment attractiveness. Fig.: 3. Tabl.: 8. Formulae: 3. Bibl.: 8.
Borshch Larysa M. - Applicant, Research Centre of Industrial Problems of Development of NAS of Ukraine (8 floor, 7 entrance, Derzhprom, 5 Svobody Square, Kharkiv, 61022, Ukraine)
Запаси енергетичних ресурйв е частиною нацю-нального багатства кожно! кра!ни. Укра!нська економжа е енергодефщитною, в основному через скудшсть запайв традицшних родовищ редких i газо-подiбних вуглеводшв. Так, за рахунок власних родовищ традицшного природного газу можливо задовольнити ткьки 1/3, а традицшно! нафти — ткьки 1/8 в1д нацю-нального попиту цих енергоресурйв. Вцтак, основним джерелом енергозабезпечення !х потреб залишаеться iмпорт. Природно, що монопольна залежшсть Украши в1д Роси викликае об'ективне прагнення до диверсифь каци внутршни i зовншни джерел цих вуглеводшв.
Найбкьш активно зараз розглядаються спкьш проекти в газовш сферк мова йдеться про розробку родовищ традицшного природного газу в акваторшх Чорного та Азовського морiв, про намiри Украши щодо будiвництва ЬЫС-термшалу, про збкьшення потужно-стей газових сховищ i про постачання природного газу в
реверсному для нацюнально! ГТС напрямi (включаючи BipTyaAbHrn реверс). Особливо гостро постають питан-ня щодо доцкьност розробки нетрадицшних природ-них газiв в УкраМ. З одного боку, потенцшш техшчно видобувш ресурси ткьки природного сланцевого газу (ПСГ) бкьше, шж у 6 разiв перевищують розвцаш запаси традицшного природного газу (ТПГ), а з шшого, -наявний досвц освоення американських сланцевих родовищ та наявшсть значних економiчних та еколопчних ризиюв вимагають бкьш детального дотдження ще! проблеми стосовно колекторських властивостей слан-цевих басейшв в УкраМ та при поточнш кон'юнктyрi на европейському газовому ринку.
Основою цього дослцження виступають таю пращ: АдмМстраци енергетично! шформаци США [1, 2] в частиш оцшки запайв та колекторських властивостей сланцевих басейшв в США та шших кра!нах свггу; Post Carbon Institute [3], а саме - аналiз останнк тенденцш та
прогнозування сланцевого газовидобутку за американ-ськими плеями; Штсбургського ушверситету США [4, 5] з позици оцiнки витрат та ефективност видобутку ПСГ; Deutsche Bank [6] щодо особливостей оцшки швестицш-но! привабливостi його видобутку; а також пращ вггчиз-няних дослiдникiв, зокрема Кизима М. О., Лелюка О. В. [7] з огляду на питання визначення перспектив освоен-ня Юзiвського майданчику Дншровсько-Донецького сланцевого басейну, а також ключових тенденцiй на нацiональному газовому ринку та !х значення розвитку нетрадицшно! шдустрп в УкраМ; Кауфмана Л. Л. [8] за напрямами систематизаци американського досвiду в не-традицшному газовидобутку та перспектив розгортан-ня сланцево! революци в iнших кра!нах свiту.
Сьогоднi актуальнiсть реал1зацГ1 цього напрямку значно знизилася. Водночас, будь-якого комплексного аналiзу, що визначае доцкьшсть розвитку нетради-цiйного газовидобутку в УкраМ, виконано не було. Ця стаття спрямована на усунення цього недолжу та оцшку економiчноl доцiльностi розробки украМьких сланце-вих басейнiв.
Метою статтi е обгрунтування методичного шд-ходу до оцшки економiчноl доцiльностi видобутку природного сланцевого газу в УкраМ на передшвестицш-ному еташ.
А61 США оцшила технiчно видобувнi ресурси ПСГ в УкраМ в обсязi 3,6 трлн куб. м, яю роз-ташованi на територи двох перспективних сланцевих басейнiв: у Днiпровсько-Донецькому - 59 % та Карпатському - 41 % [2]. Перспективи освоення цих басейшв визначаються геологiчними, економiчними та екологiчними особливостями. У цш ро6отГ пропонуеть-ся методичний шдхгд до оцГнки економiчноl доц^ьносп розробки цих басейшв, який складаеться з восьми ета-пГв (рис. 1).
Так, на першому еташ аналiз досв1ду видобутку ПСГ у США дозволив визначити таю ключовГ тенденцп [7, 8]:
1) co6iBapTicTb видобутку ПСГ е значною вищою у nopiBHHHHi з ТПГ, що пов'язано з проведенням масш-табних геологорозвiдувальних робiт з використанням тривимiрноí сейсморозвiдки, використанням технологи горизонтального буршня (капiтальнi витрати), а також проведенням багатоступеневих гiдророзривiв низько-пористих сланцевих пласпв;
2) життевий цикл горизонтальних свердловин з видобутку НПГ е значно коротшим (близько 5 роив), ашж для свердловин з видобутку ТПГ i характеризуеть-ся стрiмко падаючим дебiтом (вiд 74 % до 82 % за першi три роки);
3) видобуток ПСГ вимагае проведення широко-масштабних i дорогих заходiв екологiчного характеру, пов'язаних iз додатковими очищенням пластових вод, мелюращею грунту та утилiзацiею вцпрацьованих вод-них стокiв та М;
4) видобуток неконвенцiйних вуглеводнiв часто супроводжуеться супутньою продукцiею, перерозподк витрат мiж якими дозволяе значно знизити собiвартiсть видобутку на гирлi свердловини;
5) iндустрiя нетрадицiйного газовидобутку в США е високочутливою до динамжи цiнових iндикаторiв: низькi спотовi цши на сиру нафту та природний газ обу-мовлюють згортання сланцевого бiзнесу в США.
Загалом, АЕ1 прогнозуе зростання видобутку природного газу в США до 1,1 трлн куб. м, тобто ще на 55 % до 2040 р., основну частку якого мае покривати ПСГ (47 %). Однак фактичш даш щодо видобутку ПСГ за сьома основними сланцевими басейнами США (що забезпечують 88 % вц його загального обсягу видобутку) засвцчують про малоймовiрнiсть таких форсайт-прогнозiв. Бiльшiсть сланцевих басейшв США (о^м Marcellus, EagleFord та Bakken) перетнули межу шково-го (максимального) рiвня видобутку ще до 2015 р., а для шдтримки поточного обсягу видобутку ПСГ необхцно щороку бурити бкьше 8000 нових, на що необхiдно ви-трачати 48 млрд дол. США.
Рис. 1. Лопчна схема методичного пщходу до оцiнки eK0H0Mi4H0i доцiльностi видобутку ПСГ в YKpaiHi
Зазначеною оргашзащею було проведено система-тизацш даних за сланцевими басейнами 46 краш CBiTy, з-помiж яких е i Украша (табл. 1).
Представлен в табл. 1 данi дозволяють видкити двi принциповi вiдмiнностi украшських басейнiв ПСГ вiд американських аналопв: по-перше, значно бкьша глибина залягання сланцiв (мiнiмальна глибина заля-гання - 1000 м, середня - 3500 м, максимальна - 5000 м); по-друге, низька пористкть порц (у Карпатському -4,0 %, у Дншровсько-Донецькому — 6,0 %, тодi як в най-бкьшому пiвнiчноамериканськомy басейнi Marcellus -10,0 %). О^м цього, у Карпатському басейш спостерь гаеться низький вмкт органiчних речовин i невисокий пластовий тиск. Водночас в украшських басейнах мае мкце достатня потужшсть пласйв i порiвняно з розмь рами територи великi обсяги запасiв ПСГ. Ц характеристики значною мiрою i визначають iнвестицiйнy при-вабливкть видобутку ПСГ в УкраМ. Однак вцсутшсть пiдтверджених даних на основi геолого-розвiдyвальних робiт (сейсмiчних дослiджень i розвiдyвального бурш-ня) щодо геофiзичних та геохiмiчних умов залягання i запасiв ПСГ в УкраМ дае можливкть ткьки для при-близного розрахунку собiвартостi його видобутку, спи-раючись на економiко-математичнi методи i данi по еко-номiцi видобутку ПСГ у США за методом аналоги.
Спираючись на даш дослцжень Deutsche Bank [6] щодо родовищ ПГС в США, була побудована ступене-
ва залежшсть сумарного виходу з одше! свердловини (Y, млн куб. М) в1д пористостi сланцевих порiд (Хр %), градiента тиску (Х2, psi / ft) i запаав на 1 кв. км (Х3, млн куб. м):
Y = 0,069 х X1-0'302 х Х2°>764 х X30'791. (1)
Прийнятш значення коефiцiента детермшаци (R2 = 0,944) i середньо'1 вцносно! помилки (е = 13%) до-зволяють використовувати цю модель для прогнозуван-ня можливого сумарного виходу зi свердловин у межах украшських басейшв. Таким чином, можливий вштд з одше! свердловини (EUR) у Карпатському басейш може становити 70 млн куб. м, а в Дншровсько-Донецькому -120 млн куб. м за умови експлуатаци свердловини тер-мшом 30 роив. Однак, як засвцчуе досвц США, жит-тевий цикл експлуатаци горизонтальних свердловин з видобутку ПСГ е значно меншим i становить приблизно 5 рокiв [3].
Використовуючи данi щодо сумарного видобутку з одше! свердловини i спираючись на наявний досвц видобутку в США (на юнець першого року в1дзнача-еться падiння на 65 % в1д початкового дебiтy, на кшець 2-го року - 45% в1д залишкового, на кшець 3-го i 4-го рокгв -ще по 30 %, а починаючи з 5-го року i далi падiння дебiтy становить 10 % в1д попереднього року [3, 6]), можна спрог-нозувати щорiчнi обсяги видобутку та дебгг свердловин для двох украшських сланцевих басейшв (табл. 2).
Таблиця 1
Колекторськi властивост сланцевих басейнiв в УкраТш [2]
Басейн Карпатський басейн Дншровсько-Донецький басейн
Общая площадь, кв. км 181300 60000
Перспективна площа, кв. км 41640 3780 6940 15560
у т. ч. на територи Укра'ши 29830 3780 6940 15560
Чиста оргаычна товщина, м 120 100 100 100
Глибина, м
у т. ч.
мЫмальна 1000 1000 1000 1000
максимальна 5000 5000 5000 5000
середня 3000 3350 3660 3960
Пластовий тиск Нормальний Нормальний noMipHO надлишковий Пoмipнo надлишковий
Середнш вмiст органки, % 2,0 4,5 4,5 4,5
Термiчна зрiлiсть, % 2,5 0,9 1,15 2
Пористость, % 4,0 6,0 6,0 6,0
Вмiст глини Середнш Низький Низький Низький
Газова фаза Сухий газ Асоцшований газ Вологий газ Сухий газ
Геолопчш запаси, трлн куб. м 10,3 0,4 1,8 6,6
Технiчно видобувнi запаси газу, трлн куб. м 2,1 0,04 0,4 1,7
у т. ч. на територи Укра'ши 1,5 0,04 0,4 1,7
Техычно видобувн запаси нафти/газового конденсату, млрд бар. - 0,66 0,48 -
О О CQ
О ^
О
О Q_ 1=
<С
О
<
О ш
Таблиця 2
Прогнозы обсяги видобутку сухого ПСГ на 1 свердловину в межах украТнських басейшв
PiK Щорiчне падшня дебiту, % Карпатський басейн Дншровсько-Донецький басейн
Деб^, тис. куб. м/добу Piчний обсяг видобутку, млн куб. м Деб^, тис. куб. м / добу Piчний обсяг видобутку, млн куб. м
на початок року на кшець року серед-ньорiч-ний на початок року на кшець року серед-ньорiч-ний
1 65 71 24,9 48 17,5 122 42,7 82,4 30,1
2 45 24,9 13,7 19,3 7 42,7 23,5 33,1 12,1
3 30 13,7 9,6 11,7 4,3 23,5 16,5 20 7,3
4 30 9,6 6,7 8,2 3 16,5 11,6 14,1 5,1
5 10 6,7 6 6,4 2,3 11,6 10,4 11 4
Усього за 5 рош - - - 34,1 - - - 58,6
Частка вщ EUR - - - 49 % - - 49 %
Виходячи з наведених розрахyнкiв, видобуток сухого ПСГ у Дншровсько-Дншровському басейнi
буде характеризуватися середшм початковим дебiтом (» 122 тис. куб. м/добу) i малим у Карпатсько-му басейш (~ 71 тис. куб. м/добу). Отже, загальний об-сяг видобутку ПСГ за 1-й рк експлуатаци свердлови-ни в Карпатському басейнi складе 17,5 млн куб. м, а в Дншровсько-Дншровському басейш - 30,1 млн куб. м, а сумарний обсяг видобутку за 5 роив складе 34,1 млн куб. м i 58,6 млн куб. м вцповцно (49 % в1д EUR). Таю порiвняно невелик обсяги газовидобутку обумовлю-ють необхцшсть буршня велико! кiлькостi свердловин для задоволення власних потреб. Виходячи iз середньо'1 площi, необхцно! для бyрiння одше! свердловини в США (2,6 кв. км), на територи Днiпровсько-Донецького басейну можна пробурити 5 980 свердловин, а на тери-тори Карпатського басейну - 11480 свердловин. Однак фактично даш значення будуть значно нижчими, зважа-ючи на густоту заселення цих територiй.
У табл. 3 узагальнено витрати на видобуток за ба-сейнами ПСГ США, порiвнюючи якi з колекторськими параметрами цих басейшв, можна визначити ряд залеж-ностей.
Зщно з даними в табл. 3, операцiйнi витрати на видобуток ПСГ варшються в1д 32 до 66 дол. США/тис. куб. м. Передбачаеться, що широкий розмах за щею статтею витрат пояснюеться рiзними геохiмiчними умовами басейшв, зокрема пористктю тугих колекторш i вмiстом вyглеводнiв. Представлена залежшсть (2) мiж пористк-тю колекторiв (X) i операцiйними витратами на видобуток (Y) ПСГ за основними басейнами США свцчить, що зi збкьшенням пористостi операцшш витрати на видобуток ПСГ скорочуються в ступеневш залежностi:
Y = 148,34 х х-0'602 (2)
R2 = 0,661.
Так, якщо середня nopMCTiCTb сланцевих колекто-piB басейну Barnett Shale становить 4,5%, то операцшш витрати на видобуток СПГ е найвищими i становлять бкьше 66 дол. США/тис. куб. м. Шдтверджуе зворот-ну тенденцш мiж цими показниками i даш басейну Marcellus: при середнш пористост в 10% операцiйнi витрати на видобуток сланцевого газу складають всього 32 дол. США на 1 тис. куб. м.
Наведеш в табл. 1 даш щодо пористост сланцевих басейшв в УкраМ та представлена економетрична залежшсть дозволяють зробити припущення про значне зростання операцшних витрат на видобуток ПСГ у по-рiвняннi з американськими аналогами. Так, для Карпатського басейну операцшш витрати на видобуток ПСГ складуть 64,5 дол. США/тис. куб. м, а для Дншровсько-Донецького басейну - 50,5 дол. США/тис. куб. м.
Спираючись на представлеш в табл. 3 даш, слд також вцзначити значний розмах варiацil в каштальних витратах на видобуток ПСГ мiж басейнами США: вц 3,1 до 11 млн дол. США на 1 свердловину. Основною причиною рiзницi в каштальних витратах на будгвництво одше! свердловини вважаеться рiзна глибина залягання сланцевих колекторiв. Так, якщо в межах басейну Barnett Shale цей показник варюеться вц 1900 до 2800 м, то в басейш Woodford його середш значення вже сягають 4000 м. Отже, можна висунути гшотезу про залежшсть каштальних витрат на будДвництво одше! свердловини та глибиною залягання покладiв сланцiв, яка може бути виражена у вид економко-математично! залежностi (3):
Y = 0,74 х в0006* (3)
R2 = 0,766,
Витрати на видобуток ПСГ за басейнами США [6]
Таблиця 3
Стаття витрат Barnett Fayetteville Haynesville Marcellus Woodford
Каттальш витрати на свердловину, млн дол. США 3,1 3,2 7 3,75 10,7
Операцшы витрати на свердловину, дол./ тис. куб. м 66,07 46,43 53,57 32,14 44,64
Витрати на дошдження i розробку, дол. США/тис. куб. м 45,0 65,0 61,1 50,7 77,9
де Y - каштальш витрати на одну свердловину, млн дол. США;
х - глибина залягання сланцевих колекторiв, м.
Спираючись на представлену експоненщальну за-лежнiсть, можна припустити, що капiтальнi витрати для укра!нських басейшв будуть варiювати вiд 1,35 до 14,87 млн дол. США на свердловину, при середнш величин 6 млн дол. США (рис. 2).
Каштальш витрати, тис. дол. США
16000 п 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0
2460
3320
Дншровсько-Донецького басейну буде знаходитися в межах 135-366 дол. США/тис. куб. м; а для Карпатсько-го басейну - 166-562 дол. США/тис. куб. м.
Оцшка швестицшно! привабливост проектш з видобутку нетрадицшного природного газу в УкраМ проводилася за мiжнародновизнаними критерiям (чистим дисконтованим доходом, термшом окупносп, ш-дексом доходностi, беззбитковою щною) та здiйснена
14870
11020
8160
6050
4480
^ Глибина, м
1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Рис. 2. Динамка каштальних витрат на 1 свердловину залежно вщ глибини залягання сланцевих колеет^в
Витрати на дослцження i розробку укра!нських родовищ ПСГ були ощнеш за середнiми витратами для американських басейнiв i складають 61,5 дол. США / тис. куб. м.
Грунтуючись на представлених розрахунках i за-стосовуючи виробничий метод амортизацГ! для газо-вих свердловин, можна спрогнозувати собiвартiсть видобутку природного газу «на гирлi свердловини» для укра!нських родовищ (табл. 4).
Таблиця 4
Прогнозна собiвартiсть видобутку сухого ПСШ «на гирлi свердловини» для украшських басейнiв
Глибина залягання, м Прогнозна собiвартiсть видобутку сухого ПСГ «на гирлi свердловини», дол. США / тис. куб. м
Дншровсько-Донецький басейн Карпатський басейн
1000 135 166
1500 143 180
2000 154 198
2500 169 223
3000 188 257
3500 215 303
4000 251 365
4500 300 449
5000 366 562
Наведенi розрахунки дозволяють зробити висно-вок, що собiвартiсть ПСГ «на гирлi свердловини» для
за рiвня спотово! цiнi природного газу на рiвнi 400 дол. США/тис. куб. м (середня цiна iмпорту природного газу в Нiмеччинi у 2014 р.). Результати оцшки представлеш в табл. 5, виходячи з яких можна зробити висновок, що видобуток ПСГ у Дншровсько-Донецькому басейш буде доцкьним до глибини 5000 м, а в Карпатському -до 4000 м.
Враховуючи, що щна природного газу на кшець 2015 р. знизилася до 200 дол. США/тис. куб. м, то Карпатський басейн розробляти недоцкьно, а Дншровсько-Донецький слiд розробляти до глибини 3500 м. Однак ш геолопчш, нi технiчно видобут запаси не вiдомi за рiзними глибинами, але вiдомо, що вмкт газу в сланцях зростае зi збкьшенням глибини !х залягання [3, 4], тому насткьки малi глибини наврядчи ма-тимуть промисловi обсяги ПСГ.
Якщо в межах Карпатського басейну мктиться ткьки сухий газ, то ПСГ Дншровсько-Донецького басейну мае рiзнi газовi фази (див. табл. 1). Припускаеться, що видобуток вологого/асоцiйованого з нафтою ПСГ е бкьш iнвестицiйно привабливим, осккьки частина витрат взноситься на собiвартiсть дорого! супутно! про-дукцГ! - газового конденсату або нафти. Грунтуючись на попередни розрахунках, визначимо економiчну доцкь-нiсть видобутку ПСГ з урахуванням рiзних газових фаз. У табл. 6 представлено графжи видобутку вологого та асоцшованого видiв газiв з урахуванням нафти та газового конденсату. Можливий вихц з 1 газоконденсатно! свердловини становить 102 млн куб. м ПСГ i 106 тис. бар. газокондесата, а з 1 нафтогазово! свердловини -518 тис. бар. нафти i 32 млн куб. м ПСГ.
EKOHOMIKA EKOHOMIKA ПРОМИСЛОВОСТ!
я
n
о «
о
к
>
s s -s
S 5 s -с
и в "Н.
n tr
to о ач
Oï g да
TD > -с о
> ач К<
о рэ
¡0 о -с
s я я_ со Я
со
рэ
Ol
TD «
M to
я S
to > Я
n ri
со
>
t> pj
Я
Я TD щ
S ач > s рэ ач >
со
i
о о
о «
я
рэ
я
TD
о ач
-с
TD
s
о >
рэ >
> «
-с
рэ TD I s
о
3-
к
s. s
ач ач «
К S
П > '—i о к- ач oí
to 7
s
w
е о
"О
ю Un
NJ О
СП
TD S н о td^
ач да
о <ъ
Я
-с
со Я
о *
>
рэ >
g
s
рэ о о в
s;
о to рэ
я
о
я
П
OJ
со i-ä со
Я п: 5 S р ач рэ о to
Я ? о to
n о
> TD
р; >
Cd Я >
g Я о
to
о to s
> о. I
-С я' я р:
S рэ X
со* >©-H со
со S рэ
р: Ol
i—1
£ Ol TD о
er Ol s
Я g G'
О >
>—: I о
Я TD о « -с ач « > рэ >
Я п: g
« н рэ о я TD
s о s
¡0 в ач > S со
Я о. s; о
я to Я
рэ о
> я
с о to
в ^ Ol
о Ol
n
S
да
TD I S
K< о ач
to
S
>
о
ач
-с
н «
Я
Частка Bifl EUR Усього за 5 poKÍB Ln LO Ю - Вид вуглеводшв Частка Bifl EUR * 0" О -1 о w ш Ln "О О ^ ГО* Ln LO Ю - Вид BymeBOflHÍB 2
О LO О LO О Ln o\ Ln О LO О LO O Ln CT\ Ln ^ = í # =0 ф
i i 50,1 71,5 102,2 185,9 Ln LO Нафта i 1 Ю 00 Ю O 36,4 O ПСГ на початок року fleöiT, тис. куб. м/добу
i i 45,1 50,1 71,5 102,2 185,9 i 1 00 00 Ю 00 Ю o 36,4 на кшець року
i i 47,6 60,8 86,9 144,1 358,5 i 1 ю "LO ю 28,2 lo середньо-р1чний
Ю 254,8 17,4 I'll 31,7 52,6 130,9 ю 49,8 LO "LO lo 10,3 25,6 Р1чний обсяг видобутку, млн куб. M
1 i Lo "LO To To LO NJ пег 1 i 10,2 14,6 20,8 37,8 o 00 Газоконденсат на початок року fleöiT, бар./добу
1 i -N LO "LO To To 1 i То 10,2 14,6 20,8 37,8 на кшець року
i hü ю UJ Ln "LO CO Vj 21,6 1 12,4 17,7 29,3 72,9 середньо-р1чний
J^ Ю 15,5 - UJ To ю J^ Ю 51,8 LO Ln Ln CT\ Ln 10,7 26,6 Р1чний обсяг видобутку, тис. бар.
■о
5 2
■о
о
о о>
13
я о,
(В ^ £ •<
т
п
.Г, о 13 а х о
1 3 ^ -1
О о
2 н
5 <» ? 8 1= -Е.
О 5<
£ о
£ я
£ ш
о- х
£ ° О -1
о ° о £
8 I
ф -9-х о
■< 5
(Б
■о
13 а
о
ш о> а
а
ОЧ
5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 Глибина залягання, м
СТ\ 4327 7197 9307 10888 12006 12883 13526 13996 Чистий дисконтова-ний дохщ, т ис. дол. США 1=1 X
^ 00 СО СТ\ к; о СП - о 00 о СТ\ о Термш окупносп ¡нвестицш, ромв =1 ■о о я г» 0" ж о 3=
о СО СО ю 00 00 го Хл СО СО СТ\ ю То 00 СО ю 11,37 1ндекс доходносп швестицш, дол. США/дол. США X (Б 0" Ж 5 5< О» ш г»
СО ю СО ю ю СТ\ СП го ю СЛ ю СТ\ СП 00 СП 00 ^ СТ\ СО Беззбиткова цша ПСГ, дол. США/тис. куб.м 5< X
-6374 -2521 СО ^ СО 2457 4026 5185 6039 6654 7131 Чистий дисконтова-ний дох1д, тис. дол. США
00 00 СТ\ СП ^ 00 со ю СТ\ ю о - о 00 Термш окупносп швестицш, ромв ^ ш ■с э ш н г» 0"
о СП ^ о ^ V ю о ю СП СТ\ СО СП СТ\ ^ То 00 1ндекс дохщносл швестицш, дол. США/дол. США 5 5< О» ш г» (Б 5< X
СТ\ о СТ\ 00 СО 00 ю со го ю ю о СП ю о СП 00 СП ^ о Беззбиткова цша ПСГ, дол. США/тис. куб.м
кв. м), у цьому басейш можна пробурити 1460 нафтога-зових свердловин.
Для розрахунку собiвартостi на «гирлi свердлови-ни» за видами продукци використаемо метод розподiлу витрат, де як коефщент перерахунку виступатиме спо-това цiна на конкретний вид вуглеводшв: для природного газу - 400 дол. США/тис. куб.м, а для нафти i газового конденсату - 100 дол. США/бар. У табл. 7представлена оцшка собiвартостi видобутку сланцевих вуглеводшв у Дншровсько-Донецькому басейш.
Отже, мшмальна беззбиткова цша видобутку нетрадицiйного природного газу буде на глибиш 1000 м для асоцшованого з нафтою природного газу та складе 27 дол. США/тис. куб. м, тодi як максимальна беззбиткова цша - на глибиш 5000 м дорiвнюватиме 93 дол. США/тис. куб. м. Тобто навиъ за поточного рiвня спотових цш на цей вид вуглеводшв його видобуток буде економiчно дощльним на вйх глибинах. Однак, зважаючи на поточне значення цш на нафту на кшець 2015 р. у розмiрi 50 дол. США/бар., розробляти покла-
Таблиця 7
Прогнозна собiвартiсть видобутку ПГС «на гирлi свердловини» на територп Днiпровсько-Донецького басейну
Глибина залягання, м Прогнозна собiвартiсть «на гирлi свердловини»
Газовi свердловини Газоконденсатш свердловини Нафтогазовi свердловини
ПСГ, дол. США / тис. куб. м ПСГ, дол. США/ тис. куб. м Газоконденсат, дол. США/бар. Нафта, дол. США/бар. ПСГ, дол. США/ тис. куб. м
1000 135 107 4,8 19,4 27
1500 143 113 5,1 21,1 29
2000 154 122 5,5 23,5 32
2500 169 134 6,0 25,9 36
3000 188 149 6,7 29,2 40
3500 215 170 7,7 34,8 48
4000 251 198 9,0 41,3 57
4500 300 237 10,7 50,2 69
5000 366 289 13,1 62,4 86
Вiдтак, наявнiсть бкьш дорого!, в ринковому ви-мiрi, товарно! продукцГ! в свердловинi ктотно позна-читься на собiвартостi видобутку ПСГ у бж Г! зменшен-ня. Найбкьш економiчно доцкьно розробляти поклади ПСГ, асоцшованого зi сланцевою нафтою, осккьки його собiвартiсть знаходитиметься в дiапазонi 27-86 дол. США/тис. куб. м, тодi як собiвартiсть сланцево! нафти коливатиметься в межах 19,4-62,4 дол. США/тис. куб.м. Розробка родовищ вологого ПСГ дозволить знизити со-бiвартiсть його видобутку (в1д рiвня цiн сухого ПСГ) у середньому на 21 %.
Оцшка швестицшно! привабливостi дозволяе зро-бити висновок, що як газоконденсатнi, так i на-фтогазовi родовища будуть економiчно доцкь-ними для розробки за обраних спотових цiн (табл. 8). Перюд окупностi газоконденсатних родовищ колива-еться в межах вц 5 мiсяцiв при глибинi 1000 м до 4 роив при глибиш 5000 м, тодi як цей показник для нафтогазо-вих родовищ складатиме в1д 4 мкящв до 3 рокiв.
1ндекс дохцност для газоконденсатних родовищ знаходиться в дiапазонi 1,3-13,8 дол. США на 1 дол. США кашталовкладень, для нафтогазових родовищ -1,7-18,5 дол. США на 1 дол. США кашталовкладень за-лежно вц глибини залягання сланцевих колекторiв. Однак рiзке зниження цiн у 2015 р. як на нафту, так i на природний газ вимагае розрахунку беззбиткових цш, за яких проекти видобутку ПСГ та рцких вуглеводнiв будуть економiчно доцкьними (рис. 3).
ди сланцево! нафти буде дощльно до глибини приблиз-но 4250 м.
Для газоконденсатних родовищ беззбиткова цша видобутку коливаеться в дiапазонi в1д 108 до 309 дол. США/тис. куб. м, тобто за поточного рiвня цш у 200 дол. США/тис. куб. м економiчно дощльним будуть поклади на глибиш не бкьше 2000 м.
ВИСНОВКИ
Отже, за результатами оцшки економiчно! доцкь-ност видобутку ПСГ в УкраМ можна зробити такi ви-сновки:
1) в УкраМ е два сланцевi басейни - Карпатський та Дншровсько-Донецький. На територГ! першого басейну зосереджено поклади ткьки сухого ПСГ (1,5 трлн куб. м), тодi як другий мктить поклади як сухого (1,7 трлн куб. м), так i вологого (0,4 трлн куб. м) та асоцшованого з нафтою ПСГ (0,04 трлн куб. м). До того ж, Карпатський басейн мае невисокий пластовий тиск та низьку пористкть, тодi як Дншровсько-Донецький ба-сейн характеризуеться помiрно надлишковим тиском та помiрно високою пористктю;
2) вищезазначенi чинники обумовлюють рiзнi значення максимально можливого виходу з однiе! свердловини та !! первинного дебiту: для Карпатського басейну щ значення складають 70 млн куб. м та 71 тис. куб. м на добу вцповцно, а для Дншровсько-Донецького басейну -120 млн куб. м i 122 тис. куб. м на добу;
Таблиця S
Оцшка iнвестицiйноï привабливостi видобутку вологого та асоцшованого ПCГ в Днтровсько-Донецькому басейнi *
Глибина залягання, м Газоконденсатн свердловини Нафтогазовi свердловини
чистий дис-контований дохщ, тис. дол. ША Термш окупност iнвестицiй, рокiв 1ндекс доходност iнвестицiй, дол. CША/ дол. CША чистий дис-контований Дохiд, тис. дол. ША Термш окупносп швестицш, ромв 1ндекс дох^носл iнвестицiй, дол. CША/ дол. CША
1000 17279 0,4 13,8 23634 0,3 18,S
1S00 16806 0,S 10,2 23126 0,4 13,6
2000 16166 0,7 7,6 22384 0,S 10,1
2S00 1S294 0,9 S,6 21S93 0,7 7,S
3000 14164 1,2 4,2 20S36 0,9 S,6
3S00 12S86 1,6 3,1 18783 1,2 4,1
4000 10476 2,2 2,3 16712 1,6 3,0
4S00 7609 3,0 1,7 1387S 2,2 2,3
S000 3747 4,0 1,3 10016 3,0 1,7
Примiтка: * - ставка дисконтування S %
Бeззбиткoвa цiнa ПСГ, дoл. США I тис. куб. M
BSG
BGG
2SG -
2GG
1SG -
1GG -
SG
Бeззбиткoвa ц^ нaфти i гaзoкoндeнcaтy, дoл. ŒArôap
SG
7G
■ 6G
SG
■ 4G
BG
2G
14 1G
G
1GGG 1SGG 2GGG 2SGG BGGG BSGG 4GGG 4SGG SGGG тибин^ M
Рис. 3. Динамка беззбиткових цш газоконденсатних i нафтогазових родовищ у Днтровсько-Донецькому басейн
1 - вологий ПСГ; 2 - газоконденсат; 3 - сланцева нафта; 4 - асоцшований з нафтою ПСГ.
3) врaховyючи кнуючий досвц США з видо6утку ПСГ, кaпiтaльнi витрати на видобутку ПСГ у УкраМ за-лежно вiд глибини свердловини складатимуть вiд 1,35 до 14,87 млн дол. США. Операцшш витрати, яю розра-ховано виходячи з пористост укра'шських та американ-ських бaсейнiв також за методом аналоги, для Карпат-
ського басейну складуть 60,5 дол. США/тис. куб. м, а для Дншровсько-Донецького басейну - 54,5 дол. США/тис. куб. м. Витрати на геолого-розвцувальш роботи при-рiвнянi до середнiх витрат за американськими плеями;
4) зважаючи на те, що фактичний строк служби горизонтальних свердловин з видобутку ПСГ не пере-
вищуе 5 рок1в, було спрогнозовано собшарткть ПСГ «на гирл1 свердловини», яка для Дншровсько-Донецького басейну дор1внюватиме 135-366 дол. США/тис. куб. м, а для Карпатського басейну - 166-562 дол. США/тис. куб. м залежно в1д глибини залягання сланцевих колекторш;
5) на основ1 оц1нки швестицшно! привабливост1 видобутку сухого ПСГ за обома басейнами визначе-но, що терм1н окупност1 проект1в з видобутку ПСГ у Дншровсько-Донецькому басейн1 знаходиться в межах фактичного строку експлуатащ! свердловин, тод1 як в Карпатському басейш проекти нижче 4000 м мають тер-м1н окупност1 понад 5 роив i тому вважаються еконо-м1чно недоц!льними до впровадження;
6) розрахунки швестицшно! привабливост1 проек-т1в з видобутку ПСГ проводилися за спотовими ц1нами, що мали м1сце у 2014 р.: природний газ - 400 дол. США/ тис. куб. м i сира нафта - 100 дол. США/бар. Р1зке зни-ження р1вня спотових щн у 2015 р. - до 200 дол. США/ тис. куб. м природного газу та 50 дол. США/бар. нафти -дозволяе визначити, що економ1чно доцкьно розроб-ляти поклади сухого ПСГ у Дншровсько-Донецькому басейш до глибини 3500 м, тод1 як Карпатський басейн взагал1 розробляти невипдно;
7) наявшсть у Дн1провсько-Донецькому басейн1 поклад1в вологого та асоц1йованого з нафтою ПСГ дае можлив1сть знизити соб1варт1сть його видобутку за ра-хунок розподку витрат м1ж р1зними вуглеводнями. В1д-так, соб1варт1сть видобутку вологого ПСГ у цьому басейн! знаходитиметься в д1апазош 107-289 дол. США/ тис. куб. м (беззбиткова щна складатиме 108-309 дол. США/тис. куб.м ), а асоцшованого з нафтою ПСГ 27-86 дол. США/тис. куб. м (беззбиткова щна 27-93 дол. США /тис. куб. м);
8) проведен розрахунки прогнозно! соб1вартост1 ПСГ враховували лише витрати на гирл1 свердловини та не враховували витрати з його очищення, транспор-тування та розподку та маржу. Тому сл1д вважати, що наведен! значення е мшмальними. ■
Л1ТЕРАТУРА
1. U. S. Crude Oil and Natural Gas Proved Reserves, 2013 [Electronic resource] / US Energy Information Administration. -Mode of access : http://www.eia.gov/naturalgas/crudeoilreserves/ pdf/uscrudeoil.pdf
2. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources [Electronic resource] / US Energy Information Administration. -Mode of access : https://www.eia.gov/analysis/studies/worldshale-gas/archive/2013/pdf/fullreport_2013.pdf
3. Hughes, J. D. Drilling Deeper. A reality check on U. S. Government Forecasts for a Lasting Tight Oil & Shale Gas Boom [Electronic resource] / J. David Hughes / Post Carbone Institute. -Mode of access : http://www.postcarbon.org/wp-content/ uploads/2014/10/Drilling-Deeper_FULL.pdf
4. Hefley, W. E. The Economic Impact of the Value Chain of a Marcellus Shale Well [Electronic resource] / William E. Hefley // Pitt Business Working Papers, 2011. - Mode of access : http://www. business.pitt.edu/faculty/papers/PittMarcellusShaleEconom-ics2011.pdf
5. Seydor, Shaun M. Understanding the Marcellus Shale Supply Chain [Electronic resource] / Shaun M. Seydor // Pitt Business Working Papers, 2012. - Mode of access : http://www.catalyst-
connection.org/admin/uploads/pitt_understanding_the_marcel-lus_shale_supply_chain_may_2012.pdf
6. From Shale To Shining Shale. A primer on North American natural gas shale plays [Electronic resource] / Deutsche Bank. -Mode of access : http://www.renewwisconsin.org/pdf/shaletoshin-ingshale.pdf
7. Кизим М. О. Нетрадицшний природний газ у свт та Укран запаси та перспективи видобутку : монографiя / М. О. Кизим, О. В. Лелюк. - Х. : ВД «1НЖЕК», 2012. - 156 с.
8. Кауфман Л. Л. Добыча сланцевого газа (обзор зарубежного опыта) : монография / Л. Л. Кауфман, Н. И. Кульдыркаев, Б. А. Лысиков ; под общ. ред. Л. Л. Кауфмана. - Донецк : Государственное издательство Донбасса, 2011. - 263 с.
Науковий KepiB^K - Хаустова В. €., доктор економтних наук, доцент, старший науковий ствробтик НДЦ 1ПР НАН Украши
(Харгав)
REFERENCES
"From Shale To Shining Shale. A primer on North American natural gas shale plays". http://www.renewwisconsin.org/pdf/ shaletoshiningshale.pdf
Hughes, J. D. "Drilling Deeper. A reality check on U. S. Government Forecasts for a Lasting Tight Oil & Shale Gas Boom" Post Carbone Institute. http://www.postcarbon.org/wp-content/ uploads/2014/10/Drilling-Deeper_FULL.pdf
Hefley, W. E. "The Economic Impact of the Value Chain of a Marcellus Shale Well". http://www.business.pitt.edu/faculty/pa-pers/PittMarcellusShaleEconomics2011.pdf
Kyzym, M. O., and Leliuk, O. V. Netradytsiinyi pryrodnyi haz u sviti ta Ukraini: zapasy ta perspektyvy vydobutku [Unconventional natural gas in the world and Ukraine: inventory and production prospects]. Kharkiv: INZhEK, 2012.
Kaufman, L. L. et al. Dobycha slantsevogo gaza (obzor zarube-zhnogoopyta) [Shale gas production (for a review of foreign experience)]. Donetsk: Gosudarstvennoye izdatelstvo Donbassa, 2011.
Seydor, Sh M. "Understanding the Marcellus Shale Supply Chain". http://www.catalystconnection.org/admin/uploads/pitt_ understanding_the_marcellus_shale_supply_chain_may_2012.pdf
"Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources" US Energy Information Administration. https://www.eia.gov/analy-sis/studies/worldshalegas/archive/2013/pdf/fullreport_2013.pdf
"U. S. Crude Oil and Natural Gas Proved Reserves, 2013". US Energy Information Administration. http://www.eia.gov/natural-gas/crudeoilreserves/pdf/uscrudeoil.pdf
O О QQ
О ^
О
о
CL 1=
<c
о
<
о
Ш
