The global energy challenge

By Malcolm Brinded

In the first half of the century, global demand for energy could double, according to the International Energy Agency, driven by a rising global population – nine billion compared to today’s 6.5 billion or so – and especially by economic growth in the developing economies. China’s GDP growth is running at some 10 percent per annum, while India and Brazil are not far behind. And it’s this kind of growth that helps to explain why China’s gas consumption could treble by 2020.

To keep pace with rising demand, the world will need to invest heavily in all energy sources, from oil and natural gas, to biofuels, nuclear power, solar and wind. Not to do so will leave billions of people in the energy poverty and deprivation they face today - for example more than1.4 billion are without access to electricity, while nearly a billion people still use unsafe sources of drinking water.

At the same time, we must urgently tackle greenhouse gas emissions. According to the consensus of climate scientists, CO2 emissions should be limited to 450 parts per million to avoid levels of global warming with significant negative consequences. On one estimate (Mauna Loa, Hawaii) they have now reached 390ppm - so just 60ppm to go - yet they continue to rise at an annual rate of 2ppm. The clock is clearly ticking.

Over time, cleaner energy sources will meet a growing share of demand, as global efforts to tackle climate change gather pace. For example, the Chinese government has announced a 40-45 percent voluntary reduction of carbon intensity per unit of GDP by 2020 compared to 2005. And in the US, the government has committed to an ambitious 17 percent reduction in CO2 emissions by 2020 compared to 2005.

But even so, fossil fuels will continue to meet the majority of global demand for decades. After all, there are significant technical and financial constraints to deploying alternative sources on a mass scale. Our industry is very different to consumer electronics, where businesses are under pressure to develop and market new mobile phones, for example, within 18 months.

At Shell, we've researched all current energy types. And we found that in the 20th century, it took around 30 years for new energy sources and carriers to capture one percent of the market after commercial introduction. For example, the first liquefied natural gas plant came on-stream in 1964 in Algeria, using Shell technology. Since then the growth of LNG has been spectacular - but four decades later, the share of LNG in the global energy mix is still only two percent.

And yet we still think that by the middle of this century, up to 30 percent of the world's energy could come from wind, solar and other renewable sources. That would represent a historic transformation from the 13 percent they represent today; in absolute terms that would represent an increase in output from renewable sources of more than 300 percent. But it would also mean that, even then, fossil fuels would still supply almost two-thirds of global energy. So the first question is whether that can be provided.

Seismic technology

I've already described how long-term energy demand is rising. That includes demand for oil at least until 2030. But the natural decline in the production rates of developed fields will make keeping pace with this demand all the more difficult. In fact, the combined effect of increasing demand and falling production rates means that the world will need to produce an additional 40 million barrels of oil a day by 2020. Forty million barrels a day is about four times what Saudi Arabia produces, or 10 times what the UK and Norway together produce. Most of it will need to come from resources that haven't even been found yet.

That is why the oil and gas industry continues to explore all over the world. Shell remains one of the world's biggest explorers. In the last three years we have spent around US$3 billion a year on exploration. And we are conducting seismic surveys and drilling wells in 38 different countries. Almost half of the world's yet-to-be-found oil lies offshore, according to a comprehensive global assessment done by the US Geological Survey in 2000. For that reason, we've been developing technology to help us explore and operate safely in deeper and deeper water.

Some of this technology is contained in new, safer-design floating platforms like the Perdido installation, which started production in March last year in the deep waters of the Gulf of Mexico. This is, in fact, the world's deepest offshore producing platform, set in 2.2km water depth - that's 50 percent deeper than the Macondo well site where BP had the Gulf of Mexico blowout.  Such a major platform - and the oil wells that supply it from the seabed - costs over US$5 billion to build and install. So one thing's for sure - we need to be certain we put it in the right place.

That's why we spend our exploration dollars - trying to be sure we know where the oil and gas is. One of the key exploration operations we conduct is a seismic survey. It results in images of underground rock layers. In an idealised situation the basics of marine seismic exploration are easy to grasp. A ship tows a source of sound waves that travel down into the layer-cake rock formations beneath the seabed. At each of the interfaces between layers the waves are reflected back to the surface, where they are picked up by pressure sensors strung out behind the same ship.

If the time between a seismic 'shot' and the detection of its echoes is plotted for each reflection point, then the layers can be traced out. And if the speed of sound through each of the layers is known, then the image can be converted into a cross-sectional image of the earth.

Of course, the real world is not ideal. Rock strata are often faulted and deformed. And geophysicists don't know the different speeds of sound in each layer; they have to estimate them. Still, by the 1980s science, engineering, mathematics and computers had managed to produce images of the earth's rock layers that were accurate enough in most situations.

Challenge in the Gulf of Mexico

But one prospect that tested the limits of marine seismic imaging was located in the deep rock layers under the Gulf of Mexico. There, sediments had been deposited on a thick and extensive bed of rock salt, the remains of repeatedly evaporated seas of primordial earth. Rock salt is a misnomer: over geological timescales it flows like putty, driven by the uneven weight of overlying sediment.

As such, the salt had a tendency to rise in columns, forming mushroom-like canopies, some up to six kilometres high; and the underside of such salt overhangs sometimes serves as structural 'traps' where oil and gas can accumulate.

Conventional marine seismic surveys were thrown off track by another property of underground salt: the speed of sound in it can be twice as fast as that of the surrounding sediments. The salt structures of the Gulf thus refracted and diffracted seismic waves every which way. Imaging what lay below such a salt structure with seismic waves shot from directly above was a bit like looking through roughly textured glass blocks.

Still, we thought that we had sussed out the geological situation at the Deimos prospect at a water depth of between 1000 and 1300 metres in the Gulf of Mexico. And in 2004 we drilled an exploration well that we thought had a 70 percent chance of striking oil. The well - which cost in the order of US$100 million - was 'dry': it did not show signs of oil or gas. Geologists were at a loss to explain the absence of the reservoir, and the exploration programme in this location was suspended.

A few years later, however, the Deimos area was once again slated for a seismic survey as part of a redevelopment project involving a couple of nearby fields, including the prolific Mars field. We took advantage of the opportunity to make clearer seismic images. One way to do this would be to let the seismic waves strike the area under the Deimos salt structure more from the side rather than from directly above. And not just from one side, but from all sides.

Think of a torch shining obliquely on a rough surface. Ridges and grooves perpendicular to the light beam cast shadows that can perplex the viewer. But by illuminating the surface from various directions, the orientations of the ridges and grooves can be better determined. To make such an 'all-azimuth' seismic survey possible, we dispensed with the towed sensors. Instead, we set the sensors down on the ocean bottom - 807 of them, to be precise - with the aid of deep-diving remotely operated vehicles.

We also processed the acquired data with more intensive computations that improved upon earlier mathematical approximations for solving the equations governing seismic waves. These computations no longer made the simplifying assumption that the seismic waves could be modelled like light rays in geometric optics, for example. Nor did they ignore various wave-interference phenomena. This type of processing only became possible with the recent increases in the number-crunching power of computers. Their number of calculations per second has increased a few thousand-fold over the past decade.

Our ocean-bottom all-azimuth survey - only the second one done in deep water and at a total cost of some US$28 million - did indeed reveal a clearer picture. It showed why the 2004 well had missed the oil: it was drilled with the wrong geologic model in mind. Nothing in the earlier fuzzy seismic images had suggested that geological faults were found in the relatively young Miocene formations underlying the salt. The new seismic images, however, clearly showed faulting to be an important feature of the sub-salt formations. They also showed where the oil was likely to be found.

On the basis of this updated imaging, another exploration well drilled in 2009 confirmed the existence of the reservoir. We now call it the West Boreas field. Another discovery - South Deimos - was also found nearby on the basis of the new seismic imaging. Together, they add the equivalent of more than 150 million barrels of oil to the already prolific Mars Basin area. That would mean over US$12 billion of revenues at current oil prices.

And so last year we announced our decision to develop these two fields in the go-ahead of the Mars B development project, installing another giant 21,000-tonne floating platform designed to process approximately 100,000 barrels of oil equivalent per day from as many as 24 subsea wells in water 1000 metres deep. Six of those wells will come from West Boreas and South Deimos.

The natural gas revolution

I'll now switch focus to natural gas, which has grown dramatically in importance as a global source of energy since the middle of the 20th century. And recent technological advances are making an even bigger impact than deep-water seismic.

This is great news for the world because the quickest and cheapest way to cut CO2 emissions from the global power sector is to grow the presence of natural gas at the expense of coal. Natural gas is the cleanest-burning fossil fuel: modern gas plants emit half the CO2 of modern coal plants, and 60-70 percent less CO2 than old coal plants, of which there are still hundreds in operation today in China, North America and Europe. Natural gas capacity is also considerably faster and cheaper to install than other new build sources of electricity. And gas-fired power stations can be switched on and off with relative ease, making them ideal allies of the intermittent power generated by wind turbines and solar panels.

Only a few years ago, it looked as if North America's domestic gas production would decline. But in fact its gas production has increased dramatically. The reason is that drilling companies managed to the unlock the gas resources in rock so 'tight' that the gas seeps through the rock - at best - about a thousand times slower than it would through an ordinary reservoir. They developed a method to crack open the rock to allow the gas to flow into wells much more freely.

These rock-cracking operations, known as hydraulic fracturing or 'fracking', involve pumping liquids into a sealed well section under such high pressure that the rock around the well splits open. As the crack widens and lengthens, it is filled with a granular material known as proppant, through which gas can readily flow. The proppant keeps the crack open after the pressure is released.

Fracking - not only of gas wells but also of oil wells - has actually been practiced in the field for several decades. But these operations did not always result in increased production. Sometimes the proppant plugged up the crack, stunting its growth. Sometimes the cracks curled around the well before extending into the formation, creating gas-flow detours. And the power and pressure available were sometimes not up to the job. But in the last decade, major leaps have been made in the size and efficiency of the fracking kit. The pieces of kit can include multiple 1500-horsepower pumps that can achieve rock-fracturing pressures as high as 1000 bar and proppant-carrying flow rates as high as 260 litres per second (for comparison, a typical fracking pump is more powerful than a Formula 1 engine and moves liquids at 20 times the rate of the race car's pit-stop refuelling).

For tight gas to reach its full potential, more targeted ways of planning, executing and monitoring these fracking operations have also had to be developed. In particular, our study of fluid and rock mechanics under the high-pressure conditions of fracking has enabled us to program computer applications that predict where the rock is most likely to yield and how long and wide the crack will grow. They model the complex interplay of fluid pressure and flow with rock stresses and strains in three dimensions. We thus have a good idea of how best to orient a well in the reservoir and what the optimal combination of pressure, flow rate and proppant volume is for fracking it even before we begin drilling the well.

As we undertake fracking operations, around 20 micro-seismic sensors in a nearby well listen to the popping and creaking of growing cracks. The sounds enable us to map out the contours of a growing crack and adjust the pump programme accordingly.

We also have moved from fracking predominantly vertical wells to fracking mainly horizontal wells. Only a small segment of a vertical well - perhaps 15 metres - intersects the gas-bearing zone. But with a horizontal well, a thousand metres or more can lie entirely within the gas-bearing zone, providing plenty of potential locations for fracturing. And if we align the wellbore axis to the minimum horizontal stress, then the fractures should sprout around the wellbore, yielding the highest productivity increase. At Groundbirch in western Canada we have gone from fracking at 300-metre intervals to fracking at 100-metre intervals. And this year we have reduced the spacing to 50 metres.

A full-scale tight gas development takes hundreds of wells, each with multiple fractures. The key to a profitable development is to use the learning curves from these large-scale drilling and fracking programmes to drive down costs. Our operations at Pinedale, in the US state of Wyoming, are a great example. In 2002 it took us an average of 60 days to drill a well there. Today, an average well takes just over 25 days - 60 percent quicker. And that's to a depth of over 4500 metres.

The other thing to note is that we are learning faster - the curves are steepening. At Groundbirch, which we acquired in 2008 as part of our purchase of the Canadian company Duvernay, it took us only three years rather than eight to achieve nearly the same improvement as at Pinedale. Being able to drill and frack wells more quickly gives us greater flexibility to adjust operations according to the prevailing economics, our capital resources and other extraneous constraints, such as lease expiry dates.

We also lower temperature-sensitive fibre-optic strands to monitor production. The fibre-optic readings can confirm the inflow of gas. As the gas enters the well, it expands; and as it expands, it cools. Cooler zones thus show where gas is flowing freely into the well. If not enough gas is flowing into the well, we can frack again.

So what does all this mean? In financial terms, we reckon that an annual investment of about US$4 billion between 2011 and 2015 - mostly for drilling and fracking wells - will result in Shell having a total of around 85 million cubic metres per day of production from our North American tight gas operations in five years' time. That's almost three times what we produced in 2009, and enough gas to provide power to around 13.6 million homes. At the current US wholesale gas price of about US$4 per million BTU, that production yields an annual operational cash flow of more than US$3.5 billion.

At a broader level, the IEA thinks that the world now has enough technically recoverable gas resources for 250 years at current production rates. And the race is now on to unlock unconventional gas resources in other parts of the world. Thus the global gas market is expanding rapidly on the back of these technological advances. That will accelerate the pace of global CO2 reductions as new gas-fired power reduces the need for more coal.

In Shell's day-to-day work we draw upon all manner of scientific and technical disciplines, from materials science to advanced mathematics, from chemical and civil engineering to agricultural science - and an array of specialised fields in-between. And the need for these advanced skills will only grow more important as the energy landscape is reshaped by surging demand and global efforts to tackle CO2 emissions.

Taken from a speech given at the Churchill College, Cambridge.

Russia's role

Brinded believes Russia will remain the most important gas supplier for Europe due to geography, infrastructure, its resource base, and its track record as a highly reliable supplier over many decades. Nonetheless, Russia will need to discover and develop new resources, especially in frontier environments such as Eastern Siberia and offshore Arctic, in order to meet rising demand, and such a scenario presents major new technical, environmental and financial challenges. "Reform of the current fiscal framework and licensing regime will be needed to make the exploration and development of such frontier regions viable," he says.

"Meanwhile, the Energy Road Map to 2050 that the EU Commission is consulting on is an opportunity to look again at gas with hard-headed realism about the major cost advantages, and with a recognition that historical concerns about over-dependence on imported natural gas are much reduced by the ongoing investments in LNG regasification terminals and interconnectors."

Gas underpins the EU-Russia relationship, and now is the time to orientate our economies more towards gas, to make them more competitive whilst putting them on a low-carbon path, says Brinded. "The energy relationship between the EU and Russia is a symbiotic and mutually dependent one where both work together to become stronger. This means approaching the future of energy with bold aspirations regarding climate change but sufficient realism to chart the most pragmatic, affordable route towards an environmentally sustainable power system. Which means more gas."

He sees LNG as vitally important to Russia, to Europe, and indeed the world. "By 2020, LNG supplies could meet one-fifth of global gas needs. LNG is really the ultimate pipeline, as it can come from almost anywhere, and go to almost anywhere, thus greatly mitigating any security of supply concerns. And as the LNG market globalises, we see ever greater scope for investment in and focus on LNG."

Brinded cites the highly successful Gazprom and Shell partnership in the Sakhalin II venture as a showcase for this potential. "The growing abundance of natural gas resources and expansion of the LNG industry together enhance gas supply security - and so will reduce long-term price volatility. This should give governments and investors even greater confidence in natural gas for the longer term."

Глобальная энергетическая проблема

Согласно Международному энергетическому агентству, в первой половине века глобальный спрос на энергию может удвоиться из-за роста мирового населения (девять миллиардов по сравнению с около 6,5 млрд на сегодняшний день) и, главным образом, экономического роста в развивающихся странах. Рост ВВП Китая составляет приблизительно 10 процентов в год, Индия и Бразилия идут недалеко позади. Такой рост объясняет, почему потребление газа в Китае может утроиться к 2020 году.

Для удовлетворения растущего спроса мировому сообществу необходимо будет инвестировать значительные средства во все источники энергии, начиная с нефти и природного газа и заканчивая биотопливом, атомной, солнечной и ветровой энергетикой. Без этого миллиарды людей будут испытывать трудности, связанные с отсутствием энергии, с которыми они сталкиваются сегодня; например, более 1,4 млрд не имеют электричества, и почти миллиард людей все еще используют небезопасные источники питьевой воды.

В то же время мы должны в срочном порядке решать вопрос выбросов парниковых газов. Согласно общему мнению ученых-климатологов, выбросы CO2 должны быть ограничены до 450 частей на миллион, чтобы избежать глобального потепления со значительными негативными последствиями. По одной из оценок (Мауна-Лоа, Гавайи), они уже достигли 390 частей на миллион (т.е. осталось 60 частей на миллион) и продолжают расти в среднем на 2 части на миллион в год. Время явно истекает.

Со временем более чистые источники энергии будут отвечать растущему спросу по мере того, как глобальные усилия по борьбе с изменением климата набирают темп. Например, китайское правительство объявило о добровольном желании сократить выбросы углерода на 40-45 процентов на единицу ВВП к 2020 году по сравнению с 2005 годом. Правительство США также взяло на себя амбициозное обязательство сократить выбросы CO2 на 17 процентов к 2020 году по сравнению с 2005 годом.

Однако, несмотря на это, ископаемое топливо будет продолжать удовлетворять глобальный спрос на энергию в течение десятилетий. На пути использования альтернативных источников в массовом масштабе все еще стоят значительные технические и финансовые препятствия. Наша отрасль сильно отличается от бытовой электроники, где предприятия вынуждены разрабатывать и продавать новые мобильные телефоны в течение, например, 18 месяцев.

В Shell мы исследовали все существующие виды энергии. Мы пришли к выводу, что в 20-м веке понадобилось около 30 лет для того, чтобы новые источники энергии и энергоносители заняли один процент рынка после коммерческого внедрения. Например, первый завод по сжижению природного газа был введен в эксплуатацию в 1964 году в Алжире с использованием технологии Shell. С тех пор рост СПГ был впечатляющим, но четыре десятилетия спустя доля сжиженного природного газа в мировом энергетическом балансе составляла только два процента.

И, тем не менее, мы по-прежнему считаем, что к середине этого века до 30 процентов мировой энергии может быть получено благодаря ветру, солнцу и другим возобновляемым источникам. Этот переход от 13 процентов, которые они занимают в нише источников энергии на сегодняшний день, явился бы историческим; в абсолютном выражении производство из возобновляемых источников вырастет более чем на 300 процентов. Но это также означает, что даже при таком положении вещей ископаемое топливо будет по-прежнему составлять почти две трети мировой энергии. Таким образом, первым вопросом является то, может ли данный переход быть реализован.

Сейсмическая разведка

Я уже упомянул о росте долгосрочного спроса на энергию. Сюда включается спрос на нефть, по крайней мере, до 2030 года. Однако, удовлетворение данного спроса будет становиться все более трудной задачей из-за естественного снижения уровня добычи освоенных месторождений. Более того, растущий спрос и падение объемов добычи указывают на то, что к 2020 году миру потребуется производить дополнительные 40 млн баррелей нефти в день. Сорок миллионов баррелей в день - это примерно в четыре раза больше, чем производит Саудовская Аравия, или в 10 раз больше, чем совместно производят Великобритания и Норвегия. Большинство этой нефти должно будет зависеть от ресурсов, которые даже еще не были найдены.

Поэтому нефтегазовая отрасль продолжает вести разведку в мировом масштабе. Shell по-прежнему является одной из самых больших компаний, ведущих разведочные работы по всему миру. За последние три года мы потратили на разведку около $3 млрд долларов США в год. Мы также проводим сейсмические исследования и бурения скважин в 38 различных странах. В соответствии с детальной глобальной оценкой, выполненной Геологической службой США в 2000 году, почти половина мировых запасов нефти, которые еще предстоит найти, находится в море. Поэтому мы разрабатываем технологии, которые позволят нам вести разведку и безопасную работу во все более и более глубоких водах.

Некоторые из этих технологий применяются для новых плавучих платформ с более безопасным дизайном, таких как установка Perdido, добыча на которой началась в марте прошлого года в глубоких водах Мексиканского залива. Фактически, она является самой глубокой морской добывающей платформой, установленной на глубине 2,2 км, что на 50 процентов глубже, чем площадка на скважине "Макондо", на которой произошел выброс нефти ВР в Мексиканском заливе. Строительство и установка такой крупной платформы (а также нефтяных скважин, снабжающих ее с морского дна) стоит более $5 млрд долларов США. Поэтому одно можно утверждать наверняка: мы должны быть уверены, что размещаем ее в нужном месте.

Вот почему мы затрачиваем средства на разведочные работы, стараясь точно определить местонахождение нефти и газа. Одним из ключевых видов поисково-разведочных работ, проводимых нашей компанией, является сейсморазведка. Ее результатом является получение изображений подземных пластов породы. В идеализированной ситуации основы морской сейсморазведки легки для понимания. Судно буксирует источник звуковых волн, которые проходят через слои геологических формаций под морским дном. На каждом из горизонтов между слоями волны отражаются обратно на поверхность, где они улавливаются датчиками давления, расположенными позади того же судна.

Если нанести на график время между сейсмическим взрывом и обнаружением его эха для каждой точки отражения, то можно получить карту слоев. А если известна скорость звука в каждом из слоев, то изображение может быть преобразовано в поперечное сечение Земли.

Конечно, реальный мир не является идеальным. В породной толще часто присутствуют нарушения и деформации. И геофизикам неизвестна скорость звука в каждом слое; они должны рассчитывать ее. Тем не менее, благодаря науке, технике, математике и компьютерам к 1980 году удалось получить изображения слоев пород Земли, которые в большинстве случаев были достаточно точными.

Проблемы в Мексиканском заливе

Но один объект исследований, который подверг испытанию систему получения изображения морской сейсморазведки, находился в глубоких слоях породы Мексиканского залива. Осадки отложились на толстом и обширном слое каменной соли, что представляет собой остатки постоянно испаряющихся морей первобытной Земли. "Каменная соль" является неправильным употреблением термина: в течение геологических периодов она течет, как замазка, что обуславливается неравномерным весом вышележащих отложений.

Таким образом, имелась тенденция роста солевых отложений столбцами, образовывавшими своего рода навесы в форме грибов, некоторые из которых достигли шести километров в высоту; нижняя часть таких соляных карнизов иногда выступает в качестве структурных "ловушек", в которых могут скапливаться нефть и газ.

Традиционные системы морской сейсморазведки были сбиты с толку другим свойством подземной соли: скорость звука в таких слоях может быть в два раза быстрее, чем в окружающих отложениях. Таким образом, соляные структуры залива исказили и дифрагировали сейсмические волны во всех направлениях. Получение изображения того, что лежит ниже подобных соляных структур с помощью сейсмического взрыва, выполняемого непосредственно над структурами, было похоже на смотрение сквозь грубо текстурированные стеклянные блоки.

Тем не менее, мы считали, что геологическая ситуация на разведуемом участке "Деймос" (Deimos) на глубине от 1000 до 1300 метров в Мексиканском заливе нам ясна. В 2004 году мы пробурили разведочную скважину, которая, по нашему мнению, имела 70 процентов шансов достичь нефтеносного слоя. Скважина, которая стоила порядка $100 млн долларов США, оказалась сухой, без каких-либо признаков нефти или газа. Геологи пребывали в недоумении, пытаясь объяснить отсутствие залежей, и программа геологоразведки в этом месте было приостановлена.

Однако несколько лет спустя на территории "Деймос" вновь была намечена сейсморазведка в рамках проекта перепланировки, включающего пару близлежащих месторождений, в том числе богатое месторождение "Марс" (Mars). Мы воспользовались возможностью для создания более четких сейсмических изображений. Одним из способов выполнения данной задачи являлось использование сейсмических волн под соляной структурой участка "Деймос" со стороны, а не сверху. И не только с одной стороны, а со всех сторон.

Представьте себе фонарь, светящий косо на неровную поверхность. Гребни и впадины, перпендикулярные лучу света, отбрасывают тени, которые могут сбить наблюдателя с толку. Но при освещении поверхности в различных направлениях ориентация гребней и впадин может быть определена более четко. Для того, чтобы выполнить такую всенаправленную сейсморазведку, нам пришлось отказаться от буксируемых датчиков. Вместо этого мы установили датчики (807 датчиков, если быть точными) на дне океана с помощью глубоководных аппаратов с дистанционным управлением.

Мы также обработали полученные данные с помощью более тщательных вычислений, которые улучшили ранее выполненные математические аппроксимации для решения уравнений, обуславливающих сейсмические волны. Эти вычисления больше не основывались на упрощающем предположении, что сейсмические волны могут быть смоделированы, как, например, лучи света в геометрической оптике. Они также не игнорировали различные явления, связанные с волновыми помехами. Такой вид обработки данных стал возможным только благодаря недавнему увеличению мощности обработки числовой информации компьютерами. Число операций в секунду увеличилось в несколько тысяч раз за последнее десятилетие.

Наша всенаправленная сейсморазведка дна океана (только вторая по счету, выполненная на большой глубине) общей стоимостью около $28 млн долларов США действительно помогла получить более четкую картину. Она показала, почему в скважине, пробуренной в 2004 году, не было нефти, - во время бурения была использована неправильная геологическая модель. На предыдущих нечетких сейсмических изображениях ничто не указывало на то, что геологические разломы могут быть найдены в относительно молодых образованиях миоцена, находящихся под соляными слоями. Однако новые сейсмические изображения ясно показали, что разломы являются важной особенностью подсолевых образований. Они также показали, где может быть найдена нефть.

На основании таких обновленных изображений в 2009 году была пробурена другая разведочная скважина, подтвердившая существование залежей. Теперь это месторождение называется "Западный Борей" (West Boreas). Другое месторождение "Южный Деймос" (South Deimos) было найдено рядом также благодаря сейсмическим изображениям. Вместе они составляют эквивалент более чем 150 млн баррелей нефти, что увеличивает и без того богатое месторождение "Марс". Это означает более $12 млрд долларов США доходов в текущих ценах на нефть.

Таким образом, в прошлом году мы объявили о нашем решении разрабатывать эти два месторождения на основании проекта разработки Mars B, согласно которому будет выполнена установка другой гигантской (21000 тонн) плавучей платформы, предназначенной для переработки примерно 100 тысяч баррелей нефтяного эквивалента в день из 24 подводных скважин, уходящих на глубину 1000 метров. Шесть из этих скважин будут выходить из месторождений "Западный Борей" и "Южный Деймос".

Революция природного газа

Теперь позвольте мне переключиться на природный газ, значение которого в качестве глобального источника энергии резко возросло с середины 20-го века. А последние технологические достижения оказывают даже большее влияние, чем глубоководные сейсмические.

Это является хорошей новостью для всего мира, потому что самым быстрым и дешевым способом сократить выбросы CO2 от глобальной энергетики является увеличение использования природного газа за счет угля. Природный газ является самым чистым сжигаемым ископаемым топливом: современные заводы, использующие газ, выбрасывают на половину меньше СО2, чем современные заводы, использующие уголь, и на 60-70 процентов меньше СО2, чем старые угольные заводы, сотни из которых еще действуют сегодня в Китае, Северной Америке и Европе. Использование природного газа также значительно быстрее и дешевле, чем установка других новых источников электроэнергии. Кроме того, газовые электростанции можно включать и выключать с относительной легкостью, что делает их идеальными союзниками непостоянной электрической энергии, производимой ветряными турбинами и солнечными панелями.

Только несколько лет назад казалось, что внутреннее производство газа в Северной Америке будет сокращаться. Но на самом деле добыча газа в этом регионе резко возросла. Причиной этому явилось то, что буровым компаниям удалось высвободить залежи газа из чрезвычайно плотной породы, через которую газ просачивается, в лучшем случае, где-то в тысячу раз медленнее, чем на обычном месторождении. Они разработали технологию раскрытия породы, что позволило получить более свободный поток газа в скважины.

Такие работы по разрушению породы, известные как ГРП или гидроразрыв, заключаются в закачивании жидкостей в закрытый профиль скважины под таким высоким давлением, что порода вокруг скважины разламывается. По мере расширения и удлинения трещина заполняется гранулированным материалом, известным как расклинивающий наполнитель, который облегчает поток газа. Расклинивающий наполнитель поддерживает трещину открытой после сброса давления.

ГРП не только газовых, но и нефтяных скважин применяется на практике на протяжении нескольких десятилетий. Но эти операции не всегда приводили к увеличению добычи. Иногда расклинивающий наполнитель забивал трещину, останавливая ее рост. Иногда трещины образовывались вокруг скважины перед тем, как достигнуть породы, создавая обходные пути для газового потока. Кроме того, имеющиеся мощности и давление не всегда были достаточны для выполнения работ. Но за последнее десятилетие был совершен значительный скачок в усовершенствовании размера и повышении эффективности средств ГРП. Части комплекта оборудования могут включать несколько насосов мощностью 1500 лошадиных сил, которые могут достичь давления разрыва породы 1000 бар и скорость закачки расклинивающего наполнителя 260 литров в секунду (для сравнения, обычный насос ГРП является более мощным, чем двигатель автомобиля Формулы-1, и движет жидкости в 20 раз быстрее, чем при дозаправке гоночного автомобиля во время пит-стопа).

Для реализации всего потенциала газа в плотных породах также необходимо было развивать более целенаправленные способы планирования, выполнения и мониторинга этих операций ГРП. В частности, наше исследование механики жидкости и пород в условиях высокого давления ГРП позволило нам воздать компьютерные приложения, предсказывающие, в каких местах разрыв породы наиболее вероятен, а также длину и ширину роста трещины. Они моделируют сложное взаимодействие давления и расхода жидкости с напряжениями и деформациями породы в трех измерениях. Таким образом, мы имеем хорошее представление о том, как лучше ориентировать скважину на месторождении, а также оптимальном сочетании давления, расхода и объема расклинивающего наполнителя для ГРП даже до начала бурения скважины.

По мере проведения работ по ГРП около 20 микросейсмических датчиков, находящихся в близлежащей скважине, слушают звуки растущих трещин. Звуки позволяют наметить контуры растущей трещины и соответствующим образом отрегулировать программу насоса.

Мы также перешли от ГРП преимущественно вертикальных скважин к ГРП в основном горизонтальных скважин. Только небольшая часть вертикальной скважины (возможно, 15 метров) пересекает газоносный слой. Но в горизонтальной скважине тысячи и более метров могут находиться полностью в газоносном районе, обеспечивая большое количество возможных мест для проведения ГРП. И если мы совместим ось ствола скважины с минимальным горизонтальным напряжением, то разрывы должны образоваться вокруг скважины, что позволит максимально увеличить уровень добычи. В Западной Канаде (Groundbirch) мы перешли с ГРП с интервалом 300 метров на ГРП с интервалом 100 метров. А в этом году мы сократили интервал до 50 метров.

Полномасштабная разработка газа в плотных породах включает сотни скважин, каждая из которых имеет многочисленные разрывы. Ключом к прибыльному развитию является использование кривых обучения, полученных благодаря крупномасштабным программам бурения и ГРП, в целях снижения расходов. Наша деятельность в г. Пайндейл американского штата Вайоминг является хорошим примером. В 2002 году нам потребовалось 60 дней для того, чтобы пробурить скважину в данном районе. На сегодняшний день бурение средней скважины занимает чуть больше 25 дней, что на 60 процентов быстрее. И это при глубине скважины более 4500 метров.

Кроме того, необходимо отметить, что мы учимся быстрее, что приводит к возрастанию кривых. В Граундберч (Groundbirch), залежи которого наша компания приобрела в 2008 году как часть покупки канадской компании Duvernay, нам потребовалось всего три года, а не восемь, чтобы достичь почти того же уровня, как в Пайндейл. Возможность более быстрого бурения скважин и ГРП дает нам большую свободу действий для налаживания операций в соответствии с преобладающими экономическими условиями, нашими капитальными ресурсами и другими внешними факторами, такими как истечение срока действия договоров аренды.

Мы также используем чувствительные к температуре оптоволоконные датчики для мониторинга добычи. Показания оптоволоконных датчиков могут подтвердить поступление газа. Когда газ поступает в скважину, он расширяется, а при расширении он охлаждается. Таким образом, более холодные зоны показывают, где газ свободно поступает в скважину. Если в скважину не поступает достаточное количество газа, мы можем снова выполнить ГРП.

Итак, что же все это означает? С финансовой точки зрения, мы считаем, что ежегодные инвестиции в размере около 4 млрд долларов США с 2011 по 2015 год (в основном для бурения скважин и ГРП) позволит компании Shell через пять лет получать в общей сложности около 85 млн куб. метров газа в сутки благодаря операциям по добыче газа в плотных породах в Северной Америке. Это почти в три раза больше, чем мы произвели в 2009 году, и достаточно для снабжения энергией около 13,6 млн домов. При текущей оптовой цене на газ в США около $4 долларов за млн БТЕ такая добыча позволит обеспечить ежегодный приток денежных средств в размере более чем $3,5 млрд долларов США.

Если говорить о глобальной перспективе, Международное энергетическое агентство считает, что количество технически извлекаемых газовых ресурсов, имеющихся в мире на сегодняшний день, достаточно на 250 лет при нынешних темпах производства. Теперь начинается гонка за нетрадиционными газовыми ресурсами в других частях мира. Таким образом, мировой рынок газа быстро растет на фоне этих технологических достижений. Это ускорит темпы глобального уменьшения выбросов СО2, т.к. энергия, полученная с помощью газа, снижает потребность в угле.

В ежедневной работе компании Shell мы используем все имеющиеся научные и технические достижения, от материаловедения до высшей математики, от химических технологий и гражданского строительства до сельскохозяйственных наук, а также множество специализированных областей, находящихся между ними. Потребность в этих передовых навыках будет только расти вместе с изменением перспектив использования энергии благодаря растущему спросу и глобальным усилиям по борьбе с выбросами CO2.

Взято из речи, произнесенной в Черчилль-Колледже, Кембридж.

Роль России

Бриндед убежден, что Россия будет оставаться важнейшим поставщиком газа для Европы благодаря географии, инфраструктуре, ее ресурсной базе, а также репутации надежного поставщика на протяжении многих десятилетий. Тем не менее, России необходимо открывать и разрабатывать новые ресурсы, особенно в приграничных областях, таких как Восточная Сибирь и море Арктики, в целях удовлетворения растущего спроса. Такое развитие событий предполагает решение новых основных задач технического, экологического и финансового характера. "Проведение реформы имеющейся финансовой системы и режима лицензирования необходимо для того, чтобы сделать возможными разведку и разработку таких пограничных районов, - утверждает он. - Между тем, Энергетический план Комиссии ЕС до 2050 года дает возможность вновь трезво взглянуть на газ и его основные преимущества в отношении стоимости, а также признать то, что давнее беспокойство по поводу чрезмерной зависимости от импортируемого природного газа значительно снизилось благодаря регазификационным установкам СПГ и соединительным трубопроводам".

"Газ лежит в основе взаимоотношений России и ЕС, и сейчас настало время ориентировать нашу экономику в большей степени на газ, чтобы сделать ее более конкурентоспособной и в то же время снизить выбросы парниковых газов, - говорит Бриндед. - Энергетические отношения между ЕС и Россией взаимосвязаны, где обе стороны работают вместе, чтобы стать сильнее. Это означает, что подход к будущему энергии должен основываться на смелых стремлениях в отношении изменения климата, но быть достаточно реалистичным для использования наиболее практичного и доступного способа создания экологически устойчивой энергосистемы. И это означает больше газа".

Он видит СПГ как жизненно важный фактор для России, Европы и всего мира: "К 2020 году поставки СПГ могут составлять одну пятую часть глобального спроса на газ. СПГ является универсальным "трубопроводом", т.к. он может начинаться и заканчиваться практически в любом месте, что в значительной степени обеспечивает бесперебойность поставок. И по мере глобализации рынка СПГ мы видим все более широкие возможности для инвестиций в СПГ и сосредоточении на нем внимания".

В качестве примера такого потенциала Бриндед ссылается на весьма успешное партнерство компаний "Газпром" и Shell для реализации проекта "Сахалин-2": "Совокупность растущего богатства запасов природного газа и расширения отрасли СПГ позволяет обеспечить бесперебойность газоснабжения и тем самым уменьшить долгосрочные колебания цен. Это позволит правительствам и инвесторам получить еще большую уверенность в долгосрочной перспективе природного газа".

Обмен активами между "Газпромом" и Shell?

Shell не делает секрета из того, что она хотела бы установить более тесные связи с "Роснефтью" и "Газпромом" в России, и, согласно "Голосу России", предварительные переговоры по возможности обмена активами с последней уже имели место. "Газпром" может быть заинтересована в проектах в Азиатско-Тихоокеанском регионе, в то время как Shell привлекает возможность дальнейшего развития партнерства в целях извлечения газа на шельфе Сахалина.

Shell уже является партнером "Газпрома" в многомиллиардных проектах, таких как "Сахалин-2" и "Салым Петролеум" в Западной Сибири, и намерена продолжать развитие этих проектов. "Сахалин-2" предусматривает запуск третьего этапа завода по производству сжиженного газа, что приведет к увеличению его мощности на 150 процентов, но Shell также хотела бы стать партнером "Газпрома" по проектам "Сахалин-3" и "Сахалин-4".

"В обмен на доступ к российским проектам "Газпрома" британо-голландская компания готова предложить российскому монополисту доступ к перспективным месторождениям газа в Азиатско-Тихоокеанском регионе, - говорит Дмитрий Лютягин, заместитель директора аналитического отдела группы "Алор-Инвест". - В настоящее время рынок Азии очень интересен "Газпрому" с точки зрения диверсификации маршрутов доставки и рынков. По этой причине, если Shell найдет общий язык с "Газпромом" благодаря своим азиатским активам, такое сотрудничество принесет богатые плоды".

В настоящее время компания Royal Dutch Shell осуществляет ряд крупных проектов в Азии и Океании. В Сингапуре компания владеет большим нефтеперерабатывающим заводом, в Катаре она строит крупнейший завод сжиженного газа в мире и владеет акциями в проекте "Катаргаз-4", а в Малайзии разрабатывает месторождение "Гумусут" (Gumusut). Другие проекты, которые могут оказаться интересными для "Газпрома", включают месторождения нефти и газа в Брунее, Китае и Ираке, где Shell имеет долгосрочные контракты на разработку. Но наиболее многообещающие перспективы, по мнению аналитиков, связаны с разработкой месторождений на северо-западе Австралии.

По мнению Лютягина, работа в России становится все более привлекательной для Международной нефтяной компании, а обмен активами рассматривается как беспроигрышный вариант для обеих сторон. "В последние месяцы наблюдается активный обмен проектами, расположенными на территории России, с ведущими мировыми производителями нефти и газа. Очевидно, что интерес иностранных компаний в этом секторе вырос. В этом контексте российские компании могут получить более выгодные условия обмена. Если переговоры для "Газпрома" пройдут успешно, она может получить более выгодные условия, чем пару лет назад".