Несколько дней назад у нас была экспериментальная солянокислотная обработка при бригаде капитального ремонта скважин (КРС). Кислотный состав наш, нефть для продавки предоставил промысел. Начали собирать нагнетательную линию, да вот беда, наш агрегатчик забыл кувалду. Попросили бригаду, они принесли вот ЭТО

Я был, мягко говоря, в шоке. Специально замерил длинну ручки, оказалось 1 метр 70 сантиметров, почти в три с половиной раза длиннее стандартного члена пикабушника.

Рпботать ей оказалось мучение. Кое как собрали линию, я спросил у мастера: и давно вы ей работаете?

Мастер: второй месяц. Заявку делаю каждый день, но не присылают. На предыдущем ремонте попросили сварить сварщика с промысла, а другой трубки не оказалось. Так и работаем.

Если вы думаете, что я удивлен, то вы сильно ошибаетесь. Я давно работаю в нефтянке и давно расстался с иллюзиями. Раньше я думал, что в стратегической отрасли все делается чуть ли не по щелчку пальцев: сломался - и летит к тебе ремонтная бригада, нет чего-нибудь - и тебе везут это курьером. А в реальности работают на всяком металлоломе, который давно уже надо пустить на металл. Не скажу за всю нефтянку, но в КРС почти везде так. Но при этом постоянно требуют выработку, ругают, мол не хотите работать, а сами не обеспечивают даже элементарно необходимым. И чем крупнее организация, чем больше у нее средств - тем больше бардак.

Теперь немного цифр. После спуска насоса ожидаемый дебит этой скважины тридцать тонн по нефти. Конечно точный объем надо вычислять по конкретной плотности нефти, но т. к. таких данных нет, возьмём среднюю плотность американской нефти, по ней один баррель нефть имеет массу 136,4 килограмма. Т. е. скважина даёт в сутки 220 баррелей нефти. Стоимость нефти Urals в среднем составляет 61,67 доллара за баррель. А текущий курс доллара - 64,14 рубля. Итого, если перевести стоимость продукции этой скважины в сутки, она составит 870 тысяч. Понимаю, что это не чистая прибыль, она будет в разы меньше. Понимаю, что подрядной организации достается оплата бригадочаса. Но да его достаточно, чтобы купить пару десятков кувалд как минимум и снабдить бригады.

Я не буду говорить название организации и номер бригады. Но такая картина, увы, не единична. Господа из КРС, не позорьтесь и дайте свои рабочим хотя-бы самое необходимое, ведь это окупится многократно

Здравствуйте, мои уважаемые читатели.

Кто следит за моими постами, тот знает, что большинство из этих записей (на полноценные статьи они, конечно, не тянут), посвящены нефтегазовой тематике. При том как чисто теоретической, так и практической стороне добычи углеводородов. Прошлый цикл статей про сланцевую нефть был теоретическим, сегодня будет посвящен практике, темой будет бесподходная солянокислотная обработка.

Про солянокислотные обработки (СКО) я уже писал, но там было больше теории. Кому интересно (и кто не знает, что это вообще такое: Что такое солянокислотная обработка призабойной зоны и для чего она проводится. Часть 1).

Как там было упомянуто, большинство СКО проводятся во время ремонта скважины. Но нередко бывает, что у нас скважина недавно запущена в работу, глубинный насос исправен, но дебет (производительность) насоса падает, при том, зачастую, резко. Причин тут может быть несколько – негерметичность трубы, асфальтосмолистые и парафинистые отложения в трубах и, наконец, кольматация призабойной зоны скважины (ПЗС). Не буду подробно разъяснять, все это было в темах про кислоту, вкратце, ПЗС – зона питания скважины представляет собой пористую породу. Загрязняющие частицы (кольматанты) забивают поры и ее проницаемость резко падает, дебет снижается. СКО промывает поры пласта, растворяет кольматанты и дебет увеличивается.
Обычно СКО делают при бригаде. Но в данном случае это нецелесообразно, т. к. ремонт скважины дорог и занимает довольно много времени. Судите сами, взять простейшую смену насоса с ОПЗ (обработка призабойной зоны). Для этого надо сделать переезд бригады, заглушить скважину, поднять насос, спустить опрессовочный пакер, опрессовать ПВО и колонну, поднять, сменить трубу с фондовой на технологическую, спустить воронку (если делать обработку под давлением со спуском пакера – времени уйдет еще больше), сделать СКО, промывку, поднять трубу, обратно сменить на фондовую, сделать монтаж насоса, спустить, опрессовать лифт НКТ и кабельный ввод. Все это займет суток трое. А если дебит скважины по нефти тонн сорок, потери составят 2880 тонн!!. Это, знаете ли, весьма дорогое удовольствие, особенно если учесть, что насос работает, надо только промыть ПЗС и получай себе нефть. В таких случаях делают безподходную СКО, т. е. без бригады.

С чего начинается любая солянокислотная обработка? А она начинается с плана. В зависимости от пород пласта, его проницаемости, требуемого охвата пласта, объёма скважины, составляют план работ. Я не буду впадать в подробности расчетов, но, если кому это интересно, могу вкратце расписать, но только в другой теме. Ну а пока полистаем план

Титульный лист. Тут все понятно, кто делает ОПЗ, утверждение заказчиком и подрядчиком, месторождение, куст, скважина

На второй странице написаны основные геолого-технические характеристики скважины, а также технологические жидкости, которые будут использованы для СКО.

Как видим, в данном случае будет проводится глинокислотная обработка (глинокислота – смесь фтороводородной (плавиковой) и соляной ксилоты) 12-% процентной концентрации. Продавка будет проводится техводой, обычно объем довольно большой, гораздо больше, чем требуется при проведении СКО при бригаде. Почему так? Во- первых, при бригаде кислоту и продавку делают через спущенные трубы НКТ. Их объем относительно небольшой. Безподходную же делают по затрубному пространству гораздо большего объема. Во-вторых, после проведения кислотной обработки образуется много продуктов реакции, в том числе и нерастворимых. Поэтому после обработки при бригаде обязательно делают промывку скважины. Тут же ее провести невозможно, поэтому проводят продавку продуктов реакции за пределы призабойной зоны.

На следующих страницах имеется схема конструкции скважины и описание порядка работ.

После того, как план написан и утвержден, он попадает в руки непосредственного исполнителя. Это звено ОПЗ, которое имеет, как правило, одного технолога (мастера) ХОС (химических обработок скважин), одного-двух операторов и несколько единиц техники – флот. Обычно в него входят кислотный насосный агрегат типа СИН-32, кислотовоз и несколько автоцистерн для перевозки продавочной жидкости (обычно это техвода или нефть).

Мастер и операторы готовят рабочие растворы, заполняют кислотовозы, агрегаты и цистерны и выдвигаются к месту работ. Как готовят – я уже писал, можете пройти по ссылке выше и почитать. Может быть сделаю фотоотчет. Когда-нибудь.

Перед работой делают пропарки задвижек фонтанной арматуры. Делают это с помощью ППУ – передвижной паровой установки. Зима, мороз, задвижки заморожены, сломать из просто. Подогревать огоньком нельзя, сами понимаете – пожаровзрывоопасный объект. Вот и греют паром.

Про устройство фонтанной арматуры я уже писал, поэтому скажу, что греют три задвижки – две линейные и одну полевую. Откуда такие названия? Да все очень просто. Линейные задвижки стоят в линии подачи нефтепродуктов (шлейфе). Он представляет собой трубу, которая под землей идет от скважины к АГЗУ (автоматической групповой замерной установке). Что это такое я напишу в других постах, по сбору и подготовке нефти и газа, вкратце – там происходит замер дебита скважины и дегазация скважинной жидкости.

Верхняя справа - трубная, нижняя справа - затрубная

Полевая - слева

"Потроха" АГЗУ, крайняя задвижка - выход в дренажную емкость

Линейных задвижек две, верхняя соединена с трубным пространством, нижняя - с затрубным. После пропарки шлейф продувают. Для этого открывают затрубную задвижку, в затрубе всегда есть газ. А в АГЗУ открывают задвижку на дренажную емкость. Она всегда имеется на кусту и предназначена для продувки технологических трубопроводов, сбора технологических жидкостей и тд. Она закопана в землю, над землёй имеется только газоотводная труба.

Теперь приступаем к самой кислотной обработке. Для этого подбивают линию к полевой задвижке. Она выходит со стороны, обратной линейной. В линии имеется обратный клапан, шаровый кран высокого давления и стравливающий клапан. Проверяем плотность раствора с помощью ареометра АОН. Она должная быть 1,057 г/см3 для 12% процентного раствора.

Чтобы убедиться, что это именно раствор кислоты, а не соленая водичка, используем Ph-метр. Можно, конечно, по старинке пользоваться лакмусовой бумагой, но прогресс не стоит на месте.

0,2 – среда сильнокислая. Прекрасно. Начинаем закачку. Сначала опрессуем нагнетательную линию на полуторократное ожидаемое давление.

В нашем случае это будет 90 атмосфер, потому что максимально допустимое – 60. Это обусловлено тем, что на затрубе скважины, в которую спущен ЭЦН, имеется кабельный ввод, через который проходит силовой кабель.

В нем есть сальниковый уплотнитель, который рассчитан выдерживать 60 атмосфер.

После спуска ЭЦН его опрессовывают именно на такое давление. Или, по крайней мере, должны опрессовывать, акт на опрессовку составляется и подшивается к сдаваемой документации при закрытии ремонта. Если превысить это давление, он может вылететь, и тогда будет все грустно, нужно проводить ремонт.

После опрессовки закачивают рабочий кислотный состав. После этого делают его продавку в пласт, а заодно и продавливают в пласт продукты реакции. Ждут некоторое время (2-3 часа, в зависимость от объема кислотного состава, температуры и состава пород пласта), а затем запускают насос. И если все прошло нормально – получаем потерянный дебит.

Спасибо всем, кто прочитал этот пост до конца. Питаю надежду, что он был читабелен, информативен и интересен, насколько может быть интересна такая специфическая информация.

Часть 1 - Легко ли добыть нефть. Сланец, великий и ужасный - 1

Часть 2 - Легко ли добыть нефть. Сланец, великий и ужасный - 2

Часть 3 - Легко ли добыть нефть. Сланец, великий и ужасный - 3

В предыдущих темах были рассмотрены особенности строения сланцевых месторождений, методы добычи нетрадиционной нефти и газа, а также перспективы. Сегодня мы рассмотрим возможности добычи сланцевой нефти в нашей стране.

Россия, как и США, Китай, Аргентина, имеет колоссальные запасы сланцевой нефти и газа. При этом надо отметить, что добыча сланцевого газа имеет у нас только отдаленную перспективу, так как имеются колоссальные запасы обычного газа. А вот с нефтью ситуация иная, легкодобываемая нефть подходит к концу, поэтому все шире начинают разработку ТРИЗ-ов (трудноизвлекаемых запасов), к которым относится и сланцевая нефть. ТРИЗ-ы составляют 65% всех нефтяных богатств нашей страны, но добыча нефти из них сейчас всего порядка 7%.

На территории нашей страны имеется крупнейшее в мире (известное на данный момент) месторождение сланцевой нефти – Баженовская свита.

История баженовской свиты начинается с 1959 года, когда ее как отдельную группу геологических пород выделил российский ученый-нефтяник Фабиан Григорьевич Гурари.

Фабиан Гурари

Через два года, в 1961 году, он же, как принято говорить, «на кончике пера» сделал предположение, что если данное геологическое образование будет трещиноватым, то в нем могут содержаться значительные запасы нефти. Доказательства справедливости этого смелого предположения удалось получить Правдинской экспедиции в 1968 году, добывшей первую нефть баженовской свиты на Салымском месторождении.

Тогда дело не обошлось без случайностей и казусов. Первоначально, во время углубления разведочной скважины 12-Р на юрские отложения при забое 2840 метров, произошло неконтролируемое фонтанирование скважины нефтью, в результате чего буровая загорелась. По визуальной оценке дебит достигал порядка 700 тонн в сутки. По поручению первого секретаря Тюменского обкома КПСС Бориса Щербины (того самого, что спустя годы ликвидировал последствия Чернобыльской аварии и стал прототипом одноименного героя знаменитого сериала «Чернобыль») для расследования чрезвычайного происшествия была назначена прокурорская проверка. Усилиями лучших специалистов удалось доказать, что в случившемся виноват не человек, а природный фактор. Нефтяной фонтан возник там, где в принципе его быть не могло – при бурении «образцовых глин». При этом фактическое пластовое давление превысило ожидаемое почти в два раза. Близлежащие сверху и снизу песчаники отложений ачимовской и тюменской свит, соответственно, по самым оптимистичным оценкам могли дать максимум 20–30 тонн нефти в сутки.

Руководители Правдинской экспедиции А.В. Тян, И.И. Нестеров и Ф. К. Салманов приняли решение о бурении новой разведочной скважины 24-Р, где в целевой части разреза через каждые десять метров планировалось делать каротаж (детальное исследование строения разреза скважины с помощью спуска-подъема в нее геофизического зонда) и проводить испытания. В августе 1969 года эта скважина прошла ачимовскую толщу, где были зафиксированы лишь небольшие проявления нефти, но когда забой достиг середины баженовской свиты, то был получен мощный фонтан в 300–400 тонн нефти в сутки. Именно это событие можно считать отправной точкой в изучении баженовской свиты как промышленно нефтеносной формации. На западносибирских месторождениях активно начали отбирать керн и испытывать эти отложения, а научные геологические институты стали анализировать и обрабатывать поступающие материалы. Вскоре была открыта нефтеносность баженовской свиты Студеной, Верхне-Шапшинской, Мултановской разведочных площадей.

В 1974 году на Салымском участке площадью более 10 тыс. гектаров были пробурены 72 экспериментальные скважины, из которых 11 оказались сухими, 25 скважин были выведены из разработки с накопленной добычей менее 1 тыс. тонн и только в 19 скважинах накопленная добыча превысила 20 тыс. тонн. Именно тогда стало абсолютно ясно, что к бажену так просто не подступиться. Однако, несмотря на казавшиеся тогда неисчерпаемыми ресурсы традиционных месторождений Западной Сибири, проблему бажена не отложили в долгий ящик. Фактически ею вплоть до 90-х годов прошлого века активно занимались все научно-исследовательские институты, так или иначе связанные с геологией и нефтегазовой отраслью. А в непростые 90-е годы прошлого века интерес к баженовской свите и вовсе утих. Как и ко многим другим суперпроектам огромной страны.

Площадь баженовской свиты составляет около 1 200 000 квадратных километров, толщина нефтеносных пород — от 10 до 100 метров. По самым оптимистичным оценкам геологов, ее ресурсный потенциал может составлять до 60 миллиардов тонн нефти. Это в 4−7 раз больше оценки потенциала формации Баккен в США, ставшей родиной сланцевой революции! Свита залегает на глубине двух-трех километров и была образована морскими отложениями на рубеже юрского и мелового периода (около 145 миллионов лет назад). Важный момент: доисторическая нефть, по оценкам экспертов, отличается отменным качеством: ее легко перерабатывать, но сложно добывать. Пока сложно.

Нефтяное сообщество России вернулось к обсуждению возможности промышленного освоения баженовской свиты лишь к середине 2000-х. В 2007 году стартовала масштабная научная работа по теме: «Проведение фундаментальных исследований, разработка технологических решений и оборудования для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного углеводородного сырья», исполнителями которой стали ведущие вузы и научные организации России. Он является наиболее скрупулезным исследованием по данной тематике первой декады XXI века.

Пионерами нового витка изучения и экспериментальной добычи с бажена стала компания РИТЭК – дочерняя компания ЛУКОЙЛа – и компания «Сургутнефтегаз», которая, впрочем, не останавливала работы на баженовской свите и в 90-е годы прошлого века. Сейчас на бажене активно работают «Сургутнефтегаз», «Роснефть», «РуссНефть», РИТЭК и «Газпромнефть». Причем проект последней «Создание комплекса отечественных технологий и высокотехнологичного оборудования разработки запасов баженовской свиты» в 2017 году получил статус национального, а в ХМАО был создан технологический центр «Бажен». Сейчас компанией разработан паспорт федерального проекта «Освоение баженовской свиты в Западной Сибири».

В течение последних пяти лет «Газпром нефть» системно реализует масштабную программу геологического изучения и отработки технологий добычи нефти баженовской свиты: изучается керн, проводятся большие научные исследования, проведен ряд опытно-промысловых испытаний внутрискважинного оборудования, адаптирована технология многостадийного гидроразрыва пласта. В 2018 году пробурено уже более 10 высокотехнологичных горизонтальных скважин (преимущественно на Пальяновском месторождении), подтвердивших эффективность гидроразрыва для баженовской свиты и, как следствие, ее потенциальную продуктивность. По предварительным прогнозам, к 2025 году объем добычи нефти из баженовский свиты может достичь 10 миллионов тонн в год, 25% из которых будет приходиться на долю «Газпром нефти».

Первая полученная «трудная» нефть из баженовской свиты в России стоила примерно $95 за баррель, сейчас «Газпром нефти» уже удалось снизить ее себестоимость до $60 за баррель. К 2021 году компания планирует создать промышленную технологию разведки и добычи и достигнуть показателя себестоимости добычи $40 за баррель. По мнению специалистов, достижение этой планки позволит ввести запасы баженовских горизонтов в промышленную разработку и сделать ее максимально рентабельной. Коммерческую добычу баженовской нефти планируется начать уже в 2025 году, к этому моменту за счет развития сервисного рынка в России стоимость ее может снизиться до $30 за баррель.

К 2027 году «Газпром нефть» намеревается пробурить на баженовской свите более 100 горизонтальных скважин с проведением многостадийного гидроразрыва пласта. Технологический задел, который страна может получить при освоении этих месторождений, способен серьезно продвинуть вперед не только нефтедобывающую отрасль. Это и новые рабочие места, и новые градообразующие предприятия, и новые знания о геологической истории планеты, и создание нового рынка технологий с оборотом в десятки миллиардов рублей. Предстоит еще много десятилетий тяжелого труда, но уже можно с уверенностью судить о том, что слухи о скором прекращении разработки месторождений черного золота, регулярно появляющиеся в СМИ, сильно преувеличены. Главная цель — уже в ближайшие годы создать необходимые условия для ее добычи.

Цикл, посвященный добыче сланцевой нефти окончен. Или приостановлен. Будет информация – напишу еще. Следующая публикация на тему ТРИЗов будет касаться доманику и доманиковой нефти

Часть 1: Легко ли добыть нефть. Сланец, великий и ужасный - 1
Часть 2: Легко ли добыть нефть. Сланец, великий и ужасный - 2
В комментариях к первым двум темам мне не раз задавали много вопросов, чаще всего возникал вопрос, какая себестоимость сланцевой нефти (и газа), и даже обвинили в работе на Газпромнефть))). Хотя отчасти это правде соответствует, сейчас наша организация на подряде как раз у них. Но маркетинг Газпромнефти и заказной пост - это перебор. Хотя я бы и не отказался, только кто за мои статьи деньги даст.

Про себестоимость я ничего не могу сказать, во-первых, у меня не такая специальность, во-вторых, никогда не интересовался этим вопросом. Пусть себестоимость рассчитывает те, кто это должен – финансисты, экономисты и аналитики на диване, последние больше всего знают, а у меня нет такой высокой квалификации.

Единственное, что я могу сказать, так только то, что стоимость сланцевой нефти и газа никогда не сравнится со стоимостью аналогичного месторождения традиционной нефти и газа. Т. е. теоретически, если взять два месторождения, которые находятся рядом, имеют одинаковые запасы, инфраструктуру, транспорт и тд и тп., но будут отличаться фильтрационно-емкостными свойствами пласта, то добыча на месторождении традиционной нефти и газа будет однозначно дешевле. Почему так происходит?

Во-первых, можно обмануть людей, но невозможно обмануть физические законы. Как я написал во второй теме, традиционную нефть, как минимум на начальных стадиях разработки, добыть довольно просто. Пробурили вертикальную скважину и качай нефть. А вот со сланцевой нефтью такое невозможно. Необходимо делать горизонтальный ствол, делать МГРП, а это стоит очень немалых денег. Иначе нефти не добиться. Больше скважиноопераций = больше вложено денег = дороже нефть.

Во-вторых, в скважинах, которые находятся в сланцевых пластах, очень быстро падает дебит (продуктивность скважин). В принципе, дебит падает на всех скважинах и происходит обводнение. Но на месторождениях сланцевой нефти это происходит гораздо стремительнее.

Вот диаграмма, которая показывает средний дебит скважины, которая расположена в крупнейшей американской формации Баккен http://theoildrum.com/node/9954, http://www.postcarbon.org/wp-content/uploads/2014/10/Drillin...)

Наряду с месторождением Игл-Форд она обеспечивает 2/3 добываемой сланцевой нефти. Как видим начальный дебит скважины порядка 900 баррелей (158,9 литра). Это, если перевести в привычные нам единицы, 143 кубических метра. Не самый большой объем, но нормальный. Но на второй год дебит составляет уже 427 баррелей, а на пятый – 66 баррелей. А это уже всего 10,5 кубометров. Это уже мало, а дальше еще становится ниже. Можно, конечно, скважину «оживить», седлать дополнительные ГРП (если есть возможность), пробурить дополнительный ствол, но расходы будут вполне сравнимы с бурением новой скважины.

Третья причина – это дефицит воды. Давайте посмотрим две карты.

На этой карте отображён водный стресс в США - нехватка воды, приемлемой для питьевых и хозяйственных нужд, качества

А на этой изображены основные сланцевые месторождения нефти и газа. Теперь становится понятно, что основные успехи американских сланцевиков связаны с формациями Марсуллус/Ютика и Баккеном (Виллисон). Там просто много воды, которая требуется в огромных объемах, на один ГРП могут понадобится сотни, а то и тысячи кубометров. Успехи Пермиана бассейна, который расположен в знойном Техасе скромнее, там просто не хватает воды.

Для того, чтобы покрыть дефицит, компания "Layne Christensen Company", специализация которой водоснабжение жилого сектора, в сотрудничестве с руководством штата Техас заключили соглашение о бурении более 100 скважин в Западном Техасе, чтобы в последующем продать ее нефтяным компаниям. (https://www.graniteconstruction.com/company/our-brands/Layne)

Но в США хватает денег и воды, но все гораздо более грустно в Китае. Смотрим карту водного стресса Китая с наложением границ сланцевых месторождений (сиреневые контуры)

В Китае хватает денег, но им не повезло с водой. Страна, имеющая население в 20% от мирового, владеет всего лишь 6% водных ресурсов пресной воды. Кроме того, качество данной воды ниже каких-либо стандартов даже сейчас — 20% китайского речного стока и 35% подземных резервуаров воды и поверхностных озёр непригодны для промышленного и сельскохозяйственного использования уже сейчас. Правда китайцы пытаются разработать свои технологии, а не использовать ГРП, посмотрим, что у них получится

Недалеко ушла и сухая Австралия. Там полно сланцевых бассейнов, но воды еще меньше, чем в Китае

Ну и, наконец, четвертая причина. Себестоимость можно нарисовать какую угодно, главное, кто и как будет измерять. И в этом вопросе замешано много политики и спекуляций. Я никогда не забуду, в то время, когда нефть была по сто баксов и выше за баррель, наш Президент заявлял, что себестоимость нефти составляет каких-то значительных величин, то ли 50, то ли 70 долларов за баррель. А потом нефть рухнула, и оказалось, что ее выгодно добывать и за куда более низкую цену. Примерно такое происходит и со сланцевой нефтью. Мне кажется, что себестоимость считают верно, но, главное, считают там, где нужно. Например на Баккене, с которым американцам явно повезло. В нем имеется три статиграфических слоя: верхний и нижний сланцевый, а середина состоят из песчаников и доломитов, которые обладают хорошей проницаемостью. Оттуда и добывают преимущественно нефть, вполне вероятно, там себестоимость ниже, чем в других сланцевых бассейнах. Поэтому там и бурят. А еще и нет воды. Воды нет — и не будет. Нет воды — нет ГРП. Нет ГРП — нет газа или нефти. А на Барнетте и Грин Ривер после экспериментов бурение пока развивается шатко-валко. Как и при добыче любого ресурса снимают сливки, но когда они сняты, то цена работ и себестоимость продукции увеличивается.

Да и то, что американские компании закредитованы по самое не хочу, косвенно свидетельствует об этом. По данным Федерального агентства энергетической информации США, только на обслуживание долгов компаний, занятых в индустрии, ежедневно уходит стоимость 1,5 миллиона баррелей, а это четверть всей добываемой сланцевой нефти. Помимо высоких затрат на обслуживание долгов, выйти в прибыль мешают постоянно растущие затраты на модернизацию. И это притом, что по сравнению с российской американская сланцевая нефть не такая и «трудная». Поэтому рассказы про «30 долларов за баррель» могут дуть в уши финансистам и государству сами сланцевики, чтобы получить еще больше выгодных кредитов, субсидий и прочих денежных вкусняшек.

Американцы сделали сланцевую революцию. Они молодцы, это бесспорно. Но фишка заключается в том, что она была сделана вынуждена. Если бы у них остались мощные месторождения обычной нефти и газа, то революция вряд ли состоялась. Нам повезло, что у нас больше обычной нефти и газа. Но проблема истощения традиционных запасов есть и у нас. Если нефть и газ останутся востребованным сырьем, в чем я уверен, то сланцевая революция будет и у нас. Другое дело, что нефть и газ будут дороже, чем сейчас. Чудес не бывает,как я написал выше, никакие технологии не обманут законы природы и не сделают дешевле продукцию ниже определенного порога. Слишком много затрат, слишком быстрое падение дебитов, слишком низкий EROEI (отношение полученной энергии к вложенной).

Уважаемые читатели, я вас обманул. Писал в прошлый раз, что будет три статьи, но писать лень, поэтому выйдет четвертая статья о разработке сланцевых месторождений в нашей стране