Месторождение Марселлус – лидер сланцевой революции в США

The Marcellus field is the leader of the shale gas revolution in the United States

V. BOGOYAVLENSKY, P. BARINOV, I. BOGOYAVLENSKY, K. YAKUBSON, Oil and gas research institute Russian academy of sciences

Сланцевая революция в США за несколько лет кардинально изменила мировую нефтегазовую индустрию. Сочетание горизонтального бурения и многостадийного гидроразрыва пластов еще пять лет назад казалось слишком дорогим, чтобы обеспечить рентабельную добычу природного газа. Однако технические усовершенствования, а также снижение капитальных и операционных затрат позволили добиться успеха, обеспечив лавинообразный рост и приемлемую себестоимость добычи газа. Ведущую роль в этом процессе играет крупнейшее в мире месторождение сланцевого газа «Марселлус».

The shale revolution in the United States for several years have drastically changed the global oil and gas industry. The combination of horizontal drilling and multistage hydro fracturing five years ago it seemed too expensive to provide cost-effective extraction of natural gas. However, technical improvements, and reducing of capital and operating costs have been successful, providing the explosive growth and reasonable cost of gas. A leading role in this process plaus the world’s largest shale gas field Marcellus.

Сланцевая революция в США кардинально изменила рынок углеводородов, и это влияние нарастает не только на внутреннем рынке США, но и в мировом энергетическом балансе [1]. Начало фазы ее бурного развития условно можно отнести к 2006 г., с которого наблюдается десятилетний активный рост объемов бурения горизонтальных скважин с гидроразрывом пластов (ГРП) и доли сланцевого газа в общем балансе годовой газодобычи США с 5,5 в 2006 до 55 % в 2015 г. [2]. В развитие этой тенденции определяющее значение привносит североамериканский угленефтегазоносный бассейн Аппалачей, в котором на разных глубинах, перекрываясь по площади, расположены сланцевые нефтегазоносные формации (месторождения, плеи) Марселлус и Ютика (Marcellus and Utica plays). Бассейн Аппалачей расположен в северо-восточной части США в штатах Нью-Йорк, Пенсильвания, Огайо, Западная Вирджиния, Теннеси, Джорджия и Алабама, вблизи крупных городов и промышленных центров, что поднимает экономическую значимость разработки этих формаций (рис. 1).
Формации Марселлус и Ютика в период 2012 – 2015 гг. обеспечили свыше 85 % прироста добычи газа США [3]. При этом извлекаемые ресурсы Марселлуса оцениваются в 5 раз выше, чем Ютика. Марселлус является самым крупным известным скоплением сланцевого газа в мире. Его начальные геологические ресурсы оценены в 42,5 трлн м3 [4], площадь – 246 тыс. км2 (больше Великобритании), а мощность – в среднем около 50 м (местами до 350 м и более). Основные залежи расположены в низкопористых (2 – 5 %), низкопроницаемых (от микро- до нано-Дарси [5]) сланцевых отложениях средне-девонского возраста на глубине от 300 до 2000 м (980 – 6500 футов) от уровня моря.

Сланцевая революция в США кардинально изменила рынок углеводородов, и это влияние нарастает не только на внутреннем рынке США, но и в мировом энергетическом балансе.

Давление в пласте составляет 3727 – 4595 Psi (около 26 – 32 МПа). С учетом альтитуд рельефа местности, забои вертикальных скважин в формации Марселлус составляют 1500 – 2750 м, что относительно неглубоко по сравнению с другими сланцевыми залежами углеводородов в США [5].
С 2004 г. одним из первопроходцев освоения Марселлус является американская компания Range Resources, а в настоящее время добычу газа на нем ведут более 20 компаний. В ходе его разработки пробурено свыше девяти тысяч эксплуатационных скважин, что составляет всего 1,55 % от общего числа 578 тысяч действующих газовых скважин США, из которых 456 тысяч имеют дебиты менее 2,55 тыс. м3 в сут (90 тыс. куб. футов в день) [6].
По данным Управления энергетической информации США EIA (U.S. Energy Information Administration), в период 2010 – 2015 гг. Марселлус демонстрировал устойчивый, практически линейный, десятикратный рост среднесуточной добычи с 50 до 500 млн м3 (рис. 2). В 2015 г. Марселлус обеспечил почти 40 % добычи сланцевого газа в США, или около 20 % общей газодобычи в стране. По состоянию на июль–октябрь 2016 г. добыча составила около 515 млн м3 в сутки (188 млрд м3 в год) [7], что сопоставимо с совокупным потреблением газа в Китае (197 млрд м3 в 2015 г.) [8, 9]. Причиной лидерства Марселлус в объемах добычи является экономическая эффективность его разработки, обусловленная относительно низкими издержками и близостью к потребителям добываемого сырья. Затраты на добычу постоянно сокращаются и резервы для их снижения далеко не исчерпаны.
Особенного внимания заслуживает тот факт, что на Марселлус существенное сокращение количества действующих буровых установок (БУ), с пикового значения 141 в январе 2012 г. до минимального – 24 в середине 2016 г. (рис. 3), не вызвало соответствующего по динамике падения добычи газа. Это обусловлено тем, что примерно половину добываемого газа сегодня получают из скважин, введенных в эксплуатацию в последние два года, когда скорость бурения, среднесуточная добыча из скважины и расчетная добыча на одну работающую БУ (production per rig per day – параметр из отчета DPR (Drilling productivity report) EIA [7]) значительно выросли (рис. 3). Улучшилась и геологическая изученность формации, что позволило выявлять и разрабатывать наиболее продуктивные участки (sweet spot).

В 2015 г. Марселлус обеспечил почти 40 % добычи сланцевого газа в США или около 20 % общей газодобычи в стране.
По состоянию на июль–октябрь 2016 г. добыча составила около 515 млн м3 в сутки (188 млрд м3 в год), что сопоставимо с совокупным потреблением газа в Китае (197 млрд м3 в 2015 г.).


В результате усовершенствования технологий дебиты новых скважин на месторождении Марселлус растут, а капитальные затраты на их сооружение снижаются.

Формации Марселлус и Ютика в период 2012 – 2015 гг. обеспечили свыше 85 % прироста добычи газа США, при этом извлекаемые ресурсы Марселлуса оцениваются в 5 раз выше, чем Ютика. Марселлус является самым крупным известным скоплением сланцевого газа в мире. Его начальные геологические ресурсы оценены в 42,5 трлн м3, площадь – 246 тыс. км2 (больше Великобритании), а мощность – в среднем около 50 м (местами до 350 м и более).

В период 2012 – 2016 гг. средняя стоимость строительства новой скважины снизилась с 8 до 6 млн долл. Если в начале разработки в 2007 г. средняя скважина производила 13 – 15 тыс. м3 газа в сутки, то в начале 2016 г. этот показатель превысил 300 тыс. м3, что является уникальным результатом для США, не избалованных высокими дебитами скважин (2,55 тыс. м3 в сут в 78,9 % скважин). Основными факторами увеличения осредненной суточной добычи скважины являются:
1. Увеличение доли скважин горизонтального бурения.
2. Увеличение количества стадий ГРП.
3. Кустовое бурение и увеличение количества латеральных ответвлений скважины при сокращении их длины.
4. Большее количество закачиваемого проппанта.
5. Выявление и первоочередное освоение участков с повышенным содержанием газа (sweet points), которому способствует улучшение знаний резервуара.
6. Возросшее применение самоходных БУ.
По состоянию на март 2016 г. в США оставалось всего 94 работающие БУ на газ, из них 62 БУ (66 %) работали в четырех регионах: Марселлус – 31, Ютика – 11, Хэйнсвилл – 14 и Игл Форд – 6 (рис. 4). По данным Baker Hughes, такое падение произошло впервые за 29 лет истории учета. Это на 63 % меньше, чем год назад, и на 89 % меньше, чем пять лет назад (рис. 4). Сокращение количества БУ в наименьшей мере коснулось Марселлус по сравнению с остальными сланцевыми месторождениями в США. Лавинообразное сокращение работающих БУ явилось одной из существенных причин снижения себестоимости строительства скважин.

Особенного внимания заслуживает тот факт, что на Марселлус существенное сокращение количества действующих буровых установок (БУ), с пикового значения 141 в январе 2012 г. до минимального – 24 в середине 2016 г., не вызвало соответствующего по динамике падения добычи газа.

Одним из основных факторов, обеспечивших колоссальный рост добычи сланцевого газа в США в последние годы, является существенное снижение себестоимости его добычи. По данным компании Range Resources, в период 2008 – 2015 гг. полная себестоимость добычи и поставки газа из формации Марселлус снизилась на 43 % [10]. В оценке ее снижения (табл.) учитывались все операционные издержки компании, составившие 86,9 долл/тыс. м3 против 151,8 семью годами ранее. Ежегодное снижение в среднем составило 6,14 %. Очевидно, что непосредственные затраты на добычу на устье скважины значительно ниже этих значений.

Капитальные затраты на баррель нефтяного эквивалента при добыче из формации Марселлус составляют менее 33 долл/тыс. м3 (5,17 долл/бнэ в 2014 г.), насосы и оборудование для ГРП – 23% (1,83 млн долл.), бурение и буровые жидкости – 15% (1,15 млн долл.), жидкости для заканчивания скважин и водоотвод – 14% (1,09 млн долл.), обсаживание и цементирование колонн – 12% (0,96 млн долл.), проппант – 12%, оборудование для насосно–компрессорной добычи и иное оборудование – 7%, страхование и консалтинг – 8%, другое – 9%.

Из приведенных в табл. данных следует, что на фоне снижения затрат по многим статьям расходов неуклонно растут издержки только по одной самой крупной в последние четыре года статье расходов – сбор и транспорт газа. За период 2008 – 2015 гг. они выросли в 10,6 раза до 30,02 долл/тыс. м3 в 2015 г. Для сравнения отметим, что, по данным отчета акционеров, компания «Роснефть» в первом полугодии 2016 г. затратила за транспортировку добытого газа по магистральным трубопроводам до конечного российского покупателя в среднем 1060 руб/тыс. м3, что примерно равно 16,3 долл/тыс. м3. Причина растущих расходов на подготовку и транспорт газа формации Марселлус состоит в том, что увеличение объемов газодобычи значительно опережало развитие транспортной инфраструктуры, а это временное явление. В 2017 г., дополнительно к действующему с 2016 г. заводу по сжижению природного газа (СПГ) Sabine Pass (рис. 1 – красный цвет), начнут работать новые заводы СПГ [1], в том числе завод и морской экспортный терминал Cove Point LNG компании Dominion c пропускной способностью 23 млн м3/сут или 8,4 млрд м3 в год в штате Мэриленд в непосредственной близости от Марселлус (рис. 1). В этом регионе в 2016 г. вводятся в эксплуатацию дополнительные магистральные трубопроводы общей пропускной способностью около 26 млрд м3/год: Rockies Express (5,7 млрд м3/год), Columbia Gas Pipeline’s East Side Expansion (3,2), Broad Run Flexibility (6,1), Tetco’s Uniontown-to-Gas City project (5,5), а также Williams Transcontinental Pipeline’s Leidy Southeast (5,4).
В середине 2016 г. разница в цене (спрэд) на газ между национальным ценовым маркером США Henry Hub и на точках приема Dominion South, Transco Leidy Line и Tennessee Zone 4 на промысле Марселлус составляла 50 – 60 %, 28 – 32 долл/тыс. м3. Максимальное значение спрэда в 2015 г. в 57 долл/тыс. м3 зафиксировано в июле, а осенью 2014 г. он превышал 70 долл/тыс. м3, при том, что в начале года его значение находилось в пределах 15 – 20 долл/тыс. м3, а в начале 2012 г. он почти отсутствовал. Ажиотажный спрос на транспорт газа и недостаточная пропускная способность магистралей продолжают ограничивать объем добычи. Спрэд постепенно снижается, и со временем он, видимо, исчезнет.
В 2015 г. доля газа в производстве электроэнергии в США превысила долю угля. Новые газовые электростанции строятся прямо на сланцевых формациях. Их мощность в 2016 – 2018 гг. увеличится на 18,7 ГВт (гигаватт), из них вблизи Марселлус она составит (ГВт): в Вирджинии – 2,3, в Огайо – 1,9, в Пенсильвании – 1,8 и в Массачусетс – 0,7 ГВт. Нью-Йорк перешел на отопление газом Марселлус, полностью отказавшись от мазута [11]. В США растут новые газохимические производства и стремительными темпами газифицируются частные домовладения. Можно предположить, что многократный рост транспортных расходов будет нивелирован в ближайшие два-три года. Таким образом, только за счет снижения затрат на транспорт возможно снижение стоимости газа почти на треть по сравнению с нынешней.

По состоянию на март 2016 г. в США оставалось всего 94 работающие БУ на газ, из них 62 БУ (66 %) работали в четырех регионах: Марселлус – 31, Ютика – 11, Хэйнсвилл – 14 и Игл Форд – 6. По данным Baker Hughes, такое падение произошло впервые за 29 лет истории учета. Лавинообразное сокращение работающих БУ явилось одной из существенных причин снижения себестоимости строительства скважин.

Поскольку в последнее время значительно сокращались капитальные затраты добывающих компаний, что видно из графика снижения количества БУ (рис. 3) и по снижению затрат на геологоразведочные работы, можно предположить дальнейшее снижение издержек по обслуживанию долгов (кредитов), составлявших 13,4 % всех затрат Range Resources в 2015 г. (на пике в 2010 г. их удельная величина превышала 21 %). Начиная с 2011 г. этой компании удалось постоянно снижать расходы на поисковое бурение как из расчета на единицу добываемого газа, так и в абсолютном выражении, и при этом увеличить доказанные запасы за тот же период вдвое.

Для разработки формации Марселлус специфичны относительно большие издержки на утилизацию воды после ГРП – до трети закачиваемой воды возвращается. Затраты на водоотвод доходят до 5 долл. за баррель (31,4 долл/м3), поскольку очищенная вода должна сбрасываться в реку Огайо.

Компания IHS Markit (Information Handling Services) по заказу EIA выполнила исследования затрат на добычу сланцевого газа, где привела лучшие и худшие результаты по операционным и капитальным издержкам различных добывающих компаний, в том числе и для формации Марселлус [12]. Лучшим показателем операционных издержек в 2015 г. по отношению к добыче является 12,36 долл. за баррель нефтяного эквивалента (бнэ), что примерно соответствует 78 долл/тыс. м3 (бнэ в 2015 г. для американской нефти в EIA считается равным 5,729 МБТЕ, что соответствует 158 м3 газа). Худший показатель – 187 долл/тыс. м3. Из непрямых операционных издержек LOE (Lease Operating Expenditures) основной является оплата труда (более половины), а другая часть включает водоотвод – очистку и утилизацию воды. Высокие удельные затраты на оплату труда в 2015 г. в LOE в значительной степени объясняются выплатами больших компенсаций при сокращении персонала. В будущем доля этих затрат, видимо, снизится. В зависимости от дальности транспортировки до тех или иных пунктов приема (хабов), избыточности предложения на них газа и величины тарифов расходы на доставку составляют 24,7 – 49,4 долл/тыс. м3 в связи с пока недостаточной обеспеченностью инфраструктурой. Подготовка жирного газа (wet gas) стоит 12,4 – 21,2 долл/тыс. м3. Транспорт жидких углеводородов обходится в 8 – 11 долл. за баррель и осуществляется автомобильным или железнодорожным транспортом.
Капитальные затраты на баррель нефтяного эквивалента при добыче из формации Марселлус составляют менее 33 долл./тыс. м3 (5,17 долл/бнэ в 2014 г.) [12]. В отчете компании IHS, размещенном на сайте EIA в марте 2016 г. [12], приведены данные о структуре осредненных затрат на добычу, которые после уточнения в IHS, выполненного по нашей официальной просьбе, приобрели следующий вид: насосы и оборудование для ГРП – 23 % (1,83 млн долл.), бурение и буровые жидкости – 15 % (1,15 млн долл.), жидкости для заканчивания скважин и водоотвод – 14 % (1,09 млн долл.), обсаживание и цементирование колонн – 12 % (0,96 млн долл.), проппант – 12 %, оборудование для насосно-компрессорной добычи и иное оборудование – 7 %, страхование и консалтинг – 8 %, другое – 9 %.
Насосы и оборудование для ГРП – это самая дорогая опция в сооружении скважины, она может значительно меняться в зависимости от количества стадий ГРП, которых в последнее время обычно осуществляют от 13 до 40 (появились данные о более чем 100 ГРП), а также от величины необходимого для разрыва давления. Затраты по этой статье могут составлять от 1 до 2,5 млн долл. Затраты на насосы для ГРП зависят от количества стадий, суммарной мощности, твердости и хрупкости породы, а также максимальной скорости впрыска и составляют 1 – 2 млн долл. (15 – 40 % стоимости скважины). Затраты на насосы для ГРП в 2015 г. в номинальном выражении упали на 40 % от их максимума в 2012 г. в среднем по отрасли.
Скорость бурения составляет 107 – 364 м в день и значительно зависит от механических свойств пород на забое и глубины залегания сланца. Поэтому диапазон затрат на бурение достаточно широк и может достигать миллиона долларов на одну скважину [12]. Скорость бурения в США за десять лет увеличилась втрое и продолжает расти. В среднем, бурение скважины занимает 16 – 18 дней при глубине скважины 2700 – 3200 м и латералях 2100 – 2700 м (средние значения длины латералей по субплеям Марселлус). Поскольку в затраты на бурение входит стоимость дневной аренды БУ (или амортизация в случае использования собственной БУ), то учитывая большое количество свободных БУ на рынке, можно ожидать снижения капитальных затрат в будущем при сохранении этого тренда. Снижение цен на бурение на месторождении Марселлус происходит быстрее, чем на других объектах, как в случае вертикального бурения, так и при бурении боковых ответвлений.

В последние годы постоянно снижающаяся стоимость строительства скважин привела к новому феномену – бурению «спящих» скважин DUC (Drilled but Uncompleted). В настоящее время на сланцевых месторождениях в США пробурено несколько тысяч DUC скважин, ожидающих более благоприятной конъюнктуры на рынке.

В последние годы постоянно снижающаяся стоимость строительства скважин привела к новому феномену – бурению «спящих» скважин DUC (Drilled but Uncompleted). В настоящее время на сланцевых месторождениях в США пробурено более 5 тысяч DUC скважин, ожидающих более благоприятной конъюнктуры на рынке.

Скорость бурения в США за десять лет увеличилась втрое и продолжает расти.

Затраты на жидкости для заканчивания скважин (completion fluids) зависят от количества потребляемой воды и ее стоимости, а также используемых химических веществ и их типа. Объемы необходимых жидкостей могут составлять от 6 до 51,5 тыс. м3, что дает разницу затрат до 900 тыс. долл. Начиная с 2012 г. средние цены на жидкости упали на 60 %.
Для разработки формации Марселлус специфичны относительно большие издержки на утилизацию воды после ГРП – до трети закачиваемой воды возвращается. Затраты на водоотвод доходят до 5 долл. за баррель (31,4 долл/м3), поскольку очищенная вода должна сбрасываться в реку Огайо. Большая часть наиболее привлекательных участков находится в населенных районах. При водоотводах от 30 до 90 тыс. баррелей на скважину затраты составляют 150 – 450 тыс. долл. Весьма вероятно, что эта издержка может быть оптимизирована – цена утилизации воды представляется чрезмерной.
Масса необходимого при ГРП проппанта составляет от 3,5 до 12 млн фунтов (1588 – 5443 т). Затраты на него могут составить 0,5 – 1,5 млн долл. на скважину в зависимости от ее устройства.
Диапазон совокупной длины латералей новых скважин на месторождении находится в пределах 3574 – 7789 футов (1089 – 2374 м). Это дает незначительную разницу в затратах в 0,2 млн долл., но именно от этой операции в значительной мере зависят эффективность затрат на скважину и объем извлекаемых запасов.
Средняя полная цена строительства скважины на Марселлус составляет 6,4 млн долл. Из опубликованных данных операторов следует, что средняя стоимость меняется в диапазоне 4,8 – 8,5 млн долл., в том числе у Range Resources – 4,8; Rex, EQT, Talisman – 5,5 – 5,7; Corrizo – 6,3, Cabot – 5,8 – 6,4 (в зависимости от числа скважин в кусте); Chesapeake – 7,3; Consol – 7,6; Rice – 8,5. В 2015 г., чтобы справится с долгами, Chesapeake продала множество участков более эффективным операторам. Конкуренция влечет снижение удельных издержек административного и управленческого характера, которые составляют около 12 % всех затрат у лидирующей по экономическим показателям компании Range Resources.

Выводы
В ближайшие два-три года США и весь мир ждет новый виток развития сланцевой эпопеи, для которого существуют следующие основные предпосылки:
1. Развитие газопроводной инфраструктуры в США удовлетворит резко возросший уровень газодобычи.
2. В США высвободилось большое количество БУ. Недостатка в оборудовании для ГРП не ожидается. Это обеспечит техническую возможность дополнительного роста газодобычи и, возможно, не только в США.
3. Будут снижаться капитальные и операционные издержки. Например: огромные затраты по оплате труда, частично вызванные значительными разовыми компенсациями по массовым увольнениям в 2016 г.; затраты на содержание менее эффективных старых скважин, при этом доля старых скважин будет постоянно уменьшаться, а более современных и эффективных скважин – нарастать.

Средняя полная цена строительства скважины на Марселлус составляет 6,4 млн долл.

4. Средний дебит из расчета на скважину будет расти, а удельные затраты на ее строительство и эксплуатацию будут снижаться.
5. Огромный (в два раза) разброс издержек на добычу среди множества газовых компаний неизбежно обернется консолидацией участков у наиболее эффективных операторов.
6. Экономика США активно переориентируется на подешевевшее углеводородное сырье. Это касается энергетики, химической промышленности, частных домохозяйств, муниципальных образований, транспорта и пр. Рост внутреннего потребления углеводородов будет оказывать влияние на повышение предложений от добывающих компаний.
7. США во много раз увеличат экспортные мощности СПГ, что стимулирует дополнительное увеличение газодобычи и повлияет на перераспределение долей мирового рынка трубопроводного и сжиженного газа.

Литература

1. Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. Тренды объемов добычи углеводородов морских и сланцевых месторождений США // Газовая промышленность, спецвыпуск: Добыча углеводородов: геология, геофизика, разработка месторождений. 2013. С. 23 – 27.
2. How much shale gas is produced in the United States? // EIA June 14, 2016. [Электронный ресурс].URL: http://www.eia.gov/tools/faqs/faq.cfm?id=907&t=8 (дата обращения: 03.11.2016).
3. Marcellus, Utica provide 85 % of U.S. shale gas production growth since start of 2012 // EIA July 28, 2015. [Электронный ресурс].URL: http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=22252 (дата обращения: 04.11.2016).
4. Бойер Ч., Кларк Б., Йохен В., Льюис Р. Сланцевый газ – глобальный ресурс // Нефтегазовое обозрение Shlumberger. Осень 2011 Т. 23. № 3. С. 36 – 51.
5. Lee D.S., Hermann J.D., Elsworth D., Kim H.T., Lee H.S. A Critical Evaluation of Unconventional Gas Recovery from the Marcellus Shale, Northeastern United States // KSCE Journal of Civil Engineering. 2011. № 15(4). Рр. 679 – 687. DOI 10.1007/s12205-011-0008-4
6. Stripper wells accounted for 11 % of U.S. natural gas production in 2015. // EIA July 28, 2016. [Электронный ресурс]. URL: http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=27272 (дата обращения: 04.11.2016).
7. Drilling & Productivity Report. EIA, July 2016. [Электронный ресурс]. URL: eia.gov/petroleum/drilling/archive/2016/07/ (дата обращения: 04.11.2016).
8. British Petroleum Energy Outlook 2015. [Электронный ресурс].URL: http://www.BP Energy Outlook | Energy economics | BP Global (дата обращения: 04.11.2016).
9. Богоявленский В.И., Баринов П.С., Богоявленский И.В., Якубсон К.И. Газовая революция в Китае // Бурение и нефть. 2016. № 11. С. 3 – 14.
10. Range Resources company presentation 27/06/2016. 71 р.
11. Майер Г. Нью-Йорк переходит с мазута на сланцевый газ // Ведомости 23.10.2013. [Электронный ресурс].URL: http://www.vedomosti.ru/ (дата обращения: 02.11.2016).
12. Trends in U.S. Oil and Natural Gas Upstream Costs // EIA March 2016. [Электронный ресурс].URL: https://www.eia.gov/analysis/studies/drilling/ (дата обращения: 11.11.2016).

References

1. Bogoyavlensky V.I. Bogoyavlensky I.V. Trends of hydrocarbon production volumes of the marine and shale deposits in the United States. // Gas industry, special issue: Hydrocarbon production: geology, geophysics, mining. 2013. Pp. 23 – 27.
2. How much shale gas is produced in the United States? // EIA June 14, 2016. [Еlectronic resource]. URL:http://www.eia.gov/tools/faqs/faq.cfm?id=907&t=8 (accessed: 03.11.2016).
3. Marcellus, Utica provide 85 % of U.S. shale gas production growth since start of 2012 // EIA July 28, 2015. [Еlectronic resource].URL: http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=22252 (accessed: 04.11.2016).
4. Boyer Ch., Clark B., Iochen V., Liuis R. Shale gas – a global resource // Shlumberger oil and gas review. Autumn 2011, vol. 23. No. 3. Pp. 36 – 51.
5. Lee D.S., Hermann J.D., Elsworth D., Kim H.T., Lee H.S. A. Critical Evaluation of Unconventional Gas Recovery from the Marcellus Shale, Northeastern United States // KSCE Journal of Civil Engineering. 2011. No. 15(4). Рр. 679 – 687. DOI 10.1007/s12205-011-0008-4.
6. Stripper wells accounted for 11 % of U.S. natural gas production in 2015 // EIA July 28, 2016. [Еlectronic resource]. URL: http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=27272 (accessed: 04.11.2016).
7. Drilling & Productivity Report. EIA, July 2016. [Еlectronic resource]. URL: eia.gov/petroleum/drilling/archive/2016/07/ (accessed: 04.11.2016).
8. British Petroleum Energy Outlook 2015. [Еlectronic resource].URL: http://www.BP Energy Outlook | Energy economics | BP Global (accessed: 04.11.2016).
9. Bogoyavlensky V.I., Barinov P.S., Bogoyavlensky I.V., Yakubson K.I. Gas revolution in China. // Drilling and oil. 2016. No. 11. Pp. 3 – 14.
10. Range Resources company presentation 27/06/2016. P. 71.
11. Meyer G. New York goes from fuel oil to shale gas // Vedomosti dd. 23.10.2013. [Electronic resource].URL: http://www.vedomosti.ru/ (accessed: 02.11.2016).
12. Trends in U.S. Oil and Natural Gas Upstream Costs // EIA March 2016. [Еlectronic resource].URL: https://www.eia.gov/analysis/studies/drilling/ (accessed: 11.11.2016).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Богоявленский В.И.

    Богоявленский В.И.

    член-корреспондент РАН, д.т.н., профессор, заместитель директора по науке, заведующий лабораторией «Шельф»

    Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

    Баринов П.С.

    Баринов П.С.

    научный сотрудник

    Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

    Богоявленский И.В.

    Богоявленский И.В.

    научный сотрудник

    Институт проблем нефти и газа РАН

    Якубсон К.И.

    к.т.н., ведущий научный сотрудник

    Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

    Просмотров статьи: 3296

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru