Скважины как рок-звезды: рискованная ставка на «фрекинг» в Колумбии

Нефтяная отрасль намерена открыть новое направление деятельности в Колумбии. С приходом к власти Абелардо де ла Эсприелла сектор видит возможность впервые применить технологию гидроразрыва пласта в Средней долине Магдалены. Профсоюзы обещают собственный газ, увеличение налоговых поступлений и создание рабочих мест. Однако это совершенно новое направление. Данные о недрах не являются окончательными, на добычу первых коммерческих баррелей уйдут годы, и отрасль предупреждает, что без государственной поддержки сделать первый шаг будет сложно. Кроме того, на вопрос о рентабельности этого бизнеса ответ начинается со слов «зависит от…». Зависит от породы, от мировых цен, от технологий и от того, кто первым начнет бурение. В традиционной скважине углеводород вышел из породы, в которой он образовался, в другую, более пористую, и легко течет. Фрекинг нацелен на тот углеводород, который остался запертым, с помощью горизонтальных скважин, которые проходят сквозь породу и разрывают её с помощью воды, химикатов и песка. Отрасль называет их нетрадиционными месторождениями, и приведенные ею примеры принесли плоды не сразу. В Техасе Джордж Митчелл потратил около 17 лет, пытаясь добывать газ с прибылью. Эта технология сделала США крупнейшим производителем нефти в мире. В Аргентине компания YPF, которая в то время находилась под контролем Repsol, объявила в 2011 году об обнаружении сланцевой нефти (shale oil) в Вака-Муэрта — формации в Патагонии, потенциальная площадь которой составляет около 30 000 квадратных километров. По данным YPF, в Лома-Кампана — их первом крупном проекте — затраты на добычу одного барреля с использованием этой технологии снизились с 34 долларов в 2015 году до девяти в 2019 году. Сегодня Аргентина добывает почти миллион баррелей в сутки — чуть меньше, чем Венесуэла, — причём большая часть этой добычи приходится на месторождение Вака-Муэрта. Фелипе Байон, бывший президент Ecopetrol и нынешний руководитель компании GeoPark, которая ведет там добычу, объясняет часть успеха «созданием экосистемы» между правительством, провинциями, операторами и поставщиками, которые «работают сообща, чтобы бурить и добывать всё быстрее и с меньшими затратами». Колумбии предстоит пройти свой собственный путь освоения, причём в условиях волатильных цен. «Весьма вероятно, что на начальном этапе добиться рентабельности будет очень сложно», — предупреждает инженер-нефтяник Хайме Чека. Ла-Луна, нефтеносная материнская порода Средней долины, простирается под бассейном площадью 32 000 квадратных километров, охватывающим департаменты Сантандер, Антиокия, Бояка и Кундинамарка, по данным Национального агентства по углеводородам (ANH). В Пуэрто-Вильчесе планировалось проведение пилотных проектов компаний Ecopetrol и ExxonMobil. По данным Управления энергетической информации США (EIA), площадь участков Ла-Луна и Эль-Табласо, обладающих геологическими условиями для добычи нефти и газа, составляет около 6 700 квадратных километров, что чуть больше одной пятой площади Вака-Муэрта. Этот бизнес выгоден, когда скважина проникает глубоко в породы с трещинами, а пласт настолько обширен, что позволяет пробурить сотни скважин, что позволяет распределить затраты на строительство дорог и трубопроводов. В Вака-Муерта компания GeoPark провела 180 этапов гидроразрыва в своих первых пяти скважинах, а в конце года начнёт кампанию по проведению ещё до 55 этапов. При этом приостановленный пилотный проект в Кале, по словам Чеки, «позволял пробурить лишь одну скважину с 20 этапами гидроразрыва, а этого недостаточно». Какова будет производительность скважины «Ла-Луна» — пока неизвестно. Поэтому расчёты носят приблизительный характер. «Все эти цифры, которые можно ввести в таблицу, — всего лишь предположения», — признаёт Чека. Самым политическим аргументом в пользу гидроразрыва пласта является энергетический суверенитет. Проблема действительно актуальна: согласно данным ANH, доказанные запасы газа сократились на 57 % в период с 2016 по 2025 год, а в сентябре импорт покрывал 39 % предложения. Но месторождение «Ла-Луна» обещает прежде всего нефть. По расчётам Ecopetrol в 2019 году, только 15 % извлекаемого потенциала месторождений «Ла-Луна» и «Эль-Табласо» пришлось бы на газ. В Колумбии, безусловно, найдутся покупатели, но не хватает инфраструктуры. Сеть работает на пределе возможностей, и прежде чем попасть в неё, газ из «Ла-Луна» придётся отделить от нефти и подвергнуть обработке. Фрекинг также требует значительных капиталовложений. «Эти скважины похожи на рок-звёзд: интенсивная и короткая жизнь», — описывает их Гильермо Тамбурини-Беливу, аргентинский исследователь из CONICET. Скважина, разрабатываемая методом гидроразрыва пласта, за первые два года дает 80 % своей нефти; традиционная — 10 %. Чтобы поддерживать дебит, компании ведут серийное бурение и гидроразрыв. По словам Байона, это проекты на 30–35 лет, которые «требуют очень значительных инвестиций, поддерживаемых на протяжении многих лет, а их маржа ограничена». Вложенные средства окупаются только спустя годы, поэтому бизнес требует стабильных правил. Аргентина предложила 30-летнюю стабильность в области налогообложения, таможенного регулирования и валютного курса в рамках программы RIGI, действующей с 2024 года. Колумбия готовит свой вариант — Единый режим обеспечения стабильности бизнеса (RUGE) — с гарантией стабильности на срок до 16 лет. При цене барреля около 90 долларов, поднятой из-за войны, нефтяная скважина в Вака-Муерта приносит 50 % дохода, подсчитал Даниэль Дрейззен из консалтинговой компании Aleph Energy. Но это при условии, что инфраструктура уже построена. Если же инфраструктуру предстоит построить, доходность снижается до примерно 35 %. К тому же существуют риски, связанные с наземными работами, которые перечисляет Хуан Гонсало Кастаньо, инженер-нефтяник с 30-летним стажем в отрасли. Разработка месторождений методом гидроразрыва пласта требует движения десятков грузовиков по изношенным дорогам, и если их останавливает блокада, компания несет убытки из-за простоя оборудования. Нефтяные рассолы — воды с чрезвычайно высокой соленостью — необходимо очищать перед повторной закачкой, и эти затраты могут «поставить под угрозу» бизнес, говорит он. Риски, имеющие наибольшее историческое значение, — это социально-экологические риски. В 2019 году экспертная комиссия, созванная правительством Ивана Дуке, учла опасения местного населения по поводу загрязнения воды и землетрясений, а также недоверие к способности государства «контролировать экологические и социальные последствия». Эта комиссия пришла к выводу, что нефтедобыча в этом регионе «не обладает тем, что мы называем „социальной лицензией“». Суду потребовалось шесть лет, чтобы утвердить правила проведения гидроразрыва пласта. Когда это произошло, в 2022 году к власти пришёл Густаво Петро, который через компанию «Экопетроль» приостановил пилотные проекты. Согласно договору, если что-то пойдёт не так, убытки несет оператор, который изучает породы и бурит необходимые скважины «за свой счёт», — поясняет Чека. Однако поддержка, о которой сейчас просит отрасль, переложила бы часть риска на государство: более низкие налоги, инфраструктура и даже геологоразведка. Байон предлагает подтвердить потенциал бассейнов, пока «правительство создает благоприятные условия для обеспечения необходимой инфраструктуры». Компания Welligence идет ещё дальше и предлагает, чтобы первые скважины пробурили ANH или «Экопетроль». Выигрыш, как они говорят, может быть огромным. Компания Welligence, опираясь на данные Ecopetrol и других источников, говорит о запасах до 7 000 миллионов баррелей жидких углеводородов и 13 триллионов кубических футов газа во всей Средней долине. Эти цифры превышают доказанные запасы нефти страны более чем в три раза, а запасы газа — более чем в семь раз. Но это то, что может находиться под землёй, а не то, что можно добыть с прибылью. Государство владеет 88,5 % акций Ecopetrol, которая с 2019 года занимается гидроразрывом пласта в Пермском бассейне (США) совместно с Occidental Petroleum. Хотя это один из её самых продуктивных источников, в марте тогдашний президент компании Рикардо Роа признал, что эти инвестиции ещё не окупились. Пока что компании GeoPark и Drummond готовы рискнуть, поскольку доверяют своим инженерам. Риск, по словам Чеки, — это то, что находится вне их контроля. «Для применения технологии гидроразрыва пласта требуется очень тесная координация между государственными органами, местным сообществом и промышленностью. А это то, что далось нам в Колумбии с большим трудом», — заключает он.