Korunk legfontosabb kérdése az emberiség energiaforrásokkal való ellátottsága: meddig és milyen feltételek mellett elegendőek a források az igények kielégítésére? Ezen belül kiemelt szerepet kapnak a fosszilis tüzelőanyagok, hiszen jelenleg az energiaigények 87%-át fedezik, a kőolaj és földgáz részaránya 57% (BP, 2014). Az iparág jelentőségét igazolja Helge Hove Haldorsen, az SPE (Society of Petroleum Engineers) elnöke is, aki szerint 2014-ben 92 millió BOE/D1 (75 millió BO/D) volt a szénhidrogén-folyadék (olaj), 325 Bcf/D a gáztermelés, 83 000 kutat fúrtak le, és 1000 milliárd USD-t fektettek be az iparba. (Az átszámításokat lásd a cikk végén.))

A kitermelési eljárások rendszerezése

A szénhidrogén-kitermelő eljárásokat úttörő módon, egységes szemlélet szerint a szerző munkái (Pápay, 2003, 2013, 2014a,b) tartalmazzák. Ezekben a munkákban szinte minden kitermelési technológia vizsgálat alá kerül elméleti és gyakorlati szempontból is. Ez nagy jelentőségű, mivel a művelési technológiák alapozzák, illetve határozzák meg a nagy költségű kőolaj- és földgázkitermelési projekteket. Ezek a munkák felölelik a kitermelési módszerek elméletének alapjait, tervezését, megfigyelését, a várható eredményeket és kockázatokat, elsősorban tárolómérnöki szempontból. Ennek elismerését jelenti, hogy az Egyesült Államok, Argentína, Anglia, Németország, Ausztrália, Egyiptom és Magyarország szakterületi egyetemein Pápay József (2003) munkáját az oktatásban referenciaként ajánlják.

A kőzetek pórusaiban elhelyezkedő kőolaj és földgáz kitermelési hatékonyságát alapvetően a kőzet áteresztőképessége és/vagy a fluidum viszkozitása határozza meg: a kettő hányadosát a szakirodalom mozgékonyságnak nevezi. Minél nagyobb a fluidum mozgékonysága, azaz minél nagyobb a kőzet áteresztőképessége és minél kisebb a fluidum viszkozitása, annál könnyebb és gyorsabb, végső soron olcsóbb a kitermelés. A kitermelési technológia alapján megkülönböztetjük a konvencionális és nem konvencionális szénhidrogén-kinyerési technológiákat. A kitermelt anyag minősége (összetétel, fűtőérték stb.) gyakorlatilag független az eljárás módjától (1. ábra) (Pápay 2013, 2014a,b). Az 1. ábra szerint nincs éles határvonal a konvencionális és nem konvencionális művelési módszerek, illetve szénhidrogének között. Az eredeti állapotot tekintve, a nem konvencionális szénhidrogének telepviszonyok között nem, illetve alig áramlóképesek. Így gazdaságos kitermelésük csak külső (nagy költségű) beavatkozással lehetséges: a kutak környezetét át kell alakítani, hogy a fluidumok szűrődése közelítsen a konvencionális telepekéhez. Ez a beavatkozás korlátozó térrészre terjed ki, ami azt jelenti, hogy sok kutat kell fúrni, azaz nagy a kútsűrűség és így a ráfordítási költség is.

Konvencionális kitermelési módszerek

Konvencionális olajkitermelési módszerek. Kezdetben a telepeket természetes energiával művelték (elsődleges művelés), majd az 1940– 1950-es évektől szükség esetén vizet vagy gázt sajtoltak be (másodlagos művelés) a rétegenergia fenntartására, mintegy másfél-kétszeresére növelve a gazdaságosan kitermelhető mennyiséget. Az elsődleges és másodlagos művelési eljárásokat együttesen klasszikus kitermelő módszereknek is nevezik. Az 1960– 1970-es évektől kidolgozták az ún. harmadlagos eljárásokat, amikor elegyedő gázokat, termikus energiát, kémiai anyagokat stb. sajtolnak be a termelés fokozására. Ezek az ún. EOR-módszerek (forszírozott hatékonyságú eljárások). Így általában a víz és/vagy nem elegyedő gázelárasztáshoz képest 10–12% többleteredményt lehet elérni. Minél bonyolultabb hatásmechanizmusú eljárást alkalmaznak, annál költségesebb a termelés. Az átlagos kihozatali tényező: 33–35% (Pápay, 2013).

Konvencionális földgázkitermelési eljárások

Természetes energiákkal történő művelés esetén a földgáz kedvező kompresszibilitási és áramlási tulajdonságai miatt a kőzetekből 75–80%-os hatásfokkal termelhető ki (Pápay, 2013).

Meg kell említeni azokat a technológiákat is, amelyek a felhasználás helyétől távol lévő gázforrások felhasználását teszik lehetővé – elfekvő gázkészletek (stranded gas) – úgy, hogy a földgázt különböző formában folyadékká alakítják át a szállíthatóság érdekében. A technológia gyakorlatilag megoldottnak tekinthető.

Nem konvencionális kitermelési módszerek

A nem konvencionális előfordulásokat gyakorlatilag a konvencionális telepek felkutatásával egyidejűleg ismerték meg, de nem állt rendelkezésre olyan művelési eljárás (nem is volt szükség rá), amely lehetővé tette volna a gazdaságos hozzáférésüket.

Az energiaigények által kikényszerített műszaki-tudományos fejlesztés eredményeként ma már egyre nagyobb mértékben lehetővé válik a rétegviszonyok között kis mozgékonyságú szénhidrogének gazdaságos hozzáférése. A megoldás lényege: az utóbbi öt-harminc évben olyan technológiai fejlesztések bevezetése (horizontális kutak, többszörös rétegrepesztés,vagy akár termikus energia alkalmazása, illetve ezek kombinálása stb.), amelyek a fluidum kis mozgékonyságát közelítik a konvencionális fluidumok mozgékonyságához a kitermelhetőség érdekében.

Nem konvencionális kőolaj-kitermelési módszerek • A technológiai kutatás fontosságát mutatja, hogy Kanada 20–30 éves kutatás eredményeként, jó hatásfokkal megoldotta az olajhomok- (oil sand), vagy bitumen-felhalmozódások kitermelését, ezzel a készletek vonatkozásában második helyre került Szaúd-Arábia után. A kőzet jó áteresztőképességű, de az olaj viszkozitása nagyobb, mint 10⁵ cP. Az ilyen típusú készletek növelésében alapvető szerepük lett az olajbányászati módszereknek. A kihozatali tényező 9–32% (Pápay, 2013).

Az olajpalák (oil shale) gazdaságos kitermelése még nem megoldott. A technológia kutatás alatt áll. A nem áteresztő vagy igen kis áteresztőképességű pala, illetve kőzet jelentős mennyiségű szerves anyagot (kerogént) tartalmaz, ami a szénhidrogén-képződés alapanyaga. Ez a kerogén különböző okok miatt nem alakult át szénhidrogénné. Tehát eredeti állapotában olajat és/vagy gázt nem tartalmaz a kőzet. Ezt a kerogént tartalmazó kőzetet csak szilárdásvány-bányászati eszközökkel tudják termelni, és a felszínen pirolízissel olajjá (részben gázzá) alakítani. Ez a technológia igen környezetszennyező, ezért in situ pirolízissel és olajbányászati módszerek kombinálásával kísérleteznek.

Az elmúlt négy év alatt jelentős eredményeket értek el Észak-Amerikában a tömött kőzetekből történő könnyűolaj termelése (light tight oil play) vonatkozásában is. Ebben az esetben könnyű és kis viszkozitású olajat tartalmaz a kis áteresztőképességű kőzet (Pápay, 2014a,b). A kőzet lehet szilikát, karbonátos kőzet vagy akár pala. A kihozatali tényező kicsi (3–7%), mivel jelenleg csak természetes energiával (+ repesztéssel) történik a művelés (Pápay, 2014a,b).

Nem konvencionális földgázkitermelési módszerek. E kategóriába tartoznak: a széntelepek metángáza (CBM), az alacsony áteresztőképességű (<0,1 mD) (szilikát, illetve karbonát típusú) homokkövekben lévő (tight) gázok, a palagázok (shale) (<<0,1 mD, akár 10^-4 mD) és a földgázhidrátok. CBM esetében a gáz adszorbcióval, míg metánhidrát esetében Van der Waals-erőkkel kötődik le a gáz a szénhez, illetve a vízmolekulák alkotta szilárd kristályvázhoz. A gáz mintha szilárd fázisban oldódna (kémiai kötés nélkül). A gázhidrát jég, illetve hószerű pozitív hőmérsékleten. A gázmezőkön dolgozó szakemberek a gázhidrátokat jól ismerik. A kihozatali tényező Pápay (2013) szerint a felsorolás sorrendjében: 20–60%, 10–50%, 6–50%, 0%(?). A gázt a vagyonhoz képest viszonylag kis ütemmel termeltetik. E típusú előfordulásokból származik jelenleg az USA gáztermelésének kétharmada (EIA, 2014), ami igen jelentős.

A jelenlegi becslések szerint a gázhidrátokban lévő gáz (alapvetően CH₄) mennyisége többszöröse a jelenleg ismert szerves eredetű energiaforrások-nak. Gazdaságos kitermelése még nem megoldott.

Készletellátottsági mutató becslése

Az energiaigények kielégíthetősége érdekében fel kell mérni a rendelkezésre álló volumeneket. Készlet (reserve) alatt a jelenlegi technológiai színvonal mellett gazdaságosan (még) kitermelhető kőolaj és földgáz mennyiségét értjük. Ettől meg kell különböztetni a telepben kezdetben lévő összes mennyiséget (magyar fluidumbányászati terminológia: vagyon; angol terminológia: resource).
Ha a készleteket ismertségük alapján is osztályozzuk, akkor a készletkategóriák:

• minimális készlet (low) (P): legalább 90% valószínűség; ez az igazolt készlet (átlagos valószínűség ~ 95%),

• közepes készlet (best) (PP): legalább 50% valószínűség; ez az igazolt + valószínű készlet (átlagos valószínűség ~ 75%),

• maximális készlet (high) (PPP): legalább 10% valószínűség; ez az igazolt + valószínű + lehetséges készlet; (átlagos valószínűség ~ 55%)

• várható készlet: valószínűséggel súlyozott készletek összege.

A készletellátottsági mutató (év) a rendelkezésre álló készlet és az évi termelési ütem hányadosa. Az értékeit az alábbi adatok figyelembevételével és feltételek mellett becsültük (2010. évi adatok): kőolajtermelés 28×109 bbl; gáztermelés 3×10¹² m³ (Pápay, 2011, 2013).

E feltételek mellett a készletellátottságot az 1. táblázat tartalmazza (Pápay, 2011, 2013).

Kőolaj-ellátottság • lásd az 1/a táblázatot

Földgázellátottság • Az ellátottság becslésénél az 1/b táblázatban a földgáz-hidrátoktól eltekintettünk (Pápay, 2011, 2014a,b), mivel azok vélhetően csak a távoli jövőben termelhető gázok.

Az 1. táblázat szerinti kategorizálás dinamikus állapotot tükröz, azaz rendszeresen felül kell vizsgálni. Ezt igazolják a BP (2014) adatai is, amikor kőolaj esetén az igazolt készletekre vonatkozó mutató 53 év, míg földgázra 55 év, kissé eltérően az 1.a és 1.b táblázat adataitól.

Észak-amerikai tapasztalatok

Az USA mind kőolaj-, mind földgázforrások vonatkozásában rá volt kényszerülve a nem konvencionális források termelésbe állítására, tekintettel arra, hogy az igazolt (konvencionális) készletekre vonatkozó ellátottság tizenkét év (kőolaj)

illetve 13,5 év (földgáz) (BP, 2014). Kanada esetében a földgázra vonatkozó ellátottság hasonló az Egyesült Államokéhoz. Kőolaj esetében szerencsésebb a helyzet. Az olajhomok készletekké átminősítése előtt a készlet nagysága 40 milliárd bbl volt, ezt követően 180 milliárdra nőtt (BP, 2014).

USA • Földgáz • Az Egyesült Államok termelte a világon a legtöbb gázt 2009-ben, megelőzve Oroszországot a nem konvencionális forrásoknak köszönhetően. Az előrejelzések szerint az USA gázellátása csaknem független lesz a gázimporttól. Ez látható az EIA (2014) adatai alapján is (2. táblázat).

Vello Kuuskraa és Scott Stevens (2009) a világ gázellátásával kapcsolatosan paradigmaváltást említ. John Donelly (2010) szerint a nem konvencionális gázok (például a palagáz) termelésével (és LNG-technológiával) az USA-ban gázbőség keletkezett, világszerte lenyomva az árakat. Ez a bőség akár a geo- és energiapolitikai helyzetre is hatással lehet. Szerinte elképzelhető, hogy a megújuló energiaforrások bevezetése nem lesz olyan sürgető, mint azt sok szakember elképzeli.

Kőolaj • A 3. táblázatban felsorolt három ország termel könnyűolajat kis áteresztőképességű (tömött) kőzetekből.

Az utóbbi öt év során az USA kőolajtermelésének szerkezete alapvetően megváltozott: az 5×10⁶ bbl/d minimumértékről elérte a 9×10⁶ bbl/d értéket, az 1970. évi maximumot úgy, hogy ennek 50%-a tömött kőzetekből termelt könnyű olaj (tight light oil). Így Szaúd-Arábia és Oroszország után a harmadik a kőolajtermelés vonatkozásában (Oil and Gas Journal, 2014, EIA WEO, 2014).

Kanada • A Basic Statistics Canadian Association of Petroleum Producers (2013) szerint Kanada a világ 5. legnagyobb energia-, kőolaj- és földgázkitermelője. Technológiai szempontból, figyelembe véve a geológiai és művelési adottságokat és lehetőségeket, követi az USA gyakorlatát. A jelzett irodalmi forrás szerint 2013-ban a konvencionális kőolajtermelés napi 1,4 ×10⁶, olajhomokból pedig napi 1,9×106 bbl volt. Az utóbbi megoszlása: 47% bányászat és 53% in situ. Az olajhomok termelésének gyakorlatilag lineáris felfutása 1980-ban kezdődött. A fenti adatok még kiegészítendők tömött kőzetekből történő termeléssel (0,34×10⁶ bbl/nap) (Oil and Gas Journal, 2014).

Az észak-amerikai tapasztalatok
hasznosítási lehetősége

A világ más részein, az USA és Kanada sikerei alapján megkezdődtek a nem konvencionális szénhidrogén-felhalmozódások termelésbe állításának kísérletei, változó eredménnyel. Az ExxonMobil (2015) adatsora (4. táblázat) szemlélteti földünk várható összes szénhidrogén-folyadék termelését és annak százalékos megoszlását termelési típustól függően.

Látható, hogy míg ma már az USA és Kanada kőolajtermelésének több mint 50%-át a nem konvencionális kőolaj (tömött kőzetek könnyűolaja [USA], illetve olajhomok nehézolaja [Kanada]) biztosítja, addig a 2040. év végéig (25 év időtartam) a világon ez a részarány csak 15% lesz, beleértve Észak-Amerika termelését is. Ennek az oka, hogy még nem érdekeltek (nagy konvencionális készletellátottságú országok) és/vagy még nem készültek fel e típusú előfordulások termelésbe állítására.

Észak-Amerika legalább 15–25 év előnnyel rendelkezik a nem konvencionális művelési eljárások területén mind a kőolaj, mind pedig a földgáz vonatkozásában. E típusú technológiák adaptálása csak előkészítő, fejlesztő, a helyi geológiai és tárolótulajdonságokat figyelembe vevő kutatómunkával lehet sikeres.

A kőolaj és földgáz ára

Ez talán a legnehezebb kérdés, mivel kiszámíthatatlan: a politikai események nagymértékben befolyásolják az árat. Ezért csak a művelési eljárások egymáshoz való viszonyát tekintjük át a költségek szempontjából, hogy rámutassunk a telepparaméterek, fluidumtulajdonságok és művelési eljárások hatására. Az olajtípusok termelési költségeit az 5. táblázat foglalja össze az EIA-USA (2014) adatai szerint.

Jackie Forrest (2011) szerint a külszíni bányászattal termelt bitumen költsége 10–12%-kal kevesebb, mint az in situ termelés költsége. Barry Rodgers (2013) gazdasági és pénzügyi áttekintést ad Kanada és az USA kis áteresztőképességű (tömött) formációiból termelt kőolaj összes költségeiről (6. táblázat).

Ez azt jelenti, hogy a költségek nagyságrendileg megegyeznek az olajhomokból termelt és extra-nehézolaj költségeivel. Tehát az e típusú könnyűolaj és bitumen-nehézolaj versenyez a piacon. A különböző gázok termelési költségeit a 7. táblázat tartalmazza az EIA-USA (2014) adatai szerint).

A földgáz fajlagos összköltségének alakulását (USD/106 BTU egységben) a 8. táblázat szemlélteti a BP (2014) után.

Megállapítható, hogy a távolság és szállítás módja (például LNG) befolyásolja a költségeket.

A 2014-ben bekövetkezett drasztikus olajárcsökkenés (50 USD/bbl) várható hatásával számtalan közlemény foglalkozik. Az alábbiakban röviden csupán a művelési eljárásokat befolyásoló tényezőket és következményeket tekintjük át, irodalmi közleményekre támaszkodva.

JPT (Journal of Petroleum Technology) (2015. február):

• A már kiépített kőolaj- és földgázkitermelő rendszerek hatékonyságnöveléssel továbbra is üzemelnek;

• A tervezett projektek átütemezésére szükség van.

Az ExxonMobil (2015) a következő megállapításokat teszi:

• Észak-Amerika 2020-ra nettó exportőr lesz mind a kőolajat, mind pedig a földgázt tekintve;

• Oroszország, Közel-Kelet, Latin-Amerika és Afrika továbbra is exportál;

• Európa és Ázsia importáló marad;

• Az energiaellátás tekintetében a kőolaj- és földgáztermelés szerepe meghatározó a vizsgált időintervallumban.

Az ExxonMobil (2015) alapján a várható szénhidrogén-termelés és a fosszilis energia jelentőségét a világ energiaellátásában %-os megoszlásban a 9. táblázat foglalja össze.

Megjegyzés: politikai döntéseket nem tekintve, Európa (illetve Közép-Kelet-Európa) hosszú távú szénhidrogénenergia-igényei a volt Szovjetunió tagországai (és a Közel-Kelet) forrásainak figyelembevétele nélkül nem (illetve nehezen) elégíthetők ki a jelenlegi készletellátottság ismeretében.

Következtetések

• A kőolaj- és földgázművelési eljárásokat egységes szemléletben ismertettük;

• Nem konvencionális felhalmozódások esetén az olajhomok, illetve extra-nehézolaj kivételével a természetes energiás művelés a meghatározó, ezért kijelenthető, hogy a kihozatali tényező értéke még kicsi, illetve mérsékellt. Kutatások folynak a hatékonyság növelése érdekében.

• Észak-Amerika legalább 15–25 év előnnyel rendelkezik a nem konvencionális művelési eljárások területén. A technológia adaptálása csak előkészítő, fejlesztő, a helyi geológiai és tároló tulajdonságokat figyelembe vevő kutatómunkával lehet sikeres.

• A nem konvencionális szénhidrogének szerepe várhatóan jelentős lesz, lehetővé téve a majdani fosszilis energiaforrásokat helyettesítő energiákra való tervszerű, hatékony áttérést.

• A fosszilis energiák szerepe a vizsgált időintervallumban továbbra is meghatározó.
 

ÁTSZÁMÍTÁSOK

1 bbl (barrel, hordó) = 0,159 m³ ;

1 cuft (cf, köbláb) = 0,02832 m³;

B megfelel 109 ; T megfelel 10¹²;

BOE/D – barrel oil equivalent/nap
(olaj + kondenzátumtermelés);

A gáztérfogat átszámítása olajegyenértékké:
1 bbl olaj = 6000 cuft gáz;

BO/D (barrel oil/nap); 1MBTU = 27,8 m³ gáz
(106 BTU, British Thermal Unit);

Kihozatali tényező: a (gazdaságosan) kitermelt és a telepben lévő összes szénhidrogén-mennyiség hányadosa.
 

Kulcsszavak: kőolaj, földgáz, mozgékonyság,
kihozatal, művelési módszerek, készletellátottság,
kőolaj és földgáz ára
 

IRODALOM

BP (2014): Statistical Review of World Energy. 2015: • WEBCÍM

Donelly John (2010): The Implications of Shale. Journal of Petroleum Technology (J.P.T.) 62, 10, 18. DOI: 10.2118/1010-0018-JPT

EIA: Energy Information Administration (2005)

EIA WEO Energy Information Administration (2009): International Energy Outlook (EIA WEO)

EIA USA (2014): Energy Information Administration Data
ExxonMobil (2015): The Outlook for Energy: A View to 2040. • WEBCÍM

Forrest Jackie (Chair) (2011): Unconventional Oil. September 15. Paper 1–6. Working Document of NPC North American Resource Development Study • WEBCÍM

International Petroleum Encyclopedia (2006): PennWell Publishing Co. Tulsa, Okl. USA

Kuuskraa, Vello A. – Stevens, Scott H. (2009): Lessons Learned Help to Optimized Development. Gas Shale 2. Oil and Gas Journal. 5 October, 52–57. • WEBCÍM

Labastie, Alain (2010): The Oil & Gas Industry. What’s Next? Budapest, Hungary, 19 January 2010.

Oil and Gas Journal (2014): EIA : Tight-oil Production Pushes Us Supply. Oil and Gas Journal. 112, 3d

Pápay József (2003): Development of Petroleum Reservoirs—Theory and Practice. Akadémiai, Budapest

Pápay József (2011): Kőolaj és földgáz várható szerepe földünk energiaellátásában.  Bányászati és Kohászati Lapok Kőolaj és Földgáz. 4, 36-42. • WEBCÍM

Pápay József (2013): Exploitation of Unconventional Petroleum Accumulations—Theory and Practice. Akadémiai, Budapest

Pápay József (2014a): Könnyűolaj termelése tömött kőzetekből.  Bányászati és Kohászati Lapok Kőolaj és Földgáz. 6, 1-6. • WEBCÍM

Pápay József (2014b): Exploitation of Light Tight Oil Plays. NAFTA (Croatia) 65, 3, 231-237. • WEBCÍM

Rodgers, Barry (2013): Economics, Fiscal Competitiveness Eyed for Canada, U.S. Tight Oil Plays. Oil and Gas Journal. Part I. 1 April. 46–58. • WEBCÍM • WEBCÍM; Part II. 5 May.

USGS: US Geological Survey (2000): USGS World Petroleum Assessment. • WEBCÍM

megbízhatóság

konvencionális
készletellátottság (év)

konvencionális + nem konvencionális

készletellátottság (év)

készletellátottság (év)

igazolt

valószínű

lehetséges

forrás

igazolt

valószínű

lehetséges

forrás

gáz Tcf/év

konvencionális (%)

CBM

tömött homokkő (%)

palagáz (%)

USA

Kanada

Oroszország

Földünk várható összes szénhidrogénfolyadék-termelése és százalékos megoszlása

összes szénhidrogénfolyadék-termelés (kőolaj+kondenzátum) millió barrel

termelés típusai (%)

művelés alatt álló konvencionális telep (kőolaj+kondenzátum)

új konvencionális telepek (kőolaj+kondenzátum)

nagy mélységű víz – konvencionális telepek

olajhomok

tömött kőzetek könnyű olaja

földgáz-frakcionálás – komponensek

bio-tüzelőanyagok

egyéb

kitermelt konvencionális olaj

Közép-Kelet, konvencionális

egyéb, konvencionális

CO, EOR

egyéb EOR

arktikus

extranehéz olaj, bitumen

tömött kőzet, könnyűolaj

ultramély tengeri

kerogén olaj

szintetikus tüzelőanyag

bio-tüzelőanyag

USA (15 formáció)

Kanada (11 formáció)

kitermelt

konvencionális

CBM

tömött kőzetek

palagáz

savanyú gázok

arktikus

nagy mélységű tengeri

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2010

2025

2040