Х. Уильямс был спиритуалистом и ловким дельцом. В 1880-е гг. он приобрел ранчо к югу от Санта-Барбары в штате Калифорния, где стал проводить спиритические сеансы. Свое ранчо он назвал Саммерлендом, что означало «Страна вечного лета». Уильямс также занялся недвижимостью. Он разослал любителям спиритизма письма, в которых обещал, что Саммерленд станет «путеводной звездой для мира» и что здесь они смогут «работать над улучшением духовного и материального состояния человечества». Чтобы потенциальным участникам было проще собираться на спиритические сеансы и устраивать летние лагеря, он продавал им небольшие участки по $25, где они могли построить собственные коттеджи. Но вскоре эти участки стали лихорадочно перепродаваться по $7500. Под ними была обнаружена нефть.

Уильямс активно занялся нефтяным бизнесом. Самые продуктивные скважины находились у самого пляжа. Почему бы не попробовать добывать нефть прямо в океане? Уильямс построил несколько эстакад и начал бурить морское дно.

К сожалению, морские скважины оказались не такими удачными, и уже через 10 лет запасы нефти иссякли. Эстакады были брошены за ненадобностью, и через много лет их остовы смыло свирепым штормом. Саммерленд так и не воплотил в жизнь великую мечту Уильямса. Но Уильямс сделал нечто большее. Он стал пионером морского бурения¹.

Сегодня примерно 27 % всей нефти в мире – 25 млн баррелей в день – добывается в море на мелководье и на больших глубинах. Общемировой объем глубоководной добычи в 2011 г. составлял 5,3 млн баррелей в день – больше, чем производство любой страны, кроме Саудовской Аравии, России и США. К 2020 г. глубоководная добыча может достичь 25 млн баррелей в день.

Глубоководная добыча – один из важных так называемых нетрадиционных источников поставок углеводородного сырья. Такие нетрадиционные источники очень разнообразны. Но у них есть нечто общее: для их разработки необходимы новые технологии. Нетрадиционные источники углеводородов обеспечивают весомую часть сегодняшних поставок углеводородов и будут играть еще бóльшую роль в будущем.

Крупнейший источник нетрадиционной нефти давно используется в энергетической промышленности, хотя и не так широко известен. Это жидкости, сопутствующие природному газу. Газовые конденсаты выделяются из природного газа в тот момент, когда он выходит из скважины. Жидкости из природного газа отделяются во время очистки газа перед закачкой в трубопровод. Они сходны с высококачественной легкой нефтью.

Их производство увеличивается быстрыми темпами в связи с общим увеличением добычи природного газа в мире и созданием новых мощностей на Ближнем Востоке. В 2010 г. производство газоконденсатных жидкостей составляло почти 10 млн баррелей в день. К 2030 г. оно может превысить 16 млн баррелей в день, т. е. примерно 15 % от общемировой добычи нефти, или жидких углеводородов².

В первые десятилетия XX в., вслед за Х. Уильямсом и другими первопроходцами, добыча нефти все больше велась за пределами побережий, хотя на тот момент экспансия ограничивалась платформами на озерах в Техасе и Луизиане и озере Маракайбо в Венесуэле, где имеются большие запасы нефти.

Бурение и добыча в море с отдельно стоящих платформ, подверженных постоянному воздействию волн и приливов, – совсем другое дело. После Второй мировой войны независимая добывающая компания Kerr-McGee решила выйти в море. По ее мнению, это был верный способ найти «действительно первоклассные» нефтеносные участки, главным образом потому, что более крупные компании считали добычу в открытом море, вне видимости берега, невозможной.

Солнечным воскресным утром в октябре 1947 г., ведя буровые работы в 17 км от берега с собранной на скорую руку небольшой флотилии оставшихся после Второй мировой войны судов и барж, рабочие Kerr-McGee наткнулись на нефть. «Впечатляющее открытие в Мексиканском заливе», гласил заголовок авторитетного отраслевого журнала Oil & Gas Journal. По его мнению, оно было «революционным»³. К концу 1960-х гг. добыча на мелководье постепенно превратилась в важный источник нефти и газа.

В январе 1969 г. при проведении буровых работ в проливе Санта-Барбара, неподалеку от Саммерленда, был потерян контроль над скважиной, в результате чего произошел неконтролируемый выброс нефти. Сама скважина была забетонирована. Но нефть начала просачиваться через неотмеченную на карте трещину в породе. Огромное нефтяное пятно нанесло урон всему побережью, что привело к введению моратория на бурение новых скважин вдоль всего побережья Калифорнии и ужесточению регулирования морской добычи. Покрытые липкой нефтяной жижей пляжи и умирающие на них птицы стали одним из символов нового экологического сознания американской нации. Катастрофа в Санта-Барбаре также ознаменовала начало непримиримого противостояния между активистами экологического движения и нефтегазовыми компаниями в вопросе морской добычи.

И тем не менее через девять месяцев после разлива нефти в Санта-Барбаре, в конце 1969 г. началась новая эпоха морской нефтедобычи в условиях куда более суровых, чем у калифорнийского побережья, – в штормовом Северном море между Норвегией и Великобританией. На тот момент нефтяные компании уже пробурили 32 дорогостоящие скважины в норвежском секторе Северного моря. Но все они оказались сухими. После очередной безрезультатной скважины Phillips Petroleum уже готова была отказаться от этой затеи и вернуться домой в Бартлсвилл, Оклахома. Но напоследок она решила попытать счастья еще раз, тем более что за использование буровой установки уже было заплачено. В конце октября 1969 г. она открыла нефтегазовое месторождение Ekofisk. Как оказалось впоследствии, одно из крупнейших на шельфе.

Морская нефтегазодобыча развивалась интенсивными темпами, подстегиваемая нефтяным эмбарго 1973 г., четырехкратным ростом цены на нефть и стремлением западных стран найти новые, безопасные источники нефти. Были построены гигантские платформы, настоящие промышленные мини-города, некоторые из которых находились за сотни миль от берега в открытом море. Эти конструкции должны были выдерживать ветра скоростью около 200 км в час и чудовищные по своей разрушительной силе «волны-убийцы». Североморский нефтегазоносный бассейн осваивался чрезвычайно быстро. В 1985 г. в норвежском и британском секторах вместе взятых добывалось более 3,5 млн баррелей в день, что превратило Северное море в один из оплотов так называемого «неОПЕК».

Но добыча в Северном море велась на относительном мелководье. В США «прибрежная» добыча, казалось, ушла в море так далеко, насколько это было возможно – на глубины до 200 м, подойдя к самой границе континентального шельфа. Дальше морское дно резко уходит вниз, на глубины в тысячи метров, что было за пределами досягаемости для существующих технологий. Не видя дальнейших перспектив развития добычи в Мексиканском заливе, нефтяники стали называть его «мертвым морем».

Однако некоторые компании искали способы выхода за пределы мелководья – не только в Мексиканском заливе, но и в других местах, особенно в бассейне Кампос у северо-восточного побережья Бразилии. Перед Бразильской государственной нефтяной компанией Petrobras стояла задача снизить неприемлемо высокую зависимость страны от импорта нефти. В 1992 г. после многих лет упорного труда Petrobras успешно преодолела глубоководный барьер и установила стационарную платформу на месторождении Marlim на глубине 780 м.

Тем временем Shell Oil использовала новые сейсмические технологии для поиска месторождений нефти на более глубоководных участках Мексиканского залива. В 1994 г. была введена в эксплуатацию первая глубоководная платформа Auger, которая имела над морем 26 этажей и уходила под воду на глубину 870 м. На это потребовалось девять лет – с момента заключения контракта на аренду участка – и $1,2 млрд, и даже в самой Shell расценивалось как большая авантюра. Но месторождение оказалось намного богаче, чем ожидалось, и в конечном итоге комплекс стал давать более 100 000 баррелей нефти в день. Платформа Auger вышла в глубоководную зону Мексиканского залива и превратила его в перспективный центр нефтегазодобычи и технологического прогресса. Между компаниями развернулась острая конкуренция за контракты на аренду участков, которые продавались федеральным правительством. Благодаря премиям и роялти они стали важным источником дохода для федерального бюджета⁴.

Рост сектора глубоководной добычи в мировых масштабах был впечатляющим – с 1,5 млн баррелей в день в 2000 г. до 5 млн баррелей в 2009 г. К тому времени по всему миру на глубоководных участках было пробурено 14 000 поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. Отныне глубоководную добычу стали называть передовым краем мировой нефтяной промышленности. Наиболее перспективные районы расположены в углах так называемого «золотого треугольника» – в водах Бразилии, Западной Африки и Мексиканского залива. На самом деле в 2009 г. Мексиканский залив был самой быстрорастущей нефтеносной провинцией в мире⁵.

Утром 20 апреля 2010 г. с побережья Луизианы взлетел вертолет и направился в сторону от берега над ровной, будто зеркало, морской гладью. Его пунктом назначения была буровая платформа Deepwater Horizon, находившаяся в 80 км от побережья Луизианы. Полупогружная установка пятого поколения для сверхглубоководного бурения, Deepwater Horizon была чудом передовых инженерных технологий. На борту вертолета в то безмятежное утро находилось два топ-менеджера компании Transocean, которой принадлежала буровая установка, и представители компании BP, арендовавшей платформу все девять лет ее эксплуатации. Они летели, чтобы поблагодарить персонал Deepwater Horizon за безупречное соблюдение техники безопасности.

Платформа работала на скважине Macondo вот уже 80 дней. Устье скважины находилось на глубине 1500 м, а сама скважина углубилась в морское дно приблизительно на 4 км, где была открыта очередная крупная нефтяная залежь. Работы были почти завершены. Все, что оставалось сделать, – установить на скважину гигантскую цементировочную пробку, после чего буровую установку планировалось переместить на другой участок. Через несколько дней на место должна была прибыть стационарная эксплуатационная платформа, снять заглушку с Macondo и начать добычу. В процессе бурения бригада постоянно сталкивалась с серьезными проблемами: самой опасной из них были так называемые газопроявления – сильный приток газа в скважину из газовых пластов. Иногда Macondo даже называли «скважиной в ад». Но теперь все трудности, казалось, были позади.

Буровой бригаде на Deepwater Horizon предстоял завершающий этап работ, требующий особого внимания и технически сложный, но в то же время хорошо знакомый с точки зрения необходимых операций. Предыдущим вечером, 19 апреля, было решено обойтись без акустической цементометрии – процедуры, которая представила бы данные о том, насколько надежно «схвачена» цементом скважина. Она была сочтена ненужной. Все остальное шло по плану.

Однако на глубине многих тысяч метров под морским дном по нарастающей шел опасный, скрытый процесс. Нефть и еще более опасный газ медленно просачивались сквозь цемент, который должен был обеспечивать герметичность скважины.

В 21:41 20 апреля капитан стоящего рядом судна снабжения Damon Bankston увидел, как из верхушки буровой вышки с невероятной силой вырвался гейзер. Он спешно позвонил на Deepwater Horizon. Дежурный на капитанском мостике сказал ему, что у них «проблема» на скважине, и приказал как можно скорее отойти от платформы. После этого связь оборвалась.

На самой буровой платформе один из рабочих в панике позвонил начальству. «У нас проблема. На скважине выброс». Люди пытались взять ситуацию под контроль, но безуспешно. Этому мешала всеобщая растерянность, плохая коммуникация, отсутствие четкой информации и неумение персонала действовать в такой чрезвычайной ситуации.

Но оставалась еще одна линия защиты – 450-тонный пятиуровневый противовыбросовый превентор, находящийся на дне моря у устья скважины. Оборудованный мощными клешнеподобными устройствами, называемыми срезающими плашками, он должен был перерубить бурильную колонну и заглушить скважину, предотвратив выброс поднимающейся по трубе нефти или газа. Это было отказоустойчивое устройство, которое должно срабатывать при отказе всех остальных систем, последняя линия обороны. Превентор был активизирован. Но случилось невообразимое. Клешни не смогли полностью перерезать трубу.

В 21:47 раздался ужасающий шипящий звук. Из скважины под высоким давлением вырывается газ. Было достаточно искры, чтобы произошла катастрофа. В 21:49 платформу сотряс первый взрыв, затем второй, и еще и еще. На платформе вышли из строя двигатели, отключилось электричество. Она раскачивалась и бешено вибрировала. В конце концов вся буровая была охвачена огнем.

Незадолго до полуночи прибыла береговая охрана и начала поисково-спасательные работы. 22 апреля, два дня спустя после аварии, буровая платформа Deepwater Horizon, выпотрошенная и деформированная, ушла под воду. На следующий день поиск выживших был прекращен. Из 126 человек, находившихся на платформе, 11 погибли⁶.

На момент аварии на Deepwater Horizon в нефтегазовой отрасли не существовало иных проверенных способов остановки утечки нефти из глубоководных скважин помимо надлежащего срабатывания противовыбросового превентора. Если это не удавалось, оставался единственный выход – пробурить наклонную разгрузочную скважину, чтобы снизить давление нефти и зацементировать аварийную скважину. Но на это требовалось не меньше трех месяцев. Размышляя об этом сегодня, все признают, что никто всерьез не думал о возможности катастрофы такого масштаба. «Все наши корпоративные исследования говорили о том, – сказал тогдашний глава BP Тони Хейворд, – что такая авария просто не могла произойти»⁷.

За последние десятилетия произошло несколько серьезных аварий и крупных выбросов. Но воды США не видели крупных аварий со времен разлива в Санта-Барбаре в 1969 г. С 1971 по 2009 г., по данным Министерства внутренних дел США, общее количество нефти, попавшее в федеральные воды в результате выбросов, составляло всего 1800 баррелей, т. е. в среднем 45 баррелей в год⁸.

Но теперь случилось невероятное, и утечку нужно было срочно останавливать. Начался напряженный процесс инженерной и технологической импровизации, объединивший всех – BP, ее подрядчиков, другие компании, сторонних специалистов и даже чиновников и ученых, которые вначале мало что знали о нефти, но быстро стали экспертами.

Было перепробовано множество подходов в попытках закупорить скважину. Но все безрезультатно. Наконец, в середине июля, через 88 дней после аварии, BP установила защитный купол. Macondo была замурована, и нефть перестала вытекать в Мексиканский залив. Два месяца спустя, 19 сентября, аварийной скважины на глубине почти 5,5 км достигла разгрузочная скважина, через которую закачали глинистый раствор и цемент. Правительство США официально признало скважину Macondo «окончательно заглушенной»⁹.

Как оказалось, ни правительство, ни нефтедобывающая промышленность не были готовы не только к самой аварии, но и к ее экологическим последствиям. Как бороться с выбросом нефти такого масштаба, приходилось решать на ходу. Целая флотилия из 6700 судов всех видов была задействована для ограничения распространения нефтяного пятна и сбора нефти, на суше многочисленная армия добровольцев занималась очисткой пляжей. В целом в кампании по очистке участвовало 45 000 человек.

Говорили, что на восстановление экологии Мексиканского залива уйдут десятилетия, а некоторые его части могут вообще никогда не оправиться от последствий аварии. Но в августе 2010 г. Национальная академия наук пришла к заключению, что три четверти разлитой нефти уже испарилось, было собрано, сожжено или растворилось в воде естественным образом. Становилось ясно, что последствия разлива на Макондо не такие катастрофические, как казалось вначале¹⁰.

Само море подсказало решение. Естественный выход нефти из трещин на дне залива, а это, по оценкам, миллион баррелей в год, в сочетании с теплыми водами создавал благоприятную среду для бактерий hydrocarbonolostic, которые питаются нефтью. Для них разлив нефти из Macondo был манной небесной, и они принялись за работу. В результате, нефть разложилась и исчезла намного быстрее, чем ожидалось¹¹. В следующие несколько месяцев исследования подтвердили, что микробы разложили большую часть нефти и газа, попавших в море из скважины. Как выразился один ученый: «Бактерии сработали быстрее, чем мы ожидали»¹².

Администрация Обамы ввела мораторий на любое бурение в Мексиканском заливе, который через некоторое время сняли. Администрация реорганизовала аппарат регулирования шельфовой добычи. Прежнее агентство было разделено на три, одно из которых отвечало за лицензирование, другое – за безопасность и защиту окружающей среды, а третье – за сбор лицензионных платежей. Администрация также хотела избежать любого намека на «потворство» нефтегазовому сектору. Теперь чиновники, отвечающие за контроль безопасности, обязаны были привозить с собой обеды, когда они летели за несколько сотен миль инспектировать платформы, и им запрещалось принимать что-либо от местных сотрудников, даже бутылку холодной воды в жаркий день¹³.

Методам ликвидации аварий с отказом всех систем безопасности пришлось учиться в условиях колоссального давления в предельно сжатые сроки – за несколько месяцев вместо нескольких лет. Впоследствии ряд ведущих мировых нефтяных компаний учредили некоммерческую организацию Marine Well Containment Corporation с первоначальным капиталом $1 млрд, которая должна иметь опыт и оборудование, позволяющее в случае крупной аварии быстро заглушить скважину и ликвидировать последствия разлива. Другие компании сформировали аналогичный консорциум Helix Well Containment Group, целью которого также является оперативная помощь в ликвидации аварий.

Что же касается аварии в Мексиканском заливе, то расследование пришло к заключению (как это часто бывает после крупных катастроф), что к ней привела не одна причина, а целый ряд ошибок, упущений и совпадений в человеческих оценках, технических решениях, эксплуатации, вылившихся в катастрофу. Не будь одного из этих звеньев, и катастрофа могла бы не случиться¹⁴.

Таково было заключение правительственной комиссии, назначенной президентом Обамой. «Неконтролируемый выброс произошел вследствие того, что наложение и взаимодействие отдельных факторов риска, упущений и прямых ошибок сокрушило все средства обеспечения безопасности, предназначенные для предотвращения таких событий», – отметила она в итоговом отчете. И добавила: «Подобный выброс из скважины при глубоководном бурении не был статистической неизбежностью»¹⁵.

Богатая полезными ископаемыми глубоководная часть Мексиканского залива скорее всего и дальше будет оставаться одним из важнейших источников энергоносителей для США. Морская нефтедобыча имеет большое значение не только для энергетики, но и для экономики страны. В 2010 г. этот сектор обеспечивал 400 000 рабочих мест только в четырех штатах Мексиканского залива – Техасе, Луизиане, Миссисипи и Алабаме. Кроме того, морская нефтегазовая индустрия может принести в государственный бюджет около трети триллиона долларов в виде налогов и роялти за следующий десятилетний период¹⁶.

К тому времени Бразилия уже обошла США, став крупнейшим в мире производителем нефти на глубоководных месторождениях. «Нам нужно было найти нефть во что бы то ни стало, – сказал Хосе Серхио Габриэлли, бывший президент Petrobras. – Поскольку на берегу мы ее не нашли, пришлось искать в море». Сегодня Бразилия на пути к тому, чтобы стать крупнейшим поставщиком нефти в мире, оставив позади даже Венесуэлу, которая почти столетие была ведущим производителем нефти в Южной Америке. Это стало возможным благодаря техническому прогрессу, открывшему новые горизонты.

Нефтегазоносный бассейн Сантос протянулся на 800 км вдоль южного побережья Бразилии. Под морским дном находится пласт соли толщиной более 1,5 км. Разумеется, добыча нефти в подсолевых месторождениях ведется давно, в том числе и в Мексиканском заливе, но не под такими толстыми пластами. Нефтяники давно предполагали, что под соляным пластом в бассейне Сантос могут скрываться богатые запасы нефти, но сейсморазведка – картирование подземных структур – была фактически невозможна, поскольку соль настолько рассеивала сейсмические сигналы, что они не поддавались обычной интерпретации. «Нам помогла чистая математика, – сказал Габриэлли. – Мы разработали алгоритмы, которые позволили устранить искажения и заглянуть в толщу солевых слоев».

Первым было открыто месторождение Parati. Petrobras вместе со своими партнерами компаниями BG и Galp также бурила скважину на месторождении Tupi, которая стала самым сложным проектом, когда-либо предпринятым бразильцами. Ее стоимость составила $250 млн. На глубине 1800 м скважина углублялась в морское дно на 4,5 км. Чтобы справиться с особенностями соляного пласта, который постоянно перемещается, как слой ила, потребовались новые сложнейшие технологии.

Когда директор по разведке и добыче в Petrobras Гильерме Эстрелла докладывал правлению о результатах бурения, он начал издалека – с того, что происходило 160 млн лет назад, когда в результате расхождения двух континентов, Африки и Южной Америки, сформировался соляной пласт над залежами нефти, которые уже существовали и превратились в подсолевые.

«Когда мы слушали его, – вспоминал Габриэлли, – мы думали, что Эстрелла – не только великий геолог, но и великий мечтатель. Но когда он назвал нам цифры, мы вздрогнули».

Эта скважина наткнулась на супергигантское месторождение – по оценкам, от 5 млрд до 8 млрд баррелей извлекаемых запасов – самое крупное месторождение в мире, открытое после Кашагана в Казахстане в 2000 г. Становило ясно, что подсолевые месторождения в бассейне Сантос могут стать новым источником нефти, глубоководным Кувейтом. Дилма Руссефф, действующий президент Бразилии, назвала подсолевые месторождения «пропуском в будущее». Однако добавила: «Они станут пропуском… только в том случае, если мы добьемся сбалансированного сочетания технических достижений, социального прогресса и заботы об охране окружающей среды»¹⁷.

Если освоение месторождений будет продвигаться более-менее так, как запланировано, и не возникнет непредвиденных трудностей и разочарований, уже через полтора десятилетия совокупная добыча в Бразилии может подняться почти до 6 млн баррелей в день, что почти в два раза больше сегодняшнего уровня добычи Венесуэлы. Разумеется, потребуются колоссальные инвестиции – по оценкам, $0,5 трлн или более – но это выдвинет Бразилию в ряды ведущих мировых производителей нефти и сделает одним из ключевых источников глобальных поставок нефти на десятилетия вперед.

В апреле 2003 г., через несколько недель после начала войны в Ираке, в сенате США были проведены слушания по вопросам международной энергетической безопасности. Председатель подкомитета по международным отношениям был поражен услышанным. «Произошло нечто крайне важное, чему, как ни странно, никто не придал значения, – заявил один из выступавших. – Впервые с середины 1980-х гг. мировые запасы нефти существенно выросли». Но источником этой новости стал не Ближний Восток. Если раньше считалось, что второе место в мире по запасам нефти занимает Ирак, то теперь он отошел назад. Канада скорректировала данные о своих доказанных запасах нефти, увеличив их с 5 до 180 млрд баррелей, что поставило ее на второе место в мире после Саудовской Аравии¹⁸.

Первоначально заявление Канады было встречено с недоверием. Но в последующие годы оценки подтвердились. Мало того, этот специфический нетрадиционный источник нефти – канадские нефтеносные пески – оказался очень удачно расположен со стратегической точки зрения, буквально у порога США.

В течение многих лет разработка нефтяных песков, которые иногда называют битуминозными песками, казалась в лучшем случае экономически нецелесообразной, поэтому эти ресурсы как таковые сбрасывались со счетов. Но за последние несколько лет нефтяные пески превратились в быстрорастущий источник новых поставок в Северной Америке. Растущие объемы добычи поставили Канаду на пятое место среди крупнейших производителей нефти в мире. Значение этого огромно. Если бы «нефтяные пески» были независимой страной, эта страна стала бы самым крупным поставщиком сырой нефти в США¹⁹.

Нефтеносные пески расположены главным образом на севере канадской провинции Альберта, включая бассейн реки Атабаска. Пески представляют собой смесь песка, глины и полужидкого битума. Этот асфальтоподобный битум, форма сверхтяжелой нефти, имеет вязкую или твердую консистенцию и не течет, как обычная нефть. Именно поэтому его коммерческая добыча так трудна. В теплую погоду небольшое количество битума просачивается на поверхность земли в виде густой, смолистой жидкости. Столетия назад местные индейские племена использовали ее для смоления своих каноэ.

В первые десятилетия XX в. некоторые ученые, заинтригованные этими просачиваниями, вместе с дельцами, манимыми мечтами о богатстве, начали совершать походы в бассейн реки Атабаска в северной части провинции Альберта и в отдаленное поселение Форт-Макмюррей, которое в то время представляло собой дюжину строений и сообщалось с внешним миром четыре раза в год при доставке почты, да и то если позволяла погода. Экспедиции обнаружили признаки того, что простирающиеся вокруг Форт-Макмюррея на сотни миль болотистые низины богаты залежами нефтеносного песка, но как извлекать из них нефть, было совершенно непонятно. В 1925 г. химик из Университета Альберты наконец-то придумал, как отделить битум от песка и глины и сделать его текучим, но только в лабораторных условиях. В течение десятилетий исследователи пытались сделать извлечение жидкой нефти из песков экономически приемлемой.

Некоторые, однако, отказывались признать поражение перед нефтяными песками, например Ховард Пью, президент Sun Oil, который, по словам его коллеги, «буквально влюбился в тамошние ресурсы». В 1967 г. Sun Oil запустила первый масштабный проект по освоению нефтеносных песков. «В наш атомный век ни одна страна не может чувствовать себя в безопасности, если она не обеспечена нефтью, – говорил Пью. – Нефть из района Атабаски может сыграть важную роль». В рамках так называемого проекта «Великие канадские нефтяные пески» неглубоко залегающие пески извлекались и перерабатывались уже на поверхности, где битум превращался в жидкую нефть. Но результаты этого проекта никак нельзя было назвать «великими». Предприятие сталкивалось с одной технической проблемой за другой²⁰.

Наряду со значительными техническими трудностями обескураживали и условия эксплуатации. Зимой температура в этом регионе падает до –40 °С, в результате чего болота настолько промерзают, что по ним может проехать грузовик. Весной они вновь превращаются в топи, в которых тот же грузовик может целиком уйти под воду.

Экономическая среда тоже была неблагоприятной. В 1970-е гг. Канада проводила чрезвычайно националистическую энергетическую политику с высокими налогами. Возможно, это и отражало дух времени, однако ставило на грань выживания рискованное долгосрочное предприятие, требовавшее вложения миллиардов долларов. Освоение нефтяных песков было заморожено, поскольку компании стали сворачивать операции и уходить в другие места.

Только в конце 1990-х гг. нефтяные пески начали показывать себя, чему способствовала радикальная налоговая реформа, ослабление государственного вмешательства и значительный технический прогресс. Процесс добычи был модернизирован, стал более масштабным и более гибким. Стационарные ленточные транспортеры были заменены огромными грузовиками с самыми большими шинами в мире. Различными методами из песка выделялся битум, из которого в конечном счете можно было получить бензин, дизельное и реактивное топливо и другие традиционные нефтепродукты.

Прорывом стало внедрение нового способа разработки нефтяных песков in situ (что на латыни значит «на месте») без поднятия породы на поверхность, т. е. перенесение ключевого звена производственной цепи под землю. Это было значительным шагом вперед по ряду причин, в том числе и потому, что 80 % нефтяных песков залегают слишком глубоко для добычи открытым методом.

При использовании этого способа перегретый пар, получаемый при сжигании природного газа, подается под землю для разжижения битума. В результате образуется достаточно текучая жидкость – смесь битума и горячей воды, – которая поднимается через скважину на поверхность. Наиболее известен метод парового гравитационного дренирования – технология SAGD (Steam-Assisted Gravity Drainage), которая была названа «наиболее значимым усовершенствованием в области разработки нефтяных песков» за последние полвека²¹.

В общей сложности с 1997 г. в нефтяные пески провинции Альберта было вложено более $120 млрд. Теперь их называют «мегаресурсами». Производство нефти из нефтяных песков увеличилось с 600 000 баррелей в день в 2000 г. до 1,8 млн баррелей в 2012 г., т. е. утроилось. К 2020 г. оно может вырасти до 3 млн баррелей в день, что превышает текущие уровни суточной добычи в Венесуэле или в Кувейте. Если добавить к этому традиционные углеводороды, то к 2020 г. суточные объемы производства в Канаде суммарно могут достичь 4 млн баррелей.

Между тем проблемы в разработке нефтяных песков остаются. Проекты предполагают масштабное промышленное строительство в довольно отдаленных районах. Они являются одними из самых затратных, особенно когда конкуренция поднимает стоимость рабочей силы и оборудования. Но нефтеносные пески привлекательны в ином плане. Нет опасности, что разведывательные работы окажутся безрезультатными. Такие месторождения не иссякают так быстро, как традиционные, и функционируют на протяжении очень долгого времени.

Одна из экологических проблем связана с воздействием разработки недр на местную природу, которое, надо признать, бросается в глаза. Но это воздействие ограничено. На сегодняшний день территория, где осуществляется разработка, в совокупности не превышает 600 км² в провинции Альберта, сопоставимой по площади со штатом Техас. Когда участок выработан, операторы обязаны рекультивировать его. Жидкие отходы, похожие на сметанообразную грязь, сливаются в пруды-отстойники. Общая площадь прудов составляет примерно 170 км². Обустройство таких прудов, как и остальное производство, регулируется правительством провинции Альберта. В последнее время регулирующие органы стали требовать внедрения новых процессов, предназначенных еще больше ограничить экологическое влияние отстойников²².

Другая экологическая проблема носит не локальный, а глобальный характер и вызывает наибольшие споры. Это выбросы парниковых газов, особенно диоксида углерода (CO₂), связанные с производственным процессом. Их объем при получении барреля нефти из битуминозных песков больше, чем при производстве обычной нефти, поскольку для разжижения битума под землей требуется большое количество тепла.

Выбросы углекислого газа сделали нефтеносные пески первоочередной целью для экологических групп. Противники разработки нефтеносных песков превратили трубопровод, известный как Keystone XL, в общенациональную проблему. При длине около 2500 км этот трубопровод стоимостью $7 млрд увеличивает суммарную протяженность нефтепроводов в США менее чем на 1 %. Однако он должен стать главным каналом для перекачки жидких продуктов переработки нефтеносных песков – 800 000 баррелей в день, что эквивалентно примерно трети иранского экспорта нефти.

В попытке не допустить строительства трубопровода его противники фактически нацелились на ограничение разработки нефтеносных песков. Более того, в кампании против нефтеносных песков они видят более широкую цель. Как выразился руководитель одной крупной экологической организации, «нам нужно с чего-то начать, чтобы покончить с привязанностью к нефти»²³.

Но насколько больше выбросы углекислого газа по сравнению с традиционной нефтью? Лучший способ оценки вредного воздействия – анализ «от скважины до колес», т. е. определение суммарных выбросов СО₂ для всей цепочки от добычи до выхлопной трубы автомобиля. Исследования показали, что баррель нефти из нефтяных песков увеличивает выбросы СО₂ в атмосферу примерно на 12–15 % по сравнению с баррелем обычной нефти, потребляемым в США. Причина столь незначительной разницы в том, что львиная доля CO₂ образуется в двигателях внутреннего сгорания и попадает в атмосферу из выхлопной трубы²⁴. Это примерно столько же, сколько дает тяжелая нефть, главный конкурент нефтеносных песков.

Технологии производства нефти из нефтяных песков продолжают развиваться, и все более сложные подходы применяются для снижения экологического воздействия и выбросов CO₂ в процессе производства. Сами масштабы залежей и их надежность стимулируют стремительное развитие этого сектора. Объемы запасов колоссальны, поскольку 175 млрд баррелей извлекаемых запасов нефти – это всего лишь 10 % от 1,8 трлн баррелей, которые находятся в нефтеносных песках Канады. Разработка остальных 90 % требует дальнейшего развития технологий.

Единственное место в мире, которое по объемам запасов нетрадиционной нефти может составить конкуренцию нефтяным пескам Канады, – пояс Ориноко в центральной Венесуэле. Нефть здесь находится в форме битумов, перемешанных с песком и глиной. Потенциал этих месторождений огромен, хотя для их освоения требуются новые технологии и значительные инвестиции. Между тем ожидания в отношении поставок с месторождений Ориноко пришлось существенно снизить в последние годы, но не из-за ограниченности самих запасов, а из-за происходящего на земле.

Пояс Ориноко был уникальным призом. Занимая площадь 140 000 км² и простираясь на 600 км, он содержит, по оценкам, 210 млрд баррелей технически извлекаемых запасов. Это намного больше, чем в настоящее время экономически рентабельно для разработки. А его потенциал впечатляет еще больше – 610 млрд баррелей нефти.

Битуминозные пески Ориноко очень сложны для разработки. Как и нефть, содержащаяся в песках Канады, сверхтяжелая нефть пояса Ориноко настолько плотная и вязкая, что сделать ее текучей непросто. Ее добыча началась еще в 1970-е гг., но сильно ограничивалась высокой себестоимостью и существующими технологиями.

Чтобы наладить добычу битума в промышленных масштабах и его переработку в жидкую нефть, требовались передовые технологии, огромные инвестиции и стабильный инвестиционный климат. В 1990-е гг. Венесуэла пригласила международные компании.

Некоторые из них остались в стране, но на зависимых ролях. Пришли новые операторы, в том числе вьетнамские и российские компании. Правительство Венесуэлы поставило цель утроить объемы нефтедобычи в бассейне Ориноко до 2 млн баррелей в день к 2013 г. Между тем некоторые сомневаются, что удастся сохранить даже текущие уровни производства, учитывая финансовые и технические проблемы. В конце концов, объемы добычи в остальных частях страны уже упали вследствие нехватки инвестиций и квалифицированных управленцев²⁵.

Несмотря на разнообразие нетрадиционных углеводородов, у них есть и нечто общее – все они требуют поиска способа добычи запасов, о которых давно знали, но не могли использовать в коммерческих масштабах.

Горючие сланцы пока еще ждут такого прорыва. Они отличаются высокой концентрацией незрелого предшественника нефти керогена. Кероген – органическое вещество, которое по каким-либо причинам не варилось миллионы лет в автоклаве матери-природы и поэтому не успело превратиться в то, что мы называем нефтью. По оценкам, запасы горючих сланцев в мире огромны: 8 трлн баррелей, из которых 6 трлн находятся в США и в основном сконцентрированы в Скалистых горах. Во время Первой мировой войны, когда в стране почти не было бензина, журнал National Geographic писал, что «автомобилистов не может не радовать весть о том… что горючие сланцы способны удовлетворить потребности в бензине наших детей и детей наших детей, на много поколений вперед. Угроза исчезновения безлошадных повозок окончательно предотвращена». Но первоначальные надежды на топливо из сланцев пришлось похоронить из-за крайне высокой себестоимости, отсутствия эффективной технологии и изобилия обычной нефти.

В конце 1970-х гг., еще не оправившись от шока нефтяного эмбарго, в самый разгар паники, вызванной иранской революцией, Вашингтон начал энергичную кампанию по созданию новой промышленности, которая согласно плану должна была производить 5 млн баррелей синтетического топлива в день. Горючие сланцы были приоритетным направлением. Нефтяные компании объявили о начале крупных проектов. Но через пару лет все проекты были резко свернуты. Кампания по освоению горючих сланцев потеряла всякий смысл в условиях избытка нефти на мировом рынке, падающих цен, и стремительно растущих затрат на разработку горючих сланцев, коммерческая добыча которых к тому моменту даже не началась²⁶.

Между тем сегодня некоторые упорные компании, как крупные, так и не очень, вернулись к работе над горючими сланцами. Они пытаются найти новые экономически рентабельные способы ускорить протекание естественных процессов и научиться превращать кероген в коммерческое топливо не за несколько миллионов лет, как это делает природа, а гораздо быстрее.

Есть и другие виды нетрадиционной нефти, масштабы производства и значение которых могут существенно возрасти в ближайшие годы, особенно это относится к топливу, производимому из угля и природного газа. Технологии производства синтетического топлива из угля активно развиваются в Южной Африке, из природного газа – в Катаре. Те и другие требуют значительных технических разработок. Но высокие издержки сдерживают оба процесса от дальнейшего расширения, по крайней мере на данный момент.

Последним технологическим прорывом является доступ к новому крупному источнику нефти, о котором всего несколько лет назад никто всерьез не задумывался. Этот новый вид энергоресурсов называют «сланцевой нефтью» и часто путают с «горючими (нефтяными) сланцами», о которых мы говорили в предыдущем разделе. Однако сланцевая нефть содержится не только в горючих сланцах, но и в других породах, и иногда ее называют нефтью из малопроницаемых пластов. Людям давно известно, что сланцы и другие породы включают нефть. Но извлечь ее оттуда не было возможности, по крайней мере так, чтобы добыча оправдывалась экономически.

Ключ к решению проблемы был найден на задворках нефтяной промышленности, в гигантской нефтяной формации Bakken, находящейся под бассейном Уиллистон в штатах Северная и Южная Дакота и Монтана, а также в провинциях Саскачеван и Манитоба в Канаде. Bakken относился к тому разряду месторождений, где мелкие операторы бурят скважины, из которых добывают по нескольку баррелей нефти в день. К концу 1990-х гг. большинство специалистов разочаровались в Bakken, отзываясь о нем как о «экономически непривлекательном»²⁷.

Но затем внимание нефтяников привлекла инновационная технология добычи сланцевого газа – так называемая технология горизонтального бурения и гидравлического разрыва. «Когда добыча сланцевого газа вдруг резко выросла, мы спросили себя: “Почему бы не применить этот метод к нефти?”» – вспоминает Джон Хесс, генеральный директор Hess Energy, одного из ведущих игроков на Bakken. Новые технологии сработали. Компании кинулись столбить участки, и Bakken охватил нефтяной бум. Рост был взрывообразным: производство сланцевой нефти на Bakken подскочило с 2850 баррелей в день в 2005 г. до более чем 600 000 в 2012 г. Через несколько лет, по прогнозам, оно может составить 800 000 баррелей в день²⁸.

Данный метод добычи начал распространяться. Вслед за Bakken другие похожие формации – месторождение Eagle Ford в Техасе, Bone Springs в Нью-Мексико и Three Forks в Северной Дакоте – стали горячими районами добычи сланцевой нефти. Более того, новые технологии начали применяться на старых месторождениях вроде Пермского нефтегазоносного бассейна в Техасе. Именно добычей сланцевой нефти, новейшего вида нетрадиционных углеводородов, объясняется 40 %-ный прирост объема добываемой в США нефти с 2008 по 2012 г. Прирост в 2 млн баррелей в день эквивалентен совокупному производству нефти в Нигерии, одной из основных стран ОПЕК.

Хотя разработка месторождений сланцевой нефти только началась, по предварительным оценкам, только в США ее извлекаемые запасы могут составлять 20 млрд баррелей. Это равносильно получению полутора аляскинских месторождений, но без дорогостоящего бурения в арктической зоне и строительства протяженного нового трубопровода. При таком уровне запасов США потенциально могут увеличить внутреннее производство нефти на 5 млн баррелей в день к 2020 г., что еще лет пять назад казалось немыслимым. Запасы сланцевой нефти в других частях мира пока что не подвергались исследованиям и оценке, но цифры, скорее всего, будут впечатляющими.

Эти виды нетрадиционных источников углеводородов объединяет то, что они не дают жидкую нефть на суше, которая была основным продуктом нефтяной промышленности с тех пор, как «Полковник» Дрейк пробурил первую скважину в Тайтусвилле в 1859 г. И все они расширяют традиционное определение нефти, помогая удовлетворять растущий глобальный спрос. К 2030 г. нетрадиционные жидкие углеводороды могут составить треть всех добываемых жидких углеводородов в мире. Но к тому моменту большинство из них, скорее всего, перейдет из разряда нетрадиционных углеводородов в разряд традиционных²⁹.