Сланцева революція: друге дихання

Автор: Роман Рукомеда,

експерт з енергетичних питань

Оптимізація видобутку вуглеводнів і пошук нових технологічних рішень для їх вилучення дозволяють відтягнути в часі кінець нафтогазової епохи. Технологія плазменно-імпульсивного розриву пласта, удосконалення технологій гідророзриву сланцевих порід, видобуток газу з гідрату метану і деякі інші нововведення активно грають на стороні нафтогазових ресурсів в їх боротьбі з альтернативними джерелами за новий вигляд світової енергетики в першій половині нинішнього століття. Нафта і газ поки не поступаються лідерство, хоча тиск на них стрімко наростає.

Т ехн ологіческой революція на порозі. Світ освоює технології 3-D принтинга, електромобілів і альтернативної енергетики. При цьому традиційні енергоресурси - нафту і газ - не поспішають йти в минуле. Технологічні інновації допомагають їм утримуватися на плаву і тримати світову енергетику під своїм контролем. Принаймні, поки що. Які способи дозволяють відтягувати завершення нафтогазової ери?

Плазмовий імпульс виривається в лідери

Однією з головних інновацій є технологія плазменно-імпульсного розриву пласта (PPT - Plasma Pulse Technology). Цей вид видобутку вуглеводнів належить американській компанії Propell Technologies Group (розроблений компанією Novas Energy, що входить в структуру Propell Technologies) для підвищення нафтогазової видобутку на сланцевих родовищах. Даний метод, на відміну від гідророзриву, не забруднює підземні води. Нова технологія дозволяє виробляти «чистий» гідравлічний мікро / нано розрив пласта, що містить вуглеводні, без забруднюючих екологію хімікатів, без використання великої кількості води, а також без землетрусів. Два головних переваги нової технології полягають в тому, що вона абсолютно екологічно чиста, а також істотно зменшує виробничі витрати на видобуток вуглеводнів.

Плазмовий імпульс створює плазмову дугу в вертикальної свердловині, виробляючи величезну кількість тепла на одиницю площі за секунду. Подібна хвиля в змозі видалити будь-які перешкоди або заважають породи без пошкодження стали. Технологія використовує вібрації, електрично генеруються в плазмі імпульсів для зниження в'язкості, підвищення проникності і поліпшення потоку нафти і газу на поверхню для вилучення. Розробники технології стверджують, що серія імпульсних хвиль / вібрацій дозволяє підвищити віддачу родовища на період близько одного року.

Спосіб РРТ - частина широко практикується процесу підвищення нафтовіддачі (EOR - Enhanced oil recovery), відноситься до категорії третинного відновлення. Цей метод використовує різні технології для підвищення виробництва нафти після первинного і вторинного відновлення свердловини. EOR грає найважливішу роль в поліпшенні нафтових родовищ, особливо на старих свердловинах. У той час як первинне відновлення повертає 10% продуктивності, вторинне - від 20 до 50%, третинне відновлення дозволяє досягти показника в 30 - 60%.

Слід зазначити, що технологія РРТ вже активно і широко використовується в США. Зокрема, середнє збільшення продуктивності 27 свердловин після використання РРТ збільшилася до 295%. На тлі подібного успіху компанія-розробник технології плазмового імпульсу заявила про розробку РРТ для горизонтальних свердловин.

Найцікавіше, що в ряді штатів, де заборонена звичайна технологія фрекінгу (гідророзриву пласта), метод плазмового імпульсу є цілком легальним і може принести значні прибутки. Наприклад, в штаті Каліфорнія, на думку американських експертів, технологія РРТ може приносити не менше $ 1 млн на тиждень, тільки якщо 50 звичайних свердловин з фрекінгу (економія на одній свердловині в тиждень складе близько $ 20 тис.) Перевести на РРТ. Разом з тим, широка заміна плазмовим імпульсом звичайного фрекінгу здатна в рази підвищити прибутковість нового методу видобутку вуглеводнів. Таким нехитрим способом в США буде обділений заборона екологів на використання традиційної технології гідророзриву пласта і станеться заміна її на РРТ. Це означає, що «сланцева революція» вже почала набувати «друге дихання», яке буде куди сильніше першого. При цьому ніякі гри з Саудівською Аравією на зниження нафтової ціни не зможуть зупинити піднесення Сполучених Штатів як нового нафтового супергравця, здатного пристосовуватися до складних умов ринку за рахунок власного технологічної переваги та інноваційного розвитку, а не низьку собівартість однієї з кліматичних причин, як на Близькому Сході. Очевидно, що в умовах конкуренції за нафтовий ринок та ж Росія, наприклад, повністю позбавлена ​​можливості утримати свою нинішню частку ринку вуглеводнів. Тому єдине, чим залишається торгувати президенту РФ Володимиру Путіну - це війна і дестабілізація інших регіонів, де розташовані потужності і активи російських енергетичних конкурентів.

Нагадаємо, що за прогнозами американських експертів, ринок технологій підвищення нафтовіддачі виросте в світі на 17% до 2019 р Уже зараз ключовими гравцями на ринку виступають ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Chevron, BP, Total, Canadian Natural Resources, Cenovus Energy, China National Petroleum (фіксація інтересу Китаю до нової технології), ConocoPhillips, Denbury Resources, Lukoil (ще один російський гравець), Nexen, Occidental Petroleum, Petroleos de Venezuela, Petrobras, Suncor Energy і багато інших.

Слід додати, що нова технологія викликала інтерес навіть з боку великих бізнесменів з російською пропискою. Зокрема, Роман Абрамович через свій фонд Ervington Investments інвестував в Propell Technologies Group $ 9,75 млн. Ще раніше, взимку 2015 року, фонд Р. Абрамовича купив 1,5 млн привілейованих акцій компанії за $ 5 млн і отримав опціон на викуп 2, 97 млн ​​привілейованих акцій. Таким чином, загальна сума інвестицій Р. Абрамовича в РРТ вже склала близько $ 15 млн. Мета самої інвестиції - отримання вигоди від впровадження технології плазмового імпульсу для збільшення нафтового видобутку. За інформацією засобів масової інформації, технологія РРТ вже успішно використовується в Росії для збільшення нафтової і газової віддачі родовищ і зменшення виробничих витрат. Р. Абрамович зробив ставку на нову технологію-лідера, і незабаром вона може з лишком окупитися.

Гідророзрив пласта модернізується

Поява нових технологій призвело до зростання і вдосконалення традиційного фрекінгу.

Різні країни і компанії знаходять свої технологічні рішення в удосконаленні гідророзриву пласта (ГРП). Наприклад, в Японії дослідницька команда з Кіотського університету запропонувала замість води використовувати вуглекислий газ. Це не тільки екологічно (дозволяє боротися з глобальним потеплінням), але і економно - відбувається збільшення коефіцієнта вилучення нафти завдяки розриву породи газом на більш дрібні частини.

У Канаді компанія GasFrac запропонувала ринку свій метод здійснення гідророзриву пласта. Його суть в заміні води гелієм, що містить пропан. Цей елемент вже міститься в грунті і діє набагато м'якше на навколишнє середовище, ніж інші хімічні речовини, що використовуються в ГРП.

У США енергоконцерн Halliburton (до якого свого часу активно приписували екс-віце-президента країни Діка Чейні) зосередився на системі очищення води CleanWave. Вона видаляє шкідливі речовини з використаної в ГРП води шляхом позитивно заряджених іонів. Ще одна пропозиція від Halliburton - система мембранної дистиляції - повторного використання води в гідророзриві пласта без змішування з прісною водою.

У Китаї корпорація Recon Technology повідомила про створення удосконаленої технології ГРП, що дозволяє працювати в більш складних геологічних умовах і знизити витрати на гідророзрив.

Модернізацією гідророзриву пласта (ГРП) почали займатися і в Росії. Наприклад, в «Газпром нафти» успішно проводять кластерний гідророзрив пласта з використанням кварцового піску. Така технологія, за твердженням російських фахівців, дозволяє їм досягати 20% -го зниження вартості фрекінгу при збереженні його ефективності.

Цікаво, що протягом декількох років «Газпром нафта» використовує в ГРП інновацію з особливою подачею керамічного проппанта в пласт. При використання звичайного ГРП він безперервно подається під час здійснення гідророзриву і повністю заповнює утворену від ГРП тріщину. У випадку з використанням кластерної технології проппанта подається в свердловину по черзі зі спеціальним синтетичним волокном. Це дає можливість створювати канали всередині тріщини і, в свою чергу, скорочувати на 40-50% кількість проппанта для гідророзривів. При цьому вартість ГРП здешевлюється в два-три рази, а виробнича і економічна активність значно підвищується. Згаданий модернізований гідророзрив пласта «Газпром нафта» здійснює на ділянках Південно-Приобского родовища. Процес поки не має масового характеру, але його висока ефективність вельми наочна.

Описуючи модернізовані варіанти ГРП, слід сказати, що основною його прототип для майбутнього успіху має назву Fishbones. Сама компанія має норвезькі коріння (працює безпосередньо на державний Statoil) і її керівника Руна Фрейр (колишній глава нафтосервісного гіганта Schlumberger). Метод Fishbones передбачає видобуток вуглеводнів з карбонатних пластів при зниженні витрат води або іншої рідини на 95%.

Зараз основним полігоном для нової технології є Саудівська Аравія. З огляду на, що в Саудівській Аравії вода - один з найбільш дефіцитних товарів, новий метод розрахований саме на неї. У цій країні головним викликом для фахівців-модернізаторів ГРП є видобуток вуглеводнів з резервуарів тріщиною типу, так званих карбонатних пластів. У подібних умовах, за деякими даними, знаходиться близько 60% світових нафтових покладів і близько 40% газових.

Раніше видобуток вуглеводнів в карбонатних пластах велася за допомогою інтенсифікації - закачування в свердловину розчину соляної кислоти (85%), який просочувався вглиб пласта і розгалужувався, залишаючи помітні сліди. Часто при такому підході розчин не добирався до потрібних резервуарів з вуглеводнями. При цьому проблеми в Саудівській Аравії з ГРП в цілому ідентичні з тими, перед якими стоять і інші країни. Підкреслимо, що вартість застосування технології гідророзриву пласта стає малорентабельної при нинішніх цінах на нафту.

Крім Саудівської Аравії, компанія Fishbones апробує свою технологію в Норвегії, Індонезії (з 2013 р) і в Техасі (з 2014 р на родовищі Austin Chalk).

Суть методу видобутку вуглеводнів компанією Fishbones полягає у встановленні труб з вбудованими голками в горизонтальні і вертикальні свердловини і з'єднання їх в єдину систему. Коли починається закачування розчину кислоти в свердловину, тиск рідини штовхає голки вглиб породи. Глибина проходу голок становить близько 12 м практично у всіх напрямках від основної свердловини. Таким способом в породі створюються невеликі тунелі, які називають бічними стовбурами. Саме ці бічні стовбури в сумі з основною свердловиною створюють подобу «риб'ячого скелета» (переклад назви Fishbones з англійської мови). Саме за цими тунелями, настільки схожим на риб'ячі кістки, пізніше і відбувається викачка вуглеводнів.

Варто додати, що проштовхуючи спеціальну рідину всередину карбонатного пласта за допомогою бічних тунелів, технологія Fishbones створює контакт кислоти з великою кількістю природних тріщин в самій породі. Саме цілеспрямоване створення бічних стовбурів і є чимось особливим. Вона дозволяє зменшити витрати і зусилля для досягнення потрібних пластів. Також дуже важливим є повний контроль напрямки і тиску при подачі рідини в свердловину.

Підхід Fishbones до модернізації технології ГРП фундаментально інноваційний. Ефективний і точковий гідророзрив пласта, в разі успіху технології Fishbones, заснований на радикальному зменшенні витрат рідини і собівартості самого ГРП, цілком може стати новою основою для запуску наступних хвиль «сланцевої революції» і в самих Сполучених Штатах, і в інших країнах світу, де готові експериментувати з ГРП заради отримання конкурентних переваг в такий складний ринковий час.

Коли прийде час гідрату метану?

Судячи з нинішнього довгострокового тренду падіння цін на нафту і, як наслідок, на природний газ, промислова розробка гідрату метану - справа далекої перспективи. Гідрат метану - це кристалічна речовина, що виникає при низьких температурах і під тиском, являє собою суміш молекул води і метану, в природі він зустрічається під шаром вічної мерзлоти або глибоко на океанському або морському дні.

У нинішньому році тестові проекти по розробці покладів гідрату метану і його видобутку відбувалися в АТР (Японія, запаси на рівні 7 трлн куб. М) і в Північній Америці (США). Відповідно, першими районами промислового видобутку гідрату метану здатні стати японський Nankai Trough і американський North Slope.

В Японії проект Nankai Trough розробляється японським урядом ще з 2001 р за допомогою Національної корпорації по нафті, газу і металів (JOGMEC). Друга практична фаза проекту (тривалість з 2009 по 2015 рр.) Дозволила почати в 2012-му пробне буріння свердловин в Тихому океані в районі півострова Ацумі. У березні 2013 року було проведено тестове шестиденне добування метану з газогідратів у відкритому морі з отриманням добового видобутку в обсязі 20 тис. Куб. м. Відповідно до отриманих результатів початок промислового видобутку спланували на 2018 р

В американському проекті North Slope активну участь в реалізації беруть компанії Alaska ConocoPhillips і JOGMEC за участю Міністерства енергетики США. При цьому американська Геологічна служба оцінює технічні запаси газогідратів на Алясці в 2,4 трлн куб. м. У ході практичного виконання американського проекту використовується така інновація, як закачування в свердловину вуглекислого газу.

Додамо, що Сполучені Штати дуже багаті на поклади метаногідрата, тому і мотивовані пошуком найбільш вигідного технологічного рішення його видобутку. Наприклад, в 2013 р Служба надрокористування США оцінила поклади гідрату метану в Мексиканській затоці на рівні 566 трлн куб. м, де 190 трлн куб. м розташовані в високих концентраціях в піщаних колекторах.

Важливим рішенням в напрямку розробки видобутку гідрату метану стала угода уряду Японії і США (двох лідерів в даній сфері) про проведення спільних досліджень в галузі експериментальної видобутку газогідрату на Алясці. Завдяки деякому форсування дослідного процесу в цьому напрямку, вже звучать обережні прогнози про можливість старту промислової розробки газогідратів в Японії і США в 2018 - 2019 рр.

В інших країнах процес дослідження шляхів видобутку газогідратів також має місце, але ймовірно сповільниться або буде надовго «заморожений» під час нинішніх низьких цін на вуглеводні. Наприклад, канадський проект Mallik був запущений ще в 1998-му і тривав до 2008 року, коли вдалося досягти видобутку газу на рівні 6 тис. Куб. м на добу. Але незабаром потік видобутку різко впав, і розробники вважали цей проект збитковим при наявному рівні технологій і наявності інфраструктури.

В Індії з 2006 р проводяться дослідні роботи в межах національної програми NGHP. Як результат, виявлено чотири потенційних району з великими запасами гідрату метану. Найперспективніший з них - це басейн Krishna-Godavari.

Китай запустив свою програму по метаногідратам ще в 2007 р У 2007-му і 2013 року Міністерство по землям і ресурсів спільно з Національною геологічною службою КНР провели дві експедиції. Розвідувальні роботи на шельфах Південно-Китайського моря показали рясне наявність газогідратів. Однак час промислового видобутку даного ресурсу в Китаї поки не визначено.

Схожі роботи з дослідження наявності і перспектив видобутку гідрату метану проходять також і в Південній Кореї, Норвегії, Росії, Німеччини, Тайвані, Нової Зеландії, Мексиці, Бразилії, Уругваї, Колумбії і деяких інших країнах.

В цілому можна Сказати, что на тлі різкого обвалу ціни вуглеводнів длительность цього процесса, а такоже Відсутність в Сейчас технологій відобутку газогідратів, что ма ють скроню рентабельність, перспективи такого технологічного напрямку поки невісокі. Например, в прогнозі МЕА в кінці 2014 р оцінка глобальної відобутку гідрату метану фігурувала на Рівні 0,1 млрд куб. м в 2025 р.; 0,3 млрд куб. м - в 2030-м и Всього лишь 0,9 млрд куб. м газу - в 2040 р Подібні прогнози просто підтверджують технологічний и коммерческий Інтерес до відобутку газогідратів, Значне їх наявність у багатьох странах світу, а такоже початок поиска технологічних РІШЕНЬ для розробки подібного енергетичного ресурсу. Але саме оформлення нової технології разом зі значними потенційними запасами газу дає ще один вагомий аргумент для відкидання твердження про можливий дефіцит природного газу в майбутньому.

Низькі ціни на «чорне золото» зуміли майже зупинити проекти по розробці нафтових пісків (переважно в Канаді). Наприклад, енергетична компанія Shell заявила не просто про вихід з проекту розробки нафтоносних пісків в цій країні (родовище Carmon Creek), але і про план списати близько $ 2 млрд у зв'язку з цим. Таке рішення було прийнято керівництвом у зв'язку зі спадом на нафтогазовому ринку в першій половині 2015 р Більш того, негативним чинником для проекту виявилося також відсутність належної транспортної інфраструктури з доставки нафти з Канади. Спочатку запуск проекту з виробництва «чорного золота» з нафтоносних пісків Carmon Creek планувався на 2017 року з потужністю 80 тис. Бар. на добу.

В цілому, за останні п'ять років видобуток нафти на канадських нафтоносних пісках зросла на 30%. Але різкий обвал цін на «чорне золото» привів до масового виходу компаній з розробки нафтоносних пісків. Це пов'язано ще і з тим, що видобуток нафти на канадських нафтоносних пісках набагато більш затратна, ніж при інших технологіях, і вимагає при цьому додаткового етапу очищення від піску. Ще один нюанс видобутку в нафтоносних пісках Канади полягає в тому, що велика частина нафти (близько 55%) добувається не відкриті (кар'єрним способом), а за допомогою вертикальних або горизонтальних свердловин, в які подається пар (технологія гравітаційного дренажу із застосуванням пара). За оцінками експертів, рентабельність видобутку «чорного золота» на канадських нафтоносних пісках відбудеться тільки за умови, якщо ціна нафти сорту WTI добереться до позначки в $ 44 / барр. Зараз ціна якраз танцює навколо цього показника, змушуючи нервувати багатьох канадських нафтових видобувачів. Як би там не було, Канадська асоціація нафтовидобувних компаній сподівається на зростання видобутку сировини на нафтоносних пісках ще на 30% до 2020 р

Згідно з її оцінками, обсяги видобутку «чорного золота» на нафтоносних пісках повинні вирости на 130 тис. Бар. на добу до 2,29 млн бар. ще в нинішньому році, оскільки такі великі компанії, як Suncor, ExxonMobil і Impеrial Oil, активно нарощують видобуток, використовуючи цю технологію.

У цих умовах дуже цікаві новини з США в сфері видобутку сировини з нафтоносних пісків. У штаті Юта (родовище Asphalt Ridge, потенційні запаси нафти знаходяться на рівні близько 1 млрд бар.) Розпочато використання маловитратною і «чистої» технології по видобутку нафти з нафтоносних пісків. Саме родовище Asphalt Ridge є частиною більш широкої формації Green River, що проходить через штати Юта, Вайомінг і Колорадо. За різними оцінками, запаси местророжденія складають близько 3 трлн бар. нефти. Нова технологія запатентована компанією MCW Energy Group, і ключовим її елементом є розчинник, що не використовує воду і не забруднює навколишнє середовище. При цьому собівартість бареля нафти становить $ 27 - $ 30 / барр., Що цілком конкурентно навіть при нинішніх цінах на «чорне золото».

Починаючи з січня 2015 року, проект в Asphalt Ridge приносить 250 бар. «Чистої» нафти в день. Успіх такої технології може стати дуже важливим для нової видобутку «чорного золота» в Юті, адже цей процес обходиться без використання значних водних ресурсів. Не потрібно також повернення використаних пісків на колишні родовища. Проект не пов'язаний з високими тисками або температурами і викидами вуглекислого газу. У той же час, використана в Юті технологія видобутку нафти з нафтоносних пісків в значній мірі залежить і від якості самого родовища. Наприклад, нафтоносні піски в штаті Юта набагато більш нефтенасищенной, ніж в тій же Канаді, що дозволяє легко працювати з ними за допомогою нових розчинників.

На думку багатьох експертів, успішне використання нової технології з видобутку сировини з нафтоносних пісків в Юті набагато успішніше, ніж звичайні технології ГРП або будь-яких інших видів видобутку нафти з нафтоносних пісків в Північній Америці. Наприклад, в канадській провінції Альберта, де зосереджено основне виробництво сировини з нафтоносних пісків, собівартість видобутку нафти становить близько $ 55 / барр. (В порівнянні з $ 30 в Юті).

Таким чином, і в сфері видобутку «чорного золота» з нафтоносних пісків почали з'являтися технології, значно здешевлюють сам процес видобутку сировини і виведення його на ринок. А вже дефіциту в родовищах нафтоносних пісків точно немає ні в Північній Америці, ні в інших регіонах світу.

Нові технології і українські реалії

Як виявляється на практиці, нові технології хоча і вносять серйозні зміни в енергобаланси більшості країн світу, але поки ще не здатні скинути з п'єдесталу традиційні нафта і газ.

Це в повній мірі стосується і України, де традиційним вуглеводнів поки взагалі немає ніяких інших альтернатив. З іншого боку, модернізовані технології видобутку нафти і газу, описані вище, цілком можуть бути застосовні і на українській території. Це може бути і покращений гідророзрив пласта (практикується навіть багатьма українськими компаніями), і технологія плазмового імпульсу, і можливість розробляти в перспективі гідрати метану, з огляду на наявність його родовищ в нашій країні.

Поки ж проблема української нафтогазової сфери полягає не стільки у відсутності нових технологій, скільки в нездатності української влади і регулюючих органів створити прозорі, зрозумілі і привабливі правила гри в сфері нафтогазової видобутку. Нині вони відсутні, а це призводить до падіння видобутку вуглеводнів в Україні. І це відбувається зовсім не через відсутність нових технологій видобутку.

За даними Міністерства енергетики та вугільної промисловості України, видобуток в країні природного газу в січні-серпні нинішнього року склала 13,17 млрд куб. м. Це на 2,2% (або на 291 млн куб. м) менше, ніж в 2014 р НАК «Нафтогаз України» за вісім місяців нинішнього року знизив видобуток газу на 4,9% (близько 540 млн куб. м) до 10,71 млрд куб. м. За свідченням вітчизняних енергетичних експертів, таке значне зниження обсягів видобутку "блакитного палива" пояснюється високими податковими ставками. В результаті більшість компаній просто заморозили інвестиції у видобуток вуглеводнів, хоча потенціал для зростання видобутку української нафти і газу цілком достатній.

За даними компанії «Укргазвидобування», в зв'язку з погіршенням фінансового становища має місце і зниження видобутку газу. Зокрема, третій квартал 2015 року став найгіршим за всю історію роботи компанії, з темпами падіння в 5-6% в місяць. З початку поточного року компанія втратила 0,5 млрд куб. м газу в порівнянні з 2014 р Схожа ситуація спостерігається і в сфері видобутку нафти і конденсату в нашій країні (падіння становить 5,5% з початку 2015 г.).

Більш того, доводиться констатувати, що запаси на українських родовищах «Укргазвидобування» неухильно зменшуються, залишаючи підтверджені запаси на рівні 300 млрд куб. м газу. За інформацією представників компанії, з 2005-го по 2014 р на континентальній частині нашої країни відкрито всього лише 24 нових родовища. Це при тому, що середній розмір відкритих запасів знизився (до рівня в 2-3 млрд куб. М газу).

Ще один важливий момент: українські компанії не те що не впроваджують технологічні інновації для поліпшення видобутку нафти і газу, а продовжують у своїй основній масі використовувати старе обладнання (частина з якого вже в експлуатації 20 і більше років!). Це ще один фактор, який зумовлює падіння вітчизняного видобутку вуглеводнів.

Таким чином, в той час як в США, Канаді, Японії, країнах ЄС і в інших розвинених державах світу відбувається перехід багатьох нафтогазових компаній на нові технології видобутку вуглеводнів для виживання в умовах довгострокового падіння цін на нафту і газ, Україна продовжує експлуатувати старі свердловини на старому обладнанні в умовах вкрай неефективної податкової та державної системи управління. Але ж тільки використання нових технологій для відновлення вже використаних родовищ і свердловин могло б серйозно допомогти в забезпеченні України настільки потрібними енергоресурсами! Особливо в момент триває жорстке протистояння з Росією. До речі, енергетичну складову «гібридної війни» Кремля проти України поки ніхто не відміняв.

Вихід з цього замкнутого кола можливий насамперед шляхом створення умов для рентабельної та фінансово привабливою роботи і українських, і зарубіжних енергокомпаній на українських родовищах. Тільки тоді можна буде розраховувати на експорт нових технологій видобутку вуглеводнів зарубіжними корпораціями в нашу країну. Поки ж, за фактом, ми маємо остаточний відхід світових енергетичних гігантів з України (Shell, Chevron, ExxonMobil). В таких умовах зберігати нинішню енергетичну політику влади, як і кадрову команду її виконавців - це шлях до остаточної деградації нафтогазового сектора України.

Підписатися на «Термінал»