Нетрадиционные источники УВ: генезис, закономерности, методы прогноза, поисков и освоения > Сланцевая революция: мифы и реальность
Перспективы "сланцевой революции" в России
Карпов Валерий Александрович:
Новости oilru.com
Сланец
Сланцевая революция в опасности: как в США защищают её завоевания
Размер шрифта: 1 2 3 4
«Нефть России», 21.10.15, Москва, 21:40 Александр Собко
Обозреватель
После снижения цен на нефть дискуссия об экономической рентабельности сланцевой добычи возобновилась с новой силой. Критики сланцев указывали, что «теперь уж точно всё», сторонники – говорили о том, что гибкий американский бизнес выкрутится. А за счет новых оптимизаций добыча сланцевой нефти на многих участках окажется рентабельна и при 50 долл. за баррель.
В любом случае не следует забывать, что остается и груз прошлых лет: в период высоких цен на нефть сланцевые добытчики бурили не только неплохие участки (где добыча сланцевой нефти рентабельная) а всё, что попадется под руку. Можно дискутировать, удалось бы им в долгосрочной перспективе рассчитаться с долгами при цене нефти в 100 долл. за баррель или нет, но смысла в этом уже не так много.
Реально же оказалось такой, что цены на нефть упали в два раза. И сейчас нужно отдавать долги или как минимум их обслуживать, что уже съедает почти весь денежный поток компаний.
Решение напрашивается – взять долги новые. Дело за малым. Остается убедить банки перекредитовать старые долги, а инвесторов - купить новые облигации. Но учитывая, что многие финансовые институты рассматривают низкие цены на нефть как среднесрочный тренд, можно ожидать, что отношение к новым кредитам для сланцевиков будет прохладным.
Более того, если придерживаться версии о ценовой войне, объявленной Саудовской Аравией, то конечное воздействие должно оказываться именно на банковский сектор. Так как сами сланцевые компании будут бурить и бурить при любых ценах на нефть, если удастся залезть в новые кредиты.
В октябре проходит плановый пересмотр кредитных договоров со многими добывающими компаниями. А в течение лета-осени 2015 года мы видим в американских СМИ публикации о новых технологических решениях в добыче. Поверят ли инвесторы и кредиторы в покорение компаниями новых рубежей по снижению себестоимости?
Рефракинг: повторный гидроразрыв пласта
Начнем с чего попроще: рефракинг или повторный гидроразрыв пласта. Название технологии говорит само за себя: скважина та же, т.е. на новом бурении можно сэкономить, а расходы на сам ГРП составляют около половины суммарных затрат на запуск скважины.
Просто проводим на истощенной сланцевой скважине новый гидроразрыв и – чудо! - она ведет себя как новая и даже лучше
Риски здесь есть, о чем в материале Bloomberg честно сообщается – возможность разрушения скважины, случайная утечка нефти из соседних скважин. Кроме того, размер выборки в эксперименте пока не достаточно велик. Существует и мнение, что рефракинг лишь увеличивает скорость добычи нефти, но не изменяет суммарный объем топлива, который может быть добыт за все время жизни скважины.
Тем не менее, если сейчас процедуре повторного ГРП было подвергнуто несколько сот скважин, то ожидается, что в ближайшие два года рефракинг будет проведен уже на 3 тыс. скважин. Правда и эти цифры, по сравнению с объемами сланцевого бурения – почти капля в море.
Быстрее, длиннее, больше
Пока же основным способом снижения себестоимости добычи считается рост эффективности бурения. Еще пару лет назад этот рост был связан со скоростью работы буровых установок, которые бурили скважины все быстрее и быстрее.
Но неограниченно долго ускорять темпы бурения невозможно. Поэтому в дальнейшем основной интерес добывающих и сервисных компаний оказался связан с попытками увеличить дебиты (производительность) пробуренных скважин. И здесь индустрия идет двумя путями. Во-первых, достаточно давно начала увеличиваться длина горизонтальных стволов, которая уже может достигать 3 километров. Это конечно увеличивает затраты на бурение, но оказывается выгодным.
Сейчас же «писком моды», который якобы и должен стать основным ответом на снижение цен, является рост объемов закачки проппанта – основного (помимо воды) компонента в смеси для гидроразрыва пласта. Напомним, что проппант - это специально подобранный по размеру песок или небольшие частицы, выпускаемые промышленно. Задача проппанта – удерживать получающиеся в результате гидроразрыва пласта трещины в породе от «схлопывания».
Насколько больше закачивается проппанта по новой методике и какие результаты получаются на выходе? Пока полной ясности нет.
Известный российский инвестор в американскую сланцевую добычу Михаил Юрьев рассказывал еще в начале сентября об известных ему данных: песка необходимо в 10-20 раз больше, чем обычно. В таком случае вырастает и начальный дебит скважины (в 3-4 раза!) – практически на любом месторождении. А также темпы падения производительности скважины значительно замедляются.
В американских СМИ также появляется похожая информация.
Первые указания на новую методику можно было найти еще в сентябре 2014 года. Тогда Forbes писал со ссылкой на Shale Plays Media, что новые технологии ГРП предполагают закачивание в скважину 8 тыс. тонн песка, по сравнению с 2,5 тыс. тонн годом ранее. Правда, тогда в первую очередь обсуждались новые перспективы для компаний-поставщиков песка.
А в сентябре 2015 года в материале CNBC сообщается информация о некоторых скважинах одного из ключевых сланцевых месторождений, Bakken. Если ранее компании закачивали 300-500 фунтов (130-230 кг) жидкости для ГРП на фут длины ствола, то сейчас это уже 1500-2000 фунтов.
Разумеется, пока таким способом обрабатываются далеко не все скважин. Но уже значительная часть. Это видно по следующему индикатору: хотя объемы бурения на Bakken с начала падения нефтяных цен снизились наполовину, потребления песка и промышленно произведенных проппантов уменьшилось только на 25%.
Об эффектах приводятся косвенные сведения для компании Concho Resources: 18% рост продуктивности скважин в IV квартале 2014 года (по сравнению с годом ранее) на месторождениях в Техасе и Нью Мехико. А также 75% рост накопленной добычи в течение 180 дней для скважин, которые были закончены с помощью оптимизированного ГРП. Т.е., если верить этим данным, кривая падения действительно становится более пологой.
1 октября 2015 года, Bloomberg рассказывает об аналогичных экспериментах на Eagle Ford, на скважинах компании Murphy Oil Corp. Здесь песка закачивалось 3000 фунтов на фут, что в два раза больше чем ранее.
Исследование 1000 скважин на Eagle Ford показало, что в некоторых случаях добыча нефти от закачки дополнительных объемов проппанта увеличивается в три раза. В то же время в некоторых случаях, наблюдался даже обратный эффект при слишком большом количестве песка.
PR или революция 2.0?
Конечно, это средняя температура по больнице. Кроме того, количество закачиваемого песка в скважину увеличивается и из-за роста длины горизонтального ствола. Но и далеко не все скважины обрабатываются по новой технологии. Отметим, что тренд наблюдается уже почти два года, но активно «популяризироваться» стал именно сейчас, когда компаниям нужно продемонстрировать свою растущую эффективность.
Отметим, что те же самые технологии пробуют применять и при добыче сланцевого газа.
За рамками нашего рассмотрения остались и дополнительные расходы на проппант. Даже при минимальной оценки стоимости проппанта в 300 долл. за тонну, увеличение закачки с 2,5 до 7,5 тыс тонн на скважину добавляет к стоимости ГРП еще 1,5 млн долл.
Приведет ли новая технология к прорывным результатам, или умеренно увеличит эффективность нефтедобычи – покажут уже ближайшие месяцы. Это станет ясно как по темпам распространения новых технологий, так и по увеличению дебитов новых скважин.
Пока же остается слишком много недосказанностей. Это и понятно. С одной стороны, участники экспериментов на своих площадках не стремятся делиться подробностями, чтобы сначала самостоятельно воспользоваться конкурентными преимуществами, если таковые удастся получить. С другой стороны, участники рынка – как сервисные компании, так и непосредственно добывающие компании, стремятся в первую очередь произвести хорошее впечатление. Первые – чтобы привлечь новые заказы на бурение, с которыми последнее время стало хуже. Вторые – чтобы получить дополнительный кредитный ресурс.
Видим ли мы удачный PR-ход или новый «game-changer»? – говорить пока рано.
В то же время напомним, что М.Юрьев предсказал успехи американской сланцевой добычи еще несколько лет назад, в самом начале «революции», когда в российском сегменте отношение к экономической эффективности сланцевой добычи (даже при 100 долл. за баррель) было более, чем критическое. Но в результате оказался во многом прав.
В любом случае, понаблюдать за обозначенными тенденциями, как представляется, было бы полезно.
Источник: Однако
А как защищают у нас?
Карпов Валерий Александрович:
Половина доказанных запасов сланцевой нефти уже добыта
Есть такое умное бухгалтерское слово «баланс». В нем скрупулезно подсчитаны потенциальные долги и доходы. Знающий человек по балансу может уверенно судить о состоянии компании.
Нефтяные страны и компании ведут баланс запасов нефти. Там тоже все разложено по полочкам: вот здесь доказанные запасы, их можно уверенно добывать при нынешних ценах, здесь – вероятные или возможные, могут и не подтвердиться, а там – потенциальные ресурсы, до которых еще добираться многие годы, а когда доберешься, глянь – а там пусто.
Я давно заметил, что «баланс» и «революция» - понятия несовместимые. В самом деле, ну какой «революционер» станет тщательно подсчитывать деньги, тонны или шансы? Некогда. Надо бегом Зимний брать, королю голову рубить, в крайнем случае, золотоносные участки столбить. А то не успеешь.
Поэтому организаторы «сланцевой революции» в США никаких балансов не подводили, а вместо них вооружились ПРОГНОЗАМИ. Это, прямо скажем, милое дело. Берешь площадь бассейна, толщину пласта, умножаешь на долю нефти-газа в нем, вот тебе и геологические запасы. Умножил еще на коэффициент отдачи (его брали оптом, с точностью до пол-литра), получил запасы извлекаемые. Вот таким путем и гремели по всему миру цифры запасов сланцевого газа в 200 трлн кубов, исланцевой нефти в 45 млрд тонн.
Однако с тех пор прошло уже 3-4 года. Накопился опыт. Самое время его осмыслить, чтобы на этой базе чуток заглянуть в будущее. Вот этим мы сейчас и займемся. А начну я с американского месторождения Баккен.
1. Месторождение Bakken
По площади оно крупнейшее в мире. Территория в 520 тыс. кв. км, это чуть меньше площади Франции или Ханты-Мансийского округа. Но примерно треть этой территории находится в канадских провинциях Саскачеван и Манитоба, где больших успехов не наблюдается. Там пробурена 2591 скважина, общая добыча составляет 7,8 тыс.т/сут (2,8 млн т/год), а средний дебит скважин 3 т/сут. За прошедшие два года он уменьшился на 40 %.
Рис. 1 Карта равных толщин пласта месторождения Баккен. Источник EERC
Основная добыча месторождения приходится на американский штат Северная Дакота. Взглянем на карту толщин пласта (рис.1). В центре она достигает 27-36 м, а по краям – меньше 9 м.
А теперь взглянем на карту пробуренных скважин (рис.2). Видно, что больше всего их пробурено в зоне максимальных толщин.
Рис.2. Карта пробуренных скважин, Баккен, Северная Дакота и Монтана. Источник http://www.aei.org
У этих рисунков немного отличаются масштабы. Но если присмотреться к расположению протекающей реки, хорошо видно – больше всего скважин пробурено к северо-западу от нее, в зоне толщин пласта более 36 м. Это очень хорошие скважины. Некоторые из них уже дали 150 тыс. т нефти за 5-7 лет и продолжают работать. Такой результат неплох даже для нашей Западной Сибири, а уж для США это в разы лучше среднего уровня. Но есть еще детали.
Заметьте, на севере площади толщина пласта 27-36 м, а скважин мало. На западе толщина тоже приличная, а скважин и вовсе нет. Что бы это значило?
Это значит, там изменяется состав породы. Меньше песчаных фракций, больше глинистых, а они снижают проницаемость, и соответственно, дебит скважин. В десятки и сотни раз. Плюнет такая скважина 50-100 тонн да и заглохнет.
А поскольку масштабы на картах есть, то легко подсчитать, что зоны большой толщины и высокой продуктивности в штате Северная Дакота занимают 12 тыс. км2, и примерно такую же площадь занимают блоки с продуктивностью средней. Это тоже много, но все же не Франция, в 17 раз меньше.
В среднем на 2 км2 бурится 3 скважины. Сейчас в Северной Дакоте уже пробурено их 10112 шт. Следовательно, как минимум, 56 % высокопродуктивных площадей уже разбурено. Запомним эту цифру. И перейдем к месторождению Игл Форд (рис.3).
Рис. 3. Карта толщин пласта месторождения Игл Форд. Источник EOG Resources
2. Месторождение Eagle Ford
На этом месторождении продуктивный пласт более мощный, его толщина достигает 100 м. Но зато он состоит из карбонатных пород, нефть здесь находится в трещинах, а их относительно мало. К тому же нефть содержится только в северной части, южнее – газ с конденсатом и сухой газ. Посмотрим, где начинали бурить на этом месторождении три года назад (рис.4)
Рис. 4. Карта точек бурения на месторождении Игл Форд, 2012. Газовых скважин 878, нефтяных – 2440, разрешений на бурение 5098. Источник RRC Texas
Разумеется, почти все пробуренные скважины числом 2440 сконцентрировались в зоне больших толщин, и 5098 разрешений на бурение – тоже. А теперь сравним с нынешней картиной (рис.5).
Рис. 5. Карта точек бурения на месторождении Игл Форд, 2015. Газовых скважин 4652, нефтяных – 9322, разрешений на бурение 5262. Источник RRC Texas
Где ж тут еще бурить? Высокопродуктивная зона уже истыкана, как решето. Пользуясь тем же методом, находим, что ее площадь равна почти 8 тыс. км2, это 15,6 % всей территории месторождения. На ней можно разместить 12 тыс. скважин, но из них 9322 скважины уже пробурены. Следовательно, зона разбурена на 77,7 %. Запомним и эту цифру и перейдем к месторождению Monterrey в Калифорнии.
3. Формация Monterey
Еще 2 года назад это месторождение было «надеждой Америки». Американское энергетическое агентство EIA в 2012 г. отнесло Monterey к гигантам с извлекаемыми запасами в 1877 млн.т. Площадь его 4,5 тыс. км2. Здесь мы имеем дело с самыми настоящими сланцами, хотя они сильно переслоены доломитами, глинами и пылеватыми песчаниками. Глубина залегания пласта 1800-4500 м, толщина варьирует от 100 до 600 м. Но проницаемость его ничтожно мала. Меня сразу насторожило, что добыча из такого «гиганта» составляла тогда ничтожную величину 372 т/сут. И правильно насторожило.
Прошлым летом надежды на Monterey растаяли, как мираж в пустыне. EIA «пересмотрело» свою оценку извлекаемых запасов и снизило ее аж в ris_6.jpg 25 раз (небольшая такая поправочка!) - до 75 млн. т. Коротко остановлюсь на том, почему там нельзя добыть много нефти.
При гидроразрыве пласта в любых породах образуются трещины. Но в крепких песчаниках, известняках или доломитах после заполнения песком они не смыкаются из-за прочности самой породы. А пластичные породы – глины, аргиллиты и сланцы деформируются при самых малых нагрузках, поэтому трещины в них «затекают» и приток из них прекращается (рис. 6).
Рис.6. Смыкание трещин гидроразрыва в пластичных слоях глины или сланца
Подобные слоистые платы в мире распространены намного шире, чем монолиты Баккена толщиной до 40 м. Именно этим и объясняются убогие отборы сланцевой нефти на других месторождениях США, а также в других странах. В частности, пласты баженовской свиты в Западной Сибири имеют такую же слоистую структуру; вот почему в течение уже двух лет получить из них приличную нефть не удается. Хотя наш министр-администратор c подачи EIA уже успел доложить о «колоссальных» перспективах президенту, уже и налоги с этой нефти отменили, и с американскими компаниями заключили альянсы. А вот поди ж ты – ПРИРОДА ПРОТИВ. Спасибо ей за это.
4. Формация Permian Basin
Этот огромный старый нефтяной район занимает северо-запад штата Техас и часть Нью-Мексико. В нем сравнительно недавно обнаружены пласты с трудноизвлекаемыми (сланцевыми) запасами нефти. Самый крупный из них носит название Wolfcamp, два других – Spraberry и Bone Spring.
Пласт Wolfcamp залегает на глубинах 1700-3300 м, общая площадь 45,5 тыс. км2. Толщина пласта 450-780 м, но он разделен, по меньшей мере, ris_7.jpg на 4 части непроницаемыми прослоями. Информация о Wolfcamp весьма отрывочна, однако за последние 4 года только в техасской части месторождения выдано 39 тыс. разрешений на бурение, добыча нефти выросла в 1,6 раза, а конденсата – в 5,6 раза. В целом по двум штатам добыча нефти достигла 2 млн барр./сут; это единственное месторождение, где она продолжает расти. На рис.7 зелеными точками показано расположение нефтяных скважин; высокая плотность бурения указывает на зоны повышенной продуктивности.
Рис.7. Расположение скважин формации Permian Basin. Нефтяные скважины – зеленые, газовые - красные
5. Подведем баланс
Три года назад EIA составило оценку нефтяных запасов США, из которой я выбрал данные по крупным сланцевым месторождениям (см. таблицу). Более поздних данных нет.
Для начала отметим три момента:
1) Запасы подсчитаны при ценах нефти более $100 за баррель. При нынешних ценах надо бы их вдвое сократить. Но мы пока не будем.
2) За прошедшие 4 года почти половина доказанных запасов (45,7%) уже добыта. Даже если нефтяные цены вырастут вдвое, остатки запасов будут выбраны за 3-4 года.
3) Зато в США очень много «технически извлекаемых» запасов, которые, увы, невыгодно добывать.
Что они собой представляют? Это территории с малой толщиной продуктивного пласта и самой плохой проницаемостью. Больше 10-15 тыс. т нефти из таких скважин добыть нельзя. Это не окупает затрат, потому бурить их в ближайшие годы не будут.
А в отдаленном будущем? Не знаю. Всего лишь 20 лет назад мы жили без интернета и мобильной связи. Кто скажет, чему мы будем удивляться еще лет через двадцать? http://www.angi.ru/
А что у нас с баженом?
Карпов Валерий Александрович:
Нефтегазовые компании США стремительно банкротятся
printer.gif
clock.gif25/12/2015 12:30
Вашингтон. Количество банкротств нефтегазовых компаний в III квартале достигло рекордных значений с момента Великой рецессии. Обвал цен на нефть оказал беспрецедентное давление на компании, разрабатывающие сланцевые месторождения, поскольку издержки на добычу нефти в США значительно превышают расходы в других нефтедобывающих странах мира.
В IV квартале уже 9 нефтегазовых компаний, совокупный долг которых оценивается в $2 млрд, подали иск о признании их банкротами. Эксперты не исключают, что рост числа банкроств может продолжиться в 2016 г.
Нефтегазовые компании вынуждены сокращать расходы на разведку, а также снижать объем капитальных инвестиций: с IV квартала 2014 г. компании снизили расходы на 51%.
Выручка компаний снижалась вместе с падением цен на нефть, а окончательно их добила потеря доступа на кредитные рынки. Если точнее, доступ остался, но вот получить кредитования стало значительно сложнее.
Без возможности получить кредитные ресурсы геологоразведочные компании вынуждены банкротиться, пишут Вести-Экономика.
"Влияние депрессии цен на нефть на бизнес заемщиков не может быть переоценено", - отмечал управляющий директор AlixPartners Джон Кастеллано.
Проблемы энергетического сектора быстро нашли отражение в стоимости компаний. Акции упали быстро и сильно, а вот реакция долгового рынка была не такой активной, хотя в конечном итоге стоимость бондов тоже рухнула.
Аналитики склоняются к мнению, что рост стоимости заимствований и общий негативный фон приведут к усилению волны банкротств. Как отмечает The Wall Street Journal, стоимость кредитных дефолтных свопов, которые действуют в качестве страховки от дефолта, для Chesapeake Energy, одной из крупнейших сланцевых компаний США, выросла в 4 раза за последние три месяца.
Рынки в настоящее время оценивают вероятность банкротства второго по величине газового бурильщика в 95% в течение следующих пяти лет.
Низкие цены на нефть также привели к тому, что паевые инвестиционные фонды, специализирующиеся на энергетическом секторе, потеряли 15,4% за 3 последних месяца, и это намного хуже, чем для любых других отраслевых фондов.http://www.angi.ru/n...tml?oid=2832789
А нам хоть бы хны?
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Бензин в США подешевел до 16 рублей за литр
На нескольких американских АЗС зафиксирован рекордно низкий уровень цен на топливо
Как сообщает телеканал Fox 2 Detroit, Мичиган стал первым штатом США, где за последнее время были зафиксированы цены на бензин на уровне менее 1 доллара за галлон. По данным журналистов, на одной из заправок городка Хафтон Лейк, галлон бензина предлагался по цене 95 центов, в то время как на другой АЗС бензин стоил еще меньше — лишь 78 центов. Таким образом, не трудно посчитать, что с учетом курса доллара в 78 рублей, литр бензина на указанных АЗС стоил всего лишь 16-20 рублей.
Конечно же, стоит оговориться, такой уровень цен на бензин можно встретить далеко не на каждой заправке в США. Впрочем, и без этого стоимость топлива в Америке остается на довольно низком уровне. К примеру, по данным газеты Metro средняя цена на бензин составляет 1,73 доллара за галлон или 35,6 рубля за литр. Также зависит стоимость топлива и от штата. По данным портала Gasbuddy, самый дорогой бензин с учетом средних цен продается в Калифорнии, где он стоит 2,77 доллара за галлон (57 рублей за литр). Самый дешёвый — в штате Оклахома, где галлон обойдется в 1,56 доллара (32 рубля за литр). Кстати, если верить недавней статистике, в России литр 95-го бензина обходится в среднем в 36,8 рубля.
https://auto.mail.ru/article/58970-benzin_v_ssha_podeshevel_do_16_rublei_za_litr/
Карпов Валерий Александрович:
А здесь можно услышать ответы на некоторые вопросы.
Уважаемые коллеги!
29 февраля – 1 марта 2016 года в ФГУП ВНИГНИ состоится научно-практический семинар: «Пути наращивания сырьевой базы углеводородного сырья за счет нетрадиционных источников сланцевой нефти».
Ведущий семинара: Пырьев Валерий Иванович, Заместитель Генерального директора по внешнеэкономическим связям и маркетингу ФГУП ВНИГНИ
Тематический план семинара:
· Перспективы освоения нетрадиционных источников нефти и газа;
· Повышение эффективности ГРР в отложениях баженовской свиты за счет комплексной интерпретации результатов керновых исследований и сейсморазведки;
· Нефтегазоносность глубокозалегающих отложений нефтегазоносных бассейнов;
· Комплексный подход для поддержки обоснованных решений в области разведки трудноизвлекаемых запасов углеводородов;
· Определения и классификация нетрадиционных источников углеводородов;
· Методы стимулирования разработки и интенсификации добычи нетрадиционных источников УВС;
· Современные методики подсчета извлекаемых запасов сланцевых нефти и газа
· Новые данные о строении доманиковских отложений.
Приглашаем всех заинтересованных лиц принять участие в семинаре.
Семинар состоится по адресу: ФГУП ВНИГНИ (актовый зал), Москва, шоссе Энтузиастов, д. 36 (м. Шоссе Энтузиастов).
Ответственное лицо за проведение семинара Желдаков Дмитрий Игоревич zheldakov@vnigni.ru тел.: (499) 781-68-54 доб. 3232.
Навигация
Перейти к полной версии