Нефтегазовые новости и комментарии. Александр хуршудов нефть


РАЗМЫШЛЕНИЯ НАД ТОНУЩИМ БАККЕНОМ | Блог Александр Хуршудов

Месяц назад я опубликовал статью о дальнейших перспективах сланцевой нефти и не нашел их особо блестящими. В рамках объемного материала нельзя было углубляться в детали, и пришлось отложить это занятие на потом. Время пришло, и сегодня я намерен сосредоточиться на самом крупном сланцевом месторождении Баккен. Сразу оговорюсь: я пишу для широкой российской аудитории; знающих специалистов прошу не пенять на то, что в статье будут встречаться давно им известные истины.

1. ЗАПАСЫ И ДОБЫЧА

По площади (520 тыс. кв. км) Баккен - второе крупнейшее нефтяное месторождение мира, оно лишь немного уступает территориям материковой Франции или Ханты-Мансийского округа. Нефтеносные пласты прослеживаются на территории американских штатов Северная Дакота и Монтана, канадских Саскачеван и Манитоба. Однако канадская добыча в лучшие времена составляла не более 9% от общей, а в штате Монтана залежи давно выработаны и сейчас подают нефти менее 300 т/сут. Более 90% текущей добычи приносит штат Северная Дакота; на его территории нефтеносная площадь составляет 68 тыс. км2, это 13 % от всей площади месторождения.

В разрезе формации Баккен имеется три продуктивных пласта (рис.1). Основной пласт «средний баккен» толщиной до 40 м представлен очень плотными песчаниками с примесями сланцев и доломитов. Сверху и снизу он ограничен сланцами толщиной от 5 до 15 м.

Рис.1. Схематичный разрез формации Баккен

В результате такого строения, похожего на пирожок с начинкой, на Баккене образовались ПРЕКРАСНЫЕ УСЛОВИЯ для многоступенчатого гидроразрыва. Толстый пласт между двумя пластичными прокладками – идеальное место для горизонтальной скважины. Там, где толщина его уменьшается до 10-15 м, притоки малы, и никакой гидроразрыв уже не поможет. Из рис.2 видно, что пласты с толщиной более 18 м занимают менее половины площади, восточная и южная части тоньше. Забегая вперед, отметим, что они практически не разбурены.

Рис.2. Карта изопахит, линий равных толщин пласта

Ниже основного горизонта найдены частично нефтеносные пласты Sanish и Three Forks, но они содержат на порядок меньше запасов.

Геологические (начальные) запасы нефти Баккена огромны. Хотя нефть здесь занимает всего лишь 5% объема породы, только в Северной Дакоте ее содержится 22 млрд тонн. За прошедшие годы добыто 240 млн т, следовательно, текущий коэффициент нефтеотдачи (внимание!) составляет 1,1%.

С другой стороны, проницаемость породы изменяется в пределах 0,02-0,6 мД, это в сотни и тысячи раз меньше, чем у богатых месторождений. Ранее я уже писал, что большая часть скважин пробурена в зонах естественной трещиноватости, примерно в центре Баккена. Сейчас мы добавим к этому тезису кое-какие цифры.

Власти Северной Дакоты публикуют подробную статистику по всем скважинам, отдельно по муниципальным округам (графствам). Для начала вычислим, сколько нефти ежедневно добывается с 1 км2 в разных округах. Результаты в виде карты изображены на рис.3, а прочие детали – в табл.1.

Рис.3. Карта удельных отборов нефти с единицы площади

Таблица 1.

Показатели добычи нефти и газа

Оказывается, 91% всей нефти добывается в четырех графствах: McKenzie, Mountrail, Dann и Williams. Здесь пробурено 11271 добывающих скважин (73% фонда), сейчас они работают с неплохим средним дебитом 8-13 т/сут. Отметим, что общая площадь этих округов составляет 23,4 тыс кв. км. Это тоже много, но все же в 22 раза меньше всего Баккена. Франция тут уже не поместится, только Израиль. Еще 5 округов приносят 8,2% добычи, а на территориях остальных семи графств она вообще незначительна. Почти 32 % скважин там простаивают.

2. ГАЗ ВМЕСТО НЕФТИ

В пластовых условиях, при аномально высоких давлениях 430-460 ат каждая тонна нефти Баккена содержит 70-150 м3 попутного газа. После запуска скважины давление вокруг нее резко снижается и при 180 ат газ начинает выделяться из нефти. А поскольку вязкость газа намного ниже, чем жидкости, его доля в продукции растет, а нефти – падает.

Динамика добычи нефти, газа и изменения газо-нефтяного фактора приведена на рис.4. Видно, что еще 10 лет назад газа добывалось втрое больше положенного. Не удивительно, что средний дебит нефти тогда составлял скромные 4 т/сут.

Рис.4. Изменение добычи нефти и газа

Интенсивное бурение в 2009-2014 г.г. добавило в эксплуатацию 8 тыс. новых скважин, газонефтяной фактор от этого снизился, но в последние 3 года снова вырос на 60 %. Самые высокие значения его (450 м3/т) достигнуты в округах McKenzie и Williams. Дальнейший рост добычи газа сдерживается тем, что при газовом факторе 700-1000 м3/т дебит нефти уже очень мал, и скважины, как правило, останавливают.

Рост газо-нефтяного фактора сопровождается уменьшением плотности нефти. Более тяжелые фракции задерживаются в порах породы, а легкие лучше выносятся газом. Именно поэтому американская WTI на 5-7% легче других марок. Нефть Баккена весьма летуча и взрывоопасна, ее нужно тщательнее сепарировать и отстаивать перед транспортировкой. Вероятно, нарушение этих требований стало одной из причин взрывов при железнодорожной аварии в канадском городе Лак-Мегантик. В силу этих факторов нефть Баккена существенно дешевле; в декабре ее баррель стоил $40,5, что на 20% меньше барреля WTI.

Но все это, так сказать, мелкие, преодолимые неприятности, а главная беда поджидает нас впереди. По росту добычи газа можно приближенно судить о давлениях вблизи ствола скважин; я его оцениваю в 40-60 ат. При таких давлениях на глубинах 2500-3000 м достигается предел прочности пород на сжатие, это влечет за собой деформацию цементного кольца и прилегающей породы. Вблизи ствола появляются трещины, которые часто приводят к перетокам пластовых вод из других горизонтов.

3. ВОДА ИЗ ВСЕХ ЩЕЛЕЙ

Баккен заливает вода. Более 98% скважин добывают ее вместе с нефтью. Средняя массовая доля воды в продукции месторождения составляет 61%.

Поначалу я не поверил своим глазам. Ведь в основном пласте, среднем баккене подстилающей воды нет. Конечно, четверть скважин работают из других пластов, в них вода присутствует, но они не делают погоды. Разумеется, я много раз сталкивался с аварийными скважинами, в которых отмечались заколонные перетоки пластовых вод. Но трудно было представить, что все 10 тыс скважин имеют такие дефекты. Перепроверил таблицы – все верно. В прошлом году на 50 млн т добытой нефти Баккена пришлось 66 млн т воды. И есть три серьезных аргумента в пользу ее постороннего происхождения.

Во-первых, даже при обычных операциях гидроразрыва примерно в половине скважин через месяц-другой появляются притоки воды из ближайших пластов. А тут в скважинах рвут пласты десятки раз перед вводом в эксплуатацию.

Во-вторых, перетокам посторонней воды очень способствуют низкие давления в скважинах. В нашем пласте – 50 ат, а в том, что над ним – 300 ат. Вдоль обсадной колонны возникают огромные перепады, и порода часто их не выдерживает.

В третьих, именно на Баккене притоки воды в течение многих месяцев сохраняют свою величину, будто черт открыл на полпальца подземный кран. Это не черт, это другой пласт сообщается со скважиной через небольшое повреждение цемента за колонной. Со временем оно может и увеличиться.

Проиллюстрирую обводнение скважин на конкретном примере (рис.5).

Рис.5. Динамика добычи нефти и воды в скважинах округа McKenzie

Первую скважину (верхний график) ввели в эксплуатацию в августе 2012 года с прекрасным дебитом нефти 95 т/сут. Через три месяца в ней установился стабильный приток воды в объеме 15-30 т/сут. Дебит нефти за последующие 1,5 года упал до 6-7 т/сут.

В апреле 2014 года владелец провел операцию по стимулированию скважины. В результате добыча нефти выросла вдвое, а воды – в 8 раз, до 116 т/сут. Все последующие 2,5 года скважина работала с обводненностью 60-90 %. Сейчас приток нефти почти иссяк и составляет около 4 т/сут.

Примечательно, что пробуренная позже в том же блоке вторая скважина (нижний график) сразу обводнилась на 95%. Добыча воды в ней достигала 150-175 т/сут, тогда как нефти было не более 5 т/сут. Всего на этом небольшом блоке Statoil пробурила 4 скважины, все они сразу подавали более 60 % воды, две уже полностью обводнились и в настоящее время простаивают.

Если вдуматься, то эти явления выглядят закономерно. Округ McKenzie разбурен вдоль и поперек, здесь 4157 скважин, по одной на каждые 1,78 км2 площади. Это горизонтальные стволы длиной до 3 км. К каждому из них примыкает по 20-30 искусственных трещин гидроразрыва длиной до 100 м. В залежи создана огромная сеть высокой проницаемости, а давления в разных точках изменяются от 20 до 460 ат. При таких градиентах вода будет гулять там легко и свободно.

Не удивлюсь, если окажется, что на одном берегу Миссури добытую с нефтью пластовую воду качают в водоносный пласт Sanish или Longepole, а на другом берегу ту же самую воду добывают с нефтью из среднего баккена. Мне случалось видеть зигзаги воды и похлеще. На крупном Ватинском месторождении, близ Самотлора, геологи как-то решили проследить путь закачиваемой в пласт воды с помощью цветного индикатора. И были весьма удивлены, обнаружив его через два дня (!) в шести других пластах (!!!). А в том, куда качали, его так и не нашли...

Из-за быстрого обводнения нефтяники Баккена уже сокращают отборы. За последний год добыча нефти снизилась на 15 %, воды на 7 %, средняя обводненность выросла с 59,3 до 61,3%. И для того, чтобы закончить этот краткий анализ, нам осталось ответить на последний вопрос:

4. ГДЕ БУДЕМ БУРИТЬ ДАЛЬШЕ?

Взгляните на рис.6. Он очень нагляден, я привожу его не в первый раз. Это карта забоев скважин небольшого участка графства Mountrail. Где же тут бурить?

Рис.6. Расположение забоев скважин на участке близ г. Parshall

В правой части, похоже, непродуктивная зона. Неразбуренной осталась только площадь большого проточного озера, но получить здесь разрешение на бурение невероятно трудно. К тому же это территория проживания индейцев.

Если вернуться к таблице 1, то заманчиво выглядит бурение в округе Divide. Здесь уже имеется 824 скважины, 90% из них работают с приемлемым дебитом 5,4 т/сут. Но когда я подсчитал, что средняя обводненность скважин уже достигла 70%, желание бурить сразу исчезло. Похоже, не горят им и американские нефтяники: количество активных буровых станков Баккена за последние месяцы выросло всего лишь на 7 единиц до 37 шт. Это в 6 раз меньше, чем 5 лет назад в период сланцевого бума.

Нет никаких оснований полагать, что разбуривание периферии Баккена принесет больше нефти, чем в центре. Наоборот, все имеющиеся данные (см. табл.1) указывают на то, что нефтеносность там в 3-5, а кое-где и в десятки раз хуже. О добыче этой нефти можно будет говорить только через многие годы, с новым, пока еще неведомым арсеналом техники.

5. РЕЗЮМЕ

Месторождение Баккен при огромных геологических запасах, тем не менее, вступило в завершающую стадию эксплуатации. Налицо ВСЕ признаки этого процесса: снижение добычи нефти и отборов жидкости, рост обводненности и числа бездействующих скважин.

Главной причиной упадка является прогрессирующее обводнение. Из-за снижения забойных давлений в скважинах повсеместно произошли прорывы посторонних пластовых вод. Прекратить этот процесс при современном уровне техники не представляется возможным.

Произошедший рост нефтяных цен мало повлиял на объемы бурения. Самые продуктивные зоны Баккена в четырех округах практически полностью разбурены, а выход за их пределы несет риски получения низких дебитов и ускоренного обводнения скважин.

6. В ЗАКЛЮЧЕНИЕ – НЕМНОГО О ГРУСТНОМ

Приведенная мной информация содержится в абсолютно доступных источниках. Истощение скважин Баккена из-за перехода на газ было известно еще 10 лет назад. Прогрессирующее обводнение массово выявилось в 2012 году. Почему никто не говорит об этом? Три года назад на форуме Р.Паттерсона прошло небольшое обсуждение, и только. С тех пор проблема из юного поросенка выросла в громадную свинью.

Ведь пора уже действовать. Надо проверять нагнетательные скважины на предмет утечек, прослеживать пути пластовой воды. Надо все же выявить связь между гидроразрывом и повреждениями цемента. Разумеется, сервисные компании поднимут жуткий крик и будут доказывать, что они не виноваты. Это их основной заработок и они будут драться за него когтями и зубами. Но можно собрать объективную статистику.

Почему эти вопросы не обсуждаются федеральными геологами, Американским Нефтяным Институтом, Обществом инженеров-нефтяников? Почему только Арт Берман громко говорит о явных провалах «сланцевых» технологий?

Может быть потому, что бежать, зажмурив глаза, за Красной Королевой или хвалить наряд Голого Короля проще (и доходнее!), чем возражать и доказывать? Если так, я готов предложить выход из этой грустной ситуации. Нужно во всем обвинить русских.

Русские это сделали!

Это русские хакеры пролезли в компьютеры управления скважинами и мешают им работать на благо Америки!

Это русские подливают воду в скважины!

И все эти гадости про Баккен тоже написал русский, причем не ради нефтяной науки, не ради истины, а ради пропаганды и по специальному заказу!

Не подходит такой вариант? Тогда шутки в сторону, много работы впереди.

×

cont.ws

Блог Александра Хуршудова — Страница 2

Нефть дорожает на сомнительных данных американской статистики

Поразмыслив, я решил в начале каждого месяца давать комментарий по динамике нефтяных цен. Картинка не об этом, я так рисовать не буду. Она — «тонкий» намек на американскую статистику….

Почему проект повышения пенсионного возраста переполнил чашу терпения

Долго я крепился, но не утерпел… Терпеть не могу хитромудрых чиновников.

Снижение нефтяных цен может затянуться на два месяца

В конце мая на нефтяном рынке началась долгожданная коррекция (рис. 1). Я ожидал ее на три недели раньше, от цены $75 за баррель сорта Brent, но ошалевшие биржевые быки вынесли котировки до $80, вышибая из позиций неосторожных игроков на понижение. И только потом, когда некоторые комментаторы уже заговорили о цене $100, началась массовая фиксация прибыли. Рис. 1. В результате на дневных графиках зародился среднесрочный падающий […]

Анализ движения котировок нефти Brent на 5 мая 2018 года

В пятницу цена Brent в четвертый раз за последние 10 дней достигла $75, но выше не пошла, на этой отметке ушла на выходные (рис. 1) Рис. 1 На мой взгляд, потенциал роста еще далеко не исчерпан. Однако в ближайшее время он вряд ли реализуется, потому что много желающих зафиксировать прибыль. Еще одно подтверждение старому правилу: без падения хорошего роста не бывает. Кратко оценим ситуацию с […]

Бурный рост нефтедобычи в США серьезно подпитывается распродажей заначек

Конец прошлого года отметился резким ростом нефтяных цен, а вслед за ними устремилась добыча нефти в США. В лидерах, разумеется, сланцевые месторождения, последние месяцы для них и вовсе стали рекордными. Фанфары звучат, тролли резвятся – правь, Америка! Пора освежить информацию о крупнейших сланцевых формациях.

Почему я голосую против

До выборов осталось несколько дней. Агитационные материалы всем надоели до тошноты, поэтому я никого агитировать не буду, просто изложу свою позицию. Она у меня сложилась давно и от последних событий не изменилась. Сначала – о будущем победителе выборов. Владимир Путин – невероятно талантливый политик мирового класса. Его место в ряду признанных лидеров: Рузвельта, Сталина, Сяопина. Только им удалось, как и Путину, вывести огромную страну из […]

Газпром получил уникальную возможность расторгнуть кабальные договоры с Европой

Это не шутка, не шантаж, это суровая реальность. Газпром действительно получил такую возможность, грех ей не воспользоваться. Все уже разобрались, что Стокгольмский Арбитраж очень творчески подошел к принципу «бери или плати». Сначала он его отверг в применении к «Нафтогазу», как «нерыночный». В скобках замечу: что написано пером, не вырубить топором, а со своими морально-этическими оценками арбитраж может смело отправляться в пешее эротическое путешествие. Но «Нафтогаз» […]

«Полигоны в законе» придуманы ради новых льгот для сланцевой нефти

Слухи о новых веяниях в законе «О недрах» шли уже давно. Но когда появилась содержательная информация, не смог я удержаться, чтобы ее не прокомментировать…..

Нет смысла опасаться пика добычи нефти

Седьмой десяток лет пошел с тех пор, как американский геофизик Мэрион Кинг Хабберт высказал ошеломляющую мысль о том, что нефть на планете может закончиться. В США он предсказал пик добычи на 1965-70 годы, и это почти так и случилось. А в мире он ожидал пик добычи в 2000 году, но этот прогноз не оправдался. Неудивительно: за те прошедшие годы произошли колоссальные изменения.

Мои впечатления о сайте Афтершок

В аккурат 31 декабря исполнилось два года, как я прописался на АШ. К тому времени стаж общения в сетях у меня уже был, сначала на нефтегазовых форумах, потом долго в Макспарке, потом – Worldcrisis, khasin.ru и cont.ws. Есть с чем сравнивать. Вот и решил я поделиться своими впечатлениями о ресурсе, может чем пригодятся другим пользователям.

khurshudov.ru

Александр Хуршудов: Нефтяные экспортеры могут не опасаться возрождения сланцев

Скоро минует 7 лет, как я стал наблюдать за выработкой  американских трудноизвлекаемых запасов нефти и газа, к которым прилипло некорректное название «сланцевых». Революции из них не вышло, однако на несколько лет они изрядно стабилизировали добычу в США. Без этих новых ресурсов американцам пришлось бы импортировать половину газа и три четверти потребляемой нефти.

И сейчас, когда нефтяные цены устойчиво закрепились выше $50 за баррель, все чаяния охотников до дешевой нефти устремлены в США. Они ждут, что сланцевые компании увеличат бурение, добычу и тем самым развернут цены вниз. Чтобы оценить возможность такого сценария, нужно проанализировать нынешнее состояние сланцевой отрасли. Вот этим мы сейчас и займемся.

1. СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

Хотя нефть и важнее, и дороже, но начну я все же с газовых месторождений. Потому что их масштабная разработка началась раньше, почти 9 лет назад. Некоторые уже находятся в стадии истощения, и по ним можно (с некоторыми поправками) представить судьбу нефтяных залежей. Американское агентство энергетической информации EIA выделяет 7 главных сланцевых формаций (рис.1), мы же добавим к ним пионерное месторождение Barnett на севере Техаса.

Рис.1

Основные текущие показатели газовых месторождений приведены в таблице 1. Данные по запасам, ценам и добыче газа взяты из разных материалов EIA, в ряде случаев они пересчитаны для более удобного восприятия. Данные по буровым станкам от компании Baker-Hughes.

Беглый взгляд на таблицу 1 позволяет вынести следующее. Месторождение Barnett находится в завершающей стадии разработки. Бурение здесь прекращено, добыча газа быстро падает, хотя для страны она еще остается существенной. Из оставшихся  379 млрд м3 запасов реально удастся добыть не более половины. Выходит, что запасы были завышены.

Тот же процесс развивается на месторождении Eagle Ford, но быстрее. Здесь имеются нефтяная и газоконденсатная зоны, основная добыча идет из них. Начальные запасы газа тоже завышены, при таких темпах падения (22% в год) их добыть не удастся.

На месторождении Haynesville  основной сланцевый пласт залегает на глубинах 3-4 тыс. м, но в вышележащих горизонтах газ тоже присутствует. После выхода на максимум в 2011 году происходит медленное снижение добычи, начальные дебиты скважин здесь  сейчас вдвое ниже, чем на свежих площадях. В целом отбор газа соответствует запасам, допускаю, что степень извлечения газа даже несколько превысит проектную величину.

Половину сланцевого газа США дает крупнейшее месторождение Marcellus. В этом году отбор из него ожидается в размере 186 млрд м3, это 5,3% мировой добычи газа. Здесь имеются нетронутые запасы, в частности, на территории штата Нью-Йорк, где пока запрещен гидроразрыв пласта. С нарастанием дефицита газа его разрешат.

Месторождение Utica примыкает к Marcellus. Оно совсем свежее, разрабатывается четвертый год. Доказанные запасы еще не подсчитаны, а потенциальные ресурсы варьируют в пределах 400-1100 млрд м3. Здесь еще можно выбирать для бурения наиболее продуктивные участки; но темпы бурения в несколько раз ниже, чем были на заре «сланцевой революции».

На других крупных месторождениях (Bakken, Niobrara и Permian Basin), запасы и добыча сланцевого газа невелики, бурение на газ прекращено, поэтому в таблицу я их не включил. Теперь проследим последние изменения.

Начало ушедшего года стало кошмаром для сланцевых компаний. В феврале цена нефти WTI снизилась до $26, а за ней, в марте до $60-70 за 1000 м3 рухнули цены газодобытчиков на рынке спот. Таких низких цен не было с 1999 года. Чтобы окупить бурение скважины при этих ценах, нужно добыть из нее более 100 млн м3, а таких на сланцевых месторождениях единицы. Поэтому в течение 3-4 месяцев  производители продолжали активно сокращать бурение (рис.2), а за бурением на 3% упала добыча газа. Летом цены восстановились и даже превысили прошлогодний уровень, но бурение практически не увеличилось. Вместо него возрос ввод в эксплуатацию ранее пробуренных, но не освоенных скважин (см. рис.2). Остановлюсь на них чуть подробнее, поскольку на эту тему было много домыслов, которые, как часто бывает, далеки от реалий.

Рис.2

Бурение средней скважины в США, включая покупку минеральных прав, обходится в $6-7 млн. После достижения проектной глубины и крепления ствола скважина сдается заказчику, и буровая бригада переезжает на новую точку. Вскрытие пласта и вызов притока выполняет другой подрядчик, с более мобильным ремонтным станком и своей техникой. Главным процессом освоения сланцевых скважин является многоступенчатый гидроразрыв, при выполнении 20-30 ступеней разрыва их стоимость тоже не маленькая, $1,5-2 млн. Поэтому находится много причин, чтобы освоение скважины ОТЛОЖИТЬ.

Причины бывают технические: к скважине не подведен трубопровод, не хватает мощности аппаратов сепарации, есть еще веская причина под названием «денег нет». Такие скважины долго не простаивают, потому что накладно не иметь отдачи от зарытых в землю миллионов. Хуже, когда причины геологические: скважина вскрыла менее мощный пласт, в нем слишком много глин или мало трещин, и получение хорошего притока вовсе не гарантируется. Такие скважины, бывает, простаивают годами.

В России этот процесс регламентирован и называется консервацией скважин. В США, похоже, надзор за такими скважинами слабее, но учет ведется. Теперь вернемся к скважинам месторождения Marcellus (см. рис.2).

С июня по ноябрь на месторождении было пробурено 223 скважины, а в эксплуатацию ввели 300 стволов, потому что 77 скважин освоили из консервации. Выбирали, конечно, лучшие; если бы все законсервированные скважины были высокопродуктивны, то бурение на целый год остановили бы совсем. Сейчас в консервации осталось 623 скважины, и дальнейшая судьба их не ясна. Некоторые задействуют позднее, когда подрастут газовые цены. Другие будут долго ждать ликвидации, она тоже денег стоит, а  доходов не приносит никаких.

В целом на пяти крупнейших газовых месторождениях США осталось примерно 1,9 трлн м3 доказанных запасов; при нынешних темпах они будут добыты за 5 лет. С повышением газовых цен запасы могут подрасти на 1,5-2 трлн м3, но при этом добыча газа все равно будет постепенно снижаться.

2. СЛАНЦЕВАЯ НЕФТЬ

На первый взгляд, оценить перспективы сланцевой нефти проще – здесь всего 4 крупных месторождения (табл.2). Но это только кажется. Потому что налицо колоссальная неразбериха в подсчетах нефтяных запасов.

Я, как и любой нефтяник, больше доверяю геологическим подсчетам запасов. Это большой труд геологов, в нем собраны все сведения о месторождении, его объем, содержание воды, насыщение нефтью, экономически обоснованы коэффициенты ее извлечения. Результаты таких подсчетов я и привожу для месторождений Bakken и Eagle Ford. Но сланцевые площади – как муравейники, ситуация на них меняется каждый день. Чуть отвлекся – глянь, одна скважина дала приток выше ожидаемого, другая – ниже, а в третьей и вовсе ничего не нашли. И появляются так называемые «оперативные» оценки запасов.

В последней такой оперативной работе EIA оценило доказанные запасы Bakken в 690, а Eagle Ford – в 588 млн тонн. Не знаю… Не верю. Не было такого в нефтяной практике, чтобы после отбора всего лишь 25% извлекаемых запасов, добыча нефти за год рухнула на 33%, как на Eagle Ford. Потому ПОКА эти оценки в расчет принимать не буду, ввернусь к ним позже.

Из таблицы 2 видно, что нефтяные месторождения стали разбуривать на 2 года позднее газовых, а максимум добычи здесь достигался чуть раньше, за 4 года. Это – результат различий в экономике. Нефть всегда была дороже газа, она легче транспортируется и хранится, поэтому при прочих равных условиях бурить на нефть выгоднее.

Месторождение Bakken содержит два нефтяных пласта, сложенных преимущественно песчаниками. Пористые породы лучше удерживают нефть, поэтому темпы падения добычи здесь ниже, чем на Eagle Ford. В хорошей работе, показано, что высокая продуктивность скважин обеспечивается преимущественно двумя факторами: толщина пласта и его естественная трещиноватость. При наличии этих факторов начальный дебит скважин достигал 500 т/сут, за год удавалось отобрать 25-45 тыс. т нефти, что уже окупает затраты. Наоборот, увеличение числа стадий гидроразрыва свыше 10-12 и другие технологические параметры почти не влияли на продуктивность.

Это подтверждает здоровую истину: бесконечное совершенствование гидроразрыва невозможно. В монолитных пластах небольшой толщины скважины дают в десятки раз меньше нефти и это нельзя компенсировать НИКАКОЙ супертехнологией. Именно поэтому средний начальный дебит на месторождении Bakken составляет не 300, а всего лишь 73 т/сут.

Месторождение Eagle Ford, напротив, содержит в продуктивном пласте трещиноватые известняки и доломиты, которые легче отдают нефть. Но объем этих мелких трещин очень мал. Поэтому здесь выше и начальные дебиты, и темпы их снижения. Падение добычи нефти за последний год на целую треть – своеобразный антирекорд в нефтяной практике. Мне, во всяком случае, раньше подобные примеры не встречались.

Формация Permian Basin – последнее сланцевое месторождение с растущей добычей. Здесь целых три нефтяных пласта, но продуктивность их сильно изменяется на большой площади (чтобы не перегружать материал, я не привожу обзорные карты размещения скважин, они доступны в предыдущей работе). Это старый нефтяной район. Здесь ежегодно добывается почти 40 млн т нефти из обычных пластов, ранее уже была построена инфраструктура трубопроводов и пунктов подготовки. Здесь пока есть простор для поиска высокопродуктивных участков. Их и ищут: ПОЛОВИНА американских станков, бурящих на нефть (246 шт.), сейчас работает в бассейне Permian.

Также давно добывают нефть и газ в пределах формации Niobrara. Старые месторождения дают здесь 140 тыс. барр./сут, а низкопроницаемые (сланцевые) пласты - вдвое больше. Но дебиты скважин намного ниже, а запасы (по оперативной оценке) – в 3-4 раза меньше, чем на трех главных месторождениях.

В сумме четыре крупнейших сланцевых формации добывают 3,4 млн барр./сут нефти, это три четверти всей сланцевой добычи или 39% общей добычи США. Кроме них, есть еще несколько более мелких площадей, там истощение пластов даже более выражено. В качестве примера сошлюсь на месторождение Granite Wash в Техасе с максимальной добычей 1,2 млн т/год (рис. 3). В 2015 году добыча здесь упала на 36,5%, а в прошлом – еще на 40,5%. Хотя на месторождении постоянно трудятся 10-11 буровых станков.

Рис.3

Но вернемся к последним событиям. После провала нефтяных цен в феврале бурение сокращалось еще 3 месяца, и только летом, когда цены укрепились выше $40, число активных буровых станков стало расти (рис.4).

Рис.4

За полгода на крупных месторождениях оно увеличилось с 203 до 318, в 1,57 раза. Но посмотрите – 97 новых станков (81%) вышли на Permian Basin. Картину следует дополнить динамикой числа законсервированных скважин (рис. 5).

Рис.5

Из графика следует, что за прошедший год число законсервированных скважин на месторождении Bakken сократилось на 17, на Niobrara – на 123, Eagle Ford – на 283, а на Permian – УВЕЛИЧИЛОСЬ на 303 скважины. В ноябре здесь из 312 пробуренных стволов 99 пополнили простаивающий фонд.

Это означает, что на самом перспективном сланцевом месторождении уже не хватает высокодоходных участков для всех желающих. Сейчас мы наблюдаем буровой ажиотаж, который быстро вскроет самые продуктивные зоны и выведет месторождение Permian Basin на максимум добычи. За ним начнется быстрое падение.

Некоторый рост числа скважин в консервации в сентябре-октябре замечен и на других трех месторождениях (см. рис.5). Но пока он находится в пределах статистической погрешности, так что торопиться с выводами не будем.

Оставшиеся извлекаемые запасы (530 млн т нефти) при нынешних темпах отбора (169 млн т/год) будут добыты за 3 года. Даже если принять явно завышенную оценку EIA для запасов Bakken и Eagle Ford, этот срок увеличивается до 8 лет. Но фактически поддерживать нынешний уровень добычи не удастся, хотя некоторые скважины будут давать продукцию еще 10-20 лет.

3. О ГРЯДУЩИХ ПЕРСПЕКТИВАХ

Благодаря усилиям восторженных комментаторов сланцевые поля в глазах публики выглядят, как безграничное поле, скажем, кустов картошки. Где ни копнул – 10 фунтов овоща тебе гарантировано. Жаль, перестарались компании, накопали слишком много и затоварили рынок. Сейчас излишки картошки съедят, цена вырастет, и все дружно опять возьмутся за лопаты.

На самом же деле тут более уместна аналогия с сибирским болотом: спелая клюква краснеет на кочках и грядах, а между ними зеленые топи с парой ягодок на квадратный метр. Только в сланцевых пластах плодородными являются зоны тектонических нарушений. Посмотрите, как вытягиваются вдоль таких зон скважины месторождения  Bakken (рис. 6). Самая крупная из них называется антиклиналь Нельсона.

Рис.6

Впервые мне довелось встретиться с этим явлением (страшно подумать!) почти 40 лет назад. На месторождении Северный Малгобек в Ингушетии скважина, пробуренная в километре от глубинного разлома, после масштабного гидрокислотного разрыва дала 400 т/сут чистой нефти. Три другие, расположенные в 2-3 км от разлома дали слабые притоки и были ликвидированы. И потом, в Западной Сибири, Коми, Поволжье, Индии я не раз убеждался, что в низкопроницаемых пластах дебит определяется трещиноватостью.

Поэтому запасы сланцевой нефти в США я условно делю на три большие группы. В первую входят участки большой толщины с развитой трещиноватостью, которая обеспечивает фильтрацию нефти на расстояния порядка 0,5-1,5 км. В таких зонах начальный дебит скважин достигает сотен тонн в сутки. После снижения пластового давления приток уменьшается в десятки раз, но далее его стимулирует выделение в пласте нефтяного газа. Такие скважины могут еще 10-20 лет подавать 2-3 тонны в сутки с помощью обычных штанговых насосов.

Вторая группа скважин характерна ограниченной трещиноватостью, которая простирается лишь на десятки и сотни метров. Начальные дебиты здесь обычно составляют 50-100 т/сут. Через 4-5 лет дебит снижается до 0,5-1 т/сут, и добыча уже не окупает затраты. Скважины долго простаивают и в конце концов ликвидируются.

В третью группу я включаю участки небольшой толщины, в которых трещины очень малы и почти не фильтруют. Начальный дебит в таких скважинах не превышает 50 т/сут. Из-за снижения давления в пласте быстро выделяется газ, который в очень тонких каналах не стимулирует, а, наоборот, блокирует фильтрацию нефти. Эти скважины глохнут в течение 1-2 лет, именно они составляют сейчас большую часть законсервированного фонда.

Сланцевые компании не могут допустить резкого падения добычи, ибо тогда им не на что будет списывать уже вложенные деньги. При малейших возможностях они будут наращивать бурение. Предстоящее повышение нефтяных цен вызовет второй сланцевый бум, но он станет слабым подобием первого, потому что через год-два хороших участков для бурения уже не останется.

Однако для повышения добычи вовсе не обязательно иметь огромные сланцевые пласты площадью в десятки тысяч квадратных километров. Технологии многоступенчатого гидроразрыва способны оживить сотни пластов низкой проницаемости на давно известных месторождениях. В Западной Сибири, например, уже 25 лет не могли повысить отдачу газоконденсатных скважин ачимовских отложений, а сейчас задача решается как многостадийным, так и крупномасштабным гидроразрывом. Подобные работы вовсю идут и в США, и в Канаде, Китае, и в других нефтяных регионах. Для получения хорошего результата нужны только два условия: достаточная мощность пласта (более 15 м) и отсутствие подстилающей воды.

Таким образом, перспектива не столько в конкретных месторождениях, сколько в технологиях, позволяющие приобщить к разработке низкопроницаемые горизонты. Тут впереди еще непочатый край работы. Ибо нынешние коэффициенты извлечения нефти (5-6%) никак не устроят рачительного хозяина; нужно уже сейчас думать о вытеснении нефти водой, хотя это нам пока недоступно.

4. РЕЗЮМЕ

1. Запасы газа крупнейших сланцевых месторождений США достаточны для поддержания текущего уровня в течение 4-5 лет, с ростом газовых цен в 1,5-2 раза этот период увеличится до 7-8 лет при постепенном снижении добычи.

2. Доказанные запасы сланцевой нефти на четырех крупнейших месторождениях США выбраны на 59%. Произошедший рост цен ускорил бурение на площади Permian Basin в 1,5 раза, а на других месторождениях отразился слабо. Тем не менее, в нынешнем году вероятен некоторый рост добычи сланцевой нефти за счет разбуривания оставшихся высокопродуктивных участков. Затем добыча в США будет медленно падать, уже не реагируя на рост цен.

3. По мере выработки наиболее продуктивных запасов количество активных буровых станков будет все меньше влиять на отдачу сланцевых месторождений. За последние 5 месяцев на месторождении Permian Basin от 18 до 32% пробуренных скважин не вводятся в эксплуатацию, а консервируются.

4. Таким образом, нефтяные экспортеры могут не опасаться возрождения сланцевой нефти; новое бурение уже не в состоянии надолго компенсировать истощение ранее вовлеченных в разработку запасов.

5. Тем не менее, трудноизвлекаемые запасы являются неплохим подспорьем для нефтяной отрасли; они особенно полезны в старых нефтяных районах, где уже имеется промысловая инфраструктура и опытные кадры. Как говорится, что ни делается – все к лучшему…:)

http://www.angi.ru/news/2845356-%C0%EB%E5%EA%F1%E0%ED%E4%F0%20%D5%F3%F0%F8%F3%E4%EE%E2%3A%20%CD%E5%F4%F2%FF%ED%FB%E5%20%FD%EA%F1%EF%EE%F0%F2%E5%F0%FB%20%EC%EE%E3%F3%F2%20%ED%E5%20%EE%EF%E0%F1%E0%F2%FC%F1%FF%20%E2%EE%E7%F0%EE%E6%E4%E5%ED%E8%FF%20%F1%EB%E0%ED%F6%E5%E2/

anti-shale.livejournal.com

Через год я ожидаю цену Brent в интервале $63-81 за баррель — Блог Александра Хуршудова

Первый раз я решился сделать прогноз нефтяных цен на год вперед. Подробно излагаю весь ход рассуждений, которые приводят к оптимистичному результату. Вероятность исполнения получилась на уровне 72%.

Приятно, когда прогнозы сбываются. Можно задрать нос повыше и услаждать слух одобрительными отзывами, снисходительно поглядывая на других гадателей-прорицателей, которые оказались в стороне от результата. Но это в шутку.

А если всерьез — приятно осознать, что ты верно оценил все важные факторы, вероятности событий и результат подтвердил твою правоту. Независимо от полученных похвал или ругательств.

В последние годы стало модным утверждать, что предсказать движение нефтяных цен невозможно. Это неправда. Просто любой прогноз – это вероятность. В прошлом году я публиковал еженедельные прогнозы, вероятность их исполнения составила 75%. Это хороший результат. А в октябре Brent  сформировал растущий тренд, который помог составить точный прогноз на конец года (рис.1).

 

Рис.1

Brent пришел к новогоднему рубежу в цене $56,74, и это воодушевило меня на следующий прогноз, на весь предстоящий 2017 год. Попутно я решил показать читателям логику и порядок прогнозирования, чтобы они получили представление об этой работе. Но сначала одно общее правило.

Я учитываю только ФАКТЫ, а всякие рассуждения, комментарии, рекомендации и прочую болтовню кормящихся на нефтяной теме говорунов безжалостно отправляю псу под хвост. Иначе от ее обилия рябит в глазах. Приведу для наглядности пример:

«В следующем году американские сланцевые компании планируют увеличить расходы на разведку и добычу, пользуясь восстановлением цен на нефть… Североамериканские производители нефти и газа увеличат капиталовложения на 30% в 2017, полагают аналитики Raymond James… банки расширили кредитные линии для 34 производителей в среднем на 5% или более чем на 1,3 млрд долларов»…

Это типичная дезинформация: после сокращения капиталовложений в ЧЕТЫРЕ раза на росте в 30% далеко не уедешь, даже с поддержкой целой дивизии анонимных аналитиков. А прирост кредитов на $1,3 млрд при объеме капвложений $80 млрд — и вовсе ничто. К тому же одним производителям кредитные линии расширили, а другим – обрезали. В печку такие «новости». И перейдем к делу.

1. Главным основанием для прогноза является ТРЕНД. Устойчивая сохраняющаяся тенденция движения цен. Биржевые трейдеры говорят: тренд включает все. Человек не может решить, что перевесит: война в Ираке, укрепление доллара, решение ОПЕК или рецессия в ЕС. Тренд может. Он формируется с учетом ВСЕХ обстоятельств.

2. Масштаб тренда должен соответствовать дальности прогноза.  В данном случае я делаю прогноз на год вперед, следовательно, нужно искать тренд на недельных или месячных графиках. Выбираю месячные: вот он, тренд, на рисунке 2.

Рис.2

3. Это растущий тренд. Он начался в феврале прошедшего года, и имеет хорошие шансы продлиться еще год. Ибо предыдущие тренды: падающий (2014-15 г.г.), боковой (2011-2014 г.г.) и растущий (2009-2011 г.г.) – продолжались в течение 1,5-3 лет. Трендовый канал, конечно, широковат, он составляет 18 долларов на баррель. Но тут ничего не поделаешь: чем дальше прогноз, тем меньше его точность. Если бы нам вздумалось дать прогноз на 5 лет, пришлось бы работать на годовых графиках, и трендовый канал был бы еще шире. К слову, сейчас такой прогноз дать нельзя, потому что мы находимся в зоне смены тренда.

4. Следовательно, при сохранении тренда цена Brent через год должна оказаться в интервале $63-81, что соответствует росту на 11-43%.

5. Произведем небольшую проверку нашего тренда по котировкам фьючерсов. Декабрьский фьючерс сейчас стоит $59,1. Следовательно, коллективное мнение биржи тоже настроено на рост, он, разумеется, ниже тренда, (4,2%), это нормальная страховка рисков.

6. Можно чуть конкретизировать движение цены внутри года. Потребление топлив в зимние месяцы выше, чем весной, к тому же нефтяные экспортеры будут сокращать добычу, поэтому в январе-феврале можно ожидать роста цен. Он не будет слишком большим, примерно до $62, в крайнем случае – $65, до верхней границы тренда. Далее ускорится бурение сланцевых пластов, к маю на несколько процентов подрастет добыча в США, хотя и ненадолго. Ждем спада в район $57, в худшем случае до $53 (нижняя граница тренда). Летний максимум ожидаем на $67, затем осенний спад, а к концу года выходим на $70-72. Получилась синяя ломаная линия внутри трендового канала.

ПРИМЕЧАНИЕ: Точно предсказать движение цены, скажем, в сентябре, сейчас невозможно, потому что оно зависит от событий июля-августа, а их мы не знаем. Поэтому вероятность исполнения этого (внутригодового) прогноза невысока, я ее оцениваю в 55-60%.

7. На последнем шаге определим события, которые в состоянии загнать цену за пределы тренда, вверх или вниз. Для удобства я собрал их в таблице.

Невелик оказался перечень, и вероятность событий в нем тоже мала. Конечно, оцениваю ее я очень приближенно, это чисто экспертная оценка. Но если сложить все вероятности этих крупных неприятностей, то получается, что шансы нашего тренда благополучно прожить до конца  года составят 72%.

Видите, вовсе не такое и мудреное это дело – прогноз нефтяных цен. Давайте вместе попробуем?

Опубликована

khurshudov.ru

Александр Хуршудов: мировые запасы нефти не есть величина постоянная

Инженер-нефтяник Александр Григорьевич Хуршудов - обладатель богатого опыта в нефтегазовой отрасли. В то же время, он является независимым экспертом, может рубить правду матку и не связан обязательствами при ответах на вопросы.

1.  Корректно ли утверждение. что на сайте aftershock.news Вы проводите времени больше, чем на любом другом сайте, где публикуетесь, как автор?

Я вообще-то выкладываю свои статьи только на двух сайтах, на прочих перепечатывают уже без меня. В Агентстве нефтегазовой информации я веду раздел аналитики, но там сейчас нет форума. Все статьи по другой тематике публикую на АШ. Не скажу, что я провожу здесь много времени, в среднем 1-1,5 часа в день. Но есть исключения: когда выкладываю свою статью, отвечаю почти на все вопросы и комментарии, а их бывает сотни…

2. Какая основная Ваша мотивация писать статьи как автору?

Моя цель – просвещение. Так случилось, что я владею разнообразной информацией в области нефти и газа, экономики, экологии. Умею ее проанализировать и изложить в доступной форме. Надеюсь, это полезно и читателям, и, в целом, нашей стране.

3. Один из основных вопросов у меня к Вам: возможно ли добиться приемлемых EROEI при добыче сланцевой нефти?

На этот вопрос нет однозначного ответа, ибо он зависит от разных факторов. Вы знаете, что уже в 2008 г. на месторождении Bakken были пробурены скважины, из которых потом добыли 300-500 тыс. т нефти? Без супер-пупер-гидроразрывов. А нынче на самом перспективном месторождении Permian basin рассчитывают получить из средней скважины 13,5 тыс. т… Огромная разница, причем финансовые и энергетические затраты почти одинаковы. Решающим фактором является продуктивность пласта.  И есть все основания полагать, что самые высокопродуктивные участки сланцевых пластов уже выбраны. Поэтому при неизменных ценах все показатели сланцевой добычи будут только ухудшаться.

С другой стороны, допустим на минуту, что нефтяные цены вернулись на уровень $100 за баррель. Бензин и дизель при этом вдвое не подорожают, в лучшем случае, на 30-35%. Следовательно, экономика сланцевой добычи резко воспрянет духом. А при рентабельном производстве низкий коэффициент EROEI большого значения иметь не будет.

4. Баженовская свита. Возможно ли добывать нефть на ней с хорошей рентабельностью? Или же это российская кладовая драгоценного сырья, которое в будущем будем добывать ради самого производства, а не ради получения энергии? Или вообще бесперспективные углеводороды для любых целей? Как Вы оцениваете будущий вклад баженовской свиты в российскую промышленность в будущем?

В ближайшие годы будут попытки разбурить наиболее трещиноватые участки бажена в районе Ханты-Мансийска. На пределе рентабельности (либо при ее отсутствии) из них можно добыть несколько миллионов тонн нефти. И все. Убыточную добычу никто там поддерживать не будет. Сибирские нефтяники сейчас займутся другими низкопроницаемыми пластами, в первую очередь, Ачимовской свитой. Там уже получены  неплохие результаты, их можно тиражировать и развивать дальше.

Пригодятся ли нам эти запасы в отдаленном будущем? Думаю, да. Но нужны принципиально новые способы повышения продуктивности таких пластов. Когда нефти станет не хватать, они появятся.

5. Самотлор: дальше ждет только падение добычи нефти?

Да. Некоторая стабилизация возможна при интенсивном внедрении методов повышения нефтеотдачи.  Но долгой она не будет. Впрочем, даже постепенное снижение добычи позволит эксплуатировать Самотлор еще добрых 50 лет….

6. Добыча углеводов в Арктике - рискованная затея или нет?

На малых морских глубинах особого риска нет. В береговой зоне и на шельфе Аляски нефть добывают уже более 40 лет. За эти годы уровень техники многократно вырос. Наша платформа Приразломная в Печорском море нормально работает.

А вот на больших глубинах (свыше 200 м) добыча нефти несет высокий риск на любых широтах. В полярных морях мороз и ледовые поля, в южных – жара, штормы и ураганы, еще неизвестно, что лучше. Самый большой риск сулит бурение в глубоководной зоне Черного моря; в случае открытого фонтана ущерб черноморским курортам обойдется дороже аварии в Мексиканском заливе. Лучше бы там пока вообще не бурить.

7. Какие факторы необходимы, чтоб в российском секторе Арктики добыча углеводородов была высоко рентабельна (как газ на Ямале)?

Самый необходимый фактор – большие запасы и дебиты скважин. Платформа Приразломная (страшно подумать!) строилась 18 лет, она обошлась в $3 млрд. Но месторождение содержит свыше 70 млн т извлекаемых запасов, и выручка от добытой нефти ожидается на порядок больше. Это - гарантия высокой рентабельности.

Из других факторов отмечу освоение Северного морского пути. Другие транспортные маршруты намного дороже. Так что не зря Россия строит ледоколы.

8. На ваш взгляд, уже пройдены пики добычи нефти, газа, угля? В рамках планеты / РФ.

«Пик добычи» - это такая неуловимая вещь, как мираж. Вот он, кажется, можно руками потрогать, ан нет, отодвинулся дальше. Я вообще с большим недоверием отношусь к долгосрочному прогнозированию макроэкономических процессов. В данном случае гипотеза «пика нефти» оперирует только с запасами, добычей и потреблением. А вот что она не учитывает: 1) изменение мировых цен, 2)технический прогресс в экономии топлив, 3) переход с нефтепродуктов на газ и электроэнергию, 4) синтез нефтяных углеводородов из газа, угля и биологической органики.

Главное в том, что мировые запасы нефти не есть величина постоянная, их объем сильно зависит от текущей цены. И если цена вырастет до $150-200 за баррель, то мировые доказанные (выгодные для извлечения) запасы вырастут, по меньшей мере, вдвое. Поэтому разговоры о «пике нефти» любят падкие для сенсаций журналисты, а специалисты относятся к ним с улыбкой.

9. Какие страны наиболее сильно пострадают в ближайшем будущем из-за прохождения пиков добычи углеводородов? В каких странах наиболее сильно будет ощущаться в ближайшее время нехватка углеводородов?

Из предыдущего ответа следует, что «пика» все же не будет. Вместо него будут периоды роста и падения нефтяных цен. Однако на локальных рынках определенный дефицит нефти и, особенно, газа не исключен; именно он и будет управлять ценами.

Через 4-5 лет (возможно и раньше) в США начнется неуклонное снижение добычи газа. Оно будет легко компенсировано поставками СПГ по импорту. Да, придется опять переоборудовать часть терминалов, затратить какие-то деньги. Но никакого дефицита топлива не будет. Будет дефицит дешевого топлива. Те же процессы уже сейчас набирают силу в ЕС. То же произойдет и в сфере добычи нефти.

Вы скажете: сложно ждать роста нефтяных цен, когда они втрое ниже исторических максимумов. Но все именно так. Развитие идет по законам диалектики, скачкообразно. В период высоких нефтяных цен (2010-2014 г.г.) в нефтедобычу были вложены огромные средства, $1,4 трлн. Это долгосрочные, преимущественно морские проекты, их нельзя было остановить и законсервировать. Они и обеспечили избыток нефти на рынке, который был многократно преувеличен прессом западной пропаганды. Сейчас уже третий год инвестиции падают, порождая дефицит предложения. Поэтому рост цен неизбежен.

10. Запасы сланцевых месторождений колоссальные, однако извлечь возможно лишь небольшую часть на текущий момент (запасы неизвлекаемые) В будущем возможны технологии повышения процента извлечения нефти?

Это не запасы, а потенциальные ресурсы. В мире таких довольно много. Упомяну хотя бы формацию Green River в США, которая содержит более 1 трлн т органического вещества, треть из которого можно считать нефтью. Чтобы ее извлечь, нужно пропарить или размолоть 10 трлн т горной породы. Пустяковое дело…

Некоторые улучшения сланцевых технологий возможны по мере прекращения вокруг них глупого ажиотажа. Сейчас добыча идет под девизом «Драть шкуру, пока не лопнет!» Надо же продемонстрировать акционерам свои «достижения», привлечь горячие деньги. В результате во всех сланцевых скважинах происходит преждевременное разгазирование нефти в пласте, на месторождении Bakken идут колоссальные прорывы пластовых вод. Все это снижает отдачу пласта. Увы, планомерная разработка крупных пластов в США невозможна; там на месторождении сотни операторов и каждый стремится быстрей урвать кусок у другого.

11. Я часто слышу, что у России нет технологий добычи нефти на шельфе, в Арктике. Насколько реально в настоящий момент России самой разрабатывать шельф, добывать в Арктике?

А Вы не слушайте западные СМИ. И наших подпевал типа РБК тоже не слушайте. Если попросить их перечислить эти самые заветные, остро необходимые нам «технологии», они скромно спрячут мордочки в сторонку. Ответа будете ждать до ишачьей пасхи.

Для работы на мелководном шельфе никаких тонкостей-сложностей нет. Свои плавучие буровые установки мы производим. Свои платформы – тоже, у Лукойла они работают на Балтике и Каспии, Приразломную платформу я уже упоминал. Для Охотского  моря заказываем часть оборудования в Корее? Это удобнее и дешевле. Приборы, автоматику берем  импортную? Верно. А есть такие дуралеи, которые сами все пытаются производить, от насосов-компрессоров до диодов-триодов? Мне такие не известны.

А вот для работы на глубоководном шельфе, для подводных скважин мы не производим ничего. Причина проста, как блин: нет на них в России спроса. У нас еще мелководного шельфа хватит лет на 20. И на суше мы добываем в три раза больше, чем самим нужно. Ради чего же нам лезть на глубокий шельф, риски нести? Чтобы наводнить рынок нефтью, уронить цены в пол и половину выручки отдать западному сервису? Тот, кто рассчитывает на это, не имеет либо ума, либо совести.

12. Знаю  производственное предприятие геофизической аппаратуры в Новосибирске “ЛУЧ”, которая разрабатывает оборудование для нефтянки. Но их постоянно преследуют финансовые проблемы. Как много таких компаний в России?

Почти все нефтесервисные компании испытывают финансовые трудности. Причин тут две. Первая в том, что создание и продвижение новой техники у нас чрезвычайно трудно: ни дешевых кредитов, ни опытных производств, ни крепких позиций на мировом рынке практически нет. Вторая проще. Крупные нефтяные компании повадились задерживать оплату своих подрядчиков на 3-4 месяца. Кажется, такого безобразия нигде в мире нет.

13. За 10 лет можно создать в России государственную сервисную компанию уровня Шлюмберже? Ведутся такие проекты? Возможно, уже есть?

Теоретически можно, практически – нет. Есть у нас такая компания, называется Росгеология. Она много намерений декларирует, но просит увеличить финансирование из бюджета. Может быть, ей не хватает сильного менеджера типа Сечина, они там часто меняются.

А вот подобную негосударственную компанию создать нельзя. Как только она начнет реально конкурировать с западными гигантами, они ее купят. Прецедент уже был: у геофизической компании «Петроальянс» с оборотом в сотни миллионов долларов на входе висел плакат «Не отдадим Шлюмберже ни пяди родной земли!». Шлюмберже ее потом и купила.

Надо понимать, что американцы, располагая неограниченными кредитными ресурсами за счет печатания доллара, способны удавить в корне любую конкуренцию, скупить все, что продается. И будет так до тех пор, пока у нас не заработают в полную силу антимонопольные законы. Вот тогда Шлюмберже больше 25% рынка взять не сможет и аппетиты свои умерит.

14. Для создания технологичного нефтепромыслового оборудования каких компетенций в России не хватает больше всего?

Россия на 85 % обеспечивает себя нефтепромысловым оборудованием. Вы считаете его «нетехнологичным»? Кто Вам это сказал? Можете рассмеяться ему в лицо. Трубная компания ТМК работает в США, Румынии, ОАЭ. Наши погружные насосы мало в чем уступают импортным, но существенно дешевле. Я уже не говорю о резервуарах, аппаратах, они во всем мире практически одинаковы.

А не хватает нам пока средств и опыта для работы на мировом рынке. Но с годами это придет.

15. Какие проекты сейчас ведутся по снижению пробелов в Российских компетенциях для разработки нефтепромыслового оборудования?

Честно говоря, не слежу за этим, потому что не вижу здесь проблемы. У нас десятки заводов нефтяного профиля от громады Уралмаша до небольшого завода буровых долот в Кургане. Они модернизируются, осваивают новые виды продукции, идет нормальная работа.

16. В 2000 году, когда поменял институт и первый раз расписался в ведомости получения зарплаты в новой лаборатории, с удивлением узнал, что зарплату в нашей лаборатории получает около 40 человек. Был уверен, что в лаборатории работает не более 10-12 человек (тех, кого я видел за месяц работы). Как на Ваш взгляд, в современных НИИ имеет место неэффективное использование трудового времени сотрудников? Ситуация меняется?

Разные есть институты… Мне довелось много лет работать с Институтом криосферы Земли, который возглавляет академик РАН В.П.Мельников. Численность сотрудников там всего 52 человека. Но его специалисты успевают и вести мониторинг вечной мерзлоты, и обследовать погребенные льды на Ямале, и помочь технарям в разработке мерзлых фундаментов… Многое зависит от лидера. Думаю, в Институте ядерных исследований штаны не просиживают, а в других, наверное, бывает.

Сам я всегда работал в прикладных НИИ, а там непосредственная связь с производством, оно и диктует тематику.

17. На Ваш взгляд, как часто российские НИИ занимаются освоением бюджета, а не реальной научной деятельностью. Меняется ли ситуация?

Не знаю. Приходилось сталкиваться со слабыми лабораториями, которые, можно сказать, даром хлеб ели, а вот с целыми институтами бездельников – никогда.

18. Один академик в личной беседе (около 8 лет назад) на вопрос: “...а почему не выбиваете больше проектов в институт...” ответил: “а кто делать их будет ? !!!...”. И адекватная оценка сотрудников в институте показывала, что делать работы реально некому. Первопричиной указанного явления было:

  • малое количество студентов приходящих в институт после ВУЗа (основная масса шла работать не по специальности)
  • уход специалистов из института в смежные сферы деятельности. В том числе в нефтегазовые компании Российские.
  • отъезд специалистов на работу в другие страны
  • разгильдяйство научных работников
  • низкий уровень работающих научных сотрудников
  • выход на пенсию или же почтенный возраст большой массы специалистов

Согласны ли Вы с указанными проблемами? Есть сейчас проблемы нехватки квалифицированных специалистов?

Талантливых специалистов не хватало всегда. Во всех сферах, и в науке тоже. Сейчас положение с кадрами продолжает медленно ухудшаться. Основной причиной я считаю бюрократизацию всех сфер деятельности: образования, финансирования и самой науки.

19. Между компанией Шлюмберже и СО РАН существует неофициальная договоренность, что Шлюмберже не переманивает научных сотрудников из СО РАН. Но в любом случае, знаю массу специалистов, кто ушел из РАН в иностранные компании. От деятельности иностранных сервисных компаний в России Вы лично видите плюсы? Какие? В чем заключаются минусы?

Главным плюсом иностранных сервисных компаний является то, что российские специалисты проходят в них школу рыночных отношений. Надо знать себе цену; для многих это до сих пор остается проблемой. Существенно и получение опыта работы с иностранной техникой. Многие из россиян после этого уезжают работать за рубеж.

Главным минусом является монополизация сервиса. Цены западных компаний в России совершенно грабительские, заработки иностранцев порой выше президентских. Поражаюсь, как спокойно реагируют на это антимонопольные службы. Но рано или поздно эта вакханалия должна прекратиться.

20. Согласны ли Вы с утверждением, что одной из причин развала Советского Союза был локальный пик производства нефти (на существующих на тот момент технологиях)?

Ерунда. Никакими цифрами, экономическими выкладками она не подтверждается.

21. Какие ключевые вызовы предстоит решить российской нефтегазовой отрасли в ближайшее десятилетие?

Предстоит, наконец, осознать, что безудержная гонка за рекордами по добыче сырья выгодна лишь иностранным конкурентам да, может быть, еще нашим жуликам. Если Россия сократит нефтедобычу, скажем, на 20 % в течение 10 лет, она с лихвой компенсирует эти доходы за счет роста цен и притом сохранит свои природные ресурсы.

Справочно:

Александр Григорьевич Хуршудов -  эксперт Агентства нефтегазовой информации, кандидат технических наук по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений (1979) имеет колоссальный опыт работы в нефтегазовой отрасли (44 года). Более 35 лет проработал в прикладной нефтяной науке на Северном Кавказе и в Западной Сибири. Закончил карьеру директором научно-исследовательской и проектной компании «Институт природопользования».

Автор более 150 научных трудов, 10 изобретений. Много занимался экологией, член-корреспондент Международной Академии Наук Экологии и Безопасности жизнедеятельности, заслуженный эколог ХМАО. За экологическое обследование Самотлорского месторождения награжден премией им. Муравленко.

Узнать больше об Александре Григорьевиче можно по ссылке.

www.sib-science.info

Нефтегазовые новости и комментарии — Блог Александра Хуршудова

Дама с косой прицелилась в «Нафтогаз Украины»

Юлия Тимошенко пообещала в случае избрания ее президентом Украины ликвидировать компанию «Нафтогаз». Она считает, что газовая монополия является ненужным посредником и реальным производством не занимается. С присущей ей молодецкой удалью Тимошенко намерена провести ликвидацию за полгода, до завершения контракта с Газпромом. А затем (внимание!) разделить газовые потоки: украинский газ (по низким ценам) направлять обедневшему населению, а своим буржуинам-капиталистам продавать газ импортный, дорогущий, чтоб застрял в их в […]

Газпром получил уникальную возможность расторгнуть кабальные договоры с Европой

Это не шутка, не шантаж, это суровая реальность. Газпром действительно получил такую возможность, грех ей не воспользоваться. Все уже разобрались, что Стокгольмский Арбитраж очень творчески подошел к принципу «бери или плати». Сначала он его отверг в применении к «Нафтогазу», как «нерыночный». В скобках замечу: что написано пером, не вырубить топором, а со своими морально-этическими оценками арбитраж может смело отправляться в пешее эротическое путешествие. Но «Нафтогаз» […]

«Полигоны в законе» придуманы ради новых льгот для сланцевой нефти

Слухи о новых веяниях в законе «О недрах» шли уже давно. Но когда появилась содержательная информация, не смог я удержаться, чтобы ее не прокомментировать…..

Россия готова работать вместе с Ираном в нефтегазовой энергетике (интервью персидской редакции радио «Спутник»)

 Три российские компании в сентябре представили Национальной иранской нефтяной компании (NIOC) свои планы разработки иранских нефтяных месторождений. О перспективах российско-иранского сотрудничества в этой сфере наш корреспондент беседует с российским экспертом, кандидатом технических наук Александром Хуршудовым: —   Александр, какие изменения Вы заметили в нефтедобыче Ирана в последние годы? Как повлияли на нее западные санкции? —    Санкции, как и любые трудности, действуют двояко. Сначала они мешают работе, […]

Brent основательно закрепился выше $60

В конце октября котировки нефти Brent во второй раз пошли на штурм уровня $60, и на этот раз он оказался успешным (рис. 1). Удивленные комментаторы охали и ахали, кое-кто даже заявил, что фундаментальных причин для роста цены нет. Это абсолютно не так. Наоборот, в течение всего года фундаментальные показатели нефтяного рынка улучшались, и только навязчивые прогнозы роста сланцевой добычи (полученные, прямо скажем, с потолка) помешали […]

Интервью агентству «Самотлор-Экспресс»: Запасы нефти Курдистана являются прекрасным предметом торга

Москва. России пока не поступали вопросы от правительств других стран по работе в Иракском Курдистане российских нефтяных компаний, сообщил журналистам министр энергетики РФ Александр Новак.  Ранее, 21 октября, министр нефти Ирака Джаббар аль-Луайби заявил, что он ждет разъяснений от «Роснефти» по поводу контрактов, которые она подписала с Иракским Курдистаном, передавало агентство Рейтер. Наш корреспондент беседует по теме с экспертом Агентства нефтегазовой информации Александром Хуршудовым:

Осень несет нефтяникам хорошие новости

Только закончилось лето, как новости пошли косяком. Активизировались комментаторы, менеджеры, министры и ураганы.

Интервью для сайта Афтершок

Это быстро прогрессирующий сайт. Его владельцу удалось найти хорошую форму для привлечения авторов публицистики. Есть там и раздел, в котором собраны интервью, и когда ко мне обратились, отказать я, конечно, не мог. Опускаю представление себя, любимого, начинаю сразу с вопросов….

Радует сезон отпусков на рынке нефти

Лето. На Кубани воздух прогрелся до 40 градусов. На переполненных пляжах подгоревшие отпускники осваивают лошадиную технику, загорают стоя. Редкие обезвоженные новости засыхают на сайтах нефтегазовых агентств. Обороты бирж сократились. «Sale in May and go away» – многие трейдеры ушли в отпуск, но самые опытные остались. Они знают: летом растет волатильность, усиливаются движения цен вверх и вниз, и на них можно неплохо заработать.

Восточные европейцы еще не осознали, что через 1,5 года газовый транзит через Украину прекратится

Тикают часы контракта на транзит газа через Украину. С интересом жду, когда же наконец европейцы поймут, что с ними не шутят. Не будет новых трубопроводов — не будет и газа.

khurshudov.ru

Технология многоступенчатого ГРП достигла предела своей эффективности — Блог Александра Хуршудова

Часто мы жалуемся, что много мусора стало в Интернете, откровенной дезинформации и обманчивой рекламы… Но все в жизни уравновешивается. Порой неожиданно находишь в Сети внешне неприметные, но очень полезные сведения.

Совершенно случайно (по ссылке) обнаружил я анализ EIA «Тенденции в затратах при добыче нефти и газа в США». Между тем, в нем как раз и содержатся достоверные данные о состоянии сланцевых месторождений. С цифрами не поспоришь, они позволяют не только оценить нынешнюю ситуацию, но и чуток заглянуть в будущее.

Поясню для чего сделана эта работа. EIA следит за изменением доказанных запасов, а они сильно зависят от нефтяных цен и затрат. Цены прогнозировать всем уже страшно, а тенденции изменения затрат можно установить, анализируя данные компаний. Но сначала углубимся в технологию бурения и эксплуатации скважин.

1. Строительство скважин

Технологии бурения и освоения скважин низкопроницаемых пластов в последние годы развивались строго экстенсивно. Десять лет назад бурили горизонтальную часть ствола длиной 600-1000 м, проводили в ней 5-8 операций гидроразрыва пласта (ГРП), на них уходило 200-400 т расклинивающего агента (проппанта). Этого было вполне достаточно, чтобы добыть из скважины 350-500 тыс. барр. нефти. Сейчас все показатели увеличились в разы (табл. 1).

Таблица 1

Основные показатели бурения и освоения скважин

Из таблицы следует, что американские буровики достигли блестящих результатов: скважину длиной 5-6 тыс. м они бурят за 20-25 дней (!!!). Для этого нужна высочайшая организация работ, четкие действия всех подрядчиков. Но потом часть пробуренных скважин простаивает месяцами в ожидании весьма сложного и дорогостоящего процесса освоения.

Горизонтальная часть ствола в нефтяных скважинах сейчас достигает 3 км, в ней проводится 20-25 стадий ГРП, при этом объем жидкости составляет 20-30 тыс. м3, проппанта – 3-3,5 тыс. т, химикатов – 0,5-1,8 тыс. т. В скобках замечу, что американцы называют проппантом любой расклинивающий агент, это могут быть искусственные шарики кремнезема или природный крупнозернистый песок. Песок дешевле, но основную часть затрат на него составляет стоимость перевозки до скважины.

Увеличилась частота ГРП, раньше одна операция выполнялась на длине скважины 120 м, сейчас – 75 м. Средний расход проппанта вырос с 400 до 1300 кг на метр ствола скважины. Были сообщения о скважинах с 50 стадиями ГРП и объемом проппанта 7 тыс. т. Мне эта гигантомания непонятна. Она вступает в противоречие с физикой пласта; эффект от нее намного меньше прилагаемых усилий (Рис. 1).

Рис. 1. Схема ГРП с большим объемом проппанта

Продуктивный пласт ограничен по толщине, с ростом количества жидкости разрыва трещины распространяются на соседние пласты. После завершения операции в сланцах или глинах трещины смыкаются, оставляя большую часть проппанта за пределами нефтенасыщенности.

2. Проблемы эксплуатации

Чем масштабнее ГРП, тем больше проблем после запуска скважины. Нефтяники хорошо знают – после ГРП скважина еще долго выносит проппант, он засоряет насосы, образует на забое пробки. В длинную горизонтальную часть ствола приходится периодически вводить трубы и делать промывку. Операции эти рискованны, может произойти прихват или поломка труб, так что делать их нужно весьма осторожно. Они затратны, кроме того, временное бездействие скважины ухудшает ее окупаемость.

Все эти рассуждения логичны, хорошо бы доказать их многочисленными фактами, но для этого надо проанализировать работу 2-3 тысяч скважин. Навскидку взял я три скважины формации Bakken, которые пробурила в графстве Mountrail уважаемая мной компания Hess (Рис. 2).

Рис. 2. Изменение месячной добычи скважин. Заливкой обозначены периоды ремонтов

Начальный дебит скважин, конечно, впечатляет, 750-1200 барр./сут. Но если пять лет назад такие скважины снижали дебит вдвое за год, то сейчас – в 2,5-5 раз за 4 месяца. В сумме три скважины за 19 месяцев добыли 467 тыс. барр. нефти и 206 тыс. барр. воды. Это совсем неплохо. Но чтобы окупить затраты, им нужно добыть еще столько же. Каждую скважину 2-3 раза останавливали на 4-16 сут, вероятно, для промывки забоя; я не стал показывать на графике все ремонты, чтобы не усложнять рисунок.

Самое существенное: с увеличением горизонтальной части ствола сильно уменьшается плотность сетки скважин. При длине горизонтали 600-1000 м она составляла 36-60 га на 1 скважину, и из нее получали 250-400 тыс. барр. нефти. Сейчас при длине 2500 м на 1 скважину приходится 150 га. Даже если удастся добыть те же самые 400 тыс. барр., это означает, что отдача пласта уменьшилась в 2,5- 4 раза. Причина, разумеется, не в плохой технологии, а в том, что бурить приходится в менее продуктивных зонах.

3. Краткое резюме и движение нефтяных цен

В отмеченной работе представлены также весьма интересные данные по экономике сланцевой добычи, но мы обсудим их в следующий раз. А по техническим данным можно заключить следующее.

1. Технология многоступенчатого ГРП достигла предела своей эффективности. Дальнейшее увеличение длины горизонтальной части ствола (свыше 3 км) и числа стадий ГРП (более 30) не обещает прироста добычи нефти и потому применяется редко.

2. Качество самого пласта, его фильтрационные свойства являются главным фактором успешной эксплуатации низкопроницаемых (сланцевых) объектов. Они лишь в небольшой степени могут быть компенсированы техническими новшествами.

Котировки нефти Brent в ноябре трижды пытались закрепиться выше уровня $64, но каждый раз откатывались на 1-2 доллара вниз; закрытие прошло по $63,73 (Рис. 3).

Рис. 3. График котировок цены нефти Brent

Решение ОПЕК+ продлить ограничение добычи, принятое 30 ноября, уже отыграно в ценах, других сильных новостей до конца года я не жду. Коммерческие запасы нефти, бензинов и дизеля в США в течение ноября изменились незначительно, в пределах 1-2 млн барр. Количество активных буровых станков после снижения в октябре на 38 единиц, в ноябре выросло на 31 шт. Добыча нефти в США по оперативным данным достигла 9,682 млн барр./сут, по уточненным данным в сентябре она составила 9,48 млн барр./сут.

Установившийся растущий тренд (см. рис.3) имеет неплохие шансы продлиться до мая. В первых числах декабря вероятно небольшое снижение цены до уровня $62, затем – движение вверх к $65-66, а год можно закончить чуть ниже этих значений.

Опубликована

khurshudov.ru