Хуршудов александр нефть


Нет нефтяного рая на бразильском шельфе — Блог Александра Хуршудова

Глубоководный шельф Бразилии — сравнительно новая нефтяная провинция, о которой в России мало известно. Чтобы восполнить пробелы, пришлось мне покопаться в английских источниках. Материал предназначен для нефтяников, но не лишен интереса и для широкого круга читателей. В нем много цифр, если что непонятно — спрашивайте, отвечаем…

В далекой солнечной Бразилии имеется не только изобилие невиданных зверей, но и знаменитый карнавал, коррупция и нефть на глубоководном шельфе. Год назад новое правительство существенно облегчило доступ иностранных компаний к своим ресурсам в Атлантике, и теперь там наблюдается натуральный ажиотаж. На последнем аукционе за лицензии боролись крупные западные компании Total, BP, ExxonMobil, Shell, Repsol и китайская CNOOC. Победил консорциум бразильской Petrobras и ExxonMobil, которые заплатят государству неплохой бонус в размере $1,08 млрд. Аукцион настолько обрадовал власти Бразилии, что страна решила до конца 2019 г провести еще 8 подобных торгов и мечтает об удвоении добычи нефти. Любопытно мне стало, насколько реальны эти перспективы.

  1. Общие сведения

Главный нефтедобытчик Бразилии, государственная компания Petrobras в прошлом году декларировала свои запасы в размере 12,5 млрд барр. нефтяного эквивалента; в течение последних двух лет они уменьшились на 24,7%. Это, разумеется, результат снижения нефтяных цен, кроме того, разведка сильно сократилась и не компенсировала растущие отборы нефти. Динамика изменения запасов и добычи по стране в целом приведена на рис 1.

Рис.1

Большая часть нефти добывается на глубоководном шельфе. Напомню, что при глубине моря свыше 300 м стационарные платформы с опорой на дно становятся дорогими и не слишком надежными, поэтому добыча ведется из подводных скважин с помощью плавучих платформ и нефтехранилищ, которые, по сути являются морскими судами (рис.2).

Рис.2. Схема добычи нефти на глубоком шельфе (Р-34 – платформа для добычи, хранения и отгрузки, Shattle – танкер-челнок)

Месторождения шельфа Бразилии сгруппированы в три нефтегазоносных района, главными из них являются Campos Basin и Santos Basin (рис.3).

Рис.3.

2. Бассейн Campos

Этот район площадью примерно 100 тыс.  км2разрабатывается c 1977 года.  Здесь выявлено 40 месторождений и добывается 60% бразильской нефти. Часть площади расположена на малых морских глубинах (до 300 м) и даже на суше, но основная территория – на шельфе глубиной от 300 до 2000 м. Продуктивны пласты миоцена и верхнего мела. Глубже находится слой солевых отложений толщиной до 2 тыс. м (рис.4), они состоят из галита (это хлорид натрия), ангидрита (сульфат кальция) с примесями хлоридов калия и магния. В условиях повышенных температур и давлений соли пластичны; огромные купола образовались в результате выдавливания солей из нижних горизонтов.

Рис.4.

Под слоем солей располагаются нижнемеловые осадочные породы, преимущественно известняки, пронизанные разломами. Еще глубже – рифтовые отложения, они сформировались в результате деятельности морских микроорганизмов. Несколько лет назад в подсолевых пластах бассейна Campos тоже были открыты крупные залежи нефти. Общая толщина подсолевых отложений составляет 200-400 м; нефтяные залежи в них нередко подстилаются пластовой водой.

Максимум добычи нефти в бассейне Campos был достигнут в 2011 году в размере 1,73 млн барр./сут. За последующие 5 лет она сократилась на 28,1 %, до 1,35 млн барр./сут. Темпы падения замедляются за счет ввода подсолевых скважин, из которых уже в 2013 году добывалось 90 тыс. барр./сут нефти. Здесь у компании Petrobras работают 37 плавучих и 15 стационарных платформ, построено три коридора трубопроводов для транспорта нефти и газа на материк (рис. 5).

Рис.5. Схема промысловых объектов бассейна Campos

3. Бассейн Santos

Нефтяные запасы бассейна Santos площадью 350 тыс. км2, наоборот, сосредоточены в подсолевых отложениях. Крупные месторождения здесь находятся дальше от берега (170-300 км), на больших морских глубинах (2000-2300 м). Продуктивные пласты сложены преимущественно биогенными карбонатами (рис. 6), средняя пористость их 7-12%. Встречаются почти монолитные трещиноватые пропластки.

Рис.6. Образцы керна подсолевых отложений

Пласты сильно деформированы тектоническими процессами (рис.7), крупные разломы сопровождались перемещением пород на тысячи метров. Развитая трещиноватость определяет высокую продуктивность скважин, которая достигает 4 тыс. т/сут.

Рис.7. Геологический разрез пластов в районе месторождения Libra

Подсолевые залежи нефти бассейна Santos открыты в 2006 году, эксплуатация их  начата в 2009 году. В середине 2013 года добыча из подсолевых отложений достигла 300 тыс. барр./сут, а в прошлом году Petrobras объявил о достижении уровня 1 млн барр./сут. Здесь работают две стационарные и 9 плавучих платформ, имеется 2 коридора трубопроводов (рис. 8).

Рис. 8. Схема промысловых объектов бассейна Santos

4. Проблемы

О технических проблемах бурения и эксплуатации подводных скважин, плавучих платформ я даже говорить не буду. Это самые сложные работы в добыче нефти. Сейчас примерно половина скважин на глубоководном шельфе не доходит до проектных глубин из-за аварий. Но со временем опыт придет, оборудование будет усовершенствовано, и технические проблемы потеряют свою остроту. Я же остановлюсь на других сложностях.

Удаленность от берега. Она увеличивает все затраты, но больше всего затрудняет утилизацию попутного газа. Ибо подводный газопровод длиной 250-300 км обходится почти в $1 млрд. и тяжелым грузом ложится на проект. Между тем, Бразилия строго следит за сжиганием газа; были случаи, когда при невыполнении лицензионных условий власти вынуждали компании сокращать добычу.

Тропические штормы.  Ураганы на побережье Бразилии редки, но штормы, как и везде, случаются. При сильном шторме возрастает возможность аварий, прекращается вывоз нефти танкерами, поэтому плавучие платформы нередко прекращают на время добычу. В прохладный период (2-3 кварталы) добыча на 2-3% выше, чем в жаркие месяцы.

Вязкая тяжелая нефть. Данных по вязкости очень мало, но плотности изменяются в пределах 880-960 г/см, а тяжелые нефти маловязкими не бывают. Вытеснение такой нефти водой затруднительно, коэффициенты извлечения составляют 20-25%. Чтобы их повысить, нужно бурить больше скважин, но каждая обойдется в $50-70 млн, при этом затраты растут до небес, а доходность движется в обратную сторону…

Очень неоднородные трещиноватые пласты. Мне довелось много работать с трещиноватыми коллекторами и, надо сказать, первые годы эксплуатации такого месторождения для нефтяника – сплошное удовольствие. На промыслах Грозного дебиты скважин тоже достигали 2-3 тыс. т/сут, часто их ограничивали, чтобы избежать вторжения воды в залежь. Но затем, после интенсивных отборов в пласте снижалось давление, приходилось срочно его восстанавливать закачкой воды, что ускоряло обводнение скважин. Те же процессы будут идти в подсолевых залежах бразильского шельфа, прорывы воды там даже более вероятны, поскольку водо-нефтяной контакт вскрыт во многих скважинах.

5. Примеры месторождений

В таблице выборочно приведена краткая характеристика некоторых месторождений шельфа Бразилии. Надо сказать, что информация о них крайне скудная, а после 2013 года практически отсутствует. Поэтому единственным критерием отбора месторождений служило наличие информации.

Из таблицы следует, что не все месторождения поражают своими размерами и запасами. На малых глубинах располагаются небольшие залежи с запасами нефти 10-40 млн тонн. Заметьте, в бассейне Santos для многих месторождений неизвестна площадь. Они еще слабо разведаны. Теперь несколько конкретных примеров.

Крупное месторождение Marlim в басcейне Campos расположено в 110 км от Рио-де-Жанейро, на шельфе глубиной 650-1050 м. Открыто в 1985 году, введено в эксплуатацию в 1998 году. Продуктивный песчаник толщиной 75 м здесь имеет фантастически высокую проницаемость – 2 дарси. Нефть вязкая, тяжелая, плотностью 950 кг/м3 . Геологические запасы оценены в 9 млрд барр, извлекаемые – 1,7 млрд (242 млн т).

К концу 2002 года на месторождении Marlim было пробурено 129 подводных скважин (86 добывающих и 43 нагнетательных), общий объем инвестиций оценивается в $5 млрд. Добыча нефти ведется с помощью электроцентробежных насосов. В 2007 г. добывалось 350 тыс. барр./сут (19,3 млн т/год) нефти и 250 тыс. барр./сут пластовой воды. Для поддержания пластового давления осуществлялась закачка воды в объеме 700 тыс. барр./сут. Более поздней информации нет.

Месторождение Barracuda находится в 160 км к востоку от города Macae. Открыто в 1998 году, вступило в эксплуатацию в 2004 году. К югу от него обнаружено месторождение Caratinga, в сумме их доказанные запасы составляют 1230 млн барр. (185 млн т). По заказу Petrobras обустройство промысла выполнила дочерняя компания Hulliburton. Всего здесь пробурено 55 подводных скважин, в том числе, 33 добывающих и 22 нагнетательных. Добыча нефти составляет 311 тыс. барр./сут, что соответствует среднему дебиту скважин 1,4 тыс. т/сут. Это очень высокая продуктивность, при таких темпах запасы должны быть выбраны за 11 лет.

Месторождение Frade расположено на севере бассейна Campos, на морских глубинах 1050-1130 м, в 370 км от Рио-де-Жанейро. Площадь его порядка 20 км2. Открыто в 1986 г., введено в эксплуатацию с добычей 65 тыс. барр./сут в 2009 г. Доказанные запасы тяжелой нефти оценены в 200-300 млн барр. (29-43 млн т). В дополнение к трем разведочным скважинам проектом разработки предусматривалось бурение 12 горизонтальных добывающих и 7 вертикальных скважин для закачки воды. Фактически оператор проекта компания Chevron имеет на месторождении 11 добывающих и 4 нагнетательных скважины, которые обвязаны на плавучую платформу. Объем инвестиций составил порядка $3 млрд.

В ноябре 2011 г. при бурении оценочной скважины неожиданно произошел выброс нефтегазовой смеси. Устье скважины было загерметизировано в течение 4 дней. Для последующего сбора нефти и ликвидации скважины были использованы 18 плавучих емкостей. Объем выброшенной нефти был оценен в 660 т (интересно, каким способом это делалось?). В ходе судебного слушания прокурор требовал присудить компании немыслимый штраф в размере $20 млрд., но при поддержке нефтяного агентства Бразилии, Shevron отделался суммой $41,6 млн. Затем бурение скважин и закачка воды были остановлены; возобновились они лишь через 2,5 года.

Крупнейшее месторождение Tupi в бассейне Santos открыто в 2006 году, вступило в пробную эксплуатацию в 2012 г. Позднее оно было переименовано в месторождение Lula, это название моллюска и по совместительству фамилия бывшего бразильского президента. Глубина океана здесь составляет 2150-2200 м, кровли пласта – 4-5 тыс. м. Геологические запасы оцениваются в 14 млрд барр., извлекаемые – в 5-8 млрд. (на мой взгляд, оценка завышена). Нефть средней плотности (880 кг/м3), в пластовых условиях сильно насыщена газом (285 м3/т) и потому имеет малую вязкость (1 спз). Пластовое давление 580 ат. Попутный газ содержит до 18 % углекислоты, необходима его очистка.

В ходе пилотного проекта на месторождении Lula предусматривалось пробурить 6 добывающих и 3 нагнетательных скважины, из которых одна предназначалась для закачки в пласт углекислого газа. В целом для полной выработки залежи понадобится примерно 100 скважин; минимальный объем инвестиций оценивается в $50 млрд. Фактически в 2013 году работало 5 скважин с общей добычей 107 тыс. барр./сут., Но в прошлом году Petrobras установил на месторождении еще 3 плавучих платформы, вероятно, для подключения разведочных скважин.

Самым перспективным в бассейне Santos считается месторождение Libra, расположенное севернее Lula, в 200 км к югу от Рио-де-Жанейро. Глубина океана здесь 2200-2300 м. Месторождение открыто в 2010 году. Первая разведочная скважина была ликвидирована из-за прихвата инструмента в солевой толще, но вторая прошла весь нефтенасыщенный интервал до водо-нефтяного контакта (326 м) и при испытаниях с глубины 5550 м дала 3667 барр./сут (516 т/сут) нефти плотностью 890 кг/м3. Пластовое давление 643 ат, температура 95о С. Проницаемость пласта определена в размере 5,017 Д (!!!), но это, вероятно, результат низкой точности кратковременного испытания.

После аукциона в 2013 году лицензию на добычу получил консорциум из пяти компаний: Petrobras (оператор с долей 40%), Shell и Total (по 20%), китайские CNPC и CNOOC (по 10%). На площади примерно в 500 км2 бразильское нефтяное агентство ANT супер-оптимистично декларирует 1-2 млрд т извлекаемых запасов и проектные дебиты скважин порядка 3,5 тыс. т/сут. Проблема в том, что месторождение мало разведано, границы его (рис.9) оценены большей частью по сейсмике 2D. Кроме того, на больших глубинах легко извлекается нефть из трещин, а вот из пористой матрицы ее добыть, как правило, очень сложно. На это мне указывает опыт эксплуатации месторождений Северного Кавказа и Тимано-Печоры; думаю, мы еще успеем убедиться в этом на примере подсолевых залежей Бразилии.

Рис.9. Структурная карта месторождения Libra по подошве солей.

По плану освоения месторождения Libra предусматривается выполнить 55% обустройства к концу 2021 года. Но результаты аукциона на объекты пробной эксплуатации в 2015 году были отменены (цитирую) «из-за аномально высоких цен, представленных претендентами». Повторный тендер в декабре прошлого года стал более успешным.

6. Экономика

Освоение глубоководного шельфа сделало компанию Petrobras чемпионом мира по размеру долгов (рис.10). В период 2006-2014 г.г. ее долг вырос с $21 млрд до $132 млрд. Сейчас он несколько снизился, но все равно в 5,6 раза превышает годовые денежные поступления. Примечательно, что основной рост долгов произошел в период высоких нефтяных цен, а вот после их снижения в 2014-16 г.г. компания получила $71,2 млрд убытков.

Рис.10. Сопоставление накопленного долга с денежными поступлениями

В течение последних двух лет компания интенсивно ищет выход из кризиса: она продала часть своих зарубежных активов, сократила число морских буровых станков с 59 до 34, бурение разведочных скважин с 48 стволов в год до 8 (в 6 раз!). Эксплуатационные расходы на добычу барреля нефти снизились с $14,6 до $11, но стоит отметить, что более трети этого снижения обусловлено ростом добычи.

В прошлом году выручка компании сократилась до $62,6 млрд, объем инвестиций – до $1,16 млрд. Тем не менее, Petrobras делает ставку на подсолевые пласты своего шельфа. На ближайшие 5 лет запланированы инвестиции в размере $74,1 млрд, из которых 82 % будет направлено на разведку и освоение глубоководных залежей.

У меня нет ни малейших сомнений в том, что в начальный период добыча подсолевой нефти себя с лихвой окупит. Сложно сказать, как изменятся экономические показатели после снижения дебита и обводнения скважин. Подводные и плавающие сооружения нельзя эксплуатировать себе в убыток; может быть, они будут законсервированы до лучших времен, когда появятся новые методы повышения нефтеотдачи.

7. Резюме

Вследствие огромной продуктивности скважин шельф Бразилии, бесспорно, содержит неплохие запасы нефти. С учетом уже добытых 1,8 млрд т и остаточных 1,7 млрд регион становится в ряд с такими бассейнами, как Мексиканский залив и Permian Basin в США, но намного уступает ближневосточным регионам и нашей Сибири.

Однако нефтяного рая на бразильском шельфе нет. Ни выше толщи солей, ни под нею. Открытые залежи являются весьма сложными, они требуют филигранной работы, которую затрудняют природа и амбиции менеджеров. В связи с этим возникает вопрос, почему бразильский шельф вызвал такой энтузиазм и конкуренцию крупнейших мировых компаний. Тому есть две причины.

Во-первых, экономический риск на свежем месторождении здесь минимален. Если скважина дает миллион тонн нефти в первый год, она даже при нынешних ценах уже окупает себя, аварийную соседку и добрую часть прочих объектов. Опасен лишь риск открытого фонтана, как у BP в Мексиканском заливе, но каждый надеется, что его эта напасть благополучно минует.

Во-вторых, мировые гранды испытывают огромный дефицит нефтяных запасов и в  состоянии острого ресурсного голода склонны переоценивать перспективы. Стоит упомянуть их недавнюю конкуренцию за сланцевые плеи: все без исключения, даже осторожные китайцы, вляпались в приличные убытки.

Россия поступит мудро, если не будет ввязываться в эту конкурентную толкотню на глубоководном шельфе. У нее хватает запасов на суше, впереди немало открытий на мелкой воде. Стоит ли к этому искать себе на голову лишних приключений?

P.S. Автор выражает глубокую благодарность директору компании ПЕТРОГЕКО, кандидату геолого-минералогических наук Александру Соколову за ценные уточнения и полезное обсуждение, которые немало способствовали улучшению этого материала.

khurshudov.ru

Чтобы прирастить добычу на шельфе США, придется дождаться роста нефтяных цен — Блог Александра Хуршудова

Указ президента США Дональда Трампа о расширении добычи нефти и газа на шельфе США означает конец эры добычи сланцевой нефти. Об этом заявил министр природных ресурсов и экологии РФ Сергей Донской… Это значит, что новая администрация делает ставку на шельфовую добычу, несмотря на существенно больший объем затрат по сравнению с проектами добычи сланцевой нефти.

Мой комментарий:

Думаю, администрация Трампа и сама не знает, на что она «делает ставку», иначе бы она не дразнила конгресс такими неоднозначными движениями. Резкие шаги Трампа каждый раз наталкиваются на сильное сопротивление парламента; по сути, ни один из них в первоначальном виде так и не свершился.

Речь идет о шельфе, который находится на глубинах 300-3000 м, потому что мелководные участки давно разведаны, а кое-где уже и выработаны. Добывать нефть при этих глубинах приходится с плавающих платформ из подводных скважин. Бурение и освоение такой скважины обходится в $40-50 млн. При последующей добыче глубоководный шельф накладывает сильные ограничения: ремонт этих скважин практически невозможен, ибо цена его почти не уступает стоимости бурения. В период ураганов приходится останавливать промысел. Самым опасным местом является райзер, длинная труба, соединяющая устье подводной скважины или их группы с плавучей платформой; именно обрыв райзера после выброса нефти в Мексиканском заливе обошелся BP в $54 млрд. Нет возможностей и для ремонта подводных нефтепроводов, их приходится дублировать; в случае аварии их просто отключают и строят заново.

Согласно расчетам, добыча такой нефти выгодна при ценах выше $70 за баррель. Опыта длительной эксплуатации пока нет, но подтверждением расчетов служит тот факт, что при нынешних ценах $50 глубоководные проекты массово откладываются на более поздний срок. Поскольку здесь аварии наносят огромный ущерб природе, на мой взгляд, этот шельф нельзя разрабатывать без мощной финансовой страховки, а это опять дополнительные затраты.

При нынешних нефтяных ценах компании не проявляют большого интереса к участкам глубоководного шельфа. В прошлом году Statoil, Shell и ConocoPhillips отказались практически от 80% лицензий на бурение к северу от Аляски в Чукотском море. А в августе полным провалом закончился аукцион на лицензирование участков в Мексиканском заливе: из 4399 (!!!) выставленных блоков (см. рисунок) куплены были 24, в том числе 2 приобрела ExxonMobil, десяток – BP и 12 – австралийская компания BHP Billiton. За все эти покупки компании заплатили целых $18 млн, что втрое меньше стоимости ОДНОЙ подводной скважины.

Рисунок

Забавно, что российские СМИ наперебой публиковали анонсы о предстоящем аукционе, а о его результатах не сообщил НИКТО. Кривовато и уродливо зеркало нашей прессы.

Впрочем, последний аукцион в марте нынешнего года оказался более результативным. В центральной, более продуктивной части залива было выставлено на продажу 9118 блоков общей площадью 76,8 тыс кв. км. 28 компаний купили 163 блока на общую сумму $275 млн. Лидером покупок стала Shell Offshore Inc. ($ 55,9 млн), наиболее перспективные блоки ушли за $6-24 млн. Почти половина лицензий выдана на участки с глубиной моря 800-1600 м, а треть располагается еще глубже.

Итоги последнего аукциона оказались вдвое лучше, чем год назад, но хуже, чем в 2015 г. Не удивительно: американские компании испытывают катастрофический дефицит свежих запасов, кроме того, рост цен в 1 квартале позволяет надеяться на его продолжение. Если надежды оправдаются, новое строительство станет их спасением, если нет – удавкой.

Глубоководные проекты имеют более длинный инвестиционный цикл, самый высокий уровень капитальных затрат, поэтому для их реализации придется сначала дождаться роста нефтяных цен. Они должны надежно закрепиться выше $80 в течение 1,5-2 лет, только так инвесторы в какой-то степени будут застрахованы от убытков. Сейчас же от бодрых заявлений новой администрации веет таким петушиным задором, что мне сразу вспомнилась хорошая пословица «Наше дело – прокукарекать, а там – хоть и не рассветай»…

Опубликована

khurshudov.ru

Brent основательно закрепился выше $60 — Блог Александра Хуршудова

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 ему вырасти раньше.

Рис. 1

Я, признаюсь, ожидал, что на прошлой неделе цена отскочит вниз, к уровню $58, где находится очень сильный уровень поддержки. Но в пятницу вышли данные Baker Hughes, число действующих буровых станков в США сократилось на 11 единиц, нефтяные «быки» радостно взревели и вынесли Brent аж на $62,07, где и произошло закрытие торгов. Из графика работы буровых станков (рис. 2) видно, что тенденция спада явно сформировалась, сейчас общее число станков составило 898.

Рис. 2

В главной нефтяной провинции Permian basin сокращение бурения пока небольшое, на 1,6% (рис. 3), но там продолжается работа «на склад», скважины после бурения консервируются. С начала года число пробуренных, но не освоенных скважин выросло на 58,8%, с 1521 до 2416 штук. Комментаторы долго рассказывали, будто нефтяники ждут роста нефтяных цен. Ну вот, нефть WTI уже стоит $55, а неосвоенный фонд продолжает расти. Наверное, ждут, когда станет $100. На месторождениях Eagle Ford и Bakken бурение снизилось более существенно, на 23% и 11%.

Рис. 3

К тому же вышедшие данные по добыче нефти в США за август продемонстрировали снижение к июлю на 31 тыс. барр./сут, до 9,203 млн барр./сут. А по оперативным данным она составляла 9,5 млн. барр./сут. Что-то заело в американской статистике, видно пора уже компьютерную модель подремонтировать, чтобы народ с толку не сбивала.

Пока бирже пели серенады про сланцевые перспективы, страны ОПЕК+ исправно выполняли свое соглашение и с начала года сократили поставки нефти примерно на 300 млн барр. Мировое потребление на низких ценах увеличилось на 270 млн барр. Эти  существенные, фундаментальные изменения на рынке, с виду они как бы незаметны. Но образовавшийся дефицит вызвал устойчивое сокращение запасов нефти и нефтепродуктов: в США за календарный год они уменьшились на 87 млн барр., причем если по нефти и бензинам на 5-6%, то по дизтопливу – на 14 %. Тут уже биржа очнулась и бросилась скупать нефтяные контракты.

Новости сегодня любопытные:

Роснедра приостановили на пять лет действие лицензии Роснефти на разведку и добычу нефти и газа на Южно-Черноморском участке недр… сообщил РБК источник в компании… Среди основных причин этого решения он назвал санкции, препятствующие привлечению буровой техники для освоения месторождений на шельфе.

Я сначала обрадовался, потому что считаю бурение на глубоководном шельфе Кубани крайне рискованным. Еще больше обрадовалась либеральная пресса: ей померещилось, что наконец-то западные санкции хоть в чем-то напакостили России. Ошиблись все.

Роснефть имеет в Черном море лицензии на три участка (рис. 4). Единственная на Черном море установка для бурения на глубокой воде Scarabeo 9 была арендована Роснефтью у итальянской фирмы Saipem и уже доставлена в российские воды.

Рис. 4

Для прохода под мостами пролива Босфор, пролеты которых находятся на уровне 60 м над водой, у ППБУ Scarabeo 9 демонтировали часть буровой вышки (рис. 5). Обратный монтаж был проведен в румынском порту Констанца.

Рис. 5

Первая разведочная скважина запланирована на структуре Мария Западно-Черноморской площади. Кроме нее на участке выявлено еще 9 перспективных структур. Нет никакого смысла заводить в Черное море другие буровые установки, поэтому решение отсрочить разведку третьего участка выглядит даже не просто логичным, а остро необходимым.

На скважине №37260 куста №957 Самотлорского месторождения 3 ноября произошло неконтролируемое газопроявление (открытое фонтанирование) без возгорания. Пострадавших нет, работает горноспасательная служба.

Из истории Самотлора помню, таких открытых газовых фонтанов было несколько. Все они ликвидировались без жертв. Источником газа являются газовые шапки продуктивных пластов или вышележащего апт-сеноманского горизонта. Газ из шапок пока не добывается (это дело будущего), поэтому там сохранилось достаточно высокое давление. Надеюсь, осложнение будет успешно ликвидировано, как и предыдущие.

Американское агентство энергетической информации EIA выложило краткий доклад о состоянии российской энергетики. Приятно, когда нами интересуются. Однако более половины информации взято из западных источников и потому содержит грубые ошибки. В частности, объем российской нефтепереработки почему-то сокращен с реальных 277 до 190 млн т/год. Кроме того, на 30-40% преуменьшены российские запасы нефти и газа.

Brent основательно закрепился выше $60. Все же в начале ноября я ожидаю отскок цены к уровню $59 (в крайнем случае — $58), а затем рост продолжится с целью $65. Напомню: мой прогноз на конец декабря по нефти Brent находится в широком интервале $63-81. У него неплохие шансы на исполнение.

P.S. Мне не часто случалось ошибаться в прогнозах, но без этого тоже не бывает. Тут как раз такой случай. Вчера новости о неожиданном массовом покосе саудовских принцев, отложили отскок вниз на некоторое время; Brent вынесло выше $ 64. Сейчас котировки находятся у верхней границы тренда; снижение будет обязательно, но не ниже, чем $60, теперь $58 мы уже долго не увидим…. 

 

khurshudov.ru

Осень несет нефтяникам хорошие новости — Блог Александра Хуршудова

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

Больше всех распоясался ураган Харви, который накрыл мощным потоком воды нефтяную столицу США Хьюстон. С трудом верится, что за несколько дней там выпало 75 см осадков, это 65% средней годовой нормы. Два водохранилища оказались переполненными; 28 августа власти заявили, что открывают плотины Аддикс и Баркер, жертвуя частью домов в пригородах, которые будут смыты, чтобы остановить проникновение воды в центр города. Впрочем, эвакуация людей была проведена своевременно, и большого числа жертв удалось избежать. Представляю, какой крик поднялся бы в нашей прессе, если бы десятая часть такого катаклизма случилась в России…. А тут – тишина как на дне морском, информацию приходится черпать от ВВС.

Нефтедобыча Техаса серьезно не пострадала. Лишь в Мексиканском заливе остановили примерно треть скважин, в результате общая добыча США снизилась на  749 тыс. барр./сут или  7,9%. Больше досталось заводам; по меньшей мере один химический завод в Брокли был затоплен и частично разрушен, а в целом американская нефтепереработка за последнюю неделю сократилась на 3,25 млн барр./сут  (18,4%).

Это не критичные потери. Значительные коммерческие запасы нефти и бензина должны бы предотвратить дефицит топлива. Однако следующий ураган с женским именем «Ирма» уже свирепствует во Флориде. А за ним ждут своей очереди ураган «Хосе» и тропический шторм «Катя» (тут даже по имени ясно, что его породили русские хакеры)… Впрочем, не будем забегать вперед, обратимся к другим событиям.

Российский танкер-газовоз «Кристоф де Маржери» 17 августа 2017 года успешно завершил свой первый коммерческий рейс, доставив партию сжиженного природного газа по Северному морскому пути (СМП) из Норвегии в Южную Корею. Об этом сообщает пресс-служба Совкомфлота. Северный морской путь был преодолен за рекордно короткое время, 6,5 суток. При этом «Кристоф де Маржери» стал первым в мире торговым судном, которое смогло совершить переход по СМП без ледокольной проводки на всем протяжении этой трассы.

Мой комментарий: русские имеют манеру появляться неожиданно, как черт из табакерки. Только успели западные компании вкусить прелесть высоких газовых цен в Японии и Южной Корее, а Россия тут как тут со своим недемократическим газом.

Россия и Южная Корея обсуждают поставки газа в объеме 12 млрд кубометров в год, сообщил журналистам в кулуарах Восточного экономического форума министр энергетики РФ А. Новак. Ранее президент России Владимир Путин отметил, что для транспортировки продукции «Ямал СПГ» на южнокорейских верфях будет построено 15 танкеров. Несложно догадаться, куда они газ будут возить.

Глава Минэнерго Александр Новак в интервью РБК выразил готовность обсуждать с Украиной продление договора газового транзита через ее территорию после 2019 года, если будет предложен более выгодный вариант, чем поставки по новым газопроводам «Турецкий поток» и «Северный поток-2». При этом он отметил, что затраты на транспортировку газа по этим трубопроводам ожидаются примерно вдвое ниже нынешних.

«Роснефть» и итальянская ENI начнут бурение первой разведочной скважины в Черном море в конце года. По соглашению, подписанному в 2012 году, итальянцы полностью оплачивают разведку и получают 33% в проекте освоения Западно-Черноморского участка, который расположен в 47-119 км от берега в районе городов Геленджик и Новороссийск. Плавучая буровая установка Scarabeo 9 уже следует в Черное море. Роснефть обязана начать разведочное бурение по условиям лицензии; вопрос о добыче нефти пока не стоит, для начала надо оценить запасы. Напомню, что экологические риски здесь необычайно высоки.

Швейцарская Glencore и катарский инвестфонд QIA, объявили о продаже большей части принадлежащего им пакета акций «Роснефти» китайской компании CEFC («Хуасинь»). По завершении сделки CEFC станет владельцем 14,16% акций «Роснефти». При этом Glencore и QIA сохранят доли в капитале «Роснефти» в размере 0,5% и 4,7% соответственно. Ранее Роснефть и CEFC подписали соглашение о стратегическом сотрудничестве, которое включает разведку и добычу нефти в Восточной Сибири. Глава Роснефти И. Сечин с одобрением высказался об этой сделке.

Мой комментарий: я еще в декабре предположил, что эти акции в скором времени сменят владельца. Но остался неприятный осадок от вопроса: зачем надо было в конце прошлого года продавать их по минимальной цене, совершая немыслимые движения для поиска временных держателей? Почему нельзя было просто ПОДОЖДАТЬ более выгодного момента?

Китай завершает подготовку к запуску на Шанхайской бирже торговли нефтяными фьючерсами, номинированными в юанях. Предполагается, что торговля начнется уже в этом году. Отметим, что ранее в Шанхае уже были открыты торги фьючерсами на золото, которые тоже номинированы в юанях.

Нефтяные цены пошли вверх. Биржа испугалась ураганов. За последние 2 недели котировки Brent  подросли на 7,5 %, закрытие прошло по $53,75 (рис.1).

Рис.1

Рост котировок поддерживается и другими новостями, на первый взгляд, они мало заметны, но на деле – весьма существенны.

Во-первых, коммерческие запасы нефти в США хотя и выросли на прошлой неделе, но в целом за лето сократились на 71 млн барр. до 462 млн. барр. Это существенно ниже уровня сентября прошлого года. Зато продолжают бурный рост запасы сжиженных газов, что указывает на прогрессирующий переход сланцевых скважин с нефти на газовый конденсат.

Во-вторых, вышедшие данные по американской добыче нефти в июне оказались ниже, чем в мае, на 73 тыс. барр./сут. Еще один камень в огород оперативной американской «статистики», которая все эти три месяца излучала радужный оптимизм. Сейчас он сильно поубавится.

В третьих, рост бурения на нефть прекратился, число буровых станков в августе даже снизилось на 10 шт. (рис.2). А опыт показывает нам, что за ним следует новое падение добычи.

Рис.2

Сейчас цены продолжат движение к $57 (см. рис.1), но сходу пробить это сильное сопротивление быкам вряд ли удастся. Последует отскок к уровню $54, а штурм высоты $60 мы увидим уже в октябре. Вот и славно, нам спешить некуда.

Опубликована

khurshudov.ru

«Полигоны в законе» придуманы ради новых льгот для сланцевой нефти — Блог Александра Хуршудова

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

Москва. Подготовленные Минприроды поправки в закон «О недрах» устраняют часть административных барьеров на пути создания полигонов отработки технологий добычи «трудной» нефти. Изменения прежде всего предусматривают ввод нового режима пользования недрами — «полигоны». Также предполагается убрать обязательства по подсчету запасов и согласованию уровня добычи в лицензии. Отменен разовый платеж. Предусмотрено выделение участка под полигон из действующих лицензий. Выделены критерии определения победителя при предоставлении участков под полигоны.

О перспективах освоения трудноизвлекаемых запасов на страницах «Известий»  размышляет аналитик Григорий Выгон. Он отмечает, что в США еще в 1976 г. началось государственное финансирование исследований в сфере добычи сланцевого газа. При благоприятном сценарии внедрения инноваций в России прогнозируется потенциальный дополнительный прирост добычи нефти на баженовской свите более 35 млн т к 2030 году.

Мой комментарий:

—  Наши профильные министерства, плотно укомплектованные дилерами и менеджерами, уже который год пытаются продемонстрировать видимость полезной деятельности. Ничего не выходит. Идея создания полигонов для отработки добычи трудноизвлекаемых запасов появилась почти четыре года назад в Томской области. Потом она мигрировала в ХМАО-Югру , сейчас протискивается в федеральное законодательство. Впрочем, большого вреда она не принесет. Кто у нас против отработки новых технологий? Никто не против. Если такие технологии имеются. Для баженовской свиты их нет, это г-н Выгон первый отметил еще пять лет назад. А раз нет – будем под них законы писать. Вдруг счастье с неба на голову свалится, а мы уже для него льготы подготовили…

«Полигоны в законе» и придуманы ради новых льгот для сланцевой нефти. Ибо есть порядок опытно-промышленной разработки нефтяных залежей, он специально предназначен для отработки технологий. Но в низкопроницаемых пластах добыча идет с убытками, а нефтяные компании их нести не хотят. Они их пытаются переложить на глупое государство и все налоги «на экспериментально добытую нефть» отменить. И запасы не считать, и никаких обязательств по добыче на себя не брать: что хотим, то и делаем. И не суй нос, государство, в наши законные эксперименты.

Есть ли в мире хоть что-то подобное? Нет. В мире технологии разрабатывают компании, а государство для них устанавливает стимулы. Но мы не умеем. Потому продолжаем мусолить мертворожденные законы. При этом зарплата чиновникам идет исправно, а пресса и аналитики наперебой расписывают грядущие перспективы, которые ожидают нас после 2030-го, а еще лучше – 2040 года.

И особенно меня умиляет, что мы все время берем пример с американцев. Это просто здорово. В 70-е годы США выделили немалые деньги на сланцевые исследования, потому что половину нефти импортировали, и только что испытали арабское эмбарго. Россия половину нефти экспортирует, но ей тоже надо потратиться, чтобы продавать еще больше и дешевле.

Америка, как горький пьяница, бездумно прожирает свои сланцевые запасы. Коэффициент извлечения нефти там не превышает 3%, и лишь в сладких грезах достигает 6%. А 97% нефти остается в недрах. России обязательно надо, как на пожар, бежать вдогонку за Америкой, чтобы за государственный счет так же запороть и свои запасы.

Америку можно понять: рост сланцевой добычи снижает мировые цены. Пусть потом, когда нефть кончится, будет хоть потоп, но в данный момент она на импорте выигрывает. Россия, наращивая добычу, тоже способствует снижению цен. Но нас понять никак нельзя, потому что наш нефтяной экспорт от этого только дешевеет. Мазохизм какой-то.

Вот я и думаю: может, в наших министерствах американцы работают?

khurshudov.ru

РАЗМЫШЛЕНИЯ НАД ТОНУЩИМ БАККЕНОМ — Блог Александра Хуршудова

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.

khurshudov.ru

Анализ движения котировок нефти Brent, 12.06.17 — Блог Александра Хуршудова

В пятницу котировки Brent на срочном рынке вплотную подошли к нижней границе долгосрочного восходящего тренда, который начался в прошлом году (рис.1). Минимум цены был $47,42 за баррель, с него начался осторожный рост. В понедельник Россия праздновала, биржи были закрыты, а в Лондоне Brent торговалась в районе $48-49.

Фундаментальных причин для слома растущего тренда нет. Страны-экспортеры  продлили соглашение об ограничении добычи нефти и весьма прилежно его исполняют. В апреле (данных за май пока нет) Ирак и Иран сократили добычу на 0,7-0,8%, а в сумме ОПЕК производил 31,732 млн барр./сут. Потребление нефти при низких ценах продолжает расти на 1-1,1% в год. Сохраняется напряженность на Ближнем Востоке; в Сирии уже воюют десяток стран, включая США, Россию и Турцию, но обострилось к тому же противостояние арабских стран с Ираном и Катаром.

Рис.1

Поддержание низких цен осуществляется исключительно за счет дезинформации о колоссальных перспективах сланцевой нефти. Между тем, рост добычи в I квартале на 8,8% зафиксирован только на месторождении Баккен. Началось снижение в основной (техасской) части бассейна Permian. А на месторождении Eagle Ford  при увеличении числа буровых станков с 47 до 84 добыча нефти в текущем году на 6,9% ниже, чем в прошлом. В целом, рост американской добычи, конечно, заметен, но до максимума ей еще весьма далеко (рис.2).

Рис.2

Тем не менее, ажиотажные движения бирж настолько сильны, что полностью исключить дальнейшее снижение цен нельзя. Шансы на такой сценарий, на мой взгляд, невысоки, примерно 15-20 %, и глубина падения ограничится уровнем $44-45 за баррель. После него нужно ожидать сильный отскок вверх, к уровню $52.

Более вероятным сценарием является постепенный выход цены к тому же уровню $52 в конце июня и развитие движения вверх к $58.

Опубликована

khurshudov.ru