Новый раунд глобальной нефтяной игры. Часть V
Некоторые аналитики нефтяной отрасли утверждают, что начавшееся в 2015 г. падение добычи нефти в американской «сланцевой» отрасли связано не только с ростом долговой нагрузки добывающих компаний и нерентабельностью добычи при нынешних «обрушившихся» ценах на сырье. И обращают внимание на то, что на ключевых «сланцевых» месторождениях наблюдается устойчивое падение среднего дебита (то есть нефтеотдачи) действующих, в том числе новых, скважин.
Так, в начале ноября американский аналитический бюллетень Monthly Energy Review сообщил, что падение добычи нефти, несмотря на масштабное новое бурение, отмечается на сланцевых месторождениях в Техасе, Оклахоме, Северной Дакоте, Нью-Мексико.
Ряд аналитиков, рассматривая ситуацию в ключевых сланцевых бассейнах, указывают на то, что большинство нефтяных компаний в этих бассейнах — «Баккен», «Игл Форд», «Ниобрара» — уже практически полностью «закрыли» добывающими скважинами зоны с большой мощностью и сравнительно высокой проницаемостью нефтесодержащего плея. И что эти компании теперь вынуждены переходить на новые, сравнительно «бедные» и менее рентабельные участки плея.
Далее, соотнося данные о расположении добывающих скважин с геологическими данными по мощности и проницаемости нефтеносных плеев, те же аналитики делают вывод о том, что в этих бассейнах не менее 40–50 % доступной сланцевой нефти уже извлечено из недр.
Сумма двух этих выводов, если они будут надежно подтверждены, означает следующее.
Во-первых, это означает, что вскоре рентабельная добыча нефти в этих бассейнах окажется возможна лишь при резко (минимум до 70–80 долл./барр.) повысившихся рыночных ценах на нефть.
Во-вторых, это означает, что при нынешних уровнях добычи коммерческие запасы нефти на этих месторождениях практически иссякнут через 4–5 лет. И что единственная надежда США на «сланцы» как долговременную опору нефтяной независимости страны — это обнаружение новых богатых сланцевых бассейнов.
Означает ли всё сказанное, что «эпоха сланцевой нефти» в США неуклонно движется к концу?
Конечно, не означает.
Во-первых, сейчас в США уже набурены тысячи скважин, в которых — где из-за тривиальной нехватки денег, где из-за бессмысленности добычи при нынешних ценах на нефть — не проведен фрекинг. И, соответственно, добыча нефти не производится.
Кто бы ни владел сейчас или позднее (в случае банкротства добывающей компании) этими скважинами, при существенном повышении цен на нефть наличие «парка» таких «полуготовых» скважин предполагает их задействование — раньше или позже — в процессе добычи нефти. А если цены поднимутся сильно, то немало компаний превысят порог рентабельности добычи на своих лицензионных участках и начнут новое «сланцевое» бурение и новые гидроразрывы пласта.
Во-вторых, нельзя забывать о том, что появление новых технологий добычи всегда позволяет выгодно вовлекать в экономический оборот ранее недоступные природные ресурсы. Отметим, что еще 15–20 лет назад к компаниям, начинавшим использовать направленное бурение и фрекинг на «сланцевых» месторождениях нефти и газа, в самой Америке почти все специалисты относились с нескрываемым скептическим ехидством.
Сейчас же, например, поступают сообщения о том, что на некоторых сланцевых месторождениях испытываются технологии активизации движения нефти в порах слабопроницаемых пород при помощи мощного ультразвука. И что, якобы, в ходе этих технологических экспериментов получены первые вполне обнадеживающие результаты...
На самом деле, крупнейшие разведанные резервы нефти «сланцевого» типа имеются вовсе не в США. По данным американского Агентства энергетической информации (US EIA) на начало 2015 года, прогнозные технически извлекаемые (то есть коммерчески доступные при нынешнем уровне развития технологий добычи) запасы сланцевой нефти в мире распределяются следующим образом (в млрд барр.):
(Здесь я напомню, что привычная нам тонна для большинства сортов нефти содержит примерно 7,3 барреля.)
Технически извлекаемая «сланцевая нефть» есть и во многих других странах — в Великобритании, Германии, Польше, Эстонии, Болгарии, Румынии, на Украине, в Нигерии, Судане, Колумбии и т. д., но в них запасы существенно ниже.
Все это вместе составляет как минимум многие сотни млрд баррелей или многие десятки млрд тонн. Вопрос лишь в доступности технологий добычи и себестоимости, а также, как я уже сказал, в повышенных экологических рисках «сланцевой» добычи.
Так, в очень густозаселенной Европе во многих странах «сланцевая» добыча законодательно запрещена именно по экологическим причинам. Попытки ведущих мировых нефтегазовых корпораций начать добычу сланцевой нефти (или сланцевого газа) в Польше, Болгарии, Румынии, Нигерии, на Украине оказались экономически нерентабельны даже при прежних высоких ценах на энергосырье и были прекращены.
Продолжается добыча сланцевой нефти и сланцевого газа в сравнительно небольших масштабах в Аргентине, где ее ведет в западных предгорьях страны (в так называемом «Неогеновом бассейне») альянс американской корпорации Chevron и национальной корпорации YPF, и в Китае, где в «Сычуаньском бассейне» на юге страны сланцевый газ добывают национальные корпорации Sinopec и China National Petroleum Corporation’s (CNPC).
Однако еще в апреле 2015 г. глава аргентинской YPF Мигель Галуццио публично заявил, что «при стоимости скважины $11 млн и цене за баррель нефти $50 работать на «сланце» уже просто невыгодно».
А в Китае, кроме высокой себестоимости добываемых на «сланце» нефти и газа, очень серьезным препятствием для наращивания добычи оказывается характерный для практически всех китайских провинций, в том числе для Сычуани, острый дефицит воды. А воды, напомню, при сланцевой добыче требуется чрезвычайно много.
В России прогнозные резервы «сланцевой» нефти воистину гигантские. Как я уже писал ранее, самые большие резервы сосредоточены в Баженовской свите, занимающей площадь в сотни тысяч квадратных километров в Западной Сибири. А есть еще очень крупные резервы Доманиковской свиты в Урало-Поволжском регионе, а также резервы Хадумской свиты на Северном Кавказе.
Причем только Баженовская свита, по оценке экспертов корпорации Wood Mackenzie, содержит резервы около 2 трлн барр., по оценке упомянутой выше US EIA — 1,2 трлн барр. нефти. Но это именно резервы, а не извлекаемые запасы. В том же, что касается технически извлекаемых запасов, «Роснедра» в 2012 г. назвали оценку в 180–360 млрд барр., а US EIA в 2013 г. — оценку в 74 млрд барр.
Но вопрос состоит еще и в том, что в данном случае означает «технически извлекаемые запасы». Дело в том, что нефтеносные породы Баженовской свиты — это в основном сложное переслаивание пропластков известковых, кремнистых и глинистых пород, содержащих как высококачественную «легкую» нефть и битум, так и твердые органические минералы (так называемый «кероген»). То есть это преимущественно именно такие типы нефтеносных «сланцев», которые пока безуспешно пытаются освоить ведущие американские «сланцевые» компании с их наисовременнейшими технологиями в крупнейших нефтяных бассейнах США.
Российские компании «Сургутнефтегаз», «Роснефть», «Газпромнефть», «Татнефть», «Ритэк» ведут работы на отдельных лицензионных участках «баженовки» уже давно. Пионер этих программ «Сургутнефтегаз» проводит исследования и добычу нефти Баженовской свиты много лет. Причем эта компания использует как американские технологии фрекинга, так и разработанную в СССР технологию добычи «окислительным нагревом».
Суть этой технологии заключается в том, что в нефтесодержащую толщу под давлением закачивается вода, насыщенная воздухом. При сравнительно высоких температурах пласта (1000С и более) термическая реакция окисления нефти в пласте кислородом воздуха дополнительно нагревает горные породы. При этом нефть в породах не только снижает собственную вязкость (то есть повышает текучесть), но и расширяется в объеме, раздвигая стенки пор и повышая проницаемость породы, что облегчает ее откачку в скважину.
Но пока широкий масштаб добычи нефти из российской Баженовской свиты не приобрела. Не приобрела потому, что «баженовка» предъявляет добывающим компаниям очень много геологических и технологических проблем.
Во-первых, здесь нефтесодержащая толща очень сильно меняет тонкую геологическую структуру по горизонтали. То есть может оказаться очень разной в скважинах, пробуренных буквально в сотне метров одна от другой. Одна скважина дает мощный приток нефти, а в другой в нефтяном пласте не обнаруживается ничего, кроме твердых керогенов. В то же время получить детальные знания о такой тонкой структуре пласта на глубине около трех километров — не позволяют даже самые современные методы геофизики, включая так называемую «сейсморазведку высокого разрешения».
Во-вторых, у российских компаний, работающих на «баженовке», просто нет необходимого для массовой добычи на «сланцах» количества современных буровых установок с соответствующим технологическим оборудованием. Более того, в нынешней России такие установки просто не производятся. Напомню, что в США на «сланце» бурят тысячи таких установок. А у наших компаний всех вместе — их сейчас в лучшем случае десятки.
В-третьих, в России просто не выпускаются многие типы современного оборудования и материалов для «сланцевого» фрекинга (хотя на наших традиционных нефтяных месторождениях многие компании уже десятки лет применяют направленное кустовое бурение и гидроразрыв пласта). В результате почти все российские нефтяные компании для своих работ на «баженовке» вступали в альянсы с западными нефтегазовыми «грандами» (Shell, Total, ExxonMobil, Chevron и т. д.) и нанимали в качестве подрядчиков крупнейшие западные нефтесервисные компании (Halliburton, Schlumberger, Baker Hughes и пр.) либо учрежденные в России «дочки» этих компаний.
Теперь же введенные США и Европой санкции против России оказались направлены именно и в первую очередь против использования американских «сланцевых» технологий. И западные компании, соблюдая санкционный режим, сотрудничество с Россией по «баженовке» свернули. Но и китайские корпорации, которые вначале давали обещания поделиться с Россией соответствующими технологиями (перенятыми на Западе), — сейчас, похоже, от выполнения этих обещаний уклоняются. Видимо, опасаясь неприятностей из-за нарушения американских санкций.
Так что без «технологического рывка» нашей промышленности, без освоения собственного производства всего спектра оборудования, материалов и услуг для «сланцевой» добычи, — разработка крупнейших в мире российских запасов баженовской, доманиковской, хадумской нефти, видимо, откладывается на достаточно далекую перспективу.
Но что еще есть в мире из доступных запасов нефти?
Еще несколько лет назад в «первую тройку» мировых лидеров по запасам нефти входили Саудовская Аравия, Иран и Ирак. Теперь же в ней осталась только Саудовская Аравия, и «первая тройка» стран мира по наличию доказанных запасов нефти (в млрд барр.) выглядит так:
Венесуэла — 298,3; Саудовская Аравия — 267,0; Канада — 172,9.
«Рывок вперед» Венесуэлы и Канады в этой «табели о рангах» определился тем, что в них были доразведаны и доказаны гигантские запасы нефти в так называемых «нефтяных», или битуминозных, песках. А именно, в нефтяных песках так называемого «пояса Ориноко» вдоль северного берега реки Ориноко в центральной части Венесуэлы, и в нефтяных песках формации Атабаска в центральной канадской провинции Альберта.
Подчеркну, что эти нефтяные месторождения обнаружены очень давно, в прошлом и позапрошлом веках, и их огромные резервы уже в ХХ веке были хорошо известны. По некоторым авторитетным профессиональным оценкам, в «нефтяных песках» содержится до половины общемировых резервов нефти.
Однако оценка запасов этих месторождений, отвечающая современным требованиям и предполагающая детальное картирование и подсчет запасов, была дана всего несколько лет назад. Причина в том, что за доразведку не торопились браться, поскольку рентабельная добыча нефти из таких песков — задача очень непростая. Почему?
Во-первых, потому что месторождения содержат преимущественно так называемую «тяжелую» нефть с большим содержанием битумно-асфальтового материала и иногда твердых керогенов, создающих серьезные дополнительные проблемы при ее очистке и переработке.
Во-вторых, потому что для добычи такой нефти, опять-таки, как и для «сланцевых» месторождений, требуются особые технологии. И потому масштабную добычу «тяжелой нефти» из песков пока развернули в основном только в Канаде.
Как добывают нефть из «нефтяных песков»?
Часть месторождений канадской нефтеносной формации Атабаска находится на совсем небольшой глубине, «крыша» нефтеносного пласта залегает на расстоянии 50–70 м от земной поверхности. Такие месторождения разрабатывают карьерами. То есть сначала мощными бульдозерами и экскаваторами, иногда с применением взрывных работ, снимают слой пустых пород, покрывающих нефтеносный пласт. А затем черпают нефтеносную влажную породу ковшом экскаватора, грузят в самосвалы и везут на переработку на завод.
На заводе нефтяной песок вместе с кусками известняка, песчаника и керогена поступает на дробление. Сначала в гигантскую механическую дробилку, а затем в дробилки поменьше, где твердая часть смеси разбивается на более мелкие куски.
После дробления в полученную песчано-каменно-битумную смесь добавляют горячую воду и пропускают ее через так называемые «грохоты», где при помощи непрерывного встряхивания проводят первичное разделение (сепарацию) смеси на водо-битумно-песчаную суспензию и куски пустой породы. Затем эту суспензию направляют на вторичную сепарацию, где в нее добавляют горячей воды и максимально очищают от песка.
Далее нефтяную фракцию смеси отделяют от воды, в полученный «полуфабрикат» добавляют растворитель (как правило, неочищенный бензин) для растворения битума и по трубопроводу направляют в емкости хранения. Откуда она отправляется на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), где происходит ее окончательная очистка от примесей и переработка в различные нефтепродукты.
Затраты на такую добычу очень серьезные. Нужны карьеры глубиной до сотни метров и площадью в десятки квадратных километров, дорогие сверхмощные бульдозеры, экскаваторы, способные «за раз» зачерпнуть 70–80 тонн породы, карьерные 200–400-тонные самосвалы для перевозки «битумной руды», гигантские дробилки и грохоты, огромное количество пресной воды (для получения барреля нефти приходится расходовать от двух до пяти баррелей воды) и, главное, на эту добычу нужно расходовать огромное количество энергии.
Между тем, в промышленности существует важный показатель энергоэффективности добычи энергоносителя (нефти, газа, угля), как EROEI (energy returned on energy invested). EROEI — это отношение количества энергии, которую можно получить из добытого энергосырья, к энергии, которая затрачена на его добычу. Так вот, средний показатель EROEI для мировой нефтяной отрасли в настоящее время — около 18. А для «тяжелой нефти» из канадских песков Альберты EROEI очень низкий (по разным оценкам, от 4 до 6). Иными словами, в среднем из добываемых таким способом 5 баррелей нефти один баррель расходуется на ее добычу.
Кроме того, карьерную добычу экологи относят к разряду крайне «грязных».
Для карьеров вырубаются и очищаются от почвы большие массивы лесов, что нарушает все мыслимые природные экологические балансы в районах нефтедобычи. Кроме того, на всех описанных выше стадиях переработки нефтесодержащей породы образуется огромное количество битумно-песчано-водяных отходов, в среднем по объему — 5 барр. на 1 барр. нефти. И всё это оказывается отчасти просто на поверхности земли, отчасти — в накопительных резервуарах-болотах. Вокруг наиболее загрязненных участков месторождений добывающие компании устанавливают батареи специальных «газовых пушек», которые громкими выстрелами отпугивают птиц, пытающихся сесть на поверхность подобных «водоемов». Но птицы всё равно нередко садятся и погибают.
Сейчас на месторождениях в Альберте из карьеров добывается более 40 % «битумной» нефти. Однако на небольших глубинах, доступных для открытой карьерной добычи, находится лишь примерно 10 % запасов нефтеносного бассейна, и они постепенно иссякают. И потому большинство добывающих мощностей на месторождениях Альберты, расположенных на больших глубинах, пока ориентируется на разработку нефтеносной толщи при помощи буровых скважин.
Казалось бы, при скважинной добыче возможно воспользоваться технологиями, разработанными и освоенными на «сланце», включая направленное бурение и фрекинг. Однако это не так. Дело в том, что пористость и проницаемость «битумных песков», как правило, достаточная, и увеличивать ее гидроразрывом не нужно. А вот очень высокая вязкость битума в порах — просто не позволяет ему двигаться под пластовым давлением при попытках откачки из скважины.
Потому при скважинной добыче «битумной нефти» ее приходится разжижать. Для этого (технология называется активированным паровым гравитационным дренажем) в скважины под давлением закачивается горячий пар, который нагревает породу и битум в ее порах, обеспечивает резкое снижение вязкости битума и его и поступление в скважину. А затем горячая водо-битумная «болтушка» (суспензия или эмульсия) откачивается на поверхность для разделения и переработки.
Сейчас на месторождениях Альберты из «битумных песков» при помощи скважин добывается более половины нефти. Эта технология добычи более экологически чистая, чем карьеры, хотя также потребляет очень много воды (для пара) и создает немалые объемы жидких «отходов переработки». Но эта технология в большинстве случаев столь же энергозатратная, как и в карьерах, и, как правило, столь же дорогая.
По ряду опубликованных данных, средний уровень цен на нефть для рентабельной добычи из канадских «нефтяных песков» составляет около 80 долл./барр. и даже на самых богатых месторождениях не опускается ниже, чем 30–35 долл./барр. На себестоимость влияют не только высокие затраты на освоение месторождений, но и большое «плечо доставки» на мировые рынки из провинции Альберта, расположенной «между двумя океанами».
Обрушение мировых цен на нефть повлияло на «битумную» добычу в Канаде очень болезненно. Если летом 2014 г. из нефтяных песков Альберты получали более 1,6 млн барр. нефти в сутки, то к лету 2015 г. добыча, по последним данным, упала ниже 1,15 млн барр. в сутки. Многие уже начатые объекты добычи в бассейне Атабаска закрываются, объявленные ранее проекты отменяются.
В конце октября 2015 г. англо-голландская компания Shell объявила, что закрывает начатый в 2013 г. проект разработки нефтяных песков месторождения Carmon Creek в Альберте и списывает в убыток инвестиции в этот проект в объеме 2 млрд долл. И это не единичный случай. В конце октября появились сообщения о том, что из разработки канадских битумных песков уходят все крупнейшие мировые нефтяные корпорации. А в начале ноября в канадской прессе появились публикации о том, что в стране «заморожено» уже 18 перспективных проектов разработки «нефтяных песков», и что многие добывающие компании находятся в предбанкротном состоянии.
Это очень больно бьет не только по нефтяникам. Экономика Канады в очень высокой степени зависит от нефтедобычи. Во время «нефтяного бума», завершившегося обвалом цен, в страну устремились огромные инвестиционные деньги со всего мира. Как напрямую в нефтяные проекты, так и на фондовый рынок, в акции и облигации добывающих компаний. А национальные и зарубежные банки охотно кредитовали программы добычи на «битумных песках».
Теперь же, после того, как нефтяные цены рухнули, деньги уходят из страны столь же стремительно, как приходили. Поскольку других «зон роста», способных инвестиционно заменить «нефтянку», в Канаде практически нет. Массированные продажи задешево «нефтяных» акций и облигаций добывающих компаний быстро «опускают» фондовый рынок. Банки уже почти не выдают новых «нефтяных» кредитов и всё жестче требуют возврата долгов.
Вдобавок нынешней осенью очень неприятный «подарок» канадским нефтяникам приподнес южный сосед — США (напомним, главный экономический партнер Канады по Североамериканской зоне свободной торговли NAFTA). Решением Обамы был окончательно «похоронен» долго обсуждавшийся и полностью спроектированный магистральный нефтепровод Keystone XL, который должен был доставлять канадскую нефть из Альберты на переработку к американским НПЗ на побережье Мексиканского залива.
В результате канадские разработчики «нефтяных песков» лишились шансов на дешевую доставку сырья к крупнейшим потребителям своей «битумной» нефти. И сейчас многие из них для того, чтобы расплатиться хотя бы с самыми «горячими» долгами, отчаянно демпингуют, продавая добываемую нефть по цене в 22–23 долл./барр., то есть в 2,5–4 раза ниже цены рентабельности добычи.
В тяжелом положении оказываются и многие банки, которые всё чаще перестают надеяться на возврат «нефтяных» кредитов. Соответственно, начинает «падать» вся национальная экономика. Как в конце ноября сообщил «Блумберг», выпадающие «нефтяные» доходы делают финансовую систему страны всё более дефицитной.
На будущий финансовый год (который в Канаде начинается с апреля) правительство запланировало дефицит бюджета на уровне всего 3,9 млрд канадских долларов. Однако эксперты убеждены, что это чрезмерно оптимистические планы. Поскольку бюджет на будущий год сверстан в расчете на цену канадской нефти в 54 долл./барр., а реальная цена может оказаться как минимум в полтора раза ниже.
(Продолжение следует.)
