Сланец

Сланцевая революция в опасности: как в США защищают её завоевания

Время платить по счетам: сланцевая добыча пытается увеличить эффективность. Или создать впечатление

После снижения цен на нефть дискуссия об экономической рентабельности сланцевой добычи возобновилась с новой силой. Критики сланцев указывали, что «теперь уж точно всё», сторонники – говорили о том, что гибкий американский бизнес выкрутится. А за счет новых оптимизаций добыча сланцевой нефти на многих участках окажется рентабельна и при 50 долл. за баррель.

В любом случае не следует забывать, что остается и груз прошлых лет: в период высоких цен на нефть сланцевые добытчики бурили не только неплохие участки (где добыча сланцевой нефти рентабельная) а всё, что попадется под руку. Можно дискутировать, удалось бы им в долгосрочной перспективе рассчитаться с долгами при цене нефти в 100 долл. за баррель или нет, но смысла в этом уже не так много.

Реально же оказалось такой, что цены на нефть упали в два раза. И сейчас нужно отдавать долги или как минимум их обслуживать, что уже съедает почти весь денежный поток компаний.

Источник: EIA

Решение напрашивается – взять долги новые. Дело за малым. Остается убедить банки перекредитовать старые долги, а инвесторов - купить новые облигации. Но учитывая, что многие финансовые институты рассматривают низкие цены на нефть как среднесрочный тренд, можно ожидать, что отношение к новым кредитам для сланцевиков будет прохладным.

Более того, если придерживаться версии о ценовой войне, объявленной Саудовской Аравией, то конечное воздействие должно оказываться именно на банковский сектор. Так как сами сланцевые компании будут бурить и бурить при любых ценах на нефть, если удастся залезть в новые кредиты.

В октябре проходит плановый пересмотр кредитных договоров со многими добывающими компаниями. А в течение лета-осени 2015 года мы видим в американских СМИ публикации о новых технологических решениях в добыче. Поверят ли инвесторы и кредиторы в покорение компаниями новых рубежей по снижению себестоимости?

Рефракинг: повторный гидроразрыв пласта

Начнем с чего попроще: рефракинг или повторный гидроразрыв пласта. Название технологии говорит само за себя: скважина та же, т.е. на новом бурении можно сэкономить, а расходы на сам ГРП составляют около половины суммарных затрат на запуск скважины.

Просто проводим на истощенной сланцевой скважине новый гидроразрыв и – чудо! - она ведет себя как новая и даже лучше (см. рисунок).

Источник: Bloomberg.com, 07.07.2015

Синим показана начальная кривая (после первого ГРП), красным – после повторного (кривая основана на анализе 80 скважин с повторным ГРП в Северной Дакоте (месторождение Bakken).

Риски здесь есть, о чем в материале Bloomberg честно сообщается – возможность разрушения скважины, случайная утечка нефти из соседних скважин. Кроме того, размер выборки в эксперименте пока не достаточно велик. Существует и мнение, что рефракинг лишь увеличивает скорость добычи нефти, но не изменяет суммарный объем топлива, который может быть добыт за все время жизни скважины.

Тем не менее, если сейчас процедуре повторного ГРП было подвергнуто несколько сот скважин, то ожидается, что в ближайшие два года рефракинг будет проведен уже на 3 тыс. скважин. Правда и эти цифры, по сравнению с объемами сланцевого бурения – почти капля в море.

Быстрее, длиннее, больше

Пока же основным способом снижения себестоимости добычи считается рост эффективности бурения. Еще пару лет назад этот рост был связан со скоростью работы буровых установок, которые бурили скважины все быстрее и быстрее.

Но неограниченно долго ускорять темпы бурения невозможно. Поэтому в дальнейшем основной интерес добывающих и сервисных компаний оказался связан с попытками увеличить дебиты (производительность) пробуренных скважин. И здесь индустрия идет двумя путями. Во-первых, достаточно давно начала увеличиваться длина горизонтальных стволов, которая уже может достигать 3 километров. Это конечно увеличивает затраты на бурение, но оказывается выгодным.

Сейчас же «писком моды», который якобы и должен стать основным ответом на снижение цен, является рост объемов закачки проппанта – основного (помимо воды) компонента в смеси для гидроразрыва пласта. Напомним, что проппант - это специально подобранный по размеру песок или небольшие частицы, выпускаемые промышленно. Задача проппанта – удерживать получающиеся в результате гидроразрыва пласта трещины в породе от «схлопывания».

Насколько больше закачивается проппанта по новой методике и какие результаты получаются на выходе? Пока полной ясности нет.

Известный российский инвестор в американскую сланцевую добычу Михаил Юрьев рассказывал еще в начале сентября об известных ему данных: песка необходимо в 10-20 раз больше, чем обычно. В таком случае вырастает и начальный дебит скважины (в 3-4 раза!) – практически на любом месторождении. А также темпы падения производительности скважины значительно замедляются.

В американских СМИ также появляется похожая информация.

Первые указания на новую методику можно было найти еще в сентябре 2014 года. Тогда Forbes писал со ссылкой на Shale Plays Media, что новые технологии ГРП предполагают закачивание в скважину 8 тыс. тонн песка, по сравнению с 2,5 тыс. тонн годом ранее. Правда, тогда в первую очередь обсуждались новые перспективы для компаний-поставщиков песка.

А в сентябре 2015 года в материале CNBC сообщается информация о некоторых скважинах одного из ключевых сланцевых месторождений, Bakken. Если ранее компании закачивали 300-500 фунтов (130-230 кг) жидкости для ГРП на фут длины ствола, то сейчас это уже 1500-2000 фунтов.

Разумеется, пока таким способом обрабатываются далеко не все скважин. Но уже значительная часть. Это видно по следующему индикатору: хотя объемы бурения на Bakken с начала падения нефтяных цен снизились наполовину, потребления песка и промышленно произведенных проппантов уменьшилось только на 25%.

Об эффектах приводятся косвенные сведения для компании Concho Resources: 18% рост продуктивности скважин в IV квартале 2014 года (по сравнению с годом ранее) на месторождениях в Техасе и Нью Мехико. А также 75% рост накопленной добычи в течение 180 дней для скважин, которые были закончены с помощью оптимизированного ГРП. Т.е., если верить этим данным, кривая падения действительно становится более пологой.

1 октября 2015 года, Bloomberg рассказывает об аналогичных экспериментах на Eagle Ford, на скважинах компании Murphy Oil Corp. Здесь песка закачивалось 3000 фунтов на фут, что в два раза больше чем ранее.

Исследование 1000 скважин на Eagle Ford показало, что в некоторых случаях добыча нефти от закачки дополнительных объемов проппанта увеличивается в три раза. В то же время в некоторых случаях, наблюдался даже обратный эффект при слишком большом количестве песка.

Как видно из вышесказанного, цифры несколько отличаются, но тренд очевиден: увеличение объемов закачки песка (проппанта) в скважину (обр. внимание, представленные на рисунке данные в – фунтах).

Источник: Bloomberg.com, 01.10.2015

PR или революция 2.0?

Конечно, это средняя температура по больнице. Кроме того, количество закачиваемого песка в скважину увеличивается и из-за роста длины горизонтального ствола. Но и далеко не все скважины обрабатываются по новой технологии. Отметим, что тренд наблюдается уже почти два года, но активно «популяризироваться» стал именно сейчас, когда компаниям нужно продемонстрировать свою растущую эффективность.

Отметим, что те же самые технологии пробуют применять и при добыче сланцевого газа.

За рамками нашего рассмотрения остались и дополнительные расходы на проппант. Даже при минимальной оценки стоимости проппанта в 300 долл. за тонну, увеличение закачки с 2,5 до 7,5 тыс тонн на скважину добавляет к стоимости ГРП еще 1,5 млн долл.

Приведет ли новая технология к прорывным результатам, или умеренно увеличит эффективность нефтедобычи – покажут уже ближайшие месяцы. Это станет ясно как по темпам распространения новых технологий, так и по увеличению дебитов новых скважин.

Пока же остается слишком много недосказанностей. Это и понятно. С одной стороны, участники экспериментов на своих площадках не стремятся делиться подробностями, чтобы сначала самостоятельно воспользоваться конкурентными преимуществами, если таковые удастся получить. С другой стороны, участники рынка – как сервисные компании, так и непосредственно добывающие компании, стремятся в первую очередь произвести хорошее впечатление. Первые – чтобы привлечь новые заказы на бурение, с которыми последнее время стало хуже. Вторые – чтобы получить дополнительный кредитный ресурс.

Видим ли мы удачный PR-ход или новый «game-changer»? – говорить пока рано.

В то же время напомним, что М.Юрьев предсказал успехи американской сланцевой добычи еще несколько лет назад, в самом начале «революции», когда в российском сегменте отношение к экономической эффективности сланцевой добычи (даже при 100 долл. за баррель) было более, чем критическое. Но в результате оказался во многом прав.

В любом случае, понаблюдать за обозначенными тенденциями, как представляется, было бы полезно.