Независимое агентство в составе федеральной статистической системы США, ответственное за сбор, анализ и распространение информации об энергии и энергетике 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).

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.

Источник / Фото: соцсети