Новая нефть — Журнал «Сибирская нефть» — №175 (октябрь 2020)

Программа «Газпром нефти» против COVID-19

Подробнее
Новая нефть — Журнал «Сибирская нефть» — №175 (октябрь 2020)

Новая нефть

Технологическое развитие меняет нефтяную карту мира

Текст:
Фото: Стоян Васев, Фотодом/Shutterstock
Инфографика: Ольга Долгих
Новая нефть

Когда закончится нефть? Эксперты, анализируя тенденции развития нефтяного рынка, не обещают ему скорой смерти. С сокращением запасов традиционных месторождений все большую роль в удовлетворении мирового спроса на энергоресурсы играет нетрадиционная нефть

Ученые института энергетических исследований Российской академии наук (ИнЭИ РАН) в своем исследовании «Нетрадиционная нефть: технологии, экономика, перспективы» обратили внимание на факт, который даже нефтегазовое экспертное сообщество оставило вне фокуса своего внимания: к концу второго десятилетия 20-го века мир прошел пик добычи традиционной нефти. По оценкам Международного энергетического агентства (IEA), в 2015 году производство жидких углеводородов из традиционных коллекторов достигло своего максимума 3,405 млрд тонн, после чего пошло на спад и всего через два года — в 2017-м — снизилось до 3,340 млрд тонн. При этом ученые ИнЭИ РАН подчеркивают, что в основе исторического события лежит не только и не столько исчерпание ресурсного потенциала, сколько замедление прироста спроса и появление более конкурентных запасов нефти из нетрадиционных источников, нефти, рентабельная добыча которой еще совсем недавно считалась невозможной.

К нетрадиционной нефти в ИнЭИ РАН относят две большие группы: запасы, разработка которых традиционными методами неэффективна либо из-за нестандартных условий их залегания (в первую очередь в плотных и низкопроницаемых коллекторах — Light Tight Oil, LTO), либо из-за того, что извлекаемые из залежи смеси существенно отличаются по своим физико-химическим характеристикам (в частности по агрегатному состоянию) от традиционной нефти.

Самый яркий, но далеко не единственный пример LTO — американская сланцевая нефть. Ярчайшие представители второй группы — нефтяные пески Канады, сверхтяжелая нефть пояса Ориноко в Венесуэле.

В 2018 году в общемировом объеме добычи нетрадиционная нефть занимала уже 10%, хотя еще в 2012-м этот показатель составлял всего 2%. Конечно, мировой кризис, вызванный пандемией COVID-19, сопровождающийся резким сокращением спроса на нефть и, соответственно, снижением цен на сырье, несколько притормозил добычу все еще достаточно дорогих неконвенциональных запасов. Но очевидно, что кризис — явление временное, а технически извлекаемые запасы нетрадиционной нефти в мире, по оценке US Geological Survey (USGS) и IEA, сопоставимы с запасами традиционных залежей — свыше 200 млрд т н. э. Так что отказываться от их извлечения человечество никакие кризисы не заставят. Тем более что больше двух третей объемов нетрадиционной нефти сосредоточены на двух американских континентах, где запасов конвенциональной нефти открыто не так много.

За нефтью в сланцах

Нефть, которая залегает в низкопроницаемых коллекторах, легкая и качественная, по своему составу и свойствам близка к эталонным сортам Brent и WTI. Ключом к освоению сланцевых залежей в США стало долгое и последовательное совершенствование всего двух технологий: гидравлического разрыва пласта и наклонно-направленного бурения. Сегодня эффективность революционной сланцевой комбинации из строительства горизонтальных скважин и многостадийного ГРП повышается за счет цифровых технологий — использования систем компьютерного моделирования и управления процессами бурения и гидроразрыва. Однако ряд экспертов утверждает, что совершенствование сланцевых технологий достигло предела.

Цена безубыточности Цена безубыточности — цена нефти, при которой чистый дисконтированный доход от проекта разработки месторождения является положительной величиной, а внутренняя норма рентабельности находится на приемлемом для оператора уровне, как правило, в диапазоне от 10 до 20%. основных проектов добычи сланцевой нефти сегодня составляет $30–40 за баррель, снизившись за время сланцевой революции практически вдвое. Однако по оценке ученых ИнЭИ РАН, тенденция изменилась, и затраты на добычу вновь стали расти. Во-многом из-за того, что высококачественные легкодоступные (разумеется, по меркам LTO) запасы подходят к концу. И нефтяникам приходится переходить на более сложные участки.

Впрочем, отраслевые эксперты обращают внимание на то, что цена безубыточности — не единственный критерий, по которому имеет смысл оценивать проекты добычи сланцевой нефти. К их преимуществам относится короткий жизненный цикл (5–7 лет) при полной окупаемости, как правило, в первый год разработки, когда добывается порядка 75% нефти. Для сравнения: на традиционных месторождениях в первый год отбирается лишь 5–6% запасов. Быстро окупаемые проекты гораздо привлекательнее для сторонних инвесторов, что позволило совершить сланцевую революцию во многом усилиями малых компаний и на заемные средства. Это, вкупе с коротким инвестиционным циклом, делает модель освоения залежей LTO более гибкой, что продемонстрировал уже не один кризис.

При падении цен на нефть сокращаются объемы инвестиций в сланцевые проекты, а вместе с этим и объем бурения. Однако проекты очень быстро выходят на докризисный темп добычи с улучшением конъюнктуры. Этому способствует еще одна особенность проектов добычи LTO — возможность строить скважины DUC (drilled uncompleted wells). То есть бурить, но не обустраивать. При росте цен DUC вводятся в эксплуатацию, при снижении действующие скважины истощаются, а новые не запускаются. В ИнЭИ РАН говорят, что такие скважины нельзя полностью приравнивать к свободным мощностям, которыми располагают ОПЕК и Саудовская Аравия, так как ближневосточные резервы могут быть введены в эксплуатацию в течение месяца, а для запуска DUC необходимо минимум полгода. Тем не менее, по оценке IEA, в августе 2020 года количество незавершенных скважин на месторождениях крупнейших нефтегазодобывающих регионов США превышало 7,7 тыс., а значит, когда цены на черное золото вновь пойдут в рост после коронакризиса, теоретически за не очень долгое время Соединенные Штаты могут значительно нарастить добычу, даже не буря новых скважин.

Впрочем, в ОПЕК ждут восстановления добычи сланцевой нефти в США до докризисного уровня не раньше, чем к 2022 году. С этой оценкой согласны и участники Виртуального ежегодного саммита Rystad Energy 2020. В частности, вице-президент Rystad по исследованиям E&P Лесли Вэй предположил, что снижение добычи в кризисный период создаст потенциал для повышения спроса на нефть за чертой 2022 года, который спровоцирует рост цен, а при уровне порядка $60 за баррель американские разработчики сланцевой нефти имеют шансы достичь рекордного максимума 13,5 млн барр. в сутки.

Но это только прогнозы. А пока управление энергетической информации США обещает на октябрь 2020 года дальнейшее снижение добычи на 68 тыс. баррелей в сутки. Причем падение производственных показателей произойдет почти во всех американских сланцевых бассейнах. Например, американская Chevron уже решила сократить план по капитальным затратам на 2020 год на $4 млрд (порядка 20%), $2 млрд из которых придется на upstream-проекты разработки нетрадиционных запасов, в основном расположенных в крупнейшем сланцевом бассейне США Permian.

Динамика цен безубыточности на устье скважины на ключевых формациях нефтей низкопроницаемых коллекторов США

Динамика цен безубыточности на устье скважины на ключевых формациях нефтей низкопроницаемых коллекторов США. Источник: Институт энергетических исследований РАН, «Нетрадиционная нефть: технологии, экономика, перспективы». Инфографика: Ольга Долгих Источник: Институт энергетических исследований РАН, «Нетрадиционная нефть: технологии, экономика, перспективы»

США, далее везде

Несмотря на то, что безусловный мировой лидер добычи LTO в мире сегодня США, нефть низкопроницаемых коллекторов есть и в других регионах мира, причем тоже в огромных количествах. Например, совокупные технически извлекаемые запасы LTO в Аргентине оцениваются более чем в 3,5 млрд тонн. Правда пока добыча из низкопроницаемых коллекторов в стране не превышала 4 млн тонн в год. По оценке ИнЭИ РАН, это связано с тем, что средние цены безубыточности добычи LTO в Аргентине как минимум на 50% превышают цены на ключевых сланцевых формациях в США. Эксперты объясняют это в первую очередь более сложными геологическими условиями залегания углеводородов. Продуктивные пласты самого крупного аргентинского бассейна Vaca Muerta находятся на глубине 3 тыс. м, против 1,8–2,3 тыс. м на американских Eagle Ford и Bakken, и характеризуются более высоким пластовым давлением и преобладанием твердых кварцевых пород, что затрудняет проведение гидроразрыва.

По оценкам IEA, технически извлекаемые запасы LTO Китая, не имеющего собственных крупных месторождений традиционной нефти, составляют порядка 4 млрд т. Однако пока в Поднебесной самым крупным открытием стало месторождение всего в 20–40 млн т извлекаемых запасов. При этом продуктивные пласты в Китае также отличаются от североамериканских. А значит, технологии, обеспечившие сланцевую революцию Соединенным Штатам, невозможно напрямую перенести на китайские промыслы. Вскрытие более плотных китайских пластов требует более высокого давления водного раствора и больших объемов проппанта, что повышает себестоимость производства и уводит проекты за грань рентабельности.

Также неприменимы американские технологии и в России. IEA оценивает технически извлекаемые запасы российской LTO в 10 млрд т, и самый крупный их источник — это баженовский горизонт. Проблемы бажена те же, что в Аргентине, только сложнее: большие глубины залегания, высокие пластовые температуры и зоны аномально высокого пластового давления. Предполагается, что основные запасы баженовской нефти сосредоточены на территории ХМАО-Югры. За счет разработки комплекса технологий добычи российского LTO, которой занимается дочернее предприятие «Газпром нефти» «Газпромнефть — Технологические партнерства», здесь к 2025 году планируется начать промышленную добычу. Однако ученые не исключают наличия серьезных промышленных запасов баженовской нефти и в соседнем Ямало-Ненецком автономном округе.

По предварительным оценкам, значительные запасы LTO могут быть сосредоточены в Ливии, ОАЭ, Чаде, Нигерии, Пакистане. Если исследования подтвердят это, очевидно, что мировая карта нефтедобычи будет корректироваться вновь и вновь.

Нефть, не похожая на нефть

Еще один нетрадиционный источник мировой нефтедобычи будущего — тяжелая и сверхтяжелая нефти с плотностью 0,92–1 тыс. кг/м3 и 1 тыс. кг/м3 при вязкости менее 10 тыс. мПа·с соответственно. Тяжелая нефть, в отличие от LTO, не terra incognita: этот вид сырья хорошо изучен. Как и природные битумы, битуминозные нефти и нефтяные пески, которые еще более вязки, извлекаются на поверхность не в виде пасты или пластичной жидкости, а в виде сухого материала. Их плотность более 1 тыс. кг/м3 при вязкости выше 10 тыс. мПа·с.

География распространения технически извлекаемых запасов нетрадиционных нефтей

География распространения технически извлекаемых запасов нетрадиционных нефтей. Источник: Институт энергетических исследований РАН, «Нетрадиционная нефть: технологии, экономика, перспективы». Инфографика: Ольга Долгих Источник: Институт энергетических исследований РАН,
«Нетрадиционная нефть: технологии, экономика, перспективы»

Больше всего тяжелой нефти добывается сегодня карьерным методом. Майнинг залегающих вблизи поверхности насыщенных битумом песков с последующим отмыванием ценных углеводородов от породы дает фантастический для любых других методов добычи 100%-ный коэффициент извлечения. Однако и методы ex-situ сложно назвать распространенными в силу их естественных ограничений: максимальная глубина, с которой можно вести добычу таким способом, составляет всего 70 м. Чаще всего так извлекают природные битумы и нефтяные пески. Но таких месторождений в мире немного. Для них нужна сложная производственная инфраструктура. Да и природной среде создание битумных карьеров наносит непоправимый вред.

Так что в ИнЭИ РАН наиболее прогрессивным методом извлечения тяжелой нефти называют in-situ, который в большинстве своем предполагает использование технологий теплового воздействия на пласт, снижающего вязкость и увеличивающего подвижность нефти, а значит, интенсифицирующего ее приток в продуктивную скважину.

Чаще всего нефть под землей нагревают с помощью пара. В рамках технологии циклической закачки пара периоды закачки нагревающего агента в продуктивный пласт и непосредственно добычи чередуются между собой. Периоды эти могут составлять несколько месяцев, что, разумеется, относится к недостаткам метода, так как означает достаточно длительный простой добывающих скважин. Да и коэффициент извлечения при использовании этой технологии не превышает 25%.

Парогравитационный дренаж (Steam-assisted gravity drainage, SAGD) — более современная паровая технология. Две горизонтальные скважины бурятся параллельно, в пяти метрах одна над другой. Через верхнюю в пласт нагнетается пар, через нижнюю добывается разогретая смесь нефти и воды. Никаких циклов и простоев, все в реальном времени, и коэффициент извлечения — до 60%. Однако без ограничений тоже не обошлось: пласт должен быть мощным и однородным.

Исследования в этом направлении продолжаются. Например, ученые из Хьюстонского университета создали жидкость на основе наночастиц натрия, с помощью которых теоретически коэффициент извлечения можно повысить до 80%. Нестабильную при внешнем воздействии наножидкость защищают силиконовой оболочкой и закачивают в скважину, где она генерирует тепло за счет химической реакции наночастиц натрия с водой (что решает проблему с расходом топлива на нагрев пара). При этом образует гидроксид натрия, снижающий вязкость нефти при щелочном заводнении, и газообразный водород, который можно использовать для замены заводнения.

В арьергарде рынка

Мировые технически извлекаемые запасы тяжелой нефти всех видов составляют порядка 150 млрд т. Чемпион мира по добыче — Канада, которая располагает более 20 млрд т запасов этого вида сырья и производит порядка 130 млн т такой нефти в год. Потенциальный чемпион исходя из размера ресурсной базы — Венесуэла с 47 млрд т технически извлекаемых запасов на балансе. Причем это не канадские битуминозные пески, а нормальная, почти жидкая тяжелая нефть, которая не всегда требует применения специальных технологий добычи. И даже с применением SAGD себестоимость добычи тяжелой нефти в Венесуэле потенциально до 40% ниже, чем разработка нефтяных песков в канадской Альберте.

Однако Венесуэла — это не Канада, и эксперты ИнЭИ РАН напоминают, что из-за политической ситуации из проектов в Боливарианской республике вышло множество транснациональных компаний. Экономический кризис, охвативший страну в последние годы, во многом связанный с прямым запретом для американских НПЗ на закупку тяжелой нефти из Венесуэлы и остановкой встречных поставок легких углеводородов из США для производства более легкой смеси, вконец обрушил нефтедобывающую отрасль страны. Bloomberg со ссылкой на отчет венесуэльской государственной нефтяной компании PDVSA сообщил, что летом 2020 года добыча нефти в стране из-за санкций США упала до уровня 1945 года — 374 тыс. баррелей в сутки.

В России запасы тяжелой нефти и природных битумов достаточно обширны: по данным USGS, около 6–7 млрд т. В первую очередь они сосредоточены в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне. Однако объем производства тяжелой нефти в России не превышает 500 тыс. т в год. Проблема не в технологиях, которые российские нефтяники уже давно освоили, а в себестоимости добычи. «Татнефть» оценивает рентабельность добычи тяжелой нефти на Ашальчинском месторождении в $46 за баррель. И это с учетом налоговых льгот и без учета уже понесенных капзатрат. В России еще слишком много более дешевых источников сырья, чтобы активно использовать тяжелую опцию. С другой стороны, $46 — это очень неплохой показатель для проектов добычи in-situ, цены безубыточности которых лежат в пределах $40–80. Цены безубыточности синтетической нефти, производимой апгрейдингом из нефтяного битума, добываемого методом ex-situ, гораздо выше: $60–120. То есть производители даже самой дешевой тяжелой нефти перестают комфортно чувствовать себя уже при падении мировых цен ниже отметки $50–60 за баррель.

Сегодня, когда цены гораздо ниже, добыча тяжелой нефти значительно сократилась. Многие проекты закрылись. О новых инвестициях в разработку таких месторождений вообще пока не может быть и речи. Так что пока этот вид сырья — отраслевой аутсайдер, это настоящая нефть, отложенная на завтра.

Потенциальное содержание ключевых фракций в отдельных видах
традиционных и нетрадиционных нефтей

Потенциальное содержание ключевых фракций в отдельных видах традиционных и нетрадиционных нефтей. Источник: Институт энергетических исследований РАН, «Нетрадиционная нефть: технологии, экономика, перспективы». Инфографика: Ольга Долгих Источник: Институт энергетических исследований РАН, «Нетрадиционная нефть: технологии, экономика, перспективы»

Что дальше?

В ИнЭИ РАН считают, что неплохие перспективы имеет производство синтетической нефти из керогена. Это природные высокомолекулярные твердые полимерные вещества, рассеянные в осадочных породах, чаще всего в глинистых сланцах. Технологии работы с керогеновой нефтью во многом похожи на методы добычи тяжелой нефти. Один из вариантов — извлечение керогеносодержащей породы на поверхность и ее последующая переработка в печах-ретортах с помощью пиролиза или сжигания измельченного сухого сланца. Также существуют и уже применяются внутрипластовые технологии добычи керогеновой нефти, предполагающие термическое воздействие на пласт и медленное выделение синтетической нефти из нагретой породы. Но ни один из этих методов, по оценкам Rystad Energy и Wood Mackenzie, пока не обещает рентабельности при ценах на нефть ниже $100 за баррель. На сегодня эта нефть одна из самых дорогих в мире, и снизить цены безубыточности проектов пока никому не удается. Между тем оценочные технически извлекаемые запасы жидких углеводородов из керогена, по данным IEA, составляют около 147 млрд т. Ресурсы этого сырья во всем мире и вовсе ошеломляющие: более 1 трлн т, которые залегают в 33 странах на всех континентах.

Оценивая перспективы развития мирового нефтяного рынка, в ИнЭИ РАН смоделировали возможный сценарий развития ситуации до 2040 года. В качестве условий эксперты выбрали ограниченный трансфер технологий и умеренное сокращение производственных затрат в технологиях разработки керогена. А за сценарную основу для расчетов взяли сравнительно инерционный сценарий будущего развития мирового нефтяного рынка, при котором рост спроса на нефть хоть и замедляется, но сохраняется, что держит цены на нефть на достаточно высоком уровне. Прогноз показал, что даже в таких условиях добыча традиционной нефти будет постепенно снижаться, а нетрадиционные запасы будут вносить все больший вклад в покрытие приростов мирового спроса — до 25%. Это базовый сценарий, который не предполагает технологических прорывов ни в процессе добычи нетрадиционной нефти, ни в развитии альтернативной энергетики. Пандемий и связанных с ней кризисов он тоже, конечно, не учитывает. Но при этом он говорит об одной важной вещи: если нефть человечеству будет нужна, то она не закончится. Ресурсы углеводородного сырья еще огромны, а развитие технологий позволяет вовлекать в разработку все новые и новые запасы, о добыче которых еще совсем недавно никто даже особо не задумывался.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ