Александр Хуршудов: Чтобы прирастить добычу на шельфе США, придется дождаться роста нефтяных цен

Александр Хуршудов: Чтобы прирастить добычу на шельфе США, придется дождаться роста нефтяных цен

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

9 responses to “Александр Хуршудов: Чтобы прирастить добычу на шельфе США, придется дождаться роста нефтяных цен”

  1. AS:

    Александр,

    Всегда с большим удовольствием читаю Ваши материалы.
    Хотелось бы тем не менее сделать небольшое уточнение касательно подводной инфраструктуры. Подводные трубопроводы нет особой нужды дублировать. Технологии с небольшими оговорками позволяют их вполне успешно ремонтировать, если вдруг что.

    http://phx.corporate-ir.net/External.File?item=UGFyZW50SUQ9MTQ0MzgzfENoaWxkSUQ9LTF8VHlwZT0z&t=1

    Начиная со слайда 23 можно ознакомиться с тем, что доступно на сегодняшний день. Можно также отметить , что , к примеру, компания «НордСтрим» является участником данной инициативы и имеет доступ к соответствующим техническим решениям. Вкратце можно сказать, что уже сегодня есть автономные сварочные системы, квалифицированные на глубины до 1000м.

    С уважением,
    АС

    Ответить

    • Александр Хуршудов:

      Спасибо за интересную ссылку. Я в принципе знал о такой технике; новость для меня в том, что она аттестована на глубинах до 1000 м. Впрочем есть два обстоятельства:
      1) «Аттестовано» — еще не значит, что наработан опыт, накладки могут быть разные.
      2) В данном случае на аукционе более половины участков глубже 1000 м….

      Ответить

      • Некоторые крупные нефтегазовые компании в альянсе с крупнейшими подрядчиками подводно-технических работ разрабатывают и внедряют системы аварийного ремонта трубопроводов на больших глубинах. Одной из них является дистанционно управляемая система ремонта трубопроводов SIRCoS (Sistema Riparazione Condotte Sottomarine — итал.) (рис. 8), разработанная итальянской Saipem для национальной нефтегазовой компании ENI [1]. Система применяется для ремонта поврежденных трубопроводов способом монтажа ремонтных хомутов или замены поврежденного участка
        трубопровода с помощью обжимных фланцевых соединений на глубинах до 2200 м. Данная система состоит из следующих основных элементов: • Н-образные опоры для захвата и подъема труб (рис. 9); • ремонтная муфта (хомут); • катушка, используемая для замены участков трубопровода; • концевые соединители; • инструмент для резки трубопровода; • монтажный модуль для ремонтных муфт; • монтажный модуль для устройства запрессовки концевых соединителей; • монтажный модуль для ремонтной катушки; • стыковочный модуль; • инструмент для удаления антикоррозионного покрытия и бетона; • комплект акустического и метрологического оборудования; • изолированный гидросиловой блок, работающий и питаемый от ТНПА, для управления всеми модулями. Система SiRCoS впервые была введена в эксплуатацию летом 2007 года.
        http://www.offshore-mag.ru/pics/64-69_tub1_.pdf
        Там же:
        Мнения специалистов о предпочтительном способе соединения трубопроводов, расположенных на больших глубинах, расходятся. Некоторые считают, что никакие хомуты не заменят сварной шов, другие же, наоборот, уверены, что монтаж ремонтной муфты так же надежен, как и соединение сваркой, но процесс ремонта занимает меньше времени и более экономичен.

        Ответить

    • Александр Хуршудов:

      Спасибо, при всем моем уважении к этой сложной технике, она еще не стала повсеместной…. Опыт работы с ней еще предстоит накопить. я уж не говорю о цене такого ремонта…
      1. Много ли таких устройств у компаний? не думаю. А промыслов много. После аварии нужно подождать, пока привезем ремонтную установку, переждать возможные шторма и только потом работать. Промысел не может простаивать это время, поэтому дублирование трубопроводов я наблюдал на всех морских промыслах.
      2. Если коррозия поражает нижнюю часть трубы (в виде канавки), то один ремонт не спасает, рядом сразу образуется новый свищ. Мне приходилось наблюдать по 120 хомутов на участке длиной 5 км.

      Ответить

      • Спасибо за ответ.
        Вообще-то, не собирался спорить по поводу дублирования. Мне, как в прошлом аэро-кос инженеру, эта идея близка — на Ту-154 большинство систем дублированы трижды (вот такой оксюморон:). И даже на КЛА, где ограничения по весу еще жестче, основные системы дублируются.
        Всего лишь хотел обратить внимание на глубину приведенных технологий — 2200м, а не 1000м для сварки.
        \ Опыт работы с ней еще предстоит накопить. я уж не говорю о цене такого ремонта…\\
        Ссылка из материала 2007 года, думаю, что опыт уже накоплен.
        Про цену — разговор особый, у нефтегазТНК вообще обычные подходы неприменимы.
        \ Много ли таких устройств у компаний? не думаю. А промыслов много. \\
        Так там ведь и в статье по ссылке говорится о создании «кооперативных» ремонтных центров.
        Мне даже как=то вспомнилось про МТС:)
        \ Промысел не может простаивать это время\\
        Сроки ремонта там 5-10 месяцев. Но обычно врезают временную нитку на поврежденный участок.
        \дублирование трубопроводов я наблюдал на всех морских промыслах\\
        Тут надо разбираться — каких именно? Внутренние (не очень длинные) — наверняка есть смысл дублировать, но не «в лоб» прокладкой рядом двух одинаковых, а просто резервированием мощности и предусмотрении на этапе проектировании резервных путей прокачки. Тем более, что в районе промысла на первом месте из причин повреждений не коррозия, а повреждения собственными тех средствами.
        Для магистральных тоже есть примеры за Вашу точку зрения, нашел вот про Штокман http://www.shtokman.ru/f/1/corporate/ecology/oboc/RU-SH1-40-F064-000015_rev00.pdf, но там тоже не просто так две одинаковых, всё же каждая со своим функционалом, но в то же время с возможностью дублирования.
        \Если коррозия поражает нижнюю часть трубы \\
        Но ведь этой коррозии и лежащий в 20-50 метрах дублирующий так же подвержен?
        Разбираясь с этой темой, понял почему в 90-е (или начало 2000-х) построили воздушный продуктопровод с НК НПЗ до речного терминала. Похоже, тогдашние экологические требования требовали (эскузу за тавтологию:) дублирования речной трубы. Но теперь вроде есть изменения:
        «Однако если учесть требования охраны окружающей среды, то дублирование ниток подводного трубопровода не позволяет избежать неблагоприятных воздействий в случаях разрушений как основной, так и резервной нитки на окружающую среду, поскольку вероятность их разрушения одинакова.
        Трубопроводный транспорт нефти и газа и задачи охраны окружающей среды
        В заключение необходимо отметить, что намечающаяся тенденция строительства воздушных переходов не может быть признана удовлетворительной для охраны природы.»
        http://www.ekol.oglib.ru/bgl/1115/144.html
        Ну и вот еще до кучи:
        «Следовательно, расположение резервной нитки на близком расстоянии от основной неэффективно и с точки зрения повышения надежности трубопровода как транспортной системы»
        http://ru-ecology.info/post/104128501590022/

        Ответить

        • Александр Хуршудов:

          Очень много аспектов вы затронули, на все сразу и не ответишь….
          Но вот какая точка зрения ошибочна: две параллельных трубы работают в РАЗНЫХ условиях. Я считал очень много параллельных труб на Самотлоре; часто у них даже перепады давления разные. И наоборот: при одинаковом перепаде давления возможно 48 вариантов распределения нефтегазовых потоков между тремя трубами. От чего это зависит? От разных факторов, от того, какая труба запустилась первой, какая останавливалась, какая продувалась…
          Я работал на морских промыслах Индии, глубина моря там 50-55 м; практически все порывы из-за внутренней коррозии.
          Традиция строить прод водой дублированные трубы в СССР давняя, с тех пор, когда СНиП «Магистральные трубопроводы» обязывал строить дублированные переходы через водные преграды шириной более 100 м. Она совсем неплоха.
          Что касается воздушных переходов, то их ругают зря: главная их ценность в доступности, всегда можно УЗ-контролем проверить толщину стенки. Кроме того, на повышенных участках не образуется скоплений воды, соответственно, не идет коррозия.

          Ответить

          • \Что касается воздушных переходов, то их ругают зря: главная их ценность в доступности, всегда можно УЗ-контролем проверить толщину стенки.\\
            Поспорю насчет главной ценности — она в недоступности для «врезчиков»:)
            К тому же вдоль трубы круглосуточно ходит охрана.

            Ответить

          • Александр Хуршудов:

            Это тоже ценно….:))))

            Ответить

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *