Технология многоступенчатого ГРП достигла предела своей эффективности
Часто мы жалуемся, что много мусора стало в Интернете, откровенной дезинформации и обманчивой рекламы… Но все в жизни уравновешивается. Порой неожиданно находишь в Сети внешне неприметные, но очень полезные сведения.
Совершенно случайно (по ссылке) обнаружил я анализ EIA «Тенденции в затратах при добыче нефти и газа в США». Между тем, в нем как раз и содержатся достоверные данные о состоянии сланцевых месторождений. С цифрами не поспоришь, они позволяют не только оценить нынешнюю ситуацию, но и чуток заглянуть в будущее.
Поясню для чего сделана эта работа. 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).
Таблица 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).
.png)
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.
С благодарностью к Вашему профессиональному труду. Спасибо. Вопрос: «Золото-нефть кто победит»? (как мера стоимости всего).
Спасибо. Я думаю — ни то, ни другое…. Чем дальше развивается человечество, тем больше у него появится новых эквивалентов стоимости….
Здравствуйте, нефть вот уже 61,2…
Как Вы думаете, это ложный пробой и цена скоро вернётся снова выше 62?
Дневной аптренд пробит уверенно, а недельный — не пробит с запасом. Думаю, пару недель будет в боковике, а потом вверх.
Спасибо за информацию.
Кстати, в последнее время западные СМИ пытаются навязать рынку идею о том что Россия не выполняет взятые на себя обязательства по сделке ОПЕК+ и вообще что нефтяные компании России хотят нарастить добычу в 2018 году.
К сожалению ссылок на объективные данные никто не даёт.
Интересно Ваше мнение по этому поводу и где можно найти данные по добыче и экспорту нефти из России.
Эти данные есть на сайте ЦДУ ТЭК, но увы, в платном режиме. Еще они бывают в декабрьском номере журнала «нефтегазовая вертикаль».
Но это все брехня. В текущем году добыча в России потихоньку снижается….
Благодарю.
Александр, здравствуйте! Очередной очень интересный Ваш материал, но все-таки позволю заметить: по данным EIA за ноябрь (с 03.11.17 по 01.12.17) запасы в США снизились всего на 14.6 млн.барр.: Oil — снижение на 9 м.б., Petroleum Products — рост на 1.6 м.б., SPR (не забываем!) — снижение на 7.2 м.б.
Совершенно верно, я SPR специально не считал. Они, разумеется, влияют на спрос, но очень слабо. А в производстве они не участвуют. Поэтому я и считаю только коммерческие запасы компаний.
Я бы сказал влияют не столь явно (наглядно), как коммерческие, но влияют напрямую, ведь снижение (рост) SPR продается (покупается) на открытом рынке, значит прямо изменяет баланс предложения (спроса). Ведь так?
Александр, если позволите, вопрос: рост добычи сланцевой нефти (легкой) в США означает ли пропорциональное повышение спроса на тяжелую нефть (венесуэльскую, канадскую) для разбавления или сланцевая нефть абсолютно самодостаточна на рынке?
Ну, посмотрите, примерно за год продано 30 млн барр. SPR это менее 0,1 млн барр в день, 1 % американской добычи и 0,12 % — мировой…
Рост сланцевой добычи влияет на переработку только в США. Там этой нефи почти половина. А в мире ее пока нет. Но есть тенденция: по мере выработки месторождений растет доля газа и конденсата. В россии за последние 30 лет добыча конденсата выросла в 4 раза. Страшного тут ничего нет, на бензин-соляру хватает, а битум можно заменить…. Просто сложившаяся практика работы НПЗ в США если и будет меняться, то медленно…
А этот газ из изначально нефтяной скважины входит в статистику добычи газа? (к моему вопросу в другой теме http://khurshudov.ru/2017/01/10/нефтяные-экспортеры-могут-не-опасать/#comment-1291)
Да. И добыча его постоянно растет, хотя и не кардинально….
Понял. Спасибо!
Добрый день! Хотел бы обсудить с Вами, (если вы не против), цифры, которые меня удивили).
Власти Китая, как известно, анонсировали впечатляющее снижение добычи угля, причем на сотни
миллионов тонн добыча у них снижается уже, а общий прогноз снижения — невероятный миллиард тонн.
При этом в качестве мотива как в позиции китайцев так и комментариях СМИ всюду указывается забота
о сложной экологии, а так же рост зарплат шахтеров, обусловленный демографией и общим развитием экономики…
Однако при сопоставлении темпов текущей добычи с данными о запасах угля , возникает подозрение,
что дело не в экологии , а в геологии… Кончается уголь, который есть смысл добывать!
А не лукавят китайские товарищи?! Поскольку масштаб явления, как и все в КНР, эпический,
меня вообще удивляет, что тема не обсуждается… Верна ли моя оценка, на ваш взгляд?
Каков реальный прогноз выбытия добычи угля можно ожидать,и чем он будет возмещён?
Никогда пристально не интересовался угледобычей, поэтому предметно ответить вряд ли смогу. Что могу подтвердит — с экологией действительно в Китае плохо, даже на том основании, что страна очень густонаселенная. Не знаю. где еще строят автодороги в 45 полос. но могу себе представить, какая на них загазованность….
Что касается запасов угля, то их вроде бы достаточно (на 72 года), но добыча падает уже три года подряд. Вполне может быть. что это следствие ухудшившейся экономики угледобычи….
Извиняюсь, что встреваю. Здесь наверное еще и дело в экономике: 3 года назад цена на нефть (и, соответственно, газ) упала в 2-3 раза, поэтому подешевевшие нефть и газ в качестве топлива стали просто выгоднее дорогих вариантов угля. Импорт Китаем сырой нефти за январь-ноябрь 2017 г. вырос на 12% год к году (к январю-ноябрю 2016 г.) до 8.5 мб/сутки. По газу скорее всего похожая ситуация, в последнее время, кстати, вообще сообщают о локальных дефицитах СПГ в Китае. Но думаю когда нефть опять уйдет за 100$, то спрос на уголь вырастет.
Этот фактор сыграл какую-то роль, но слабую. Во-первых, в 3 раза подорожания нефти не было, только в 2 раза. Поставки из России и раньше шли по цене порядка 65 долл., они вообще подешевели слабо. Цена же газа (СПГ) вообще снизилась лишь а 30-35%. Разумеется, китайцы затарились нефтью по самое «не могу», но надолго этих запасов не хватит.
Уголь ведь тоже подешевел на мировом рынке. Хотя это для Китая не плюс, он идет по внутренней цене….
Добрый день, мне очень понравились Ваши публикации на тему сланцевой добычи в США а также расчеты о окупаемости, если Вас не затруднит ответить на вопрос о сланцевом газе Вы пишите что себестоимость его в 1,5 сейчас должна быть выше нынешних цен, прогноз цен сланцевого газа на 2018 г в США как Вы видите? Заранее благодарен и честно признаюсь хочу купить etf ung.
Трудно сказать…. Цены добывающих компаний уже 2 года не публикуются. Можно попытаться оценить движение цен оптовиков citygate price https://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n3050us3m.htm
Но они на переломе: если продолжится нынешний тренд, должны снижаться до 3-4 долл за 1000 кубофутов. А если тренд сломается, то пойдут вверх, выше $5. Чисто интуитивно я думаю, что будет рост (второй вариант), но это не основание для действий….
Спасибо
Александр, здравствуйте!
Каковы по Вашему мнению основные причины такого бурного роста в последние месяцы нефтедобычи в США (за 15 месяцев + 1500тб/с / +18%, а 3 месяца +400тб/с / +4.2%). В 2015 г. максимум добычи был 9600тб/с при 1600 буровых, а сейчас больше 10000тб/с при менее 800 буровых, хотя основной движущий фактор «сланцевой» добычи всегда было максимальный объем бурения (drill baby, drill). Связан ли этот рост с интенсификацией добычи, рассмотренной Вами в данной статье? Если так, то пик добычи теоретически должен быть выше, достигаться раньше и последующий спад должен начаться также раньше и быть круче? Или же рост связан с серьезным прогрессом технологии добычи, существенно повышающем КИН?
Здравствуйте!
На мой взгляд, тут сработало несколько факторов. Первый изложен здесь: http://khurshudov.ru/2017/12/04/%d1%82%d0%b5%d1%85%d0%bd%d0%be%d0%bb%d0%be%d0%b3%d0%b8%d1%8f-%d0%bc%d0%bd%d0%be%d0%b3%d0%be%d1%81%d1%82%d1%83%d0%bf%d0%b5%d0%bd%d1%87%d0%b0%d1%82%d0%be%d0%b3%d0%be-%d0%b3%d1%80%d0%bf-%d0%b4%d0%be/
Технология многостадийного ГРП была отработана до блеска, длина ствола достигла 3 км, количество ГРП — 25-30, и в результате начальные дебиты выросли.
Второй фактор в том, что на Пермиан базин еще сохранились неразбуренными зоны повышенной трещиноватости; эту формацию начали разбуривать позже, примерно в 2013 г. Между тем, на Баккене добыча не растет (сохраняетсся примерно на одном уровне), а на Игл Форд продолжается падение.
Третий фактор в том, что с рынка ушло большинство мелких пионерных компаний, они продались или обанкротились, а на их место пришли Эксон, Шеврон, Статойл и Шелл. Они, безусловно имеют больше возможностей для финансирования и работают грамотнее.
Сейчас определяющим фактором станет не число буровых, а качество запасов. Чем быстрее разбурят Пермиан, тем раньше начнется падение добычи.
Александр, извините конечно за дилетантский вопрос. Может ли в реальности существовать такой эффект: скважина своё отработала, добыча остановлена (из прилегающей к скважине породы/области ГРП нефть добыта), но проходит несколько лет /десятилетий и в область скважины постепенно нафильтровывается (просачивается) нефть из соседних областей и скважина опять становится продуктивной (может быть в меньшем, чем первоначально объеме).
Может быть. Но количество этой нефти очень мало. Обычно скважину останавливают, когда содержание воды в продукции достигает 98-99 %. Т.е. все же очень малое количество нефти скважина дает. И остаточное содержание нефти в породе может быть значительным, 50-60 %. Но извлечь ее очень трудно, нужны специальные процессы, например, нагревание паром….