В экспертном сообществе чуть ли не постоянно обсуждаются сроки, когда США смогут полностью обеспечить собственные потребности в нефти (природным газом США в настоящий момент себя практически полностью обеспечили за счет массовой добычи из сланцевых отложений). Столь высокий интерес к этому вопросу связан прежде всего с тем, что когда это произойдет, то вызовет огромные подвижки в структуре экспортно-импортных поставок нефти, сложившихся в мире после Второй мировой войны [1], что приведет к дестабилизации рынков Европы и АТР. Чтобы этого избежать или минимизировать негативные последствия, страны-экспортеры и страны-импортеры нефти стараются к этому подготовиться. Поэтому оценка подобного срока нуждается в обосновании.
Накопленная добыча углеводородов в США за тот же период составила почти 11,65 млрд т н.э., что означает среднегодовой уровень добычи – 0,97 млрд т н.э., тем не менее рост добычи углеводородов составил 58,9 %
Динамика добычи нефти в США в 2006 – 2016 гг. показана на рис. 1 [2].
Для того чтобы оценить, как быстро США смогут выйти на уровень самообеспечения нефтью при существующих темпах роста добычи, необходимо построить линию тренда, проведя аппроксимацию статистических данных, и оценить достоверность проведенной аппроксимации. При моделировании различных вариантов аппроксимации статистических данных максимальное значение коэффициента достоверности аппроксимации R2=0,947 (практически достоверная аппроксимация) было получено при сглаживании данных полиномиальной кривой 2-ой степени:
С учетом того, что потребление нефти в США в 2016 г. было на уровне 860 млн т и находится примерно на одном и том же уровне в течение последних 3 – 4 лет [2], подставив в соотношение (1) вместо У значение 860 и решив простое квадратное уравнение, нетрудно определить, что при существовавших за последние 11 лет темпах роста добычи в США, полная независимость США от импорта нефти будет достигнута через 15 лет после 2006 г., т.е. речь идет о 2021 – 2022 гг.
Вопрос заключается в том, сохранятся ли в США темпы роста добычи углеводородов в последующие годы? Еще в 2013 г. автором было выдвинуто предположение, что для сохранения и наращивания уровня добычи углеводородов необходимо наращивать объемы бурения нефтяных и газовых скважин [3]. Поэтому необходимо проанализировать объемы добычи углеводородного сырья (млн т н.э.) [2] и объемы бурения (млн м) в России [4] и США [5] за последние 12 лет в период 2005 – 2016 гг., данные по которым представлены в табл.
Сведения для дальнейшего анализа приведенных в табл. данных объединены на диаграммах, приведенных на рис. 1.
Накопленная добыча углеводородов за период 2005 – 2016 гг. в России составила почти 12,5 млрд т н.э., что означает среднегодовой уровень добычи – 1,04 млрд т н.э., рост добычи УВС в России составил 7,9 %.
Накопленная добыча углеводородов в США за тот же период составила почти 11,65 млрд т н.э., что означает среднегодовой уровень добычи – 0,97 млрд т н.э., тем не менее рост добычи углеводородов составил 58,9 %. Более высокие темпы роста добычи явились следствием того, что с 2014 года США опережают Россию по производству углеводородного сырья.
С 2005 по 2016 гг. в США было пробурено более 1 млрд м нефтяных и газовых скважин, что означает среднегодовой объем бурения чуть более 88 млн м в год. При этом годовые объемы бурения колебались в пределах от 70 до 121 млн м за исключением 2016 г., когда объем бурения существенно сократился до 35,6 млн м.
За тот же период в России было пробурено 216,5 млн м, что означает среднегодовой объем чуть более 18 млн м, объемы буровых работ постоянно увеличивались, рост объемов бурения составил 163 %. Тем не менее, среднегодовые объемы бурения в России почти в 5 раза меньше, чем в США.
Для более подробного анализа зависимости добычи от объемов бурения рассмотрим отдельно данные табл. в США и России. Для исключения погрешностей, обусловленных предыдущими периодами, проанализируем зависимости не общего объема добычи от объемов бурения, а прирост добычи за год (млн т н.э.) от объемов бурения за тот же год (млн м). Это совершенно справедливо с технологической точки зрения, так как при строительстве эксплуатационных скважин (а это 95 – 98 % от общих объемов бурения [4,5]) скважины начинают давать продукцию сразу же после их освоения.
На рис. 3 представлены динамика ежегодных приростов производства углеводородов (млн т н.э.) и ежегодных объемов бурения (млн м) в США за период 2006 – 2016 гг.
По данным на рис. 3 был проведен анализ чувствительности статистической информации к различным моделям аппроксимации с целью максимизации критерия достоверности – R2. Максимальные значения критерия достоверности, равные 0,9 для обеих кривых, были получены при аппроксимации данных полиномиальными уравнениями 4-ой степени, что характеризует проведенное сглаживание как практически достоверное. Полиномиальная аппроксимация наиболее успешно применяется в случаях, когда данные носят постоянно изменчивый характер. Как мы видим, в США темпы ежегодного роста добычи углеводородов практически полностью зависят от ежегодных объемов бурения. Это связано с рядом факторов:
• В США добыча углеводородов не покрывает их потребности, поэтому они заинтересованы в постоянном наращивании добычи прежде всего для обеспечения потребностей внутреннего рынка. Потребление нефти и природного газа в 2016 г. составило 1579,4 млн т н.э., производство – 1233,9 млн т н.э. [2]. Дефицит добычи составил 345,5 млн т н.э. или 21,8 % от объема потребления. Добыча нефти и газа в США направлена на удовлетворение внутреннего потребления, что делает ее тренд практически детерминированным и зависящим от потребностей собственного рынка на среднесрочную перспективу.
• Рост добычи нефти и газа в США в основном обеспечивается из сланцевых отложений, которые являются проблемным активом для разработки. Рост возможен при наращивании объемов эксплуатационного бурения горизонтальных скважин с большими отводами с последующим проведением многостадийного ГРП. Поэтому любое снижение объемов бурения незамедлительно приводит к снижению роста темпов добычи, что однозначно следует из графиков на рис. 3.
•Таким образом, рост добычи углеводородов в США при сложившейся структуре производства (падении добычи из традиционных залежей и росте добычи из сланцевых отложений) определяется, главным образом, ежегодными объемами бурения.
На рис. 4 представлена динамика ежегодных приростов производства углеводородов (млн т н.э.) и ежегодных объемов бурения (млн м) в России за период 2006 – 2016 гг.
Аппроксимация статистических данных ежегодных объемов бурения в период 2006 – 2016 гг. полиномиальной кривой 6-ой степени дала значение коэффициента аппроксимации R2=0,986, что свидетельствует о практически достоверном сглаживании. А та же модель сглаживания для ежегодных объемов прироста добычи углеводородов дала значение достоверности аппроксимации R2=0,297, причем это максимально доступное значение из всех возможных при разных моделях сглаживания. Поэтому считать эту модель сглаживания достоверной можно только с большой натяжкой, но, тем не менее, кое-какие выводы сделать можно:
•Производство углеводородов в России, в отличие от США, в основном ориентировано на экспорт. Внутреннее потребление УВС в 2016 г. составило 499,8 млн т н.э., его производство – 1075,8 млн т н.э. [2]. Экспорт составил 576 млн т н.э. или 115,2 % от внутреннего потребления. Добыча углеводородов в России в большей степени зависит не от внутренних потребностей, а от потребностей в них основных импортеров российских углеводородов в Европе и АТР.
•Именно с этим связаны колоссальные усилия, предпринимаемые по диверсификации направлений и способов экспорта углеводородов из России – решение этого вопроса позволило бы снизить волатильность производства углеводородов от потребностей основных мировых импортеров до минимума [6].
•Существенное снижение добычи в 2009 г. и такой же существенный ее рост в 2010 г. как раз и были обусловлены кризисом 2009 г., когда потребность в импорте наших углеводородов в Европе существенно снизилась, а потом снова выросла. Поэтому часть действующего фонда скважин, дававших продукцию, была переведена в режим консервации, а потом снова добыча из них была восстановлена. Поэтому в 2009 г. были уменьшены объемы бурения почти на 1 млн м.
•В 2014 г. объем бурения уменьшился на 1,5 млн м, что привело к падению добычи в России на 17,7 млн т н.э. Могу предположить, что это было связано с катастрофическим падением цен на углеводороды и появлением на традиционных для нас рынках европейских стран большого количества нефти из стран Залива и Северной Африки практически по бросовым ценам.
•Тем не менее, если мысленно исключить из рассмотрения резкое падение добычи в 2009 г. и ее полное восстановление с превышением на 6,6 млн т н.э. в 2010 г. за счет вывода скважин на докризисные режимы эксплуатации, мы можем наблюдать тренд снижения ежегодного прироста добычи углеводородов при тренде устойчивого роста объемов бурения.
•Из этого следует, что для того чтобы стабилизировать годовой уровень добычи углеводородов, достаточный для внутреннего потребления и полного удовлетворения всех экспортных потребностей (порядка 1,1 – 1,2 млрд т н.э.), нам необходимо будет в среднесрочной перспективе постоянно наращивать объемы бурения и интенсификации добычи.
•Это можно объяснить тем, что мы уже не в состоянии обеспечить рост добычи (пока возможна только ее стабилизация) из так называемых «активных» запасов, которые все более переходят в разряд «brown fields» в связи с длительными сроками их эксплуатации (с 60 – 70-х годов прошлого века). Стабильная добыча необходима России для обеспечения валютных поступлений от продажи нашего основного экспортного товара – нефти и газа [7]. Поэтому ВИНК России все белее и более активно начинают осваивать добычу из ТРИЗов.
Для оценки достоверности предположений и выводов, сделанных выше, был проведен анализ динамики так называемых показателей «удельного производства УВС (т н.э./м бурения)» в США и России за период 2005 – 2016 гг. Очевидно, что однозначной взаимозависимости между добычей углеводородов и объемами бурения нет, так как активно применяются различные методы повышения нефтеотдачи, интенсификации добычи, восстановления бездействующего фонда скважин, но, тем не менее, роль бурения является главенствующей и определяющей при добыче углеводородов, особенно из проблемных запасов [3]. По данным из табл. были рассчитаны значения удельного производства УВС (т н.э./м бурения) в период 2005 – 2016 гг., которые представлены в виде диаграмм на рис. 5.
Анализ данных позволяет сделать ряд выводов:
•Показатель «удельного показателя УВС» в существенной мере характеризует эффективность нефтегазовой отрасли, так как добытые углеводороды обеспечивают выручку, а строительство скважин относится к капитальным затратам.
•Если показатель удельного производства УВС в России в 2005 г. почти в 9,6 раз превышал такой же показатель у США (101,7 против 10,6 т н.э./м бурения), то в 2016 г. это соотношение снизилось до уровня 1,2 раза.
•За период 2005 – 2016 гг. в России наблюдался устойчивый тренд снижения показателя удельного производства УВС – более чем 2,4 раза за последние 12 лет – с уровня 101,7 до 41,7 т н.э./м бурения. Это является совершенно логическим следствием развития отрасли – мы во все больших масштабах начинаем добывать углеводороды на так называемых «green fields» в новых регионах, где нет инфраструктуры, или включаем в разработку ранее не считавшиеся рентабельными горизонты «brown fields», в том числе и ТРИЗы. А это требует постоянного наращивания объемов бурения скважин, как правило с большими горизонтальными отводами и последующим применением методов интенсификации добычи.
•В США этот уровень был практически неизменным и колебался в пределах от 8,1 до 12,1 т н.э./м бурения в период 2005 – 2014 гг.. В 2015 и особенно в 2016 г. этот уровень существенно вырос до значения 34,7 т н.э./м бурения. Могу предположить, что это связано с массовым применением технологии рефракинга в ранее пробуренных в сланцевые отложения горизонтальных скважинах.
•Тем не менее, мы наблюдаем тренд повышения значения удельного производства УВС в США, что связано со значительными объемами работ по интенсификации притоков, прежде всего повышения эффективности многостадийных ГРП и применения технологий рефракинга в ранее пробуренных скважинах.
Проведенный выше анализ показывает:
•Наблюдается устойчивый рост объемов бурения в России, что является подтверждением справедливости выводов, сделанных еще в 2013 г. [3]. Более того, могу предположить, что рост объемов бурения будет нарастать в среднесрочной перспективе, что, прежде всего, связано с выходом ВИНК в новые регионы, а также разработкой ТРИЗов как в новых, так и старых регионах добычи углеводородов.
•В США, где в настоящее время большая часть добычи углеводородов связана с разработкой сланцевых отложений, т.е. ТРИЗов, рост добычи практически полностью зависит от годовых объемов бурения с последующим применением методов интенсификации. Но бурение – дорогое удовольствие, так что продолжать поддерживать столь большие объемы, как это было ранее, будет возможно только при высоких ценах на нефть – не ниже 60 – 70 долларов/баррель. Если цены на углеводороды будут расти, в разработку сланцевых отложений вольются малые и средние игроки, что снова приведет к росту объемов бурения и добычи. Если будут падать – останутся только крупные компании (majors), которые имеют возможность компенсировать экономические потери при добыче углеводородов из сланцевых отложений дополнительной прибылью, получаемой на перерабатывающих мощностях и сбыте нефтепродуктов, стоимость которых в мире устойчиво растет.
Эти тренды будут в существенно мере определяться геополитической ситуацией в мире, что делает их анализ очень интересной и важной для нефтегазовой отрасли работой.
