Годі, тату торгувати! (USA9)
Подоспели новости от нефтянников и газодобытчиков США. Грех их не проанализировать, благо данных много и пищу для размышления они дают самую разнообразную - впрочем, так было и раньше.
Во-первых, "Сага о Чингачгуке Чизапике" продолжает радовать нас своими неожиданными поворотами. Пока всё выглядит, как в старом украинском анекдоте "Годі, тату торгувати, бо вже нічим здачу давати".
По самым скромным оценкам, компании предстоит до конца 2013 года изыскать где-то около 20,5 млрд. долларов для продолжения проектов по бурению и добыче газа и нефти. В противном случае реальная, непокрытая ничем кроме обещаний, дыра в кэш-фло "патриарха сланцевой революции" грозит составить эпические 18,6 млрд. долларов. Причём, судя по анализу баланса компании, продавать там-то особо и нечего - по сути дела, Chesapeake будет вынужден расстаться со своими основными производящими активами - правами на добычу газа и нефти на своих основных месторождениях в штатах Техас и Огайо.
Дополнительного смака истории Chesapeake придаёт её отчёт за второй квартал 2012 года. По всем анализам, прибыль компании за этот период составит чуть менее 100 млн. долларов, по сравнению с 571 млн. долларов прибыли годом раннее (падение прибыли - 80%). То есть, если компания будет полагаться только на собственные силы - с текущим уровнем добычи и сложившимися ценами на природный газ в США она сможет "заткнуть" дыру в балансе где-то лет через пятьдесят. Скважины сланцевого газа, как мы помним, столько не живут.
Собственно говоря, американскую мечту о "газе попиисят" можно смело закрывать уже на этом пункте. Западная система хозяйствования устроена так, что либо ты зарабатываешь "прибыль" здесь и сейчас, либо никто за тебя и гроша ломаного не даст. Никто не будет финансировать проекты с горизонтом окупаемости в десятки лет, если они не приносят прибыли в текущем - или, на крайняк, в следующем квартале. Соответственно - либо цена газа в США поднимется до уровня более-менее обеспечивающую возврат инвестиций в отрасль, либо проекты добычи сланцевого газа будут закрыты самими производителями - в силу невозможности продолжать бурение.
Цены природного газа на рынке США уже отреагировали на "успехи" Chesapeake и других добывающих компаний. Исторический минимум цен на природный газ был зафиксирован на уроне 1,9 $ за миллион BTU в апреле 2012 года. В более понятных для нас ценах за 1000 м3 это составляет 68 $ за 1000 м3 стандартного природного газа.
С тех пор цена газа уже поднялась до уровня 2,87 $ за миллион BTU по состоянию на 2 августа 2012 года, что составляет уже гораздо более приятные для добытчиков 103 $ за 1000 м3 природного газа. Однако, как видно из цифр, приведенных выше в отчёте, даже такая стоимость природного газа, достигнутая во втором квартале, не позволяет Chesapeake выйти на сколь-либо существенную прибыль, для того, чтобы обеспечивать нормальное развитие своего бизнеса.
И да, исторические максимумы цены газа на внутреннем рынке США, имевшие место быть в 2008 году (13$ за MBTU - 465$ за 1000 м3), всё ещё значительно выше значений, достигнутых рынком к августу 2012 года.
Ну, и последняя "вишенка", которую хочется всё же уложить сверху на густой крем сланцевого безумия - как всегда - из чистой геологии и газодобычи.
В поисках цифр, касающихся EROI сланцевого газа мне на глаза попалась вот такая показательная картинка:
Это графики дебита скважин сланцевого газа на формации Барнетт, наиболее привлекательном для организации добычи сланцевого газа месторождении, одном из главных активов компании Chesapeake в штате Техас.
Собственно говоря, Барнетт представляет из себя ещё даже и не сланец, а гораздо более приятный в бурении и гидроразрыве плотный песчаник. То есть, по факту Барнетт даже в чём то ближе к обычным известняковым и песчаниковым ловушкам, нежели к классическим сланцам, из которых, собственно говоря и думали извлекать основные объёмы "газа нового тысячелетия".
Месторождение Барнетт настолько большое по площади (впрочем, как и все другие сланцевые формации), что операторов у него около десятка. Обычный капиталистический бардак, что поделать-с, каждый сам за себя.
Месторождению, в принципе, всё равно, как там наверху поделили имущественные права на него - оно лежит там, внизу уже сотни миллионов лет и ещё столько же лежать будет. Однако хитрые людишки, которые копошаться "там, наверху", понятное дело, проведя разведочное бурение, начинают эксплуатацию с наиболее выгодных участков месторождения, с максимальной газонасыщенностью, пористостью и трещинноватостью породы, в местах наибольшей толщины продуктивного пласта. Результат такого построения работ, собственно говоря, и отражён верхним графиком.
Если в 2000-м году, при начале эксплуатации, среде-потолочная скважина Барнетта могла выдавать газ на протяжении около семи лет, то уже для скважин "2007 года выпуска" период тотального падения "в ноль" составлял уже 3-4 года. Увеличение начального дебита скважины с 180 до 300 тысяч куб. футов в день (с 5 до 8,5 тысяч. куб. м3 в день) уже никак не окупало сокращение срока эксплуатации скважины в 2 раза.
Ну и для понимания проблем американских газодобытчиков по сравнению с американскими нефтянниками - если перебить максимальные дебиты скважин сланцевого газа в баррели нефти - средняя скважина Барнетта выдавала "на гора" на пике своей славы всего около 70 баррелей нефтяного эквивалента в день. Если кто уже забыл цифры дебитов скважин обсуждавщегося раннее нефтеносного Баккена - то они тут. Ну, а дебиты скважин "золотого века" нефтедобычи, если что, находятся здесь.
То есть, начальные, весьма оптимистические отчёты о себестоимости сланцевого газа базировались на наилучших участках наилучшего по геологии месторождения США (например, по самым консервативным оценкам бурение таких формаций, как Марселус или Хайнесвилль обойдётся уже вдвое дороже Барнетта). А вот цифры "триллионов кубических метров" и в США, и по всему миру, брались чохом, просто исходя из площади месторождения и его средней газоносности. Короче процесс "отращивания дедушкиного достоинства у бабушки" в полный рост, чего уж там.
Да, конечно, мир добудет ещё достаточно много сланцевого газа. Но вряд ли этот источник обеспечит столь впечатляющие объёмы производства первичной энергии, как это рекламировалось в начале его освоения. Кроме того, увеличение начального выхода газа, скорее всего, вызовет неустранимые проблемы с поддержанием его стабильного выхода из пласта на протяжении длительного времени - более интенсивный гидроразрыв поднимает начальный выход газа, но отнюдь не увеличивает общее содержание газа в породе - в конечном счёте всё зависит только от мощности пласта и его начальной газонасыщенности.
То есть - газ будет. Но дорогой. Или не будет. Но дешёвый.
Большие - по пять, маленькие - по три, а жаба - зелёная.
Всё честно и по Карцеву.
А что там у американских нефтянников? Как у них? Уже по три - или ещё по пять? Или уже жаба?
Пока ситуация идёт в двух направлениях. Традиционная нефтедобыча в основных старых нефтеносных провинциях - Калифорнии, Аляске, "старом" Техасе и на шельфе Мексиканского Залива уверенно стагнирует.
Ситуацию пока спасает интенсивное бурение сланцевой нефти в Северной Дакоте и в Техасе.
Однако некоторые особенности этих месторождений, разобранные здесь, проявляются всё отчётливее.
Дадим слово товарищу Линну Хелмсу, директору Департамента недр штата Северная Дакота - он ближе всех к эпицентру событий и знает, о чём говорит:
"We're seeing back-to-back 5 percent increases in production," he said. "And we've got 35,000 wells left to drill in this Bakken reserve."He said it would likely take nearly two decades to develop the play completely. There's not enough pipeline infrastructure, however, to transport Bakken crude to refineries.We're going to need rail (for deliveries) for probably a decade," he said.
The Association of American Railroads estimates that around 241,000 rail tankers hauled crude oil and petroleum production during the first six months of 2012, a 38 percent increase from the previous year."
Как говорится - начать и кончить. За 20 лет надо пробурить 35 000 скважин. Я, в предыдущем материале, не зная слов товарища Линна, сказал о 36 000 скважин - и ошибся ненамного.
Сейчас на Баккене трудится около 200 буровых станков, цикл оборудования одной "качалки" занимает (с учётом переезда буровой) около полутора месяцев. Значит, за год на Баккене существующими темпами и наличным парком станков можно набурить около 1600 скважин в год - или таки 32 000 скважин за 20-летний период.
Однако, проблема Баккена схожа с проблемой Барнетта - скважины "дохнут" и их уже потом ничем не возродить. Собственно говоря, уже через 10 лет добыча скважины Баккена падает до 50 бочек нефти в день, а потом понемногу снижается до 25 бочек в день в конце своей запроектированной жизни (около 30 лет, но пока ещё никто так на Баккене не жил).
Активно бурить Баккен начали в 2006 году, то есть, уже через 4-5 лет первые пробуренные скважины скатятся до 50 баррелей нефти в день, а потом будут понемногу "высыхать" до конца срока эксплуатации. В дальнейшем всё новое бурение будет просто замещать выбывающие объёмы, которые будут добавлять в общий уровень добычи Баккена совсем немного - на этом самом уровне остаточных дебитов основной массы скважин . Нетрудно посчитать (я просто набросал простенькую табличку в Excel), что к окончанию бурения (в 2030 году), на пике производства, весь Баккен теоретически выдаст около 2,5 Мбд, но потом скатится в течении пяти лет до уровня 1,2 Мбд.
И это - только в том случае, если все оставшиеся к бурению 35 000 скважин покажут дебиты не хуже, чем уже пробуренные раннее, в чём я сугубо сомневаюсь, смотря на газовый Барнетт и впечатляющие "успехи" Chesapeake. Конечно, у нефтянников выход энергии от каждой качалки где-то раз в десять выше, чем у газовщиков, но и комплексное обустройство нефтяной скважины стоит подороже, чем газовой.
Собственно говоря, об этом и говорит нам товарищ Хелмс - нефтедобывающие компании почему-то возят нефть Баккена грузовиками на станции, а потом отправляют её потребителям железной дорогой, предпочитая не вкладываться в инфраструктуру нефтепроводов. И, почему-то собираются это делать "ещё целое десятилетие". До 2022 года, я так понимаю.
Господа, какого размера и цвета Ваши раки? Я в сомнениях.
Во-первых, "Сага о Чингачгуке Чизапике" продолжает радовать нас своими неожиданными поворотами. Пока всё выглядит, как в старом украинском анекдоте "Годі, тату торгувати, бо вже нічим здачу давати".
По самым скромным оценкам, компании предстоит до конца 2013 года изыскать где-то около 20,5 млрд. долларов для продолжения проектов по бурению и добыче газа и нефти. В противном случае реальная, непокрытая ничем кроме обещаний, дыра в кэш-фло "патриарха сланцевой революции" грозит составить эпические 18,6 млрд. долларов. Причём, судя по анализу баланса компании, продавать там-то особо и нечего - по сути дела, Chesapeake будет вынужден расстаться со своими основными производящими активами - правами на добычу газа и нефти на своих основных месторождениях в штатах Техас и Огайо.
Дополнительного смака истории Chesapeake придаёт её отчёт за второй квартал 2012 года. По всем анализам, прибыль компании за этот период составит чуть менее 100 млн. долларов, по сравнению с 571 млн. долларов прибыли годом раннее (падение прибыли - 80%). То есть, если компания будет полагаться только на собственные силы - с текущим уровнем добычи и сложившимися ценами на природный газ в США она сможет "заткнуть" дыру в балансе где-то лет через пятьдесят. Скважины сланцевого газа, как мы помним, столько не живут.
Собственно говоря, американскую мечту о "газе попиисят" можно смело закрывать уже на этом пункте. Западная система хозяйствования устроена так, что либо ты зарабатываешь "прибыль" здесь и сейчас, либо никто за тебя и гроша ломаного не даст. Никто не будет финансировать проекты с горизонтом окупаемости в десятки лет, если они не приносят прибыли в текущем - или, на крайняк, в следующем квартале. Соответственно - либо цена газа в США поднимется до уровня более-менее обеспечивающую возврат инвестиций в отрасль, либо проекты добычи сланцевого газа будут закрыты самими производителями - в силу невозможности продолжать бурение.
Цены природного газа на рынке США уже отреагировали на "успехи" Chesapeake и других добывающих компаний. Исторический минимум цен на природный газ был зафиксирован на уроне 1,9 $ за миллион BTU в апреле 2012 года. В более понятных для нас ценах за 1000 м3 это составляет 68 $ за 1000 м3 стандартного природного газа.
С тех пор цена газа уже поднялась до уровня 2,87 $ за миллион BTU по состоянию на 2 августа 2012 года, что составляет уже гораздо более приятные для добытчиков 103 $ за 1000 м3 природного газа. Однако, как видно из цифр, приведенных выше в отчёте, даже такая стоимость природного газа, достигнутая во втором квартале, не позволяет Chesapeake выйти на сколь-либо существенную прибыль, для того, чтобы обеспечивать нормальное развитие своего бизнеса.
И да, исторические максимумы цены газа на внутреннем рынке США, имевшие место быть в 2008 году (13$ за MBTU - 465$ за 1000 м3), всё ещё значительно выше значений, достигнутых рынком к августу 2012 года.
Ну, и последняя "вишенка", которую хочется всё же уложить сверху на густой крем сланцевого безумия - как всегда - из чистой геологии и газодобычи.
В поисках цифр, касающихся EROI сланцевого газа мне на глаза попалась вот такая показательная картинка:
Это графики дебита скважин сланцевого газа на формации Барнетт, наиболее привлекательном для организации добычи сланцевого газа месторождении, одном из главных активов компании Chesapeake в штате Техас.
Собственно говоря, Барнетт представляет из себя ещё даже и не сланец, а гораздо более приятный в бурении и гидроразрыве плотный песчаник. То есть, по факту Барнетт даже в чём то ближе к обычным известняковым и песчаниковым ловушкам, нежели к классическим сланцам, из которых, собственно говоря и думали извлекать основные объёмы "газа нового тысячелетия".
Месторождение Барнетт настолько большое по площади (впрочем, как и все другие сланцевые формации), что операторов у него около десятка. Обычный капиталистический бардак, что поделать-с, каждый сам за себя.
Месторождению, в принципе, всё равно, как там наверху поделили имущественные права на него - оно лежит там, внизу уже сотни миллионов лет и ещё столько же лежать будет. Однако хитрые людишки, которые копошаться "там, наверху", понятное дело, проведя разведочное бурение, начинают эксплуатацию с наиболее выгодных участков месторождения, с максимальной газонасыщенностью, пористостью и трещинноватостью породы, в местах наибольшей толщины продуктивного пласта. Результат такого построения работ, собственно говоря, и отражён верхним графиком.
Если в 2000-м году, при начале эксплуатации, среде-потолочная скважина Барнетта могла выдавать газ на протяжении около семи лет, то уже для скважин "2007 года выпуска" период тотального падения "в ноль" составлял уже 3-4 года. Увеличение начального дебита скважины с 180 до 300 тысяч куб. футов в день (с 5 до 8,5 тысяч. куб. м3 в день) уже никак не окупало сокращение срока эксплуатации скважины в 2 раза.
Ну и для понимания проблем американских газодобытчиков по сравнению с американскими нефтянниками - если перебить максимальные дебиты скважин сланцевого газа в баррели нефти - средняя скважина Барнетта выдавала "на гора" на пике своей славы всего около 70 баррелей нефтяного эквивалента в день. Если кто уже забыл цифры дебитов скважин обсуждавщегося раннее нефтеносного Баккена - то они тут. Ну, а дебиты скважин "золотого века" нефтедобычи, если что, находятся здесь.
То есть, начальные, весьма оптимистические отчёты о себестоимости сланцевого газа базировались на наилучших участках наилучшего по геологии месторождения США (например, по самым консервативным оценкам бурение таких формаций, как Марселус или Хайнесвилль обойдётся уже вдвое дороже Барнетта). А вот цифры "триллионов кубических метров" и в США, и по всему миру, брались чохом, просто исходя из площади месторождения и его средней газоносности. Короче процесс "отращивания дедушкиного достоинства у бабушки" в полный рост, чего уж там.
Да, конечно, мир добудет ещё достаточно много сланцевого газа. Но вряд ли этот источник обеспечит столь впечатляющие объёмы производства первичной энергии, как это рекламировалось в начале его освоения. Кроме того, увеличение начального выхода газа, скорее всего, вызовет неустранимые проблемы с поддержанием его стабильного выхода из пласта на протяжении длительного времени - более интенсивный гидроразрыв поднимает начальный выход газа, но отнюдь не увеличивает общее содержание газа в породе - в конечном счёте всё зависит только от мощности пласта и его начальной газонасыщенности.
То есть - газ будет. Но дорогой. Или не будет. Но дешёвый.
Большие - по пять, маленькие - по три, а жаба - зелёная.
Всё честно и по Карцеву.
А что там у американских нефтянников? Как у них? Уже по три - или ещё по пять? Или уже жаба?
Пока ситуация идёт в двух направлениях. Традиционная нефтедобыча в основных старых нефтеносных провинциях - Калифорнии, Аляске, "старом" Техасе и на шельфе Мексиканского Залива уверенно стагнирует.
Ситуацию пока спасает интенсивное бурение сланцевой нефти в Северной Дакоте и в Техасе.
Однако некоторые особенности этих месторождений, разобранные здесь, проявляются всё отчётливее.
Дадим слово товарищу Линну Хелмсу, директору Департамента недр штата Северная Дакота - он ближе всех к эпицентру событий и знает, о чём говорит:
"We're seeing back-to-back 5 percent increases in production," he said. "And we've got 35,000 wells left to drill in this Bakken reserve."He said it would likely take nearly two decades to develop the play completely. There's not enough pipeline infrastructure, however, to transport Bakken crude to refineries.We're going to need rail (for deliveries) for probably a decade," he said.
The Association of American Railroads estimates that around 241,000 rail tankers hauled crude oil and petroleum production during the first six months of 2012, a 38 percent increase from the previous year."
Как говорится - начать и кончить. За 20 лет надо пробурить 35 000 скважин. Я, в предыдущем материале, не зная слов товарища Линна, сказал о 36 000 скважин - и ошибся ненамного.
Сейчас на Баккене трудится около 200 буровых станков, цикл оборудования одной "качалки" занимает (с учётом переезда буровой) около полутора месяцев. Значит, за год на Баккене существующими темпами и наличным парком станков можно набурить около 1600 скважин в год - или таки 32 000 скважин за 20-летний период.
Однако, проблема Баккена схожа с проблемой Барнетта - скважины "дохнут" и их уже потом ничем не возродить. Собственно говоря, уже через 10 лет добыча скважины Баккена падает до 50 бочек нефти в день, а потом понемногу снижается до 25 бочек в день в конце своей запроектированной жизни (около 30 лет, но пока ещё никто так на Баккене не жил).
Активно бурить Баккен начали в 2006 году, то есть, уже через 4-5 лет первые пробуренные скважины скатятся до 50 баррелей нефти в день, а потом будут понемногу "высыхать" до конца срока эксплуатации. В дальнейшем всё новое бурение будет просто замещать выбывающие объёмы, которые будут добавлять в общий уровень добычи Баккена совсем немного - на этом самом уровне остаточных дебитов основной массы скважин . Нетрудно посчитать (я просто набросал простенькую табличку в Excel), что к окончанию бурения (в 2030 году), на пике производства, весь Баккен теоретически выдаст около 2,5 Мбд, но потом скатится в течении пяти лет до уровня 1,2 Мбд.
И это - только в том случае, если все оставшиеся к бурению 35 000 скважин покажут дебиты не хуже, чем уже пробуренные раннее, в чём я сугубо сомневаюсь, смотря на газовый Барнетт и впечатляющие "успехи" Chesapeake. Конечно, у нефтянников выход энергии от каждой качалки где-то раз в десять выше, чем у газовщиков, но и комплексное обустройство нефтяной скважины стоит подороже, чем газовой.
Собственно говоря, об этом и говорит нам товарищ Хелмс - нефтедобывающие компании почему-то возят нефть Баккена грузовиками на станции, а потом отправляют её потребителям железной дорогой, предпочитая не вкладываться в инфраструктуру нефтепроводов. И, почему-то собираются это делать "ещё целое десятилетие". До 2022 года, я так понимаю.
Господа, какого размера и цвета Ваши раки? Я в сомнениях.