?

Log in

No account? Create an account
 
 
09 January 2015 @ 09:00 am
vakhnenko: Точка безубыточности для сланцевой нефти в США  
Октябрь 19, 2014
Точка безубыточности для сланцевой нефти в США

Любопытный график из статьи в блумберге. Стоимость барреля нефти при котором расходы будут компенсированы доходами для каждого отдельно взятого месторождения сланцевой нефти в США. Горизонтальная линия -- 80 долларов за баррель.



Важный момент: добыча указанных выше месторождений неодинакова. Большинство сланцевой нефти добывается на месторождениях Bakken ($73.72) и Eagle Ford (~$51). Все лишь 4% сланцевой нефтедобычи США становится убыточной при цене в 80 долларов за баррель (источник).


P.S. Бонусный график. Мировое производство нефти в четвертом квартале 2013 года. Американская сланцевая нефть составляла 4.3% от общей мировой добычи (источник).

 
 
 
Walter Simonswalter_simons on January 10th, 2015 09:18 pm (UTC)
Хотел спросить Вас, как специалиста по теме.
Что происходит с месторождением, если его "заморозить" после первого гидроразрыва пласта?
Оно сможет сколь угодно долго ждать следующего захода? Потребует больших усилий и затрат после остановки иди вовсе деградирует и перестает быть пригодным для добычи?
iv_g on January 10th, 2015 10:00 pm (UTC)
Здесь много факторов
i/ Гидроразрыв оптимально применять в горизонтальных скважинах, идущих по продуктивному пласту.
ii/ Масштаб гидроразрыва (ГР). Технология эта известна давно, делались еще в советские времена, но масштаб был меньше, чем сейчас делают зарубежные специалисты в РФ.
Больше масштаб ГР больше влияние по площади, больше дополнительной нефти добыто за тот же период времени.
iii/ Полностью задать параметры ГР особенно массивного невозможно. Рассчитать теоретически можно, но побочные эффекты для соседних пластов полностью предсказать нельзя. Отрицательные побочные эффекты.
iv/ До сих пор хорошего контроля за ГР нет, во многом работы на опытной стадии и не закрывают все операции ГР. Это и понятно, нефтесервису ГР совсем ни к чему точный контроль: рассчитали по приближенной модели, приехали, порвали, дебит скважины повысился: что еще надо? За чем дополнительная головная боль?
v/ ГР ведет к локальному повышению трещиноватости и улучшению условий фильтрации.
Но фонтанного режима работы все равно не будет, все равно нужны насосы.
Конечно, никому не хочется останавливать работу скважин, потом будут дополнительные затраты на пуск, возможно придется выполнять перед пуском какие-то дополнительные геолого-технические мероприятия, даже новый ГР. И это более чем вероятно, поскольку в результате длительной остановки скважины трещины снова схлопнутся, и выполненный ранее гидроразрыв не даст никакого дополнительного притока.

vi/ ГР приводят к нарушению среды коллектора, где аккумулировалась нефть. И нарушениям, возможно, необратимым. Конечно, есть вероятность, что трещины ГР со временем схлопнутся и фильтрация в среде какая-никакая восстановится.
Но здесь очень много неясных моментов, которые нефтесервис-ГР не стремится афишировать.

Пойдем от противного, если бы были доказательства того, что после ГР среда восстанавливает более менее фильтрационные свойства, то об этом бы кричали на каждом углу. В некотором смысле ГР - финальный метод увеличения нефтеотдачи (МУН), более эффективного уже не применишь.
Но есть еще одна сторона проблемы. Рвать на старых выработанных месторождениях, где все другие более слабые методы уже использованы вполне логично. Но ГР на новых месторождениях могут привести к огромным отрицательным последствиям, вплоть до потери запасов.
Вполне возможно, что такое произошло на Южно-Хыльчуюском месторождении

vii/ Про ГР сразу никто правду не скажет, отрицательные результаты выплывут через многие годы. Нефтесервисные компании не захотят себе портить репутацию, а нефтяные компании будут скрывать свои ошибки от акционеров.
Сейчас в России немного новых месторождений и с одной стороны ненормальность в добыче можно будет заметить, но это можно списать на сложные геологические условия, а с другой стороны на многих старых месторождениях ГР является последним доступным средством и даст определенный положительный эффект.

viii/ Положительный эффект от гидроразрыва всегда можно насчитать: дебит скважин увеличился на столько-то тонн. Нефть добывается быстрее. А вот отрицательный эффект оценить трудно: как бы в ненарушенной среде фильтровалась нефть, может быть ее добыли бы больше, но за больший промежуток времени, но тогда выше расходы, например на остановку и последующий пуск.
Walter Simonswalter_simons on January 10th, 2015 10:09 pm (UTC)
Спасибо за ответ!

Меня это интересует в свете последних событий, когда падение цен на нефть делает сланцевые технологии убыточными. Рано или поздно, цены на нефть пойдут вверх и "сланцевая революция" вроде бы снова станет актуальной.
Но, если за время простоя произойдут качественные изменения, что придется все по новой делать, или вообще искать новое место. Это создаст еще больший недостаток нефти. Ну и акции тех компаний, кто добывают "классическим" методом, уже сейчас могут начать расти (именно из-за этой особенности)
iv_g on January 10th, 2015 10:19 pm (UTC)
Да, после простоя, придется рвать заново, весьма возможно даже бурить в новых местах.
Есть ли вообще добыча "классическим" методом без ГР это большой вопрос и вряд ли такие компании можно как-то вычленить в общем фоне. Это крайне соблазнительно, порвали, а приток резко увеличился.

Большинство нефт. компаний живут на заемные средства, кроме Сургута, и всем надо показывать рост, чтобы инвесторы интересовались, чтобы кредит был дешевле.
Ведь вообще могут не дать кредита если узнают о пренебрежении ГР. Или повысят процент по кредиту. И акционеры не поймут, почему не хотят форсировать денежный поток.


Edited at 2015-01-10 10:20 pm (UTC)