Технология гидроразрыв пласта, или фракинг, применяется в нефтяной отрасли уже больше пятидесяти лет. В течение всего этого времени в отрасли не утихают споры о ее достоинствах и недостатках. Одни говорят об ограниченных возможностях применения и дороговизне, другие — о наносимом ею экологическом ущербе, третьи — о неоспоримых преимуществах, позволяющих добывать ту нефть, которая без ГРП так и осталась бы в земле. Никто не спорит с одним: гидроразрыв перевернул энергетическую картину мира и США, в частности.
У истоков создания технологии ГРП стояли советские ученые, которые разработали теорию образования и распространения двумерных трещин в пласте. Однако первый коммерчески успешный фракинг был проведен в США компанией Halliburton в 1949 году. В СССР метод применяли с 1952 года, однако затем он стал не нужен благодаря началу добычи на крупных месторождениях нефти в Западной Сибири.
Суть гидроразрыва
Метод гидроразрыва пласта позволяет добыть нефть, находящуюся в труднодоступных, низкопроницаемых зонах, в изолированных друг от друга коллекторах. Суть гидроразрыва состоит в нагнетании в пласт жидкости под высоким давлением, что приводит к разрыву горной породы и образованию трещин, по которым нефть попадает в скважину. Чтобы эти трещины не сжались под давлением пласта, в жидкость для разрыва добавляют закрепляющий агент.
Можно говорить о ГРП с использованием проппанта, когда в пласт закачивается расклинивающий материал, чтобы трещины не смыкались, или с использованием кислоты, где в качестве жидкости разрыва применяется кислота.
При этом в России обычно называют сланцевой нефтью две ее разновидности — «tight oil» и «shale oil». Tight oil — это нефть, находящаяся в низкопроницаемых коллекторах, а shale oil — кероген, находящийся в сланцевых породах, то есть высоковязкая нефть.
Геологическое строение коллекторов таково, что скважины для добычи сланцевых углеводородов нужно бурить гораздо больше и ближе друг к другу, чем для традиционных, и работают они примерно втрое меньше — около 3 лет по сравнению с 10 годами. Соответственно, и затраты возрастают.
Золотой ключик для сланцевых коллекторов
Традиционные запасы нефти и газа истощаются, углеводороды становится все сложнее и дороже добывать привычными методами, а спрос на нефть растет (без учета влияние коронавируса с этого года). Таким образом, нефтяникам приходится переключаться на так называемые нетрадиционные запасы в трудноизвлекаемых коллекторах. Сланцевая нефть – легкая, низкосернистая, но залегающая в сланцевых коллекторах с низкой проницаемостью. Сланцы – это очень плотные песчаники и известняки, продвигаться по которым нефть не может. Традиционные методы добычи в таких коллекторах не работают, так как не дают притока нефти к скважине.
Кроме того, пласты сланца могут располагаться горизонтально или под наклоном и на разной глубине.
Компании добывают сланцевую нефть, сочетая две технологии — гидроразрыв и горизонтальное бурение: сначала бурят традиционную вертикальную скважину, а на глубине залегания пласта поворачивают горизонтально. При этом вертикальная скважина разветвляется в несколько горизонтальных или наклонных скважин. Затем используют гидроразрыв, когда под давлением вводят несколько тысяч тонн водного раствора с химическими веществами, а также проппанта — песка или синтетических заменителей.
При этом компании используют многостадийный гидроразрыв, работая на нескольких участках скважины. Чтобы уменьшить влияние на окружающую среду и избежать прорыва трещины, используется технология селективного гидроразрыва. А чтобы проппант не выходил из трещин, в пласт одновременно закачивается стекловолокно, а также специальные не загрязняющие пласт жидкости.
Кроме того, чтобы избежать возможных ошибок, непосредственно перед ГРП проводят мини-гидроразрывы, позволяющие исследовать свойства пород и определить эффективное давление разрыва для выбора модели, по которой будут развиваться трещины, и расчета, как они должны выглядеть.
Используется и технология массированного гидроразрыва для коллекторов со сверхнизкой проницаемостью — длина создаваемых при таком методе трещин составляет 1 км, а объем закачиваемой жидкости может достигать несколько тысяч кубометров. Для интенсификации притока углеводородов в пласт закачивают газожидкостные смеси с азотом.
Но при всем богатстве вариантов гидроразрыва и технологий разработки для сланцевых проектов нет универсальных решений по их применению, на каждом участке нужен подбор индивидуальной комбинации различных методов.
Цена сланцевой революции
Сланцевая революция в США произошла именно благодаря массовому применению технологий гидроразрыва пласта и горизонтального бурения. Сначала компании концентрировались преимущественно на газе, а затем стали переходить и на сланцевую нефть. В двухтысячных годах началась добыча сланцевой нефти в бассейне Bakken в Северной и Южной Дакоте и Монтане, и в 2012 году там добывалось 600 тыс баррелей в сутки. Цифры по добыче активно росли, и с 2010 года больше половины всех скважин в мире было пробурено именно в США. Страна стала крупнейшим производителем нефти в мире.
Однако по мере роста добычи вскрывались и проблемы отрасли. Следует понимать, что добывать сланцевую нефть до сих пор достаточно дорого, в том числе и потому, что для производства нужно больше скважин. Кроме того, уже через год после ГРП объем добычи падает вдвое, а скважина живет около трех лет, так как затем добыча становится нерентабельной. Значит, нужно бурить новые скважины. Чем глубже находится пласт, тем дороже обходятся сами по себе недешевые технологии ГРП и горизонтального бурения.
Проблема заключается в самой системе финансирования сланцевых компаний, которая позволяла осуществлять сланцевую революцию именно за счет заемных средств. По данным Rystad Energy, в 2008 — 2018 годах сланцевые производители потратили 400 миллиардов долларов внешнего капитала и едва смогли получить прибыль.
На таком фоне стоимость заимствований продолжала расти, а начавшаяся пандемия привела к тому, что получить «дешевые деньги» производителям стало очень трудно. Падение мирового спроса на нефть и остановка бурения на многих проектах, рост стоимости капитала, нежелание инвесторов вкладываться в нефтянку и их разворот к возобновляемым источникам энергии подливают масла в огонь. Впрочем, и без коронавируса сланцевым месторождениям потребовалась вторая революция, цитирует FT слова известного эксперта Даниэла Ергина. «Им нужна была революция в отношениях с инвесторами», — считает он.
По прогнозу Международного энергетического агентства, в этом году инвестиции в сланцевую отрасль США могут рухнуть вдвое — до 45 млрд долларов со 100 млрд долларов в прошлом году. На пике в 2014 году объем вложений составлял 145 млрд долларов. МЭА считает, что в ближайшую десятилетку показатель составит в среднем 85 млрд долларов в год. В теории восстановить добычу сланцевые компании смогли бы в 2022 году, однако им может помешать отсутствие дешевого кредитования — рейтинги компаний снижаются, а значит, стоимость заимствований растет. Как отмечает агентство, стоимость капитала для сланцевых компаний в этом году выросла примерно на 4 процентных пункта — до 12% с 8%. Мелкие игроки просто не смогут пережить этот кризис, нужно объединяться.
Всепоглощающая волна
Череда крупных сделок по слиянию буквально захлестнула американский рынок. Так, еще в июле стало известно, что компания Noble Energy куплена Chevron. Сумма сделки оценивалась в 5 млрд долларов, однако происходила она в формате обмена акциями — акционеры Noble Energy за каждую бумагу получают по 0,1191 акции Chevron, а суммарно это около 3% объединенной компании. Осенью акционеры Noble Energy одобрили эту сделку, которая должна быть закрыта до конца года. Noble Energy занимается разведкой и добычей углеводородов, управляя активами в США, на шельфе Восточного Средиземноморья и Африки.
В конце сентября о слиянии объявили два независимых американских производителя сланцевой нефти — Devon Energy и WPX Energy. Сделка также пройдет в безденежной форме: акционеры последней получат по 0,52 акции Devon за каждую свою бумагу, общая сумма сделки составит 2,5 млрд долларов. Новая компания будет стоить уже 12 млрд долларов. Нынешние акционеры Devon получат в объединенной компании 57%, акционеры WPX — 43%. Стороны намерены завершить сделку в начале следующего года.
Затем ConocoPhillips подтвердила слухи и в октябре заявила, что купит Concho Resources, специализирующуюся на добыче сланцевой нефти. Сумма сделки составит 9,7 млрд долларов, и она может стать одной из самых значимых сделок нефтяного рынка этого года. ConocoPhillips станет крупнейшей независимой нефтегазовой компанией США, ее добыча составит 1,5 млн баррелей в сутки.
При этом Conoco рассчитается по долгам с Concho, которые составляют около 4 млрд долларов, и заплатит за сделку не деньгами, а своими акциями: по 1,46 акции за каждую бумагу акционеров Concho. Капитализация объединенной компании достигнет 60 млрд долларов, то есть это будет третья в стране корпорация по данному показателю. Concho Resources — пятый по величине производитель Пермского бассейна с добычей в 319 тыс баррелей в сутки. Компании намерены завершить сделку в первом квартале следующего года. Объявляя о сделке, Conoco лишний раз подтвердила, что в новых условиях смогут выжить лишь крупные компании.
Pioneer Natural Resources договорилась о приобретении всех акций конкурента Parsley Energy примерно на 4,5 млрд долларов, а также уплате ее долгов. Общая сумма сделки должна составить 7,6 млрд долларов, а новая компания будет добывать 558 тыс баррелей нефтяного эквивалента в сутки.
Затем стало известно, что производитель газа EQT хочет поглотить конкурента CNX Resources. EQT уже является крупнейшим поставщиком газа в стране, и обе компании считаются самыми крупными игроками в сланцевом бассейне Marcellus Shale.
Кроме того, производитель газа Southwestern Energy купил компанию Montage Resources, работающую в сланцевых бассейнах Utica и Marcellus, полностью погасив ее долги. Теперь добыча Southwestern составляет около 3 млрд куб. футов газа в сутки.
Аналитики Rystad Energy считают, что долг североамериканских нефтяников, уже достигший рекордного уровня, по итогам этого года превысит 100 млрд долларов. Эксперты ожидают банкротства 55 компаний сектора, что только ускорит консолидацию. В результате около десяти крупнейших производителей сланцевой нефти в ближайшие пять лет обеспечат половину капвложений в отрасль. При этом инвесторы становятся все более избирательными в отношении активов, которые хотят приобрести, и соглашаются только на высококачественные проекты. Продавцы избавляются от непрофильных активов, а покупатели хотят выгодных сделок, которые позволят им немедленно зарабатывать деньги.
Согласно Rystad Energy, таким крупным компаниям, как ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips, BP, Shell, Total, Eni и Equinor придется продать нефтегазовые проекты с суммарной добычей до 68 млрд баррелей и стоимостью в 11 млрд долларов. Не исключено, что они будут и обмениваться активами, чтобы комбинировать свои портфели.
Алена Журавлева
