Растущее количество скважин угрожает росту добычи нефти в США

Стратегия производителей сланцевой нефти, направленная на интенсификацию добычи нефти и газа путем уплотнения сетки скважин, терпит самый настоящий крах. Более того, этот подход негативно влияет на производительность уже действующих скважин, ставя под угрозу дальнейший рост нефтедобычи в США и вынуждая представителей индустрии корректировать свои планы на будущее.

Чтобы сохранить за США статус энергетической супердержавы, компании по добыче сланцевой нефти в последние годы настойчиво продвигали идею бурения в одном перспективном нефтеносном пласте множества скважин в непосредственной близости друг от друга. Нефтедобытчики полагали, что каждая новая скважина обеспечит такой же объем добычи, как и старые. Ожидалось, что в итоге это позволит значительно увеличить общие показатели, сохраняя стабильно высокую отдачу от каждой из скважин.

Такие оптимистичные прогнозы вызвали большой интерес у инвесторов. По данным Dealogic, даже в 2016 году, когда цены на нефть были меньше $30, производители сланцевой нефти сумели привлечь $57 млрд в виде долевого и долгового финансирования. Для сравнения – пятью годами ранее, когда нефть стоила больше $110 за баррель, инвестиции составили почти $34 млрд.

Однако теперь наступило время подводить первые итоги и они весьма неутешительные.

По данным последних корпоративных отчетов, новые скважины, пробуренные в сланце рядом со старыми, обеспечивают меньшую отдачу нефти и газа, чем давно действующие основные скважины. По мнению ряда инженеров, при определенных обстоятельствах объемы добычи на новых скважинах могут быть вдвое ниже показателей старых скважин.

Зачастую новые скважины в сланцевом пласте снижают производительность старых скважин, поскольку активное бурение в плотных скальных образованиях может повредить близлежащие скважины и затруднить прохождение нефти из-за падения внутрипластового давления. Кроме того, эти действия могут привести к необратимому повреждению скважины, и, в конечном счете, повлиять на снижение общего объема извлекаемой из пласта нефти.

Проблема взаимовлияния основной и рабочих скважин давно известна в нефтедобывающей отрасли и по мере наращивания объемов добычи сланцевой нефти она проявляется на всей территории США. При этом большая часть из десятков тысяч запланированных новых скважин будут рабочими, т.е. пробуренными рядом с уже действующей основной скважиной.

Изучив данные по бурению, The Wall Street Journal выяснила, что именно явилось одной из главных причин, по которой тысячи сланцевых скважин, пробуренных за последние пять лет, производят меньше нефти и газа, чем прогнозировали инвесторы.

Еще в прошлом году в своем интервью изданию основатель компании по добыче сланцевой нефти Continental Resources Inc. миллиардер Гарольд Хамм рассказал, что участники отрасли один за одним по всей стране сталкиваются с тем, что «две скважины рядом создают помехи друг для друга». При этом говоря не о Continental, а про другие компании, он отметил, что «бурение множества скважин может привести к серьезным неприятностям».

Многие крупные производители сланцевой нефти, включая Devon Energy Corp., EOG Resources Inc. и Concho Resources Inc., подтвердили, что столкнулись с такой проблемой. В качестве решения некоторые компании начали бурение скважин на большем расстоянии друг от друга, однако это означает, что в итоге на их участке скважин будет меньше.

Учитывая, что инвесторам демонстрировались оптимистичные данные, необходимость переоценки разрабатываемых сланцевых месторождений в меньшую сторону, может стать причиной кризисных явлений в отрасли. Тем более ряд компаний утверждали, что скважины будут приносить доход десятилетиями. В свою очередь это поднимает вопросы по поводу затрат, которые несут производители сланцевой нефти, обеспечивая работу буровых площадок на территории от Техаса до Северной Дакоты, и реальной стоимости месторождений, поскольку соотношение между двумя этими факторами является одним из основных способов оценки самих компаний.

Пока нефтедобытчики продолжают изучать преимущества обоих схем – использование только одной, но продуктивной скважины либо целого ряда скважин с целью получить максимально возможную отдачу. Некоторые эксперты считают, что во многих случаях имеет смысл уплотнять сетку скважин, чтобы интенсифицировать добычу нефти из сланцевого пласта и получать максимальную отдачу с каждого акра участка. Другие полагают, что скважины нужно бурить на большем расстоянии друг от друга.

Два года назад компания Laredo Petroleum Inc. с капитализацией более $3 млрд считалась обладателем лучшего участка в центре нефтедобычи в США, в пермском нефтегазоносном бассейне в Западном Техасе и Нью-Мексико. Компания была активным сторонником практики размещения скважин плотно друг к другу, намереваясь увеличить добычу на своем участке, упростить логистику и сократить издержки. 

Год назад основатель и генеральный директор компании Рэнди Фуч говорил о том, что на каждую бурильную установку в Laredo могут пробурить 32 скважины, что в среднем образует площадь не менее двух квадратных миль. Каждая такая скважина могла бы обеспечить добычу 1,3 млн баррелей нефти и газа. При этом Laredo стала первой добывающей компанией, применившей такую стратегию в этом регионе. По словам Рэнди Фуча, Laredo могла продолжать бурить и сохранять уровень добычи порядка 25 лет.

Однако уже в ноябре компания сообщила, что объемы добычи нефти на разведанных скважинах на 11% меньше запланированных, отчасти из-за проблем между основными и рабочими скважинами. Теперь компания планирует бурить скважины на достаточном расстоянии друг от друга, в объеме от 16 до 24 скважин на установку. В феврале один из крупнейших инвесторов Laredo инвестиционная компания Sailing Stone Capital Partners LLC заявила, что решение Laredo бурить скважины слишком близко друг к другу, среди прочего, «привело к значительным затратам для акционеров».

В итоге с конца 2016 года рыночная стоимость Laredo упала более чем на 75% и составила $800 млн.

«В 2017 и 2018 годах с целью увеличить объем запасов на месторождении и обеспечить восстановление ресурсов в пластах с наибольшей доходностью мы ужесточили требования к расстоянию между скважинами и достигли своей цели», — заявил представитель компании Laredo Рон Хагуд. По его словам, чтобы увеличить коэффициент отдачи от каждой отдельной скважины, компания начала бурить скважины на большем удалении друг от друга.

Пробурив за короткое время тысячи скважин с применением технологий гидравлического разрыва пласта и горизонтального бурения, которые стали широко использоваться в последнее десятилетие, компании, добывающие сланцевую нефть, все еще учатся. По данным Министерства энергетики США, благодаря этим технологиям в стране случился настоящий бум, а добыча нефти выросла до рекордного уровня – почти 12 млн баррелей в день.

Однако выявленные проблемы указывают на то, что некоторые наиболее оптимистичные прогнозы по добыче нефти в сланцевых регионах придется пересмотреть в меньшую сторону. Согласно исследованию энергетической консалтинговой компании Wood Mackenzie, проведенному в 2018 году, в Пермском бассейне проблемы основной и рабочих скважин могут привести к уменьшению добычи на 1,5 млн баррелей в день по сравнению с прогнозом. Это больше, чем ежедневный объем нефти, производимой в Ливии, а в долларовом эквиваленте потери составят более $30,55 млрд в год в текущих ценах.

«Если не произойдет масштабного технологического прорыва, значение дополнительных скважин будет все меньше», — считает Роберт Кларк, директор исследовательского отдела в Wood Mackenzie.

При этом, по данным крупнейшей в мире нефтяной сервисной компании Schlumberger Ltd., количество дополнительных скважин в Пермском бассейне в настоящее время составляет 50% от общего числа всех скважин и будет стабильно расти. В других нефтегазоносных бассейнах количество дополнительных скважин уже превышает количество основных, утверждает Schlumberger Ltd.

В январе 2018 года Общество инженеров-нефтяников опубликовало результаты исследования, в ходе которого было выявлено, что вероятность того, что дополнительная скважина будет производить меньше нефти на каждый пробуренный фут, в сравнении с родительской основной скважиной, составляет от 70% до 80%. В сентябре того же года результаты исследования были пересмотрены, теперь эксперты полагают, что дополнительные скважины будут производить на 15-50% меньше нефти в Пермском бассейне, в зависимости от того, насколько близко друг к другу расположены скважины, а также с учетом других факторов.

Зачастую дополнительные скважины оказывают негативное влияние на основные, поскольку конкурируют с ними за одни и те же ресурсы, и вызывают быстрое падение пластового давления. Исследование 2018 года, проведенное консалтинговой фирмой Rystad Energy AS, показало, что основные скважины в Пермском бассейне будут производить в среднем на 10-12% меньше нефти и газа, если поблизости будет пробурена дополнительная скважина.

Когда сланцевый бум только начинался, добывающие компании, чтобы проверить потенциал различных областей и подтвердить свои права на арендованную землю повсеместно бурили одиночные скважины. После того как компании определяли лучшие места, они зачастую сообщали инвесторам, что при помощи современных технологий могут пробурить еще много таких скважин с аналогично высоким результатом.

Более пяти лет назад Chesapeake Energy Corp. начала интенсивную разведку сланцевых месторождений в регионе Eagle Ford в Южном Техасе. В 2013 году, пытаясь привлечь инвесторов, Chesapeake заявила, что начала бурить скважины на расстоянии не 500, а 350 футов друг от друга, применяя технологию уплотнения сетки скважин.

К 2015 году свыше десяти крупных нефтедобытчиков в регионе Eagle Ford сократили расстояние между скважинами до 350 футов и даже меньше. По данным Schlumberger, в том же году в районе Eagle Ford количество дополнительных скважин превысило количество материнских, и согласно федеральным данным, добыча нефти там достигла рекордно высокого уровня, превысив 1,7 млн баррелей в день.