Financial Times | Товары | Oil

На рис. Цена безубыточности добычи нефти в разных регионах мира

О себестоимости и перспективах добычи сланцевой нефти

15 июля 2016  Источник http://www.ft.com/ http://ftinvest.ru/

Запасы сланцевой нефти в США представляют собой вариант добычи нефти с наименьшей стоимостью и, скорее всего, смогут привлечь больше инвестиций, чем конкурирующие проекты, такие как глубоководные месторождения, таково мнение ведущего промышленного консультанта Wood Mackenzie.

Около 60 % добычи сланцевой нефти в США является экономически выгодным при цене нефти $ 60 за баррель и лишь около 20 % офшорных проектов прибыльны при такой цене, считает Wood Mackenzie.

Компании, обладающие американскими сланцевыми активами, вероятно, приобретут конкурентное преимущество в течение следующих нескольких лет. Нефтяным компаниям, которые полагаются на нефтяные месторождения в более дорогих регионах, таких как Северное море и глубокие воды у берегов Западной Африки, придется сокращать расходы или столкнуться с сокращением добычи нефти.

После падения цен, которое началось два года назад, издержки были сокращены по всей отрасли, но в гораздо в большей степени в сланцевой отрасли США. Средние затраты на баррель в США сократились от 30 до 40 %, но только от 10 до 12 % в других регионах, заявляет Саймон Фловерс из Wood Mackenzie.

Регионы добычи сланцевой нефти в США, которые два года назад были в середине кривой затрат в настоящее время движутся по направлению к нижнему концу. Инвестиции в сланцевый бассейн Eagle Ford в южном Техасе в среднем требуют цену на нефть $ 48 за баррель, чтобы стать безубыточными, таковы расчеты Wood Mackenzie, в то время как проекты в образовании Wolfcamp в Пермском бассейне в Западном Техасе требуют $ 39.

"Есть больше возможностей для инвестиций в США и именно там инвестиции будут иметь место," сказал г-н Флауэрс. "Если ваши инвестиционные варианты находятся в глубокой воде, вы получили сложную задачу в ваших руках и вы можете спросить: «Должны ли мы двигаться в сторону сланцевой нефти?".

Американские компании, которые имеют запасы сланцевой нефти, в том числе Chevron и ExxonMobil, подчеркивают гибкость этих активов, которые разрабатываются при большом количестве скважин стоимостью несколько миллионов долларов каждая, а не с помощью многомиллиардных проектов часто требуемых для морской добычи.

По подсчетам Wood Mackenzie, глубоководные нефтяные месторождения в Бразилии настолько велики, что некоторые из них будут коммерчески жизнеспособными, но более дорогостоящим регионам будет сложно привлечь инвестиции.

Число крупных проектов, реализуемых нефтяными и газовыми компаниями, в среднем составляло 40 в год в период между 2007 и 2013 годах, это количество упало до 8 в прошлом году, по словам Ангуса Роджера также из Wood Mackenzie.

Несмотря на то, что было объявлено о нескольких крупных инвестиционных решениях в течение последних нескольких недель, например, Chevron заявил о расширении на $ 36,8 млрд месторождения Тенгиз в Казахстане, г-н Роджер ожидает, что лишь около 10 новых крупных проектов будет начато в этом году.

В то время как экономика сланцевых проектов в США, как правило, более привлекательна, г-н Фловерс считает, что время, необходимое для мобилизации финансовых средств и рабочих рук для увеличения бурения и добычи, говорит о том, что мировой спрос может превысить предложение в течение нескольких лет. Это может поднять цены на нефть до $ 80 до $ 85 за баррель в 2019-20, добавил он.

Комментарий FTinvest.ru:

Мы не раз ранее писали о том, что добыча сланцевой нефти в США экономически нецелесообразна, но при росте цен на нефть сланцевая добыча может вновь привлечь к себе внимание. Но все таки ситуация не так линейно проста как подается в переведенном материале. В сланцевой отрасли Северной Америки в реальности был пузырь, накачанный излишними инвестициями, он пока до конца не лопнул, но где-то уже близко.

И даже если цены пойдут вверх, мало найдется желающих вновь связываться с этой отраслью, которая кроме убытков не принесла инвесторам ничего, достаточно посмотреть на цены акций сланцевых компаний или на обвал их облигаций с десятками дефолтов. Поэтому такого же взрывного роста объемов добычи в США ждать не стоит, скорее можно говорить о надеждах на сохранение текущего объема производства. Скорее всего наилучшей стратегией (хоть и рискованной) является покупка акций тех компаний, которые смогут выжить, т.е. они должны что-то представлять из себя сейчас.

Как не странно, но наиболее интересные проекты по добычи сланцевой нефти находятся в России, вот очередная новость от компании Газпром нефть:

12 ИЮЛЯ 2016

«Газпромнефть-Хантос», дочерняя компания «Газпром нефти», завершил 30-стадийныйгидроразрыв пласта (ГРП)* на Южно-Приобском месторождении в ХМАО. Операция с такими характеристиками проводится в российской нефтегазовой отрасли впервые. Ее выполнение стало возможным благодаря применению новых технологий и позволит повысить эффективность освоения активов компании. До сих пор максимальным значением для «Газпром нефти» было проведение 18 стадий гидроразрыва в одном стволе горизонтальной скважины. Эта операция была выполнена в марте 2016 года также на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса».

О себестоимости и перспективах добычи сланцевой нефти


30-стадийный ГРП проведен в рекордном для Южно-Приобского месторождения горизонтальном участке скважины, длиной 1,5 тыс. м при общей протяженности скважины более чем в 4,6 тыс. м. Глубина залегания нефтяного пласта превышает 2,6 тыс. м. Изоляция интервалов, в которых ГРП уже завершен, достигается путем использования многоразового пакера (устройство для герметизации отдельных зон скважины), спускаемого на гибкой насосно-компрессорной трубе. Для проведения 30 стадий гидроразрыва пласта было использовано 1,2 тыс. тонн проппанта**. Также особенностью скважины стало цементирование горизонтального ствола по всей его протяженности, что позволило повысить эффективность управления трещинами из-за их разобщения цементным кольцом.
Ожидаемый эксплуатационный потенциал новой скважины составляет не менее 130 тонн нефти в сутки, что на 20% превышает прогнозные показатели добычи после проведения ГРП с меньшим количеством стадий. Благодаря применению «бесшаровой»*** технологии гидроразрыва пласта компания получает возможность не только ускорить запуск скважины, но и в течение всего срока ее эксплуатации проводить геофизические исследования, а также мероприятия по повторному ГРП.


При копировании ссылка обязательна http://elitetrader.ru/index.php?newsid=300634