Принудительная остановка добычи нефти?
События продолжают происходить крайне быстро. По вновь поступающим оценкам в полный рост возникают вопросы связанные с тем, что добычу нефти кое где придется приостанавливать насильно, на фоне продолжающего падение спроса и ужесточения карантинных мер. Стоит отметить, что по ряду причин проактивно это практически не делается и тем более практически невозможно в нужных объемах (от 10 млн баррелей\день). Низкие нефтяные цены, с учетом дисконтов, первым делом давят на проекты с высокой краткосрочной себестоимостью производства, но есть и вторая сторона. Цепочка начинает раскручиваться, скажем так, с конца - это когда определенные НПЗ по всему миру начинают ограничивать прием нефти на переработку в связи с сокращением мощностей, наполнением хранилищ и ожидаемой затоваркой. Трубопроводные операторы стремятся предупредить клиентов о необходимости наличия резервации мощностей по хранению на другом конце трубы и т.д. Эти действия, хотя и не скоординированные, но как раз таки являются вынужденными и вполне себе проактивными. Допустим, что теперь уже перед добывающими компаниями встает вопрос о вынужденном сокращении производства. Далее будет преимущественно технический текст.
Почти все вопросы с остановкой добывающих скважин, это вопросы лежащие в технологической, регуляторной и долгосрочной экономической плоскостях. Другими словами, можно ли это сделать с технической точки зрения, разрешается ли это делать с точки зрения рационального недропользования и важнейший пункт - сколько % мировой добычи нефти вылетит навсегда при масштабном проведении такого рода упражнений.
По первому вопросу, большая часть оншор эксплуатационного фонда скважин оборудована УЭЦН (это и РФ и сланцы). Когда вы на открытке или красивой картинке видите станок-качалку, это жалкие первые проценты фонда (нормировка на добычу) в РФ, львиная доля которого локализована в Урало-Поволжье. Любые высокодебитные вещи по жидкости - это всегда ЭЦН, штанговый насос попросту не может работать при таких агрессивных параметрах лифта. У насоса есть предел эффективности, в зависимости от модели его нельзя гонять ниже определенного % от рекомендуемой установленной мощности (около 30-40%?!) иначе можно попросту спалить к чертям. Ну и конечно, не весь фонд УЭЦН оборудован специальными управляющими станциями с вариаторами, это создает вагон проблем и дополнительные риски, придется подкручивать штуцер и т.д. Второй вопрос, это обводненность продукции, в принципе все зависит от продолжительности остановки, если не годы, то запускная обводненность сильно не увеличится, более того, вероятно, что конуса подосядут, всякая интерференция может пропасть и т.д. Но! Есть одна большая проблема, которая исторически похоже не давала гибко регулировать добычу в Запсибе. Это система ППД, она обычно основана на рециркуляции (то есть замкнутого цикла), поступающая в нагнетательные скважины вода берется после очистки продукции из добычного фонда + водозабор (сеноман обычно), характеризуется высокими рабочими температурами и т.д. Для каждого месторождения своя система разработки, свои сложившиеся (да и в ПТД описанные) коэффициенты компенсации отбора и т.д. Даже частично затормозить ППД значит, допустить падение температуры с кристаллизацией и выпадением в осадок всякого шлака на узлах surface facilities, а это уже большие проблемы. Вдобавок, система ППД формирует большую часть фиксированного опекса, то есть при снижении добычи удельные затраты на тонну продукции тоже полезут наверх.
По второму вопросу все несколько проще, полноценно глушить или же ликвидировать добычные скважины никто не будет в здравом уме, например, по отечественным законам можно до 6 месяцев скважину отправить в простой, потом на месяц добыча, потом снова полгода в простой (добычу, наверняка, можно и на бумаге только показать)). Но это в любом случае задействование бригад освоения, небольшие, но все-таки затраты, на всех одновременно может не хватить и т.д. Другими словами - вся отечественная добычная система исторически никак не была заточена на масштабный shut-in. Ну и в целом, все что касается регулятора, вещь весьма управляемая, те же штаты, судя по новостям, уже идут на определенные послабления на отдельных плеях по реклассификации скважин например. Да и пожечь попутный газ без штрафов пару-тройку лишних месяцев наверняка разрешат и т.д. Иными словами, все что не смертельно и регулируемо может применяться без ограничений.
Самая главная и трудно рассчитываемая проблема - это какому % мировой добычи нефти будет нанесен необратимый ущерб. Тут точных цифр и ответов нет. Как и говорилось ранее, т.н. stripper wells по миру не так уж и мало (они есть и в Китае например), у них почти всегда высокая обводненность продукции и фиксированные косты на ее подготовку. Остановив навсегда добычу по скважине с дебитом в 20 баррелей в день, потом ее еще надо ликвидировать, это тоже затраты, что побуждает тысячи мелких операторов качать какое-то время в убыток, надеясь на ребаунд цен. Похожие по бэкграунду вещи происходят и с огромными платформами, где много тяжелых костов попросту фиксировано и выключать все производство крайне дорого, что побуждает продолжать качать нефть, а некоторых, где это возможно, даже наращивать добычу! Это частично объясняет, почему при таких ценах на местный сорт все еще продолжает добывать нефть Канада, вероятнее всего, полная остановка скажем апгрейдеров - вещь в моменте затратная и потом плохо возобновляемая, так же как и вся термальная добыча с закачкой пара. Но это больше домыслы, надо слушать уволенных людей из местных компаний.
Остановка же в периодику сланцевых скважин может даже быть даже в микроплюс, абсолютно вся разработка ведется на natural depletion, период фонтанирования короткий, закрутив choke, после вы в любом случае получаете перераспределение давления в пласте и после возобновления производства работать первый месяц будет даже лучше. Но эффект невелик. Часть хвостовой сланцевой добычи (те самые обводненные stripper wells) наверняка выпадет навсегда.
Особняком стоят супервысокопродуктивные скважины Ближнего Востока, там из-за премиальной геологии наверняка можно подкручивать продакшен как хочешь, потерь практически не будет. В схожей ситуации качественный ультрадипвотер, где используется газлифт и отдельные скважины могут компенсировать среднедебитных собратьев и т.д.
Итого, не исключена ситуация, что ожидаемое оздоровление апстрим рынка будет происходить “из под палки”, с катастрофическими последствиями для отдельных групп игроков.
/templates/new/dleimages/no_icon.gif (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter
События продолжают происходить крайне быстро. По вновь поступающим оценкам в полный рост возникают вопросы связанные с тем, что добычу нефти кое где придется приостанавливать насильно, на фоне продолжающего падение спроса и ужесточения карантинных мер. Стоит отметить, что по ряду причин проактивно это практически не делается и тем более практически невозможно в нужных объемах (от 10 млн баррелей\день). Низкие нефтяные цены, с учетом дисконтов, первым делом давят на проекты с высокой краткосрочной себестоимостью производства, но есть и вторая сторона. Цепочка начинает раскручиваться, скажем так, с конца - это когда определенные НПЗ по всему миру начинают ограничивать прием нефти на переработку в связи с сокращением мощностей, наполнением хранилищ и ожидаемой затоваркой. Трубопроводные операторы стремятся предупредить клиентов о необходимости наличия резервации мощностей по хранению на другом конце трубы и т.д. Эти действия, хотя и не скоординированные, но как раз таки являются вынужденными и вполне себе проактивными. Допустим, что теперь уже перед добывающими компаниями встает вопрос о вынужденном сокращении производства. Далее будет преимущественно технический текст.
Почти все вопросы с остановкой добывающих скважин, это вопросы лежащие в технологической, регуляторной и долгосрочной экономической плоскостях. Другими словами, можно ли это сделать с технической точки зрения, разрешается ли это делать с точки зрения рационального недропользования и важнейший пункт - сколько % мировой добычи нефти вылетит навсегда при масштабном проведении такого рода упражнений.
По первому вопросу, большая часть оншор эксплуатационного фонда скважин оборудована УЭЦН (это и РФ и сланцы). Когда вы на открытке или красивой картинке видите станок-качалку, это жалкие первые проценты фонда (нормировка на добычу) в РФ, львиная доля которого локализована в Урало-Поволжье. Любые высокодебитные вещи по жидкости - это всегда ЭЦН, штанговый насос попросту не может работать при таких агрессивных параметрах лифта. У насоса есть предел эффективности, в зависимости от модели его нельзя гонять ниже определенного % от рекомендуемой установленной мощности (около 30-40%?!) иначе можно попросту спалить к чертям. Ну и конечно, не весь фонд УЭЦН оборудован специальными управляющими станциями с вариаторами, это создает вагон проблем и дополнительные риски, придется подкручивать штуцер и т.д. Второй вопрос, это обводненность продукции, в принципе все зависит от продолжительности остановки, если не годы, то запускная обводненность сильно не увеличится, более того, вероятно, что конуса подосядут, всякая интерференция может пропасть и т.д. Но! Есть одна большая проблема, которая исторически похоже не давала гибко регулировать добычу в Запсибе. Это система ППД, она обычно основана на рециркуляции (то есть замкнутого цикла), поступающая в нагнетательные скважины вода берется после очистки продукции из добычного фонда + водозабор (сеноман обычно), характеризуется высокими рабочими температурами и т.д. Для каждого месторождения своя система разработки, свои сложившиеся (да и в ПТД описанные) коэффициенты компенсации отбора и т.д. Даже частично затормозить ППД значит, допустить падение температуры с кристаллизацией и выпадением в осадок всякого шлака на узлах surface facilities, а это уже большие проблемы. Вдобавок, система ППД формирует большую часть фиксированного опекса, то есть при снижении добычи удельные затраты на тонну продукции тоже полезут наверх.
По второму вопросу все несколько проще, полноценно глушить или же ликвидировать добычные скважины никто не будет в здравом уме, например, по отечественным законам можно до 6 месяцев скважину отправить в простой, потом на месяц добыча, потом снова полгода в простой (добычу, наверняка, можно и на бумаге только показать)). Но это в любом случае задействование бригад освоения, небольшие, но все-таки затраты, на всех одновременно может не хватить и т.д. Другими словами - вся отечественная добычная система исторически никак не была заточена на масштабный shut-in. Ну и в целом, все что касается регулятора, вещь весьма управляемая, те же штаты, судя по новостям, уже идут на определенные послабления на отдельных плеях по реклассификации скважин например. Да и пожечь попутный газ без штрафов пару-тройку лишних месяцев наверняка разрешат и т.д. Иными словами, все что не смертельно и регулируемо может применяться без ограничений.
Самая главная и трудно рассчитываемая проблема - это какому % мировой добычи нефти будет нанесен необратимый ущерб. Тут точных цифр и ответов нет. Как и говорилось ранее, т.н. stripper wells по миру не так уж и мало (они есть и в Китае например), у них почти всегда высокая обводненность продукции и фиксированные косты на ее подготовку. Остановив навсегда добычу по скважине с дебитом в 20 баррелей в день, потом ее еще надо ликвидировать, это тоже затраты, что побуждает тысячи мелких операторов качать какое-то время в убыток, надеясь на ребаунд цен. Похожие по бэкграунду вещи происходят и с огромными платформами, где много тяжелых костов попросту фиксировано и выключать все производство крайне дорого, что побуждает продолжать качать нефть, а некоторых, где это возможно, даже наращивать добычу! Это частично объясняет, почему при таких ценах на местный сорт все еще продолжает добывать нефть Канада, вероятнее всего, полная остановка скажем апгрейдеров - вещь в моменте затратная и потом плохо возобновляемая, так же как и вся термальная добыча с закачкой пара. Но это больше домыслы, надо слушать уволенных людей из местных компаний.
Остановка же в периодику сланцевых скважин может даже быть даже в микроплюс, абсолютно вся разработка ведется на natural depletion, период фонтанирования короткий, закрутив choke, после вы в любом случае получаете перераспределение давления в пласте и после возобновления производства работать первый месяц будет даже лучше. Но эффект невелик. Часть хвостовой сланцевой добычи (те самые обводненные stripper wells) наверняка выпадет навсегда.
Особняком стоят супервысокопродуктивные скважины Ближнего Востока, там из-за премиальной геологии наверняка можно подкручивать продакшен как хочешь, потерь практически не будет. В схожей ситуации качественный ультрадипвотер, где используется газлифт и отдельные скважины могут компенсировать среднедебитных собратьев и т.д.
Итого, не исключена ситуация, что ожидаемое оздоровление апстрим рынка будет происходить “из под палки”, с катастрофическими последствиями для отдельных групп игроков.
/templates/new/dleimages/no_icon.gif (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter