О предстоящей нефтяной катастрофе

Чем ближе май, тем нервознее ситуация в нефтяном секторе.

Уже через пять дней #Россия, выполняя свою часть соглашения ОПЕК++, должна будет начать реальное, а НЕ бумажное, как в прежние разы, сокращение нефтедобычи.

Придётся буквально резать по-живому.

Причём с НЕизвестными на сегодняшний день последствиями.

Хотя некоторые эксперты уже полагают, что даже в самом благополучном случае, когда все эти сокращения снимут года через полтора, результат превзойдёт наихудшие ожидания.

И в некоторых случаях для отечественной нефтянки он может оказаться почти катастрофическим.

Всё дело в том, что закрыть задвижку – это совсем НЕ такой простой процесс, как представляется некоторым интернетным специалистам.

Чтобы оценить все его сложности, можно ознакомиться вот с этим агрегированным мнением специалистов, которые реально в теме технологических добычных процессов или же на постоянной основе занимаются разработкой разных месторождений.
 

1)

Итак, у нас реально много очень разных месторождений.

Разбивка по классификации есть от чисто нефтяных и газонефтяных до нефтегазовых. От уникальных по размеру запасов до мелких.

От Западной Сибири до арктического шельфа.

Практически всегда много пластов и объектов разработки с разными характеристиками, с разными сетками разработки и разными системами ППД (поддержания пластового давления – А.Н.).

С разным преимущественным типом скважин – горизонтальные или наклонно направленные – и заканчиванием.

У них разные географические и поверхностные условия, разная удалённость от магистральной трубы и рынков сбыта.

Наверное, если учесть все факторы, то можно отранжировать всё это хозяйство по экономике, возникающим технологическим рискам и трудностям, и в итоге по возможным объёмам сокращения и т.д.

И уже на основании такого рода анализа принимать решение о сокращениях.

Как видим, как минимум это подразумевает время и расчёты.

Кажется, вторых ещё нет, а первое убывает стремительно.
 

2)

На каждом месторождении существует увязанная между собой троица: пласт - скважина - поверхностная инфраструктура.

В случае наличия ППД с закачкой воды (а это львиная доля месторождений) система получается практически замкнутая, с подачей воды из водоносных горизонтов.

Соответственно и все возникающие проблемы на фоне сокращения добычи можно классифицировать как проблемы внутрипластовые, проблемы вертикального лифта и проблемы поверхностной инфраструктуры.

Когда в прошлые разы мы слышали о трудностях сокращений производства в РФ, основной причиной были зимние условия и нагрузка на поверхностную инфраструктуру системы ППД.
 

3)

В целом, разработчики, НЕ видят больших проблем для пласта от кратковременной остановки добычи: имеющиеся конуса чуть приосядут, интерференция может уйти и т.д.

Есть вероятность, что после перезапуска скважины можно увидеть даже меньший watercut.

Некоторые апеллируют к прошлому опыту и огромному простойному фонду скважин в 90-х годах.

Это НЕ совсем релевантно в лоб.

В те годы сама добыча была везде иная, да и обводнённости были ниже и состояние фонда скважин серьёзно отличалось.

На более длительных временных горизонтах известны происходящие в пласте процессы гравитационной и капиллярной сегрегации фаз, но это скорее свойственно месторождениям с высокими проницаемостями и иными режимами разработки (на истощении, в режиме растворенного газа).

В целом мнение разработчиков можно охарактеризовать как умеренно-положительное (в основном потому, что все негативные последствия НЕ гарантированы, а лишь вероятны, то есть, предстоящий ущерб очень неопределённо формализуется «в деньгах»).

Но при этом никто НЕ исключает отдельных вариантов, когда сильно обводнённый фонд после перезапуска может начать работать чистой водой.

Более долгосрочные вопросы, связанные с рациональным недропользованием и достижением целевых КИНов (коэффициентов извлечения нефти – А.Н.), задвинуты на второй план: тут ничего хорошего НЕТ и НЕ ожидается.

4)

Вертикальный лифт.

В целом, отдельные месторождения, конечно, характеризуются наличием в пласте или флюиде возможных кольматантов, а также парафинистых, соляных или асфальтеновых отложений, когда остановка и даже просто уменьшение многофазного потока могут быть сопряжены с выпадением в призабойной зоне и на забой скважины всякого д***рьма.

Но эта проблема достаточно известная, правда требующая дополнительных издержек ее решение. Некоторые месторождения и отдельные кусты/скважины разрабатываются с депрессией на пласт ниже давления насыщения, когда происходит разгазирование в окрестности скважины, меняется режим фильтрации и т.д.

То есть, можно в целом говорить, что проблематика ясна, но чем больше факторов, тем больше допрасходы после запуска скважины.

Кое-где проблемы может создавать и старый мехфонд, например, если после остановки надо будет менять насос (а так он мог бы работать до отказа), это тоже расходы.

Кроме того, насосы в целом тоже «НЕ любят» работу в режиме «вкл-выкл».

5)

Ещё одна задача «на полях» обусловлена тем, что полной остановки системы ППД допускать нельзя в связи с вероятностью начала негативных процессов в трубах (выпадение осадка, кристаллизация и проч.).

Объёмы с водозабора перекидываются достаточно легко, компенсация по ячейкам разработки останется прежней и добычные скважины, возможно, не почувствуют изменение импульса давления от инжекторов (но это НЕ точно).

Но балансировка промысла в некоторых условиях может стать достаточно сложной задачей, требующей быстрой концентрации ресурсов, в первую очередь людских и материально-технических.

Отдельные ремонтные работы на промысле, безусловно, проводились регулярно во все времена, а вот остановка 20% производства – это уже далеко не частый гость.

Опыт такого рода дел ограничен, возможно, плохо транслируется между промыслами, тем более в установленные сжатые временные рамки.

Все это повышает риски «натворить дел», в случае директивных указаний сверху.
 

6)

И наконец, экономика вывода простаивающего фонда на прежний режим.

За счёт наличия большого количества высокообводнённой продукции (например, в ХМАО средняя обводнённость действующего фонда скважин порядка 90%), существуют объективные экономические «отсечки», которые даже при росте цен и стимулирующей налоговой системе, вероятно, НЕ получится преодолеть.

В таком случае часть добычи нефти будет потеряна безвозвратно, оценку сделать довольно затруднительно.

На самом деле, возможные проблемы на этом НЕ заканчиваются: есть месторождения с высокими газовыми факторами, с агрессивным флюидом в составе продукции (H2S, например), автономные и удалённые месторождения, от работы которых зависит работа экспортных терминалов.

Есть зоны с вечной мерзлотой, немного по-другому могут себя вести месторождения с рециклингом газа и т.д.

Таким образом, основной куст проблем сосредоточен в двух пунктах:

а) сроки и разнородность месторождений и скважин порождают серьёзные риски при авральной остановке производства, и

б) наличие длинного высокообводнённого хвоста может с экономической точки зрения помешать его обратному вовлечению в полноценную работу.

Источник – https://www.facebook.com/pavel.pukhov/posts/10216800961592774

В экономической части – а экономика и технологии тут идут рука об руку, – можно добавить ещё вот что.
 

По текущим прогнозам, нынешний год станет периодом глубокого спада для мировой экономики, который по масштабам рискует превзойти Великую рецессию 2008-2009 гг.

Даже если удастся достаточно быстро победить или хотя бы обуздать новый коронавирус, найдя пусть НЕ вакцину, но хотя бы работающую терапевтическую схему, возвращение к нормальной жизни НЕ будет скорым.

И в силу инерционности экономических процессов, и по причине осторожности политиков, совсем НЕ желающих получить «вторую волну» заболеваемости осенью-зимой (даже если она пройдёт уже в облегчённом по case-fatality формате).

Как минимум, международный туризм и вообще авиа- и морские перевозки рискуют остаться в подавленном состоянии даже в 2021 году.

А ведь они формируют весомую часть мирового спроса на #нефть.

Соответственно, цены на неё, отскочив от нынешнего дна, вряд ли вырастут высоко.

Тем более, что начиная с июля ОПЕК++ будет поэтапно увеличивать нефтедобычу: на 2 млн баррелей в сутки со второго полугодия и ещё на 2 млн баррелей – с 1 января 2021 года.

При всей неопределённости прогнозов, аналитики ожидают возврата нефтяных цен к 40-50 долл. за баррель разве что через год-полтора.

Более оптимистичный вариант возможен лишь в том случае, если Китай внезапно явит миру экономическое чудо и быстро, уже во II-III квартале возродит деловую активность у себя хотя бы в рамках восстановления внутреннего спроса.

В итоге нефтяники ближайшие полгода-год, а то и все полтора, будут жить если не на голодном пайке, то в гораздо более стеснённых финансовых условиях, чем всё последнее время.

Дополнительным бременем для них станет, во-первых, налоговый манёвр, предусматривающий перенос тяжести налогообложения с экспортных пошлин на НДПИ, взимаемый непосредственно на скважине.

А во-вторых, обострение ценовой конкуренции на европейском рынке, если Саудовская Аравия НЕ откажется от идеи потеснить Россию.

Пока, во всяком случае, предпосылок к смягчению конкурентного давления с её стороны НЕ наблюдается.

В результате сокращения выручки более проблемной станет та самая экономика восстановления нефтедобычи, о которой предупреждали специалисты.

То есть, даже если всё на нефтяном рынке устаканится в среднесрочной перспективе, и ограничения ОПЕК++ будут сняты, возврат к прежним уровням добычи станет проблематичным для отрасли ввиду описанных выше технологических проблем и ограниченности ресурсов на их устранение.

А для отдельных компаний, эксплуатирующих ещё советский фонд месторождений и скважин, такой сценарий может обернуться катастрофой.

Кто будет их спасать в этом случае?