Материал: НЕТРАДИЦИОННАЯ НЕФТЬ

Источник: [42]

Подобная падающая динамика «цен безубыточности» могла бы навести на мысль о том, что в сегменте внутрипластовых методов добычи, также как и в сфере добычи нефти нетрадиционных коллекторов, до недавнего времени происходили существенные эволюционные процессы в части совершенствования технологий. Но более детальный анализ позволил выявить другие факторы, оказавшие существенное воздействие на динамику затрат.

При разработке месторождений тяжелой нефти и нефтяных песков внутрипластовыми методами крайне велики затраты на топливо (14 % в общей структуре затрат) (Рисунок 13). Преимущественно это природный газ, используемый для нагрева и последующей закачки пара. Еще более значительны операционные затраты (17 % в общей структуре затрат), которые традиционно выражаются в национальной валюте, а значит снижение курса национальной валюты будет приводить к их условному снижению в долларах США.

Рисунок  13 –  Декомпозиция цен безубыточности проектов по добыче нефтяных песков в Альберте по видам затрат

Источник: [43]

ИНЭИ РАН

Рисунок  14 –  Динамика курса канадского доллара к американскому доллару и потребительских цен на газ в Канаде (Индексное выражение 2010 г. = 100)

Индекс 2010 г. = 100 120

100

80

60

40

20

Индекс цен безубыточности внутрипластовой добычи долл. 2016 г.

Индекс курса канадского доллара к доллару США Индекс оптовых цен газа в Альберте

Источник: составлено авторами по данным: [43], [44], [45]

ИНЭИ РАН

Таким образом, проведенный анализ показывает, что снижение затрат на добычу внутрипластовыми методами является не следствием существенной технологической модернизации процессов in-situ, а скорее обусловлено рядом конъюнктурных факторов, воздействующих непосредственно на экономику проектов по добычи нефтяных песков.

При этом важно понимать, что подобное конъюнктурное снижение производственных затрат не позволяет увеличить конкурентоспособность тяжелых нефтей на мировом рынке по затратам, поскольку традиционные производители также проходили в 2014-2017 гг. период адаптации к низкой рыночной конъюнктуре. Так, за период с 2014 по 2018 гг., большая часть стран с преобладающей добычей традиционных нефтей смогла не сократить, а напротив, увеличить объемы добычи. Совокупный объем предложения со стороны только производителей Ближнего Востока возрос более чем на 150 млн т. Кроме того, на 24 млн т в год увеличилось предложение нефти со стороны еще одного крупного производителя - Бразилии. Российская Федерация, чьи объемы добычи по большинству оценок должны были снизиться соразмерно со снижением мировых цен на нефть, увеличила добычу почти на 30 млн т. Подобных впечатляющих результатов удалось добиться за счет сокращения затрат на производство нефти, причем не столько за счет технологических инноваций, сколько за счет экономических мер, в частности: девальвации национальных валют и снижения налогового бремени традиционных производителей, что привело к снижению цен безубыточности и повышению конкурентоспособности традиционных нефтей [46]. Адаптация различных производителей к ценовой ситуации привела к объективному снижению цен безубыточности производства нефти в мире и позво - лила сократить среднемировые капитальные и операционные затраты (Рисунок  15).

Рисунок  15 –  Индексы операционных и капитальных затрат в секторе «Апстрим»

(Индекс, 2000 г. = 100)

Индекс 2010 г. = 100 250

200

150

100

50

0

Источник: [47]

ИНЭИ РАН

Адаптироваться к низким ценам на нефть удалось не только непосредственно добычным компаниям, но и бюджетам многих стран-экспорте- ров. Так, всего за четыре года (2014-2018) все крупные производители нефти: Кувейт, Россия, Катар, ОАЭ, Катар, Саудовская Аравия, Ирак, Иран и Нигерия объявили о том, что их бюджетные цены безубыточности нефти (то есть такие цены нефти, при которых у страны оказывается бездефицитный бюджет) снизились (Рисунок 16).

Рисунок  16 –  Цены безубыточности бюджетов ряда производителей нефти в 2014 и 2018 гг.

долл. США/барр. 250

200

150

100

50

0

Источник: [48], [49]

«Конъюнктурное»снижение Таким образом, к 2019 г. большая часть традиционных крупных произ- производственныхзатратне водителей вполне комфортно чувствует себя не только с точки зрения позволилоувеличитьконку- затрат на добычу, но и с точки зрения бюджетных интересов при це- рентоспособностьтяжелых нах в пределах 60 долл./барр. Этот уровень является нижней границей нефтейнамировомрынкепо «цен безубыточности» для проектов разрабатываемых внепластовыми затратам,посколькутрадици- методами и соответствует середине диапазона «цен безубыточности» онныепроизводителитакже для проектов in-situ. Подобная ситуация приводит не только к тому, что прошлипериодадаптациик в условиях низкой ценовой конъюнктуры не запускаются новые проекты низкойрыночнойконъюнктуре. по разработке нефтяных песков, тяжелых и сверхтяжелых нефтей, но

и к приостановке разработки уже действующих месторождений. Так, по состоянию на февраль 2019 г. об остановке работ по подобным проектам из-за неблагоприятной ценовой конъюнктуры заявляла российская ПАО «Татнефть» [50], Венесуэльская PDVSA, а также ряд компаний в канадской Альберте [51]. Таким образом, разрабатываемые ресурсы тяжелых нефтей остаются для отрасли замыкающими, а большая часть их объемов не вовлекается в эксплуатацию из-за сравнительно высокой себестоимости.

ИНЭИ РАН

Ресурсная база и объемы производства

Канада, располагающая одними из крупнейших в мире запасами тяжелой нефти (свыше 20 млрд т) и пользующаяся большинством тех же преимуществ, что и США при добыче нефти низкопроницаемых коллекторов (близость рынков сбыта, развитая инфраструктура и технологическая база, либеральное законодательство), является безусловным лидером по добыче и, что не менее важно, внедрению новых технологий разработки месторождений тяжелых нефтей и нефтяных битумов. Производство этих видов сырья в Канаде превысило 130 млн т в 2017 г.

Тем не менее, потенциально крупнейшим игроком на рынке тяжелого нефтяного сырья часто называют не Канаду, а Венесуэлу. В настоящее время, эта южноамериканская страна является мировым лидером по запасам нефти с 47 млрд т технически извлекаемых запасов на балансе [52], причем, более 2/3 этих запасов приходится на тяжелые нефти, сосредоточенные преимущественно в поясе Ориноко [53].

Тяжелые углеводороды Боливарской республики, в отличие от канадских, правильнее классифицировать как тяжелые нефти, поскольку залегают они не в твердом, а в вязко-пластичном состоянии. Подобные более благоприятные, по сравнению с канадскими песками, физико-хи- мические характеристики нефти пояса Ориноко позволяют национальной компании разрабатывать отдельные участки пояса Ориноко даже без применения специальных технологий добычи, используя только мультилатеральные горизонтальные скважины. Именно таким способом в середине 2010-х г. обеспечивалось до половины от общего объема добычи в стране, однако эффективность коэффициента извлечения при таком способе добычи составляет всего около 10 % от технически извлекаемых запасов, а значит реальные коммерческие запасы тяжелой нефти в Венесуэле, при условии что страна не сможет масштабно вовлечь в эксплуатацию зарубежные технологии составляют всего 3 млрд т нефти, причем отнюдь не самой дешевой по себестоимости.

Безусловно, многие исследователи отмечают, что при условии применения схожих технологий добычи (как правило, расчеты проводятся для технологии SAGD) полная производственная себестоимость добычи тяжелой нефти в Венесуэле оказывается до 40 % меньшей, чем при разработке нефтяных песков в канадской Альберте [54], [55], однако не стоит забывать, что отчасти это обеспечивается более низкими операционными затратами и сниженными экологическими требованиями.

При этом важно понимать, что несмотря на то что венесуэльская нефть дешевле канадской по затратам, производственная себестоимость без учета налогов, определяемая в диапазоне от 25 до 50 долл./барр., почти в два с половиной раза превышает аналогичный показатель для традиционной нефти в любой стране ОПЕК, или России. Немаловажен и тот факт, что, например, применение ключевой технологии добычи нефти из битуминозных песков – парогравитационного дренажа будет осложняться еще и тем, что Венесуэла не является крупным производителем природного газа, а напротив, импортирует его. А к наличию и стоимости газа, как мы уже отмечалось выше, проекты SAGD крайне чувствительны. Большую эффективность может показать метод CHOPS, однако для этого потребуется куда больше времени, учитывая, что сам метод еще до конца не апробирован даже в Канаде. Таким образом, даже в случае решения текущих проблем и трансфера технологий проекты в Венесуэле будут оставаться в списке «замыкающих» по затратам на мировой кривой предложения.

ИНЭИ РАН