Возрастание роли Северной Америки на мировом рынке нефти

Американские нефтедобывающие компании могут продолжить добычу светлой малосернистой нефти из сланцев даже при снизившихся ценах благодаря повышенному коэффициенту нефтеотдачи, политике «снятия сливок» и падающим ценам на буровые работы. Каковы последствия для мирового рынка нефти?

США перестали быть рынком для импорта, учитывая, что большую часть нефти, используемой американскими НПЗ, составляет нефть, добытая в США, что заставляет мировые рынки потреблять вытесненные из США объемы импорта. Учитывая невозможность экспорта сырой нефти, американские НПЗ будут использовать недорогое сырье и наводнять своей продукцией мировой рынок нефтепродуктов.

США превращаются не в компенсирующего производителя, поскольку частные нефтедобытчики США действуют по своему усмотрению, а в законодателя мировых цен, поддерживая их при этом на низком уровне.

По состоянию на май 2015 года, больше всего нефти (84%) в США добывается в Северной Дакоте (Баккен), в Южном Техасе 73% (Игл Форд), и в Оклахоме около 52% (см. «Месторождения с наибольшим содержанием ЖУ»).

Месторождения с наибольшим содержанием ЖУ

Технологии горизонтального бурения и ГРП способствуют росту объема добычи нефти плотных коллекторов. Говоря о мировых проектах нефтедобычи в сравнении со сланцевой революцией США, хочется отметить, что там ситуация не совсем аналогична другим глобальным проектам во всем мире, где доля капитальных затрат на обустройство скважин и строительство сопутствующей инфраструктуры.

В США в первый год идет рост добычи, а затем постепенный спад. Что касается сланцевых месторождений, там средняя динамика идет несколько иначе: если в месяц бурят до 5 скважин, тогда обеспечен быстрый начальный рост добычи. Если же объем бурения будет ниже, чем 5 скважин в месяц, можно ожидать быстрого снижения.

Это связано с меньшими затратами при запуске скважин, с быстрым выходом на режим добычи, быстрым снижением добычи, равно как и коротким сроком окупаемости. И, соответственно, инвестиции быстрее окупаются на сланцевых проектах (см. «Расчет эффективности добычи сланцевой нефти…»).

Расчет эффективности добычи сланцевой нефти на основе модели одиночной скважины

Теперь США, помимо WTI, производят сорт нефти Eagle Ford и конденсат Eagle Ford. Из этих сортов производится больше нафты с СУГ (см. «Выход нефтепродуктов в зависимости от марки сырой нефти»). Хотя в США и называют 55º API нефть конденсатом, это не тот же самый конденсат, который производится в других регионах мира. Для сравнения, плотность газового конденсата с месторождения Южный Парс (South Pars) составляет 60º. Таким образом, в США добываются нефти, которые в целом легче, чем в других регионах мира, но тяжелее, чем конденсат.

Выход нефтепродуктов в зависимости от марки сырой нефти

Источник: компания Haverly

Нефтедобывающие компании наводняют рынок нефтепереработки США легкой и сверхлегкой нефтью. В последние 5 лет в стране легкой нефти добывается на 3 млн барр/с больше, чем традиционной, и на 800 тыс. барр/с больше добывается конденсата плотностью порядка 45º по шкале API (cм. «Добыча нефти в Северной Америке по качеству продукции»).

Добыча нефти в Северной Америке по качеству продукции

В отличие от большинства добывающих наций в мире в США много участников рынка –более 10 тыс. компаний (см. «Нефтедобыча в США по операторам»). На самых крупных производителей приходится лишь 30% общего объема добычи нефти в государстве. Нефтедобытчики США действуют без согласования планов, заботясь только о собственной выгоде.

Нефтедобыча в США по операторам

Источник: компании Bentek, DrillingInfo

Реагируя на снижение цен на нефть, нефтедобытчики США стали сокращать объемы бурения. Вскоре после этого цены немного восстановились. Кроме того, Bentek наблюдает сохранение волатильности по мере того, как добывающие компании США отвечают на изменение ценовой конъюнктуры. Ценовая волатильность и общая ценовая динамика указывают на избыток ресурсов нефти в Северной Америке, однако производители в США продолжают ее добычу, хоть и не так активно, как в прошлом году. Вряд ли можно ожидать спада нефтедобычи в стране.

По состоянию на июнь 2014 года в некоторых случаях рентабельность новых скважин в США составляла до 70% (см. «Внутренняя норма рентабельности…»).

Внутренняя норма рентабельности: июль 2014 г. в сравнении с маем 2015 г.

С тех пор эта цифра значительно изменилась, и сейчас вряд ли удастся выйти на рентабельность свыше 30% (при цене $60/барр.). Почему добывающие компании США до сих пор добывают нефть, когда рентабельность так значительно снизилась?

Во-первых, наблюдался спад в объеме бурения практически на всех месторождениях. Обычно коэффициент использования буровых служил надежным индикатором прироста добычи США. Бурили больше – можно было ожидать роста, меньше – спада. Сейчас не так, потому что те 10 тыс. БУ, которые были выведены из эксплуатации в последние месяцы, работали гораздо менее эффективно, чем те, которые по-прежнему задействованы.

Сокращение количества буровых происходит в основном за счет менее эффективных установок вертикально-направленного бурения (ВНБ). На долю установок горизонтального бурения (ГНБ) сейчас приходится 70% общего объема бурения (см. «Количество буровых установок в США»).

Количество буровых установок в США

Источник: BENTEK, RigData, данные на 12.06.15

В бассейне Permian в Восточном Техасе наблюдается следующая динамика: вертикальные БУ уже выводились из эксплуатации раньше и быстрее, чем горизонтальные, так как такое бурение показало себя более эффективным. Конечно, горизонтальных установок также стало меньше, но не настолько, сколько вертикальных. Производители по всей стране сосредоточивают все больше внимания именно на тех регионах и проектах, где они получают самый высокий коэффициент извлечения нефти.

Они добывают больше нефти при аналогичных затратах. Наиболее активный прирост эффективности за период с января 2010 года по июнь 2015 наблюдался с сентября 2014 года. Вместо 100 барр/с нефтедобытчики получают около 600 барр/с со скважины (см. «Начальный дебит и количество дней бурения по бассейнам»). Довольно небольшой объем, но если учитывать контекст, когда в одном только бассейне работало около тысячи БУ, это будет весьма серьезная цифра.

Начальный дебит и количество дней бурения по бассейнам

Источник: компании RigData, Bentek

Американские нефтедобытчики снижают временные затраты, которые необходимы для бурения одной скважины. Действующие буровые установки способны бурить на 70% больше скважин, чем в 2010 году (см. «Динамика горизонтального бурения в США»). В 2010 году на то, чтобы пробурить скважину на Bakken, уходил месяц. В 2012-2013 гг. это занимает менее 20 дней. В 2014-2015 году срок сократился всего до 10 дней.

В среднем в 2010 году с США бурили одну скважину в месяц одной буровой. Теперь за тот же период бурят 1,7 скважин.

Динамика горизонтального бурения в США

Источник: компании Bentek, RigData, данные на июнь 2015 г.

Нефтедобытчики реализуют преимущества, возникшие благодаря снижению цен на буровые работы в среднем на 15%. Стоимость одной скважины в 2014 году достигала $9 млн. В первые три месяца 2015 года стоимость одной скважины снизилась на 15%. Это не в последнюю очередь связано с поставщиками, которые сокращали все возможные затраты, и кроме того, работали более эффективно.

Средняя безубыточная цена нефти на месторождениях США сейчас составляет $42/баррель. При текущей ценовой конъюнктуре к этой точке нефтедобытчики США еще не подходили. Даже на самой низкой точке производитель может бурить и зарабатывать пусть немного, но быть в плюсе. Внутренняя рентабельность при различных ценах на нефть WTI. При сценарии $70, $60 и даже $50/барр рентабельность добычи приемлема.

Добыча нефти в Северной Америке возрастет более чем на 20% с 12,4 млн барр/сут в 2014 году до 15,1 млн барр/сут в 2020 году (см. «Прогноз развития нефтедобычи в США»).

Прогноз развития нефтедобычи в США

Источник: Bentek Oil & Gas Production Monitor, данные на июнь 2015 г.

США не производят значительные объемы тяжелой нефти, поэтому импортируют ее – для загрузки мощностей коксования. Что касается среднесернистых и малосернистых сортов, объемы их импорта незначительны. В 2010 году Штаты импортировали около 100 млн барр/с, а теперь эта цифра составляет порядка 7 млн барр/с.

США нарастили импорт нефти из Канады и Мексики до 800 тыс. барр/с, но прекратили импортировать 3,3 млн барр/с из других стран. Нефти, которая ранее шла в США, приходится искать новые рынки. Рынок Северной Америки перенасыщен нефтью. По некоторым раскладкам, в 2018 году в США избыточное предложение может составить порядка 400 тыс. барр/с.

Рынок должен будет как-то сбалансировать эту ситуацию: либо повысить спрос через разрешение на экспорт нефти, либо увеличить объем переработки на НПЗ. Если этого не сделать, то нужно будет сокращать предложение. Объемы переработки в Штатах уже значительно выросли. Наращивать объемы на НПЗ – это затратно, поэтому логичное решение – выдача лицензий на экспорт.

В 2010 году США были импортерами нефтепродуктов, в 2014 и 2015 гг. страна стала экспортировать более 4 млн барр/с нефтепродуктов. США продолжат экспортировать свои УВ на мировые рынки, и это будет влиять на цены. Тот факт, что в стране около 10 тыс. компаний, добывающих нефть, влияет на цены. Каждый раз, когда цена опускается до $60/барр, производители готовы ответить: либо будут либо снижать добычу, либо добывать быстрее, дешевле и эффективнее. Это будет отражаться на мировом рынке. Эти циклы будут продолжаться.