Один для всех
Ведущим трендом XXI века стала глобализация рынков, в том числе энергоресурсов. Благодаря развитию технологий, транспорта, связи, локальные и региональные рынки нефти и газа все более теряют границы. Одновременно увеличивается международная кооперация: сложные нефтегазовые проекты, как правило, требуют большого числа участников, зачастую из разных стран.
Вместе с тем, ужесточается конкуренция между странами-производителями нефти и газа. Россия в последние два десятилетия отстаивает свои традиционные рынки сбыта, также борется за новые - в первую очередь, Китай и другие страны АТР. Для поставок нефти и газа в Поднебесную построены два мощных трубопровода: ВСТО и «Сила Сибири». При этом увеличены газотранспортные мощности и западном направлении («Северный поток» и последующие проекты «Газпрома»). Построены новые нефтеналивные терминалы (Усть-Луга, Козьмино и другие). Российские «Газпром» и «НОВАТЭК» стали производить и поставлять на международные рынки сжиженный природный газ (СПГ).
Важным вызовом стала американская «Сланцевая революция», которая превратила США из экспортера в нетто-импортера газа и серьезно перекроила рынок энергоресурсов. Страны-потребители получили возможность заключать контракты на более выгодных условиях (что не в пользу «Газпрома»), стали расти объемы спотовой торговли «голубым топливом».
В соперничестве поставщиков углеводородного сырья в ход идут жесткие меры: ценовые войны, санкции и ограничения. Так, введенные с 2014 г. санкции США и ЕС ограничили доступ российских нефтегазовых компаний к западным технологиям и рынкам капитала и, как следствие, сорвали ряд важных для РФ проектов - в частности, по разработке арктического шельфа.
Положительный момент: санкции стимулируют российские компании и их партнеров разрабатывать свои технологии, оборудование, ПО. В случае успешного решения этой задачи Россия на глобальном энергетическом рынке сможет взять также роль поставщика инноваций, а не только сырья.
Глобализация также усиливает зависимость всех его участников друг от друга и делает многие угрозы общими. Ярчайший пример - пандемия COVID-19, которая отправило мировое потребление нефти и газа в «свободное падение», последствия чего пока не вполне предсказуемы.
Эпоха «трудной» нефти
Внутри страны российский нефтегаз столкнулся с сокращением запасов. По подсчетам Минэнерго, нефти в России хватит как минимум на 30 лет, а газа — на 50 лет. Но при этом сырьевая база, главным образом по нефти, ухудшается.
В ключевом для отечественной «нефтянки» регионе - Западной Сибири в 2008-2018 гг. добыча упала на 10%, хотя объемы бурения росли. За последние десять лет дебит новых скважин в регионе снизился в среднем на 34%, а обводненность выросла с 33% до 50% (данные Минэнерго).
За новыми запасами нефтяникам приходится двигаться в необжитые регионы с крайне суровым климатом на севере и востоке страны. До 2014 г. большие надежды возлагались на шельфовую добычу, в том числе в Арктике, однако падение нефтяных цен и санкции вынудили отложить ряд намеченных проектов «в долгий ящик». Добыча в Арктике ведется только на Приразломном месторождении «Газпром нефти».
Впрочем, продолжается добыча на трех шельфовых проектах у берегов о. Сахалин. Есть новые крупные открытия: месторождения «Нептун» и «Тритон» «Газпром нефти» в Охотском море, «Победа» «Роснефти» - в Карском. «ЛУКОЙЛ» работает на Балтике и Каспии.
Определенный «запас прочности» сохраняют и традиционные районы нефтедобычи. Нефтяники пытаются поддерживать добычу повышением нефтеотдачи на браунфилдах, вводом оставшихся залежей, а также вовлечением в разработку нетрадиционных запасов: баженовской и тюменской свиты, ачимовской толщи, битумной нефти. Это дает определенный результат. Так, в ХМАО-Югре (42% российского производства нефти в 2019 г.) в последние два года добычу сумели стабилизировать на уровне 235-236 млн тонн.
О трудноизвлекаемых запасах (ТрИЗ) следует сказать отдельно. Согласно оценкам Минэнерго, доля таковых в общей структуре нефтяных запасов достигает 65%. При этом во всем мире добыча из нетрадиционных залежей растет - еще один важный отраслевой тренд. В России на ТрИЗ приходится около 7% добычи, но крупнейшие компании работают над технологиями, которые позволят увеличить производство.
В особом фокусе находится поиск рентабельных способов разработки баженовской свиты, добыча этой нефти могла бы дать «второе дыхание» Западной Сибири. Прогнозные оценки геологических запасов бажена огромны - 18-60 млрд тонн. «Газпром нефть» обещает достигнуть уровня рентабельной добычи уже в следующем году. К настоящему стоимость добычи тонны баженовской нефти снижен до 16 тыс. руб. за тонну по сравнению с 30 тыс. руб за тонну в 2017 г.
Новые технологии добычи
Реализовывать многие сложные upstream-проекты стало возможным за счет внедрения передовых технологий. Особую роль последнее десятилетие в добыче играют горизонтальное бурение и гидравлический разрыв пласта (ГРП). Обе технологии заимствованы на Западе, хотя подобные операции проводили еще в СССР.
По данным прошлогоднего исследования Deloitte, в 2013-2018 гг. доля горизонтального бурения в российской «нефтянке» выросла с 21% до 48%. На будущее прогнозируется дальнейший рост.
Сегодня нефтяники строят технологически сложные скважины с двумя и более окончаниями, в том числе скважины типа fishbone. Для шельфа бурят скважины со сверхдлинным отходом от вертикали, позволяющие вести подводную добычу с берега. Все чаще применяется ГРП, хотя еще семь лет назад президент Владимир Путин называл гидроразрыв «достаточно варварским способом» - из-за вреда экологии. Ведутся операции высокоскоростных и большеобъемных ГРП, многостадийных (до 30 стадий), отрабатывается технология повторного МГРП.
ГРП (обычно в сочетании с горизонтальным бурением) активно применяется для увеличения нефтеотдачи, а также разработки нетрадиционных отложений ачимовской толщи, тюменской и баженовской свиты. При этом нефтегазовые и сервисные компании формируют собственные подходы. Ведется подбор наиболее эффективных составов жидкостей, реагентов, цементов, разрабатываются новые образцы отечественного бурового оборудования и др.
Интеллектуализация и цифровизация
Последнее десятилетие в отечественной нефтегазовой отрасли отмечено активным внедрением «умных» технологий. Бурение и эксплуатация тех же многоствольных или сверхдлинных горизонтальных скважин было бы невозможно без высокотехнологичного оборудования, многочисленных датчиков, и специализированного ПО, непрерывно собирающего и интерпретирующие данные.
Первые интеллектуальные скважины в России были построены во второй половине «нулевых». На шельфах и в труднодоступных районах запущены несколько «умных» месторождений, оснащенные мало- или безлюдным технологиям.
Внедрение цифровых технологий происходит во всем нефтегазе - от разведки до сбыта. Высокую эффективность «цифра» показывает в геологоразведке (например, «Газпром нефть» по итогам цифровой обработки геоданных нашла новые пласты углеводородов на Вынгапуре). Активно внедрение автоматизации, а теперь и цифровых технологий идет в переработке. Передовым технологиям «поручается» контроль над безопасностью, подбор оптимального режима работы оборудования и т.д. Охрану трубопроводов и других объектов все чаще доверяют дронам и специальным системам. В сфере сбыта развиваются электронные сервисы для клиентов компаний.
Следующий шаг - переход от отдельных «умных» технологий к полномасштабной цифровизации компаний «от скважины до заправочного пистолета», а затем и отрасли в целом. Считается, что цифровизация увеличит эффективность производственных процессов, позволит гибче и быстрее реагировать на требования рынка, и, в конечном итоге, снизит издержки компаний. Кроме того, цифровизация повысит прозрачность и управляемость отрасли. Однако это потребует от компаний трансформации всего бизнеса.
Рост СПГ
Главный фактор, перекраивающий газовый рынок - мировой рост производства и торговли СПГ. По данным BP, в 2018 г. на сжижение было направлено уже 11% мировой газодобычи. В российском Минэнерго ожидают, что к 2025 г. доля СПГ в общей торговле «голубым топливом» вырастет до 51%, а к 2040 году – до 70%, в результате чего мировой газовый рынок станет глобализированным.
Сегодня лидерами рынка выступают Катар, Австралия, Норвегия, Канада, Россия и США. РФ пока располагает двумя многотоннажными предприятиями по сжижению газа - завод в рамках проекта «Сахалин-2» (подконтролен «Газпрому») и «Ямал СПГ» («НОВАТЭК»).
Перед российскими компаниями поставлена задача в ближайшие 15 лет войти в тройку лидеров по поставкам СПГ. «Одной из целей энергостратегии является развитие производства СПГ и увеличение доли России на мировых рынках с 8% до 15-20%. Наши мощности уже достигают 30 млн тонн, к 2035 году мы можем выйти уже на производство от 80 до 140 млн тонн в год», - говорил в начале апреля министр энергетики РФ Александр Новак в эфире телеканала «Россия 24».
Это станет возможным после запуска новых заводов, которые собираются строить «НОВАТЭК», «Газпрома» и «Роснефть». Ближе всего к реализации «Арктик СПГ-2» «НОВАТЭКа». Важно, что компании работают над российскими технологиями сжижения (действующие заводы работают по западным).
Согласно прошлогоднему прогнозу Центра стратегических и международных исследований в Вашингтоне, у России есть все шансы через десятилетие войти в тройку лидеров по сжижению газа. Однако, полагают американцы, ее будут опережать Катар и США.
«Зеленое» будущее
Параллельно с истощением запасов углеводородов в мире усиливается тренд на использование экологичных видов топлива возобновляемых источников энергии (ВИЭ).
Пока в общей структуре мирового спроса на энергоносители лидирует нефть с долей 31,5%, у газа - 23%. По прогнозам МЭА и ОПЕК, в 2040 г. нефть и газ будут основными видами топлива.
Доля новых источников энергии (солнца, ветра, биомассы и воды, не считая генерацию ГЭС) в мировом энергобалансе пока исчисляется единицами процентов, но многие прогнозы говорят о будущем росте. Так, в МЭА полагают, что совокупная мощность альтернативных энергоносителей в мире к 2024 г. вырастет на 50%
Заранее готовясь к окончанию «нефтяной» эпохи, крупнейшие нефтегазовые компании мира в последние годы наращивают инвестиции в альтернативную энергетику. В первую очередь, это европейские Shell, Total, ENI, BP и Equinor (последняя отказалась от своего прежнего названия Statoil во многом как раз из-за «смены курса»). К 2030 г. инвестиции в ВИЭ могут занять до 20% от общих инвестиций крупнейших мировых нефтегазовых компаний, прогнозирует KPMG.
Российские игроки тоже занимаются ВИЭ, но пока не особенно активно. Чаще всего речь о использованием солнечных батарей и ветроустановок для энергообеспечения объектов компаний. Самые крупные проекты расположены за рубежом. Так, «ЛУКОЙЛ» владеет несколькими фото- и ветроэлекростанциями в Румынии и Болгарии. На сайте компании поясняют, что используют «благоприятные условия в странах, где государство оказывает поддержку в этой области».
