«Мы не знаем нефти, которую добываем». Что именно США получают из сланцев
Возможное увеличение объёмов экспорта нефти из США — тема, на первый взгляд не такая интересная, как будущий экспорт сжиженного газа. Ведь в случае газового экспорта на рынок действительно выйдут дополнительные объёмы газа. Но по части нефти США ещё долго будут оставаться импортёром, а значит, рост экспорта нефти означает и увеличение импорта, то есть по сути — это обмен, без изменения мирового баланса предложения. Конечно, кое-какие интересные аспекты есть и здесь: разница во внутренних и мировых ценах, различия в сортах импортируемой и экспортируемой нефти.
Но всё это явления второго плана. Наиболее интересный аспект экспорта, на наш взгляд, связан с тем, что будущие разрешения на экспорт окажутся увязаны с составом нефти. А так как на экспорт пойдёт нефть из сланцевой добычи, этот сюжет позволит лучше узнать состав нефти, получаемый на сланцевых полях. Ведь вопросов здесь по-прежнему остаётся много.
Обсуждать перспективы масштабного экспорта нефти мы начали ещё в июле, после того, как двум компаниям (Enterprise Product Partners и Pioneer Natural Resources) в порядке эксперимента разрешили экспортировать из США нефть — а точнее, самые лёгкие её сорта, т.н. конденсат (первую серию материала можно посмотреть тут: Правда о 40 градусах. Почему США хотят экспортировать нефть, оставаясь её импортёром). Для этого компаниям пришлось подвергнуть эту нефть первичной обработке, чтобы согласно правилам экспортировать разрешённые к вывозу нефтепродукты. Уже тогда многие компании задавались вопросом: зачем вообще нужно разрешение, если экспортируется (пусть и формально) нефтепродукт.
И вот 4 ноября стало известно, что сырьевой гигант BHP Billiton договорился о продаже партии в 600 тыс. баррелей, не дожидаясь экспортного разрешения и ссылаясь как раз на тот факт, что их продукт прошёл первичную переработку, в то время как под запрет попадает экспорт сырой нефти.
Нужен ли экспорт: «за» и «против»
Как отреагируют регуляторы на подобный подход? И готовы ли США сделать такой экспорт массовым явлением?
Как и в случае экспорта СПГ, в самих Штатах пока нет консенсуса по этому поводу. Как и в случае экспорта СПГ, стоит ожидать достаточно длительного периода исследований вопроса, а после чего — если положительное решение об экспорте будет принято — строительства необходимых мощностей (об этом — ниже), хотя здесь всё будет несколько проще, чем в случае заводов по сжижению газа.
Напомним, что для экспорта нефти на фоне продолжающегося импорта существует несколько причин.
Во-первых, разница в цене между внутренними ценами на нефть и мировыми. Если внутренние цены вырастут до уровня мировых, то это, с одной стороны, может привести к подорожанию бензина и дизтоплива внутри страны (хотя не все согласны с такой трактовкой: по одной из версий, цены снизятся). Но с другой стороны, экспорт увеличит рентабельность сланцевой добычи и позволит вовлечь новые ресурсы, что снизит зависимость от импорта нефти и поддержит экономику. По крайней мере, такова аргументация сторонников экспорта. Правда, за последние месяцы на фоне падения цен на нефть снизился и спрэд между WTI и Brent, но и сейчас он составляет около 6 долл. за баррель.
Во-вторых, столько лёгких компонентов (а рост добычи сейчас идёт во многом за счёт них) не могут переработать НПЗ, заточенные под средние и тяжёлые сорта нефти. Хотя здесь своё слово уже сказали переработчики, которые обещают к 2020 году нарастить мощности для переработки лёгких сортов нефти на 3–4 млн баррелей в день, в то время как недавнее исследование EIA прогнозирует, что к этому времени добавится только около 1 млн б/д такой переработки.
Правда, и самим Штатам столько лёгких компонент нефти может не понадобиться, но и тут есть аргумент в пользу того, чтобы перерабатывать нефть у себя: экспорт нефтепродуктов — дело достаточно выгодное, и уже сейчас около 3 млн баррелей в день США экспортируют.
Так или иначе, борьба, как и в газовой сфере, идёт традиционно между перерабатывающими компаниями (намеренными блокировать экспорт) и добытчиками, которые уже организуются в группы для лоббирования нефтяного экспорта.
На все эти факторы накладывается политический аспект. Барак Обама заинтересован в низких ценах на автозаправке, что в первую очередь почувствует избиратель. В свою очередь, республиканцы традиционно имеют тесные связи с нефтедобытчиками, заинтересованными в экспорте. Дополнительный фактор здесь — это результаты промежуточных ноябрьских выборов в Конгресс, где усилились позиции республиканцев. Это говорит в пользу укрепления лоббистских возможностей сторонников нефтяного экспорта.
Пока же текущий экспорт нефти, проходящий через систему исключений (есть исключения для Канады, кроме того, продолжают экспорт конденсата и две компании, получившие пробное разрешение), вырос с ещё недавно стабильных 250 тыс. баррелей в день до 400 тыс. б/д. Кроме того, с Аляски, которая также выведена из-под экспортного запрета (с 1996 года), судно с 800 тыс. баррелями нефти на борту было отправлено на южнокорейский НПЗ, впервые с 2004 года.
Внимание к «сплиттерам»
Но даже если экспорт лёгкой нефти будет разрешён, то возникнет необходимость в тех самых мощностях по первичной переработке нефти. Проблема, однако, заключается в том, что пока неясно, какой тип переработки будет необходим для формального превращения нефти в нефтепродукты в случае «отмашки» на масштабный экспорт лёгкой нефти. Каким образом переработан конденсат, который двум компаниям в порядке эксперимента разрешили экспортировать летом, осталось необнародованным, хотя известно, что он пропускался через ректификационную колонну.
Самый простейший вариант — это установки по стабилизации конденсата, которые стоят дёшево, возводятся быстро, а операционные расходы на переработку составляют 0,5–1 долл. за баррель.
Но сейчас в США запланировано строительство т.н. «сплиттеров» для переработки конденсата, представляющих собой фактически «одинокую» ректификационную колонну, то есть не интегрированную, как на нефтеперерабатывающем заводе, с другими установками.
Разумеется, строительство таких «сплиттеров» окажется намного дороже установок стабилизации конденсата, время строительства составит годы, а стоимость переработки также окажется выше — 1–1,5 долл. за баррель. Но скорей всего, именно такой вариант будет необходим для экспорта.
Сейчас в США функционирует только один «сплиттер» (на 75 тыс. баррелей) в Техасе. Но только на побережье Мексиканского залива запланировано построить такие установки общей мощностью не менее 0,375 млн баррелей в день. Правда, пока многие из них находятся на стадиях проектирования или принятия инвестиционного решения.
Проблема переработки лёгкой нефти/конденсата напрямую связана и с его стабильностью для транспортировки. Наделавшие много шума взрывы в железнодорожных цистернах из Северной Дакоты (где и находится месторождение Bakken) оказались связаны именно с недостаточным или некачественным отделением из неё летучих компонент.
Так или иначе, ещё пять «перегонных аппаратов» мощностью 20 тыс. б/д каждый (то есть в сумме ещё на 100 тыс. баррелей в день) на месторождении Bakken планирует построить компания Quantum. Как считается, они будут востребованы для решения сразу двух задач: как повышение безопасности транспортировки, так и обеспечение минимального уровня переработки для будущего экспорта.
«Мы не знаем нефти, которую добываем»
Дополнительную путаницу в не совсем очевидную картину создаёт и тот факт, что конденсат — понятие очень размытое. Напомним, изначально конденсат (или газоконденсат) — это, по сути, сопутствующие природному газу компоненты, конденсирующиеся из него при нормальных температуре и давлении, после того как газ попадает на поверхность земли. Формально, при нормальных условиях жидкостями являются вещества состава С5 (то есть молекулы с пятью атомами углерода) и выше, в то время как пропан (С3) и бутан (С4) — ещё газы. Но и они могут частично растворяться в выделяющемся конденсате. Поэтому в России отдельно выделяется стабильный газовый конденсат, очищенный от летучих компонент.
При определённых условиях конденсат может добываться и из нефтяных скважин.
В американской классификации существует т.н. «lease condensate», получаемый из нефтяных скважин и учитываемый вместе с нефтяной добычей. Официально считается, что учитываются вместе с нефтяной добычей именно жидкие компоненты (С5+). Но в какой степени такой конденсат стабилизирован перед учётом — остаётся под вопросом; мы, в частности, видим это по историям с взрывающимися цистернами на Bakken. Понятия «стабильный» и «нестабильный» конденсат в США в явном виде не применяются.
Кроме того, остаётся собственно газоконденсат (то есть конденсат из газовых скважин), который в США классифицируется как Natural Gas Liguids (NGL). Большей частью состоящий из компонент С2–С4, но также содержащий и С5+ (на уровне 10–15%). Любопытно, что NGL также идут в США по разряду «жидких топлив» (хотя по сути ими не являются), что позволяет усиливать и без того, нужно признать, неплохие успехи в росте нефтяной добычи.
Тем не менее, в некоторых случаях, обсуждается и нестабилизированный конденсат, содержащий компоненты С3-С4. Так, по приведённым в материале оценкам, конденсат при перегонке позволяет получить около 60–70% продуктов, классифицирующихся как нафта, остальное — сжиженные углеводородные газы.
Если читатель несколько запутался в особенностях классификации, учёта лёгких фракций нефти, путей их доставки и переработки, в этом нет ничего особенного. Скорее, так и должно быть. Полного понимания в терминологии и классификации нет и у ответственных лиц в самих США. «Что такое конденсат — толком непонятно, — заявил глава американского управления энергетической информации Адам Семински, указывая, что нет официальных стандартных определений для понятий «переработка», «ректификационная колонна» или даже просто «перегонка». Более того, чиновник отметил, что остаётся неясным, сколько конденсата экспортируется и сколько производится внутри страны.
В свою очередь, американское Министерство торговли отправило компаниям, намеревающимся получить разрешения на экспорт нефти, вопросы. Компаниям предложено предоставить описание конденсата — до и после переработки. Как и ожидалось, основным критерием для принятия решения будет относительная плотность нефти (то есть будет определён порог, с которого лёгкие нефти можно будет экспортировать). Неясным остаётся вопрос, на какой стадии будет измеряться эта плотность — на скважине или в экспортном порту. Как видно из представленных вопросов, о которых более подробно можно прочесть по указанной выше ссылке, Министерство хочет получить очень подробную информацию по переработке, составу, рынкам и ценам на все обсуждаемые компоненты нефти.
Сколько конденсата уже есть и сколько его будет
Несмотря на то, что путаница в определениях сохраняется, а точная картина не ясна даже американским регуляторам, некоторые прикидки, конечно, существуют. Согласно этим оценкам, добыча конденсата в США составляет около 0,9–1 млн баррелей в день, т.е. около 12% всей добычи. Из этих объёмов около 300 тыс. баррелей в день приходится на Eagle Ford, где большое число скважин выдают именно конденсат.
Но добыча на Eagle Ford растёт. По прогнозам МЭА, в 2015 году на конденсат придётся около трети из добычи Eagle Ford — то есть 550 тыс. баррелей в день из 1,6 млн. Растёт и добыча на Bakken, где также много лёгкой нефти.
Плюс к тому уже упоминавшиеся NGL. Сейчас это около 3 млн баррелей в день. Из них 400 тыс. баррелей компонент С5+. Рост добычи NGL связан с тем, что компании переходят при бурении на газ с «сухого» на «жирный» (то есть содержащий конденсат) газ, так как это экономически выгодно. Этот процесс будет продолжаться, кроме того, ожидается увеличение и абсолютных объёмов добычи газа, что приведёт и к росту объёмов NGL.
Кроме того, существует ещё один фактор. Его рассмотрел российский эксперт А. Хуршудов на примере месторождения Eagle Ford. При эксплуатации нефтяных скважин давление в продуктивных пластах падает. Растворённый в нефти газ переходит в свободное состояние. Скважины начинают фонтанировать газом и конденсатом. Процесс этот только начался. В перспективе это приведёт к некоторым проблемам для сланцевой добычи нефти. Но в контексте нашего сюжета такой поворот событий говорит в пользу того, что доля конденсата в сланцевой добыче начнёт расти быстрее общей добычи и превысит запланированные (в случае Eagle Ford) 30%.
Из вышесказанного ясно, что доля лёгких и сверхлёгких нефтей и их компонентов в американской добыче будет расти и в абсолютных и в относительных значениях. Хорошо это или плохо? Проблема ли это или дополнительный «бонус»? Ведь лёгкие нефти часто оказываются и дороже тяжёлых.
Сверхлёгкая нефть пока в цене. Надолго ли?
Самый простой вопрос и возможная проблема — не скрываются ли в объёмах нефтяной добычи (пусть и сверхлёгкой нефти) определённые количества пропана и бутана?
Что касается главного — т.н. сверхлёгкой нефти — конденсата с преобладанием компонент типа С5, то такой товар действительно востребован на рынке.
Правда, лёгкая нефть с того же месторождения Bakken (Северная Дакота) в США торгуется несколько дешевле WTI (при том, что WTI и заметно тяжелее). Но здесь однозначно утверждать, что проблемы связаны со «скрытыми недостатками» нефти из Северной Дакоты, нельзя. Вполне может сказаться избыточность внутреннего предложения сверхлёгких нефтей на фоне экспортных ограничений.
Но если эти ограничения отменят, как будут развиваться события дальше?
Сейчас ситуация на мировом рынке складывается таким образом, что лёгкие компоненты нефти оказываются востребованными по хорошей цене, часто превышающей цены на традиционную нефть.
Это связано в первую очередь с ростом азиатских нефтехимических производств, где нефтепродукты типа нафты становятся сырьём для производства полиэтилена, других полимеров и продуктов нефтехимии. Но нефтехимия всегда играла умеренную роль в общем объёме потребления нефти. И если этот рынок насытится, то насколько востребованными будут новые объёмы лёгкой нефти на традиционном нефтяном рынке?
Эти компоненты могут быть использованы для блендирования при производстве бензинов. Но здесь опять-таки есть естественные ограничения.
К тому же, весь рост спроса в Азии (которая фактически уже и формирует весь рост спроса на нефтепродукты) придётся не на бензин, а на дизельное топливо.
Всё это говорит в пользу того, что в какой-то момент на рынке может оказаться переизбыток конденсата.
Тем более что рост добычи лёгкой нефти, конденсата, да и углеводородных газов ожидается на Ближнем Востоке, который может добавить сюда ещё несколько млн баррелей в день.
Да и в нашей стране наблюдается переход на добычу жирного газа, что в свою очередь также приведёт к увеличению предложения лёгких фракций нефти.
Экспорт из США ещё не начался, но уже сейчас появляются конкуренты американской сверхлёгкой. Конденсат с Ближнего Востока (Иран, Катар), а также из Австралии может оказаться более удобным вариантом — и по логистике, и по цене. Например, Иран продаёт конденсат в Китай со скидкой к ближневосточным сортам нефти в 5–8 долл. за баррель.
В таком случае, США нужно торопиться, чтобы занять место на рынке. Это, кстати, может стать одним из аргументов в пользу того, чтобы не затягивать процесс так же долго, как с экспортом газа, и принять решение в сжатые сроки.
Но для нас, как уже отмечалось, наиболее интересным аспектом является информация о составе добываемой на сланцевых месторождениях нефти. Конечно, было бы неправильным делать избыточные выводы и ставить знак равенства между конденсатом и сланцевой нефтью. Достаточно напомнить, что рост добычи в США подтверждается и снижением импорта традиционной нефти. В то же время, разнообразные приписки здесь не исключены. Американская статистика, как известно, любит по возможности приукрашивать ситуацию.
А в данном случае это связано и с объективными причинами — неполным пониманием общей картины рынка. Необходимость принятия решения по экспорту нефти вынуждает регулятора эту картину составить и, будем надеяться, обнародовать. Остаётся только немного подождать.
Александр Собко
Источник: cont.ws.
Рейтинг публикации:
|
