Обзор состояния американской газовой индустрии

В последние месяцы поставки американского сжиженного природного газа (СПГ) в Европу несколько сократились. Аналитики объясняют это удорожанием транспортировки из-за опасности для морских путей на Ближнем Востоке, а также наступлением холодов в самих США. Чтобы точнее вникнуть в  ситуацию, я решил сделать небольшой обзор состояния американской газовой промышленности.

1.     Добыча газа

В конце прошлого года четверть американского газа добывалась из традиционных (газовых и нефтяных) месторождений, а остальное – из сланцевых пластов. Трудноизвлекаемые (сланцевые) запасы природного и попутного нефтяного газа образуют в США 7 крупных формаций или провинций. Они показаны на рис.1. Три из них содержат преимущественно природный газ, остальные – нефть с попутным газом.

Рис.1. Расположение сланцевых провинций США

В прошлом году отбор газа из продуктивных пластов США составил без малого 1,3 трлн кубометров. За последние 10 лет он вырос почти в 1,5 раза, это 30% мировой добычи. Крупнейшими газодобывающими штатами являются Техас и Пенсильвания (рис.2).

Рис.2.

Однако не весь этот газ доходит до потребителя. К примеру на Аляске добывается 100 млрд м³, но там он мало кому нужен, а потому 90% газа закачивается в нефтяные пласты для хранения и/или повышения нефтеотдачи. Любопытно, что через некоторое время закаченный газ (за минусом потерь) опять поступает в нефтяные скважины, а потому его можно добывать несколько раз с пользой для радостной статистики.

Там, где быстро растет добыча нефти, часть попутного газа сжигается на факелах. Пять лет назад горело 15 млрд м³/год, сейчас это количество сократилось вдвое. Есть и другие потери, которые трудно учесть. В результате поставки сухого топливного газа в прошлом году составили 1,07 трлн м³.

Почти половина газа отбирается в трех крупнейших сланцевых провинциях: Андарко, Аппалачи и Хайнесвилл (рис. 3). Кратко охарактеризуем каждую.

Рис.3

Провинция Андарко занимает площадь 130 тыс. км² преимущественно в штатах Техас и Оклахома.  В ней выделяют несколько формаций, самой старой из них является Barnett Shale, ее объединили с формациями Вудфорд под названием Андарко. На востоке Вудфорта были обнаружены нефтяные пласты, там продолжается бурение. Максимум добычи газа Андарко в 2019 голу составлял 218 млн м³/сут, с тех пор она снизилась на 12,4%, что соответствует 70 млрд м³/год.

В провинции Аппалачи площадью 480 тыс. км²объединены две формации, Марчеллус и Утика, которые расположены в штатах Пенсильвания, Огайо и Западная Вирджиния. Общие доказанные запасы на конец 2021 года (более поздних данных пока нет) оценивались в 5 трлн м³ (с учетом добытого в 2022-23 г.г. – 4,3 трлн м³). Это крупнейшая газовая провинция США. Отбор газа сейчас находится на максимуме, 1,02 млрд м³/сут,  в пересчете на год - 371 млрд м³. Незначительное снижение (на 4-5%) наблюдалось в 2022 году.

Провинция Хайнесвилл площадью около 30 тыс. км²находится в Луизиане, частично в Техасе; продуктивный пласт там залегает на глубинах 3-4 тыс. м. Он представлен довольно крепкими породами, а потому горизонтальное бурение там сложнее и дороже. Первый максимум добычи был достигнут в 2015 г. Однако, похоже, технические проблемы были решены, потому что добыча газа за последние 7 лет выросла до нынешних 470 млн м³/сут (175 млрд м³/год). Доказанные запасы газа на конец 2021 г. оценивались в 1,1 трлн м³, с учетом последующей добычи остаток составляет 820 млрд м³.  

Из рис. 3 видно, что в последние годы в трех газовых провинциях добыча увеличилась незначительно; Даже в 2022 году, при высоких ценах она  слабо росла из-за ограничения сбыта. Основной прирост выпал на долю нефтегазовых сланцев (рис.4).

Рис.4.

Здесь чемпионом является молодая провинция Пермиан, в которой за 10 лет добыча газа увеличилась в 4,75 раза и достигла 245 млрд м³/год. Но даже на почтенном по возрасту Баккене  рост составил 3,4 раза, а добыча газа в 2023 году – 34 млрд м³.

Здесь проявилось хорошо известное явление: снижение пластового давления при отборе нефти приводит к выделению газа в пласте. А поскольку газ более подвижен, он обгоняет нефть при движении к забоям добывающих скважин.

Нефтяники хорошо знают эти процессы, а для широкой аудитории поясню подробно. Нефть в пласте всегда содержит растворенный газ, чем глубже, тем его больше. Положим, что в каждом кубометре нефти растворено 300 м³ газа. При каком-то более низком давлении (его называют давлением насыщения нефти газом) газ начинает выделяться из нефти. Допустим, что оно равно 240 ат. Тогда уже при 120 ат примерно половина газа из нефти выделится.

Реально скважины эксплуатируются с давлением на забое 20-50 ат. При этом в призабойной зоне будет двигаться уже нефтегазовая смесь с содержанием газа 75-90%. Такая смесь труднее фильтруется, при этом дебит нефти сокращается, а газа – растет.

Лучшей иллюстрацией к нему является изменение со временем газо-нефтяного фактора, это количество газа, поступающего на баррель, кубометр или тонну нефти. Его динамика показана на рис.5.

   

Рис.5.

За прошедшие 10 лет в провинции Игл Форд газо-нефтяной фактор (и без того очень высокий) вырос в 1,5 раза, а добыча газа достигла 75 млрд м³/год. Однако, по мере снижения пластового давления скважины почти полностью переходят на газ, и тогда их отключают. Потому в провинции Баккен в 2021-23 г.г  газонефтяной фактор стабилизировался в интервале 530-590 м³/м³. А в провинции Пермиан (2017-2020) он даже снижался, что связано с интенсивным разбуриванием пластов; новые скважины сначала подают меньше газа. Перейдем к динамике бурения скважин.

2.     Бурение

Количество активных станков бурения на газ показано на рис.6 в сопоставлении с газовыми ценами спот на терминале Генри Хаб.

Рис.6.

Активность бурения, разумеется, следует за движением цен, но и тут, как говорится, три больших разницы. В провинции Андарко бурение упало почти до нуля, негде там бурить на газ. В Аппалачи тоже сокращается, но медленно. А в провинции Хайнесвилл растет, в 2022 году здесь работали, в среднем, 64 станка. Сейчас, правда, осталось 39, но тоже немало.

В нефтегазовых провинциях бурение на газовые зоны весьма слабое, в прошлом году на газ в каждой бурили от нуля до 5 станков. Добычу там обеспечивают скважины, пробуренные на нефть, с растущим дебитом газа. Там тоже бурение сокращается, за исключением формации Пермиан.

3.     Потребление газа

За последние 10 лет потребление газа в США выросло на 21,4% и достигло 914 млрд м³ в год. Часть этого газа используется газовой промышленностью на собственные нужды, для питания перекачивающих компрессоров и технологических установок. Объемы потребления газа в 2022 г. приведены в табл.1.

Таблица 1

Не так уж мало газа уходит в США на нужды газовой отрасли, 9,6%. Более 26% газа идет на отопление жилищ и компаний, разумеется, преимущественно в зимний период. В промышленном производстве (26,4%) газ обычно является сырьем, тут и производство удобрений, и весь набор продуктов газохимии, пластмассы. А самым большим потребителем газа (37,5%) являются газовые электростанции.

Идея эта хороша. Максимум отопительного газа в США используются зимой, а электроэнергии – наоборот, летом. Поэтому правительство, как могло, стимулировало газовую генерацию, которую размещали неподалеку от крупнейших месторождений. В результате потребление газа на выработку электроэнергии за  последние 10 лет выросло в 1,5 раза. В прошлом году введены 16 газовых электростанций общей мощностью 8,6 ГВт, и примерно столько же планируется ввести в следующие 3 года. К этой прекрасной схеме есть только один каверзный вопрос: на сколько лет хватит энергетикам запасов газовых месторождений?…Но об этом позже.

4.     Экспортно-импортные операции  

Как импорт, так и экспорт газа по трубопроводам  через границы с Канадой и Мексикой существует с давних времен. Канада, с ее небольшим населением добывает в год 180 млрд м³ газа и примерно половину экспортирует в США. Треть канадского экспорта компенсируется возвратом в другие районы Канады (приграничная торговля выгодна), а почти 60 млрд м³/год из Техаса уходит в Мексику.

Экспорт американского СПГ начался в 2014 г. и сейчас достиг 120 млрд м³/год. Динамика экспорта газа за 10 лет приведена на рис.7.

Рис.7.

Сейчас на разных стадиях строятся еще 10 заводов СПГ общей мощностью 124 млрд м³/год. Следующие 7 проектов находятся на этапе получения разрешений на экспорт. Но администрация президента Байдена совсем недавно приостановила рассмотрение этих лицензий, вызвав буйное негодование американского бизнеса вкупе с Японией и Европой. Среди них уже третий год дожидается разрешений проект Аляска-СПГ мощностью 40 млрд м³/год с ориентировочной стоимостью $45-65 млрд. В случае получения лицензии на экспорт проект может быть завершен в 2030 г.

Нам осталось только указать получателей американского экспортного газа. Объемы поставок в крупные страны-потребители приведены в табл.2.

Таблица 2

В эти годы основные поставки СПГ из США шли в Европу, и лишь в прошлом году в результате снижения европейских цен несколько подросли объемы поступления в ЮВА. Перейдем к ценам американского газа.

5.     Цены газа

Среднегодовые внутренние цены газа приведены на рис. 8. Вплоть до 2021 г. биржевые цены терминала Генри Хаб были весьма низкими ($72-111), затем произошел подскок в 3 раза (!!!) и возврат обратно. Среднемесячные цены биржи (см.рис.3), на максимуме в августе 2022 г. достигали $311.

Рис.8.

Из рисунка хорошо видно, что газодобытчикам от большого газового пирога достается немного: в конечной цене газа их доля составляет 28%. Магистральный транспорт получает 12%, а 60% уходят городским сетям и сбыту. На пике в августе прошлого года цены поставок муниципальным потребителям изменялись от $263 (Сев. Дакота) до $1337 (Огайо) за 1000 м³, составляя в среднем $820 (!!!). Троекратный рост газовых цен в 2022 году стал серьезным испытанием для газохимиков и энергетиков; впрочем, сейчас цены уже почти вернулись к прежним невысоким значениям.

Изменения цен импорта и экспорта показаны на рис.9.

Рис.9.

Американцы – большие мастера торговли, а потому самый дешевый газ они получают из Канады. Там добыча сосредоточена на юго-западе страны, а промышленный юго-восток Канады получает газ из США подороже, в некоторые годы разница доходила до 40 долларов. Канада строит завод СПГ, но он еще не закончен. Зато дешевый импортный газ в США способствует поддержанию низких цен внутри страны.

Экспорт СПГ до последних лет выглядел очень дешево, но к этой цене надо добавить стоимость транспортировки и регазификации. К примеру, Польша в 2016-19 г.г. получала газ по средней цене $201 за 1000 м³; В ту пору аренда газовозов стоила $40-50 тыс./сут, а потому затраты покупателя на доставку газа не превышали $100 на 1000 м³. А в 2022 г. поставки в Польшу подорожали кратно, достигнув максимума в ноябре (1028 $/1000 м³). К тому же рынок критически страдал от нехватки газовозов, стоимость аренды которых взлетала до $450 тыс./сут.

Даже простое сравнение этих газовых цен указывает на то, что мировой газовый рынок еще неустойчив. Он может стабилизироваться на уровнях $250-300 только в случае постоянного избытка предложения газа. А оно зависит от геологических запасов.

6.     Запасы в недрах

Агентство Энергетической Информации EIA на конец 2021 года оценило общие доказанные запасы газа США в 17,7 трлн м³. На мой взгляд, цифра завышена, данных по 2022 году еще нет. С учетом скачков цен трудности геологов понятны: никто не может обоснованно предсказать дальнейшее движение цен, которое стало критически зависеть от политической обстановки в мире.

Текущие доказанные запасы газа (которые выгодно добывать при нынешних ценах) в провинции Хайнесвилл оцениваются в 820 млрд м³. При нынешней добыче (175 млрд м³) они будут выбраны за 5 лет. Но пока и бурение, и добыча растут.

Запасов провинции Аппалачи (4,3 трлн м³) хватит на 11,5 лет. Здесь бурение сокращается, добыча газа почти стабильна.

По образцам кернов и данным геофизики геологи давно подсчитали, сколько газа содержится в каждом пласте. Но коэффициент газоотдачи (сколько его можно без убытков добыть) определяется только практикой. И опыта такого практически нет.

Единственным примером достаточной выработки газовых сланцев является формация Barnett Shale провинции Андарко с начальными доказанными запасами 924 млрд м³. Коэффициент газоотдачи там был принят 10%. В 2014 г. она была полностью разбурена, началось падение добычи и сейчас, по моей приближенной оценке, добыто 470 млрд м³ газа. Средняя скважина там подает всего-то 3 тыс. м³/сут. В последующие 10-20 лет можно надеяться извлечь еще 120-150 млрд м³, тогда газоотдача составит 6,7%. По геолого-промысловым характеристикам это, бесспорно, лучший пласт американских сланцев: глубины залегания менее 2 км, пористость 6-18%, прослои алевролитов и даже песчаников. В других залежах отдача будет еще меньше.

С другой стороны, для роста текущей добычи есть резервы. В последние 3 года в провинциях Аппалачи и Хайнесвилл пробурено, но не освоено 460 газовых скважин. В нужное время их выведут из консервации. Целая формация Файетвилл с запасами порядка 0,5 трлн м³ простаивает из-за техногенных землетрясений и последующего запрета штата Арканзас на проведение гидроразрыва пласта. Под такой же запрет попала часть формации Аппалачи в штате Нью-Йорк. Но если газ сильно понадобится, запреты снимут.

В силу этих причин я не вижу возможности достоверно оценить американские запасы газа. Нет для этого достаточной информации ни у меня, ни у властей, ни у добывающих компаний. Чисто интуитивно я склоняюсь к величине 12 трлн м³, но пари держать не берусь, может быть и меньше, и больше.

А потому недавний запрет администрации на экспортные лицензии для новых проектов СПГ имеет под собой некоторые основания. Экология тут лишь повод, газ – самое чистое топливо. Но представьте: развернется строительство еще на 200 млрд кубов СПГ, а через 5-6 лет выяснится, что запасы сократились вдвое и придется искать, чем питать недавно созданную газовую генерацию.

7.     Резюме

Четыре года назад я уже делал подобный обзор американской газовой отрасли и пришел к выводу, что на 6-7 лет ресурсами она обеспечена. Вывод этот вполне подтвердился. Но вот что я уже тогда подметил:

Американский экспорт газа находится как бы между двух огней. Если растут внутренние цены газа, он становится невыгодным. А если внутренние цены сильно снизятся, экспорт будет ставить рекорды, но добывающие компании потерпят убытки и снизят добычу. Ситуация рискованна и для продавцов, и для покупателей.

Добыча газа в США по-прежнему сильно зависит от газовых цен. Но сейчас кратно уменьшилось количество информации. Никто уже, как ранее власти Техаса, не публикует данных по добыче скважин и месторождений. Никто, как ранее геологическое управление МВД США, не делает подсчетов запасов целых формаций. Статистика обходится данными компаний. Их сотни, и каждая стремится представить свой бизнес в лучшем виде. Никто не анализирует выработку пластов, коэффициенты газоотдачи, потому что это никому не нужно.

В целом у меня впечатление, что отрасль мчится куда-то, сломя голову, под девизом «Хватай мешки – вокзал отходит». Сейчас цены снижаются, и добыча может упасть. Но резервы роста на ближайшие 4-6 лет есть, и при повышении цен мы увидим еще один небольшой ренессанс.

Вот на этой сложно-переливистой ноте я и закончу свой обзор. Одно могу сказать точно: необратимое снижение добычи нефти в США начнется раньше, чем добычи газа.