В конце 2022 г. в “Укрнафте” изменилось управление компанией. Частных акционеров, по существу ранее руководивших добывающим активом, сменили представители Минобороны.
Назначенный директор Сергей Корецкий заверил, что вектор компании не претерпевает существенных изменений: стране нужна нефть и много, а через одну из крупнейших сетей АЗС украинцы получат топливо по доступной цене.
С целью разобраться в планах добычи новой команды, ExPro пообщалась сразу с тремя топ-менеджерами ПАО “Укрнафта”: директором Сергеем Корецким, заместителем директора, главным инженером – Олегом Мальчиком и советником директора по производственным вопросам Владимиром Гришаненко.
– ExPro: Как “Укрнефть” работает в условиях войны?
– ОМ: На сегодняшний день одна из основных проблем с добычей нефти – это веерные и экстренные отключения электроэнергии при угрозах ракетных ударов, во время которых электропоставщики превентивно выключают линии электропередач высокого напряжения 110 кВ на длительное время. И если с добычей газа проблемы энергоснабжения нет – газ благодаря имеющимся природным пластовым давлениям транспортируется наружу и по трубопроводам самостоятельно, то с добычей нефти все кардинально по-другому.
На 90% наших нефтяных скважин добыча нефти происходит благодаря механизированному способу – ШГНи (штанговые глубинные насосы – Ред.) и ЭВНы (электроцентровые насосы – Ред.) и т. п., для которых отсутствие электроэнергии это, по сути, аварийная остановка.
Следует отметить и то, что экстренные выключения отрицательно влияют на работу электромеханизмов насосов, оборудование безвозвратно выходит из строя. После каждого из таких отключений минимум на 2-3 скважинах выходят из строя насосы, и нам приходится организовывать работы по их подъему, спуску новых, ремонту.
Более того, останавливаются газоперерабатывающие заводы, и прекращается подготовка продукции, ее переработка – отсюда проблемы с восстановлением добычи, выходом скважин на нормальные режимы эксплуатации.
Выключение электроэнергии касается больше Востока, хотя эта проблема частично существует и на Западе.
Только за два месяца 2023 г. из-за аварийных отключений электроэнергии мы не добрали 3,1 тыс. т нефти.
– Можно ли как-нибудь исправить ситуацию за счет генераторов?
– СК: Мы просчитывали следующие варианты. Для автономного обеспечения электроэнергией работы инфраструктуры необходимо десятки мегаватт, строить такую инфраструктуру для работы в периоды воздушных тревог и отключения электроэнергии экономически нецелесообразно.
В последнее время ситуация улучшается, отключений стало меньше и добыча пошла вверх.
– Какая сейчас ситуация в добыче, сколько нефти и газа добыто за январь-февраль 2023?
– СК: Нагляднее всего демонстрируют ситуацию показатели суточной добычи нефти, если в прошлом году среднесуточная добыча составила 3 753 тонны, то в марте мы вышли на показатель 3 926 тонн. Это стало возможным за счет ликвидации врезок и проведения капитальных ремонтов скважин.
– Какие планы добычи в этом году?
– СК: Факт прошлого года 1370 тыс. т нефти и 1037 млн. куб. м газа. На сегодняшний день план на 2023 г. 1 447 тыс. т нефти и 1 040 млн. куб м газа. Но, глядя на хорошую работу компании, мы полны оптимизма, и, скорее всего, пересмотрим планы в сторону увеличения.
– За счет чего планируется увеличить добычу нефти и газа? Планируете бурение? Какие приоритетные регионы?
– СК: В планах на этот год бурение трех новых скважин, а также забурки боковых стволов еще на трех скважинах. В приоритете – бурение на Западе, там меньше рисков, учитывая военную ситуацию, хотя будут скважины и на Востоке. Это базовый план по бурению, тот минимум, на который мы ставим себе. Будут неглубокие скважины 1100 – 2200 м, все наклонены. Более того, мы планируем провести сейсмику и по результатам, может быть, пробурим еще одну скважину.
– Бурение планируете проводить собственными силами, будете ли привлекать посторонних подрядчиков?
– ОМ: Да, сейчас повторно проводится анализ объектов интересующих бурение. Бурить планируем собственными станками типа “Уралмаш 3Д-76” и ZJ-40. Они хоть и старенькие, но работающие в удовлетворительном рабочем состоянии и позволяют проводить бурение на небольшие глубины.
Кроме того, усиленно проводим мониторинг и анализ рынка для привлечения как частных, так и государственных посторонних подрядчиков, в том числе и зарубежных, для бурения скважин “под ключ”.
– Будете ли привлекать к сотрудничеству другие компании в качестве партнеров, как это делает “Укргаздобыча” – проект PEC с компанией Expert Petroleum?
– ВГ: У нас будет обширная партнерская программа с привлечением инвесторов не только для бурения скважин, но и разработки целых месторождений. Форма сотрудничества будет несколько иная, чем у УГО, но, по сути, это будет совместная разработка.
Добавлю, что мы восстанавливаем функцию разведки и поиска, которая в последние 10 лет у компании отсутствовала.
У нас есть 89 месторождений и только одно спецразрешение на геологическое изучение, он достаточно велик 200 кв. км. Будем проводить здесь геологоразведочные работы. Так же планируем участвовать в аукционах на новые спецразрешения, ведем переговоры с другими компаниями, имеющими специальные разрешения относительно возможного сотрудничества. Также планируем на наши месторождения, имеющие перспективу доразведки, доразработки и нуждающиеся в значительных капитальных инвестициях, привлекать внутренних и внешних инвесторов. Уже около десятка компаний, преимущественно иностранных, изъявили желание участвовать в таком сотрудничестве.
– В какой форме это будет сотрудничество?
– Мы еще формализуем наши внутренние регламенты и положения, разрабатываем типовые договоры. Конечно, всю информацию разместим на сайте, но будем и самостоятельно обращаться и рассылать предложения потенциальным участникам. Очень важно достучаться до них.
Много лет подряд “Укрнафта” была достаточно закрытой компанией, поэтому теперь нам нужно дать возможность партнерам узнать о возможности сотрудничества, чтобы они могли принять участие: будет ли это сотрудничество по разработке, бурение или поставки – не важно.
СК: Кроме того, мы уже идентифицировали приблизительно 1200 принадлежащих “Укрнафте” скважин, но находятся на чужих лицензионных участках. Это огромный потенциал, но “Укрнафта” не может сама заниматься этими скважинами по причине, которую я указал – они размещены на чужих лицензионных участках. Но мы можем договариваться о сотрудничестве с владельцами спецразрешений.
Так же и у нас кроме 1 800 собственных действующих скважин еще есть 4 300 ликвидированных, в бездействии и т.д. Если провести подробный аудит, то, по нашим оценкам, можно восстановить не менее 10%. По опыту того, как ликвидировались скважины в советское время: тогда сравнивали дебиты наших 5-10 тонн в сутки со скважинами в Сибири и просто ликвидировали. А в 90-х годах просто не было денег и скважины часто не добуривали, не было колонн и т. д. Таких случаев насчитывалось множество и среди наших ликвидированных скважин гарантированно есть следующие. Исходя из современных технологических возможностей восстановления и капитальных ремонтов, на наших и чужих лицензионных участках можно восстановить около 500 недействующих сегодня скважин.
– Зачем “Укрнафте” привлекать к сотрудничеству инвесторов, чего не хватает – технологий, денег, компетенции?
– СК: Здесь нужно смотреть историю. Последние годы компания бурила в среднем по одной скважине в год, в этом году мы будем бурить уже три новых скважины и еще три забура боковых стволов. Но даже это – ничто по сравнению с нашими потребностями и возможностями. Можно все пытаться сделать сами по себе, но можно сделать партнерские проекты и двигаться, а не стоять на месте и бурить в год по одной скважине. Главное, чтобы это было суперпрозрачно и эффективно для “Укрнафты”.
Привлечение к сотрудничеству партнеров для “Укрнафты” – это добыча, это деньги – монетизация наших запасов, которые сегодня под землей.
– Государственная компания “Укргаздобыча” в 2017 году приобрела большое количество новых буровых станков, также часть старых буровых была модернизирована, кроме того, компания привлекала к бурению посторонних подрядчиков. По какому пути пойдет “Укрнафта”, планируете ли вы покупать новые станки?
– СК: Невозможно через месяц или даже за год сделать то, что не делалось годами, не покупались буровые, спецтехника и т.д. Это еще один довод в пользу того, что на первом этапе необходимо привлекать к сотрудничеству партнеров.
Когда мы сможем постичь наши объемы работ по ликвидированным скважинам и бурению новых, тогда будет принято соответствующее решение. Также мы смотрим на рынок, в том числе – на соседние страны, если есть возможность отдать работу на аутсорс, значит, нет смысла все делать собственными силами. Это касается не только бурения, но и всех сервисных работ. Кстати, у нас собственное сервисное подразделение не подчиняется департаменту бурения, потому что это конфликт интересов. Поэтому, я думаю, в течение года мы будем понимать, насколько “Укрнафта” нуждается в обновлении техники.
Логика проста, мы максимально загружаем свои четыре станка и ищем подрядчиков украинских и иностранных. Об обновлении собственного бурового парка на сегодняшний день речь не идет.
– Как компания использует свой флот ГРП? Что у вас с колтюбинговыми установками?
– ОМ: На текущий год мы планировали провести 14 операций ГРП и еще три операции на нагнетательных скважинах по увеличению приемлемости для недопущения остановки действующего высоко обводненного фонда. Это практически полная загрузка нашего колтюбингового флота.
С начала года уже провели две операции, в том числе на нагнетательной скважине с применением уникальной технологии Fly Ash Frac с использованием выносной золы, это отходы работы украинских ТЭС. Такая технология позволяет, по меньшей мере, втрое удешевить стоимость сделки по сравнению с использованием традиционных пропантов. Пока мы используем эту технологию только на нагнетательных скважинах и получаем положительный эффект по приемлемости.
Что касается колтюбинга, то у нас две собственные колтюбинговые установки, на которых недавно закуплены и поменяны трубы (КГТ) длиной более 5000 м на каждую. Установки также, как и флот ГРП, полностью загружены работой по поддержанию операционной деятельности.
– У “Укрнафты” была большая программа по обустройству скважины системой дистанционного контроля, на каком этапе находится проект?
– ОМ: Телеметрия – это, в первую очередь, дистанционное управление работой скважины. Бывает как наземная часть, так и подземная.
Из 500 скважин, которые эксплуатируются благодаря электроцентрочным насосам, уже 269 оборудованы подземной телеметрией.
Также работа 77 скважин, эксплуатируемых глубинными штанговыми насосами, управляется автоматической дистанционной системой управления и мониторинга с наземным блоком. То есть инженер по собственному рабочему месту в офисе осуществляет контроль текущих рабочих параметров скважины и насоса, давлений, температуры и на основании этих данных регулирует и корректирует работу скважины или прогнозирует дальнейшие необходимые работы по ней. Благодаря этой системе мы предупреждаем и исключаем аварийные ситуации с насосами и, соответственно, скважинами, обеспечиваем оперативность реагирования, минимизацию влияния на экологию и оптимизацию своих расходов.
В целом стабильная и безаварийная работа насосного оборудования для нас крайне важна, поскольку 85% всех месторождений ПАО “Укрнафта” находится на завершающей стадии разработки.
– Есть ли проблемы с обеспечением насосов и другого оборудования?
– СК: Да, одна из главных проблем, это то, что 90% глубинного оборудования производилось в России, это производители нефтепромышленного оборудования “Борец”, “Алмаз”, “Бугульминский электронасосный завод”. Сегодня мы переходим на оборудование стандартов API. Сейчас разрабатываем возможность сотрудничества с западными компаниями. Поскольку опыт и экспертиза по разведке и добыче у них на принципиально ином уровне.
Нам нужно в кратчайшие сроки отказаться от российской техники, потому что отсутствие запасных частей делает невозможным ее ремонт. Объективно это дороже, но в долгосрочной перспективе это единственно верный выбор. Есть, конечно, другие варианты, как китайское оборудование, но оно, в большинстве случаев, более низкого качества.
Замена насосов это и экономия электроэнергии, и увеличение межремонтных периодов и увеличение производительности. (Геннадий Кобаль и Александр Сиренко; Expro.com.ua/Энергетика Украины и мира)