Перспективні ділянки та нові підходи до розвідки та розробки: як Нафтогаз збільшує запаси газу (перша частина)

Перспективні ділянки та нові підходи до розвідки та розробки: як Нафтогаз збільшує запаси газу (перша частина)

За останній рік у найбільшій газовидобувній компанії країни – АТ «Укргазвидобування» (входить до Групи Нафтогаз), відбулися значні кадрові та стратегічні зміни. У 2020 році компанія розробила стратегію розвитку ресурсної бази Нафтогазу, на основі якої приймаються управлінські рішення щодо нарощення запасів на нових ділянках та діючих родовищах. Також було кардинально оновлено команду геологів і розробників. Зокрема, на провідні посади запрошено фахівців із досвідом роботи у найбільших іноземних компаніях. ExPro поспілкувалася з Валентином Локтєвим (директором із питань геології дивізіону «Нафтогаз Розвідка та Видобування») та Аскаром Атанаєвим (керівником групи з розробки дивізіону «Нафтогаз Розвідка та Видобування») щодо стану запасів вуглеводнів і перспектив нарощення ресурсної бази Нафтогазу. (перша частина інтерв'ю)

Довгий час вважалося, що «Укргазвидобування» володіє великими розвіданими запасами природного газу, але щороку видобуває лише 3-4% їх обсягу, тоді, як у західних компаніях цей показник становить до 10%. Згодом компанія провела переоцінку власних запасів. Як ви оцінюєте сьогоднішній стан ресурсної бази Нафтогазу?

Аскар Атанаєв: На сьогодні у компанії економічно доведених запасів близько 250 млрд куб. м, що було підтверджено міжнародними аудиторськими компаніями. Цей показник отримано за результатами переоцінки й аналізу проєктів розробки наявних родовищ. Наразі ми продовжуємо виконувати переоцінку запасів окремих родовищ за міжнародною системою підрахунку запасів SPE PRMS. У своїй роботі й надалі плануємо орієнтуватися виключно на такі показники, адже вони є більш точними, і саме обсяг запасів за міжнародною оцінкою є ключовим фактором інвестиційної привабливості компанії.

Крім того, ми маємо оцінити і ресурси компанії, котрі й створюють основні розбіжності, як порівняти запаси за вітчизняною та міжнародною класифікаціями. Адже ці ресурси – це ще десятки мільярдів кубометрів, які слід нарощувати шляхом дорозвідки та буріння свердловин із наступним переведенням їх в економічно доведені запаси.

Як зараз відбувається процес збільшення запасів шляхом дорозвідки, і скільки треба часу, для того щоб наростити запаси на старих родовищах? Адже очевидно, що на це потрібно не так багато часу та зусиль, як на розвідку нових ділянок.

Аскар Атанаєв: Для того щоб нарощувати запаси на наявних родовищах, необхідно в першу чергу забезпечити дорозвідку за допомогою сейсморозвідки та буріння, а також переглянути тиски закидування. Ще одним зі способів нарощування економічно доведених запасів є зниження вартості видобутку та продовження періоду розробки родовища. Основним шляхом продовження «життя родовища» є застосування нових технологій розробки. Ми вже маємо таку практику та надалі продовжимо використовувати передові західні технології на своїх родовищах. Незабаром це дасть змогу наростити запаси вуглеводнів. Це те, що стосується наявних родовищ.

Валентин Локтев: Що стосується геологорозвідки нових родовищ, так званих грінфілдів, то ми наразі маємо 66 нових ліцензій. Із цих ділянок ми обрали 10 найбільших і найперспективніших, на які спрямовуватимемо зусилля. Саме ці 10 ділянок становлять від 60 до 80% всіх наших ресурсів. Наша мета – скоротити період розвідки на перспективних ділянках від звичайних 7-10 років до 2-3, максимум 5 років. Наступне питання – з 2014 і фактично до минулого року в компанії практично не було відкрито нових родовищ, завдяки яким можна було б наростити ресурсну базу. Лише в 2019 році компанія придбала на аукціонах 14 площ і родовищ, а поточного року до числа грінфілдів компанії долучилися Юзівська площа, Чорноморський шельф, а також чотири ділянки, щодо яких підписано угоди про розподіл продукції (УРП). Для того щоб збільшувати ресурси, нам, звичайно, потрібна сейсміка. Ми плануємо інтенсивну програму проведення сейсморозвідувальних робіт і застосування нових технологій. Крім того, ми плануємо переінтерпретувати сейсміку, яку було виконано раніше із застосуванням сучасних методів. Зважаючи на те, що у сейсморозвідці кожні 5 років відбувається технологічна революція, виникає потреба в детальній переобробці наявних сейсмічних даних.

Найголовніше, ми хочемо розвивати наших спеціалістів – геологів, відповідно до міжнародних стандартів, щоб вони періодично проходили міжнародні курси, підвищуючи кваліфікацію. Наша амбіція – створити команду сучасних геологів, що застосовуватимуть нові ефективні програмні продукти та бачитимуть перспективу там, де її раніше не було видно.

На якому етапі зараз Нафтогаз щодо процесу переходу на нову міжнародну класифікацію запасів і ресурсів нафти та газу?

Валентин Локтєв: Запаси основних родовищ ми вже перерахували, і цим показникам довіряють міжнародні інвестори. Якщо говорити про ресурси, то їхню оцінку буде збільшено, зважаючи на те, що Нафтогаз наприкінці 2020 року отримав нові великі активи.

На презентації нової стратегії розвитку Нафтогазу до 2025 року Отто Ватерландер презентував наявний стан ресурсної бази Нафтогазу. Зараз ми спостерігаємо за перевернутою пірамідою щодо кількості ресурсів і запасів. Як правило, нафтогазові компанії мають багато ресурсів, менше запасів і ще менше економічно доведених запасів. А у Нафтогазі зараз все навпаки. Ми маємо багато великих діючих родовищ зі значним обсягом доведених комерційних запасів, а обсяг ресурсів є порівняно малим через те, що впродовж тривалого часу компанія не отримувала нових площ. Крім того, в компанії не було коректного систематизованого підходу до геологорозвідки. Тому наша ціль на найближчі роки – збільшити наші ресурси та перевернути піраміду.

За рахунок чого і як можна здешевити та зробити економічно доцільною розробку «старих» родовищ?

Аскар Атанаєв: Під час розробки наявних родовищ ми маємо два типи витрат: операційні та капітальні. Операційні витрати стосуються видобутку вуглеводнів із діючого фонду свердловин, а капітальні – буріння нових свердловин і дооблаштування промислів. Для оптимізації операційних витрат у нас заплановано програму спеціальних ініціатив, які ми вже розпочали впроваджувати в тестовому режимі та за позитивних результатів масштабуватимемо. Також ми маємо багато ідей і напрацювань, які запозичуємо у міжнародних компаній і відпрацьовуватимемо в межах нового R&D-центру, що буде створено на базі нашого науково-дослідного інституту в Харкові. Тут якраз відпрацьовуватимуть найновіші світові технології, що доцільно використовувати саме на наших родовищах. Тож застосування інноваційних технологій на старих родовищах має в результаті привести до здешевлення видобутку та / чи продовження життя фонду діючих свердловин і родовищ із метою нарощування видобутку в довгостроковій перспективі.

Щодо капітальних витрат, то, як я говорив, йдеться про буріння нових свердловин. Такі свердловини мають розкрити поклади в межах контурів наявних родовищ із залученням у розробку слабодренованих запасів. Ми плануємо здешевити їхнє буріння та намагаємося продумати такий дизайн свердловин, щоб у майбутньому скоротити операційні витрати. Тобто намагатимемося запобігти такі складнощі в роботі, які виникають зараз, і на що витрачаються значні кошти.

Наприклад, наразі виникають проблеми з накопиченням рідини на вибої. Цю проблему ми, як правило, вирішуємо шляхом залучення коштовного обладнання, яким раз на тиждень чи в кращому випадку раз на місяць видаляють воду з вибою свердловин.

Однак для таких випадків можна застосувати нові, більш ефективніші та дешевші технології. Наприклад, спустити спеціальне обладнання в свердловину, яке дає змогу подавати на вибій недорогу піну. Вона спінює воду та забезпечує ефективне її винесення на поверхню, що забезпечує стабільну експлуатацію свердловини. Більше того, цю ідею ми вже неодноразово випробували та плануємо активно впроваджувати у виробництво. На виснажених родовищах це саме те, що нам необхідно за умов дорозробки виснажених родовищ. Досвід використання такої технології мають усі світові компанії, що займаються видобутком. І Нафтогаз – не виняток. Це тільки один приклад із багатьох, які ми плануємо застосовувати на наших родовищах для скорочення операційних витрат.

Що стосується капітальних витрат, тут очевидним є те, що у разі застосування нових недорогих технологій ми можемо зменшувати вартість буріння, що дасть змогу обґрунтувати економічну доцільність буріння нових свердловин на виснажених родовищах, яких так багато в Нафтогазі.

Зараз одним із популярних міжнародних напрацювань в сфері буріння є так зване «буріння на повітрі», за якого швидкість буріння зростає у 2-3 рази та, відповідно, скорочуються витрати на буріння. Цю технологію, як і низку інших, що відомі нам із досвіду використання в міжнародних компаніях, доцільно застосовувати саме на виснажених родовищах. Саме це ми і плануємо робити.

Розробка яких браунфілдів є зараз пріоритетною для компанії?

Аскар Атанаєв: Щодо браунфілдів ми також виділили топ-40 ключових родовищ, у яких зосереджено 93% від усіх залишкових запасів Нафтогазу. Тобто з близько 140 родовищ компанії нами виділено 40, з яких видобувається 90% від загального видобутку природного газу.

Для цих родовищ ми хочемо застосувати «господарський підхід», щоб не розсіювати своїх зусиль на менш перспективні родовища. Таким чином, зосереджуючись, ми плануємо сконцентрувати зусилля компанії на впровадженні сучасних технологій на більш перспективних родовищах.

Це найбільші родовища за запасами чи за видобутком?

Аскар Атанаєв: Це найбільші родовища за запасами. Насамперед тому, що не завжди видобуток родовища корелюється з його запасами. Якщо б ми звертали увагу тільки на показник видобутку, існує велика ймовірність того, що ми могли б відсікти ті родовища, де реально є великі запаси, але через різні обставини видобуток із них був низьким.

А де територіально розташовані ці топ-40 браунфілдів і топ-10 грінфілдів?

Аскар Атанаєв: Щодо браунфілдів, то 37 з 40 родовищ знаходяться на сході України, і 3 родовища на заході України. Щодо грінфілдів, то 9 з 10 площ знаходиться на сході і одна на заході України.

Що змінилося у підході до управління розвідкою та розробкою обраних компанією ключових родовищ?

Аскар Атанаєв: Один із найголовніших напрямів, який компанія ввела в межах впровадження нового підходу до управління процесами розвідки та розробки і який має зробити суттєвий прорив у цій галузі, – це створення 3D-моделей родовищ. Це must have у розробці родовищ для західних країн. Тобто це той мінімум, що необхідний для ухвалення технічних та управлінських рішень. Наразі ми намагаємося швидко «наздогнати» західні компанії в цьому плані. Так, вже створено 25 3D-моделей родовищ, з яких 20 вже «працюють» на повну та відтворюють всю історію розробки родовища (history matched).

Ці моделі дають можливість нам побачити всю історію розробки родовища в тривимірному просторі, відслідковувати кожну свердловину й аналізувати динаміку залишкових запасів, а також ухвалювати рішення щодо буріння нових свердловин. Найголовніше, завдяки цим моделям, ми зможемо максимально ефективно з меншими ризиками планувати дорозробку всіх ключових 40 родовищ.