Юрій Нагорняк: «Ми підбираємось до важкодоступних щільних колекторів»

Юрій Нагорняк: «Ми підбираємось до важкодоступних щільних колекторів»

Про те, як підвищення ефективності управління, нові технології та фінансові ресурси відкривають нові горизонти видобутку вуглеводнів Expro розповів директор з видобутку АТ «Укргазвидобування» Юрій Нагорняк 

Юрій Нагорняк, директор з видобутку АТ «Укргазвидобування»

З початку створення «Укргазвидобування» структура компанії була проста: БУ «Укрбургаз», видобувні філії, та ще кілька спеціалізованих структур. В 2016 р з’явилась окрема структура «УГВ Сервіс». Чому виникла ідея виділення цієї структури і яка її функція?

УГВ мала досить класичну радянську структуру газовидобувної вертикально-інтегрованої компанії. Структура мала сенс у минулих системах, але upstream, як бізнес, у період з 2010р почав дуже стрімку еволюцію. Така трансформація стала результатом розвитку технологій і, зокрема, прогресу у МЕМС електроніці і, відповідно, в геонавігації, в управлінні траєкторією свердловини в режимі online – стало можливим масово, швидко і безаварійно бурити горизонтальні стволи. Саме це кардинально змінило галузь! Ще у 2008р, будь-який технічний спеціаліст сказав би вам, що горизонтальне, похило-направлене буріння це складно, дорого, і ризиковано.

Досягнення в розвитку мікроелементної бази стали революційними: в США горизонтальне буріння стало нормою, сумарна довжина горизонтальних стволів виражається мільйонами метрів. Змінився дизайн самої свердловини. Це все стало поштовхом до еволюцій в операціях з ГРП. Особливо, бурхливо розвивалась як техніка так і технології колтюбінгу.

Вже в 2013р стало зрозуміло, що технічна революція у upstream завершилась. Коли ми попросили одну з компаній у США надати комерційну пропозицію на колтюбінгову установку певного класу, яку ми використовували на своїх родовищах, нам відповіли, що подібну «класику» вони вже не виробляють, бо на таке «ретро» немає попиту.

Зараз вони виробляють так звані «монстр траки», які використовують 89 мм ГНКТ, що здатна проходити в горизонтальні стволи значної довжини, та загалом дозволяє використовувати більш довершені технології. Тобто, ту техніку, яку ми використовували і використовуємо на наших родовищах, вже навіть не виробляють. В свою чергу, американські виробники в 2013р не просто перевернули сторінку, а і завершили розділ, дописали книгу, і пішли далі.

Що ви привнесли в УГВ?

Я прийшов в АТ «Укргазвидобування» виключно як спеціаліст з підземних операцій. Коли ми, під час отримання оферти по приєднанню до команди УГВ, спілкувались з Олегом Прохоренко, головою правління УГВ та Олександром Романюком, першим заступником голови правління-виконавчим директором УГВ, то я робив акцент на тому, що у світі немає експертизи і спеціалістів, які можуть рівнозначно розбиратись одночасно у підземних, наземних, і інших операціях, як це було прийнято раніше в УГВ, коли головний інженер брав на себе всі ці функції.

На той момент, я запропонував взяти за основу західну модель: upstream, midstream, downstream. Як спеціаліст з upstream, я очолив дирекцію з видобутку, яка була сформована в рамках такого поділу. На той час це стало першою трансформацією структури УГВ. До моєї компетенції відносились всі інтервенції у свердловині: ремонт, ГРП, колтюбінг і буріння, які є основною моєю практикою. Другу трансформацію підказали співробітники УГВ. У кожному з видобувних підприємств у системі УГВ були цехи капітального ремонту свердловин (КРС). Наявність цехів КРС в структурі видобувних підрозділів було невиправданим з точки зору бізнесової логіки.

Вони мали бути розділені: щоб одні відповідали за видобуток, а інші за виконання операцій на свердловинах. Між ними мав би бути конфлікт інтересів, змагальність, або іншим словами, система, що могла б мотивувати видобувати додаткові кубометри газу. Крім того, у кожному з підрозділів була власна система звітування, контролю, польових звітів тощо, що не піддавалося інтеграції і вимагало стандартизації.

Відзначу, що на той час «під парканом», - в прямому сенсі, - лежали флот ГРП та колтюбінгу. До того ж один з колтюбінгів чомусь був у виконанні для робіт на морі. У Полтаві, мені сказали: «Ми його не знаємо! Що нам з тим морським колтюбінгом робити?». Було зрозуміло, що досі в УГВ не було як повноцінної диверсифікованої сервісної компанії, яка б фокусувалась на проведенні інтервенцій в свердловинах, єдиною особливістю якої, була б висока якість, і швидкість виконання роботи.

Тоді ми запропонували план реформування підрозділів компанії. Ця програма була підтримана керівництвом і ми її реалізували у доволі стислі терміни – приблизно за півроку.

Це стало системним стресом, але ми все ж створили сервісну компанію, яка за структурою схожа, наприклад, на «Бєлоруснєфть», або на Schlumberger.

Тобто створили типову компанію, яка пропонує лінійку сервісів. В «УГВ-Сервісі» чітко окреслили межі розділу напрямків операцій: окремо КРС, окремо колтюбінг і окремо ГРП. До речі, флот ГРП був при «Укрбургазі», ми його звідти забрали, і десь за 8 місяців відновили і модернізували до сучасного рівня.

Американські виробники в 2013р не просто перевернули сторінку, а і завершили розділ, дописали книгу, і пішли далі

Як ви оцінюєте ефективність основних робіт?

УГВ сьогодні робить ГРП за західними технологіями, згідно технологічних процедур. Відзначу, що за 45 днів (за липень і перші 20 днів серпня) УГВ зробили 50 ГРП. Недавно за добу виконано 3 ГРП - три !– своєрідний рекорд! Раніше такі об’єми операцій в Україні проводились за два -три роки, а зараз лише в УГВ здійснюється на одній свердловині 2 ГРП в день. Для США, звичайно, це не є феноменальним результатом, але для нашої України – це зовсім інший промисловий рівень. Якщо продовжити про колтюбінг, то ми почали отримувати нове обладнання. Для розуміння – колтюбінгова установка це мінімум 24 людини, багато програмного софту, моделювання, тощо.

Ми зробили вже більше 1000 операцій, а це додатково 215 млн куб м газу в минулому році. До того, процент аварійності на рівні статистичної погрішності – приблизно 0,1%. Ми відновили і модернізували старі установки: змінили електроніку, системи контролю, тощо.

 

Скільки колтюбінгових установок та флотів ГРП в УГВ?

Ми маємо 9 колтюбінгових установок. З них 4 старих – відновлених і модернізованих, 4 нових, і одна зроблена в Китаї. Один флот здатний виконати 400 операцій в рік; флоту у морському виконанні, - який є на технічному озброєнні УГВ, - через обмеження у мобільності, має дещо скромніший результат. Працює один власний флот ГРП, один флот «Бєлоруснєфті», і два флоти компанії Tacrom. Відзначу, що ми розпочали новий проект – ГРП на Західній Україні.

Крім того в нас працює 40 верстатів КРС. І ми плануємо придбати ще 15 нових верстатів КРС; сподіваємось, що вже наступного року ми проведемо їх закупівлю. Я би хотів, щоб ми купили найкращі верстати, наприклад, американського виробництва. - і це економічно обґрунтовано.

Які ще напрямки робіт освоює «УГВ-Сервіс»?

Від бурового управління «Укрбургазу» було виокремлено тампонажне управління, і, тепер, - як окремий сервіс, - в складі «УГВ-Сервіс». Якість цементування свердловин – це надійність і довговічність свердловини як споруди. А в Україні найрізноманітніші і найскладніші геологічні умови на континенті. Цементування складний наукомісткий технологічний процес, який вимагає відповідального підходу. Потім ми почали нарощувати диверсифікацію в «УГВ-Сервісі» і створили новий сервіс по ловильним роботам. Якщо десь при бурінні виникає аварія, то відповідний підрозділ отримує заявку і виїжджає з власною технікою на місце, і вирішує проблему. За серпень цього року в УБГ при бурінні свердловин не було жодної аварії - в УГВ на великих глибинах Одночасно, буриться 65 свердловин. І це безпрецедентно, бо в історії «Укрбургазу» ще не було такого – без аварій в бурінні.. Звичайно, це результат не тільки від підвищення рівня проти аварійної профілактики, але й всієї комплексної роботи, яка буде продовжена.

бурова установка

Крім того, ми створили сервіс, який забезпечує згвинчування труб обсадних колон. У світі - це окремий вид сервісу, бо люди мають займатись вузько сегментованими речами. Ми купили сучасні гідравлічні ключі на різні розміри труб, і зараз виїжджає бригада - окремий сервіс, яка якісно виконує свою роботу. Тобто, щоб розвинути в УГВ таку вузькоспеціалізовану компетенцію, ми були вимушені створити такий підрозділ.

Ми відновили і модернізували старі установки: змінили електроніку, системи контролю, тощо

Які ще напрямки роботи зі старими свердловинами перспективні для УГВ?

Цього року ми почали програму відновлення свердловин методом зарізки бокового ствола (ЗБС), що є найефективнішим методом відновлення свердловин з недіючого фонду. Єдина річ, яку хотів би відзначити, що колись це було досить аварійно і дорого Якщо вартість ЗБС обходилася дорожче ніж 65% вартості від буріння нової свердловини, то ця робота не мала сенсу з точки зору експлутаційних характеристик і довговічності такої відновленої свердловини. Однак технологічна революція, про яку я зазначив на початку розмови, цю ситуацію змінила і дала новий імпульс. Аналізуючи операції зарізки бокових стволів , які робились раніше у компанії «Карпатигаз» - колишня СД з УГВ - можу вам показати деякі індикативні цифри. З 2010р «Карпатигаз» зробили 5 операцій: перша операція – 247 днів, з них чистого буріння 100 днів; друга операція – 229 днів, (158 днів буріння); третя операція – 511 днів (112 днів буріння); четверта операція – 1200 днів (160 днів буріння). У нас чисте буріння зайняло 8 днів. А вся операція – 45 днів. Довжина стовбуру – 650 метрів. Технологія і правильний підхід до виконання дає такий результат. Причому відзначу, що там, з точки зору геології, були ускладнення. Треба підкреслити, що головний критерій ефективності інтенсифікації виражений навіть не в отриманих кубах газу, а у швидкості окупності.

Технологічно грамотно виконана операція ЗБС – кращий вибір. Особливо, якщо в боковому стволі виконати ГРП, то Ви значно покращите чистий наведений ефект цих робіт (NPV). Фактично, ви не тільки відновлюєте, таким чином, колектор до первинного стану, а і ГРП значно вдосконалюєте його експлуатаційні характеристики. Єдине – ще залишаються високі технічні та геологічні ризики.

УГВ продає газ за фіксованими цінами в рамках PSO, якщо б продавали по ринковим цінам - тобто дорожче в два рази, - то і окупність була б іншою…

В УГВ і в групі НАК «Нафтогаз України» діє бюрократія західної моделі. І кожен проект має проходити експертизу з точку зору чистого наведеного ефекту (NPV) і індексу рентабельності інвестиції (PI). Тобто, у нас є конкурс проектів, а фінансова служба прораховує їх - одні захищають, а другі перевіряють проекти. А вже потім аудитори, після закінчення проекту, перевіряє його ефективність, щоб на майбутнє приймати рішення щодо застосування тих чи інших рішень. В Товаристві 146 родовищ, і якщо їх розмістити на графіку за рівнем запасів, то ціна газу дуже впливає на рентабельність родовищ. Низька ціна газу автоматично відсікає велику їх частину від потенційних інвестицій, бо їх окупність під сумнівом. У світі існує плаваюча система оподаткування, яка стимулює видобуток на різних родовищах, враховуючи різні методи видобутку, у нас же поки що по-іншому.

Ми зараз опрацьовуємо програму на 2019р, щоб розуміти скільки газу ми можемо видобути, використовуючи ті чи інші технології. Ми процесуально, через систему фільтрів, обираємо різні свердловини-кандидати, враховуючи їх геологію, складність, потенційні запаси, оцінки ризиків тощо, а потім вводимо у розрахунок швидкість і вартість операцій. При існуючій системі оподаткування межа відсікання для свердловини – 25 тис куб м газу на добу. Отже, все що нижче 25 тис куб м газу на добу ми брати не можемо, а жаль! Одному домогосподарству менше 2 тис. куб. було б достатньо на цілий рік, це для розуміння, що значить 25 тис. куб. на добу. Якщо б були нижчі податки (рента) при відновлені недіючого фонду свердловин, або ринкова ціна газу, то ця межа відсікання була б нижчою, десь на рівні 10 тис. куб м газу. Себто, кількість свердловин, де доцільно проводити інтенсифікацію, значно б зросла.

В УГВ і в групі НАК «Нафтогаз України» діє бюрократія західної моделі

Наскільки ефективно розробляються родовища УГВ?

У світі розраховують доказані ресурси газу, що можна підняти на поверхню з родовища і є показник інтенсивності відбору. Нормальний темп відбору у світі – 10% на рік. На найбільших родовищах УГВ в Полтавській області у 2014-2017рр темп відбору 3,7 %. Є родовища де темпи відбору сягають 11%, і це дуже добре, але це поодинокі факти. На найбільшому Шебелинському родовищі – 3%. З такими темпами можна видобувати ще 50 років. Однак враховуючи швидкість енергетичної революції, вже за 10 років газ не буде таким майже безальтернативним, як сьогодні.

Тобто, є ризик того, що цей газ так і залишиться у надрах і держава його не отримає, бо зміняться обставини. На наступний рік ми будемо проводити тендери на зарізку бокових стволів. На ринку є достатньо компаній, які мають відповідну компетенцію – це і «Білоруснєфть», і Schlumberger, і Halliburton, і НДКБ «Бурового інструменту», тощо. Вибір є.

Що ви скажете про перспективи офшорних родовищ в Україні?

Я вважаю, що ми маємо залучати західну експертизу. УГВ єдина в Україні компанія, яка могла б реалізувати цей проект. Причому, західних партнерів треба залучати не тільки в якості експертів, але й партнерів. Казахстан, наприклад, не став ризикувати на всі 100%. Для розробки складного Кашаганського родовища, на шельфі Каспійського моря, запросили Exxon, BP і диверсифікували свої ризики. В таких проектах має приймати участь держава, великі національні компанії, і партнери, які принесли б і експертизу, і процеси і технології, що дуже важливо. Крім того, вони мають принести і контрольну незалежну експертизу, в сукупності це може дати результат.

Є ризик того, що цей газ так і залишиться у надрах і держава його не отримає, бо зміняться обставини

 

Нові колтюбінгові установки "Укргазвидобування"Нові колтюбінгові установки "Укргазвидобування"

Чи може Україна забезпечити власні потреби у газі? Які завдання і які проблеми стоять перед УГВ?

На сьогоднішній день, Україна має експортний потенціал, в УГВ почали писати нову сторінку історії енергетики країни. Ми неухильно підбираємось грандіозних запасів в щільних колекторах, які в Радянському Союзі не здатні були б розробляти через відсутність технологій (це так звані московські яруси) - ми плануємо цього року завершити пілотний проект. Масштабна розробка покладів в щільних колекторах може змінити ситуацію і вплинути на інші проекти, наприклад, на Юзівському родовищі. Якщо буде успіх в УГВ, буде успіх і на Юзівському родовищі.

Крім того, якщо говорити про технологічні тенденції у світі, яким ми прагнемо відповідати, то варто зазначити, що це стосується в першу чергу буріння: швидкість буріння(1); і первинне розкриття матриці продуктивного горизонту без його пошкодження в умовах низького пластового тиску (2).

За кордоном замовник живе в парадигмі використання бурового обладнання на межі технічного ліміту. Образно кажучи, скільки годин на добу повинен Boeing знаходитись в польоті і скільки перевозити пасажирів, якщо він придбаний за кредитні кошти, чи взятий в лізинг ? Тобто, все має бути оптимізовано і працювати на швидкість буріння. Базове завдання – кожна наступна свердловина має буритися на 10% швидше. Це так звана методологія learning curve - крива навченості. З наступного року, коли поступлять нові верстати, ми почнемо використовувати цю практику. Тобто, будемо намагатись максимально використовувати як техніку, так і професійні навички спеціалістів. Мета - відійти від буріння за 1000 днів. Наприклад, свердловина на Яблунівському родовищі бурилась 1250 днів, нам потрібно перейти до більш швидкого буріння. Це цілком реально. Наш зовнішній буровий підрядник з Китаю пробурив абсолютно ідентичну за геолого-технічними умовами свердловину за 92 дні. Продуктивність цієї свердловини 110 тис. куб м газу на добу.

Проведемо нехитрі розрахунки. 1250 діб – 92 доби = 1158 діб; 1158 діб Х100 000 куб. м.= 115 800 тис. куб м. І ще один розрахунок 1250 : 92 =13.58 Втрачений видобуток газу 115 800 тис. куб м. і не пробурено 13 свердловин. Звичайно, ми модернізуємо парк бурових верстатів. Темпи йдуть не так швидко, як би ми того хотіли, але зараз ми купуємо 5 установок Bentec і 20 китайських. Ще 35 верстатів ми модернізуємо майже до рівня нових. Ми переходимо на систему комплектності бурових бригад по західній моделі - склад бурових бригад збільшиться. Там будуть і медики, і механіки, і rig-менеджери. Буде створений інститут суперіндентантів, і інститут супервайзерів, тощо.

У суперіндентанта будуть дещо вищі повноваження, бо він буде виконувати функції і технічного, і фінансового контролю. Звичайно у нас є проблеми відтоку кадрів, але ми запускаємо нові освітні програми і відправляємо фахівців і в Англію, Румунію, Італію, та інші країни, в яких є відповідні навчальні центри. Крім того, ми подбали про ліцензійні права на сучасні західні технічні посібники, перекладаємо їх на українську мову, і будемо передавати їх у ВУЗи, щоб студенти вчились вже за новітніми методиками.