Наприкінці 2022 р. в «Укрнафті» змінилось управління компанією. Приватних акціонерів, які по суті раніше керували видобувним активом, змінили представники Міноборони. Призначений директор Сергій Корецький запевнив, що вектор компанії не зазнає суттєвих змін: країні потрібна нафта і багато, а через одну з найбільших мереж АЗС українці отримають пальне за доступною ціною. З метою розібратись в планах видобутку нової команди, ExPro поспілкувалась одразу з трьома топ-менеджерами ПАТ «Укрнафта»: директором Сергієм Корецьким, заступником директора, головним інженером - Олегом Мальчиком та радником директора з виробничих питань Володимиром Гришаненко.
ExPro: Як «Укрнафта» працює в умовах війни, що відбувається з видобутком нафти і газ?
ОМ: На сьогодні одна з основних проблем з видобутком нафти – це віялові та екстрені відключення електроенергії при загрозах ракетних ударів, під час яких електропостачальники превентивно вимикають лінії електропередач високої напруги 110 кВ на тривалий час. І якщо з видобутком газу проблеми енергопостачання немає – газ завдяки наявним природним пластовим тискам транспортується назовні та по трубопроводам самостійно, то з видобутком нафти все кардинально інакше.
На 90% наших нафтових свердловин видобуток нафти відбувається завдяки механізованому способу – ШГНи (штангові глибинні насоси – Ред.) та ЕВНи (електровідцентрові насоси – Ред.) і т. ін., для яких відсутність електроенергії це по суті аварійна зупинка.
Слід відмітити і те, що екстрені вимкнення негативно впливають на роботу електромеханізмів насосів, обладнання безповоротно виходить з ладу. Після кожного з таких вимкнень мінімум на 2-3 свердловинах виходять з ладу насоси, і нам доводиться організовувати роботи з їх підйому, спуску нових, ремонту.
Більше того, зупиняються газопереробні заводи і припиняється підготовка продукції, її переробка – звідси наші проблеми з відновленням видобутку, виходом свердловин на нормальні режими експлуатації.
Вимкнення електроенергії стосуються більше Сходу, хоча ця проблема частково існує і на Заході.
Тільки за два місяці 2023 року через аварійні вимкнення електроенергії ми не дібрали 3,1 тис тонн нафти.
Чи можна якось виправити ситуацію за рахунок генераторів?
СК: Ми прораховували такі варіанти. Для автономного забезпечення електроенергією роботи інфраструктури необхідно десятки мегават, будувати таку інфраструктуру задля роботи в періоди повітряних тривог та відключень електроенергії економічно недоцільно.
Останнім часом ситуація покращується, вимкнень стало менше і видобуток пішов вгору.
Яка зараз ситуація у видобутку, скільки нафти і газу видобуто за січень-лютий 2023 року?
СК: Найбільш наочно демонструють ситуацію показники добового видобутку нафти, якщо минулого року середньодобовий видобуток склав 3 753 тонни, то в березні ми вийшли на показник 3 926 тонн. Це стало можливим за рахунок ліквідації врізок та проведення капітальних ремонтів свердловин.
На фото - Сергій Корецький
Які плани видобутку на цей рік?
СК: Факт минулого року 1 370 тис тонн нафти і 1 037 млн куб м газу. На сьогодні план на 2023 рік 1 447 тис тонн нафти і 1 040 млн куб м газу. Але, дивлячись на хорошу роботу компанії, ми сповнені оптимізму, і, швидше за все, переглянемо плани у бік збільшення.
За рахунок чого планується збільшити видобуток нафти і газу? Чи плануєте буріння? Які пріоритетні регіони?
СК: У планах на цей рік – буріння трьох нових свердловин, а також забурки бокових стовбурів ще на трьох свердловинах. У пріоритеті – буріння на Заході, там менше ризиків з огляду на військову ситуацію, хоча будуть свердловини і на Сході. Це базовий план з буріння, той мінімум на який ми ставимо собі. Будуть неглибокі свердловини 1 100 – 2 200 м, всі похилоспрямовані. Більш того, ми плануємо провести сейсміку і за результатами, можливо, пробуримо ще одну свердловину.
Буріння плануєте проводити власними силами, чи будете залучати сторонніх підрядників?
ОМ: Так, зараз повторно проводиться аналіз об’єктів цікавих під буріння. Бурити плануємо власними верстатами типу «Уралмаш 3Д-76» та ZJ-40. Вони хоч і старенькі, але працюючі, в задовільному робочому стані та дозволяють проводити буріння на невеликі глибини
Крім того, посилено проводимо моніторинг та аналіз ринку для залучення, як приватних, так і державних сторонніх підрядників, зокрема і закордонних, для буріння свердловин «під ключ».
Чи будете залучати до співпраці інші компанії в якості партнерів, як це робіть «Укргазвидобування» проект PEC з компанією Expert Petroleum?
ВГ: У нас буде велика партнерська програма із залученням інвесторів не тільки для буріння свердловин, а й розробки цілих родовищ. Форма співпраці буде трохи інша, ніж в УГВ, але по суті це буде спільна розробка.
Додам, що ми відновлюємо функцію розвідки і пошуку, яка останні 10 років у компанії була відсутня.
У нас є 89 родовищ і лише один спецдозвіл на геологічне вивчення, він достатньо великий 200 кв км. Будемо проводити тут геологорозвідувальні роботи. Так само плануємо брати участь в аукціонах на нові спецдозволи, ведемо перемовини з іншими компаніями, які мають спеціальні дозволи, щодо можливої співпраці. Також плануємо на наші родовища, які мають перспективу дорозвідки, дорозробки і потребують значних капітальних інвестицій, залучати внутрішніх і зовнішніх інвесторів. Вже близько десятка компаній, переважно іноземних, виявили бажання брати участь у такій співпраці.
На фото - Володимир Гришаненко
В якій формі це буде відбуватися співпраця?
ВГ: Ми ще формалізуємо наші внутрішні регламенти і положення, розроблюємо типові договори. Звичайно, всю інформацію розмістимо на сайті, але будемо і самостійно звертатися і розсилати пропозиції потенційним учасникам. Дуже важливо достукатися до них.
Багато років поспіль «Укрнафта» була досить закритою компанією, тому тепер нам треба дати можливість партнерам дізнатися про можливість співпраці, щоб вони мали змогу взяти участь: чи це буде співпраця з розробки, чи буріння, чи постачання – не важливо.
СК: Крім того, ми вже ідентифікували приблизно 1 200 свердловин, які належать «Укрнафті», але знаходяться на чужих ліцензійних ділянках. Це величезний потенціал, але «Укрнафта» не може сама займатися цими свердловинами з причини, яку я зазначив – вони розміщені на чужих ліцензійних ділянках. Але ми можемо домовлятися про співпрацю з власниками спецдозволів.
Так само і у нас крім 1 800 власних діючих свердловин ще є 4 300 ліквідованих, у бездії тощо. Якщо провести детальний аудит, то, за нашими оцінками, можна відновити щонайменше 10%. З досвіду того, як ліквідовувалися свердловини у радянські часи: тоді порівнювали дебіти наших 5-10 тонн на добу зі свердловинами у Сибіру, і просто ліквідовували. А в 90-х роках просто не було грошей, і свердловини часто не добурювали, не було колон тощо. Таких випадків нараховувалося безліч і серед наших ліквідованих свердловин гарантовано є такі. Виходячи з сучасних технологічних можливостей відновлення і капітальних ремонтів, разом на наших і чужих ліцензійних ділянках можна відновити близько 500 недіючих сьогодні свердловин.
Для чого «Укрнафті» залучати до співпраці інвесторів, чого не вистачає - технологій, грошей, компетенції?
СК: Тут треба дивитися історію. Останні роки компанія бурила в середньому по одній свердловині на рік, цього року ми будемо бурити вже три нові свердловини і ще три забурки бічних стовбурів. Але навіть це – ніщо у порівнянні з нашими потребами і можливостями. Можна все намагатися зробити власними силами, але можна зробити партнерські проєкти і рухатися, а не стояти на місці і бурити в рік по одній свердловині. Головне, щоб це було супер прозоро і ефективно для «Укрнафти».
Залучення до співпраці партнерів для «Укрнафти» це видобуток, це гроші – монетизація наших запасів, які сьогодні під землею.
Державна компанія «Укргазвидобування» в 2017 році придбала велику кількість нових бурових верстатів, також частину старих бурових було модернізовано, крім того компанія залучала до буріння сторонніх підрядників. Яким шляхом піде «Укрнафта», чи плануєте ви купувати нові верстати?
СК: Неможливо за місяць чи, навіть, за рік зробити те, що не робилося роками, не купувалися бурові, спецтехніка тощо. Це ще один аргумент на користь того, що на першому етапі необхідно залучати до співпраці партнерів.
Коли ми зможемо осягнути наші обсяги робіт по ліквідованим свердловинам і по бурінню нових, тоді буде прийнято відповідне рішення. Також ми дивимося на ринок, в тому числі – на сусідні країни, якщо є можливість віддати роботу на аутсорс, значить немає сенсу все робити власними силами. Це стосується не тільки буріння, а й усіх сервісних робіт. До речі, у нас власний сервісний підрозділ не підпорядковується департаменту буріння, бо це конфлікт інтересів. Тому, я думаю, протягом року ми будемо мати розуміння наскільки «Укрнафта» потребує оновлення техніки.
ВГ: Логіка проста, ми максимально завантажуємо свої чотири станка та шукаємо підрядників українських та іноземних. Про оновлення власного бурового парку на сьогодні не йдеться.
Як компанія використовує власний флот ГРП? Що у вас з колтюбінговим установками?
ОМ: На поточний рік ми запланували провести 14 операцій ГРП і ще три операції на нагнітальних свердловинах по збільшенню приймальності для недопущення зупинки діючого високо обводненого фонду. Це практично повне завантаження нашого колтюбингового флоту.
З початку року вже провели дві операції, в тому числі – на нагнітальній свердловині з застосуванням унікальної технології Fly Ash Frac з використанням виносної золи, це відходи роботи українських ТЕС. Така технологія дозволяє щонайменше втричі здешевити вартість операції порівняно з використанням традиційних пропантів. Поки ми використовуємо цю технологію лише на нагнітальних свердловинах і отримуємо доволі позитивний ефект по приймальності.
Щодо колтюбінгу, то в нас дві власні колтюбінгові установки, на яких нещодавно закуплено і поміняно труби (КГТ) довжиною більше 5000 м на кожну. Установки також, як і флот ГРП, повністю завантажені роботою з підтримання операційної діяльності.
«Укрнафта» мала велику програму по облаштуванню свердловини системою дистанційного контролю, на якому етапі знаходиться проєкт?
ОМ: Телеметрія – це, в першу чергу, дистанційне управління роботою свердловини. Буває як наземна частина, так і підземна.
Із 500 свердловин, які експлуатуються завдяки електровідцентровим насосам, вже 269 обладнані телеметрією підземною.
Також робота 77 свердловин, які експлуатуються штанговими глибинними насосами, керується автоматичною дистанційною системою управління та моніторингу з наземним блоком. Тобто, інженер з власного робочого місця в офісі, здійснює контроль поточних робочих параметрів свердловини і насосу, тисків, температури, та на підставі цих даних регулює і корегує роботу свердловини, або прогнозує подальші необхідні роботи по ній. Завдяки цій системі ми попереджуємо та виключаємо аварійні ситуації з насосами, та відповідно і свердловинами, забезпечуємо оперативність реагування, мінімізацію впливу на екологію та оптимізацію своїх витрат.
В цілому, стабільна та безаварійна робота насосного обладнання для нас вкрай важлива, оскільки 85% всіх родовищ ПАТ «Укрнафта» знаходиться на завершальній стадії розробки.
На фото - Олег Мальчик
Чи є проблеми з забезпеченням насосів та іншого обладнання?
СК: Так, одна з головних проблем, це те, що 90% глибинного обладнання вироблялося в росії, це виробники нафтопромислового обладнання «Борец», «Алмаз», «Бугульминский електронасосний завод». Сьогодні ми переходимо на обладнання стандартів API. Зараз опрацьовуємо можливість співпраці із західними компаніями. Оскільки досвід та експертиза щодо розвідки і видобутку у них на принципово іншому рівні.
Нам треба в найкоротший термін відмовитися від російської техніки, бо відсутність запасних частин унеможливлює її ремонт. Об’єктивно це дорожче, але в довгостроковій перспективі це єдиний правильний вибір. Є, звичайно, інші варіанти, як то китайське обладнання, але воно, у більшості випадків, нижчої якості.
Заміна насосів це і економія електроенергії, і збільшення міжремонтних періодів і збільшення продуктивності.
Спілкувались Геннадій Кобаль та Олександр Сіренко