Наш старый сайт

Нафтогаз: что день грядущий нам готовит?

Нафтогаз: что день грядущий нам готовит?

№47 (1240) от 23.11.202124.11.2021

Стабилизация добычи и реализация потенциала украинских недр

В рамках Седьмого Газового Форума в Киеве состоялась панельная дискуссия, посвященная перспективам добычи углеводородов в Украине. Ключевая тема — стабилизация добычи и реализация потенциала украинских недр. Автор имел честь быть модератором дискуссии. За добычу газа с долей 68% рынка отвечает АО "Укргаздобыча", а за добычу в панели отвечал Маврикий Калугин. К нему-то и были основные вопросы и даже претензии, несмотря на то, что в должности он всего три недели. Времена сейчас просто нервные и очень непростые. Хотя, а кому в Украине-Руси жить легко? Он начальник — пусть отвечает.

Владимир ДОЛЬНИК

В последнее время Форумов много — результата мало. Качество и количество спикеров падает, темы повторяются, относительно интеллектуальной честности и речи быть не может — мы всегда констатируем позитив и достижения, надувая щеки, и пузырь лжи все больше. С 2015 г. в Украине провели около тридцати Форумов — это уже некий карго-культ — раз в несколько месяцев, а сейчас и недель, мы одеваем костюмы, моем шею и обсуждаем что-то важное, не забывая призывать абстрактных инвесторов. Мы их годами призываем, а они не приходят. Вот мы — да, а они нет. Вывод — они неправильные инвесторы. Так и живем.

Впрочем, в этом году никто себя не ограничивал и не занимался самоцензурой — все говорили открыто. Все пытались понять, что делать с добычей и как остановить падение. Новое руководство Группы "Нафтогаз" находится под прессингом внешних и внутренних обстоятельств, а также результатов отложенных решений. Если говорить о флагмане, АО "Укргаздобыча", то пациент скорее мертв. Мы падаем. Компания с 2015 г. не только не нарастила, но и существенно уменьшила добычу газа. Так, в 2015 г. компания добывала 12.8 млрд куб м товарного газа и 1.1 млрд куб м газа в составе совместной деятельности (СД). В свою очередь, 2021 г. компания рассчитывает закрыть год на отметке добычи товарного газа на уровне 12.7-12.8 млрд куб м. То есть за этот период компания снизила добычу на 1.1 млрд куб м. На данный момент добыча вошла в пике. Так, за 10 мес. 2021 г. отпуск товарного газа уменьшился на 4.46% или 0.502 млрд куб м, до 10.756 млрд куб м. Это исторический провал, каких не было в истории Украины. И мы упорно не хотим называть имена, делать форензик-аудиты, чтобы разобраться — кто и как все эти годы экономически ослаблял страну. А ведь разобраться нужно — отсутствие адекватного анализа не только бросает тень на новое руководство НАКа, но и рождает огромное напряжение внутри не только профессиональной среды, но и общества в целом.

Но, давайте о позитиве. 27 сентября Кабмин назначил четырех новых членов правления НАК "Нафтогаз Украины". Среди них Маврикий Калугин — человек, который показал высокое качество работы в ПАО "Укрнафта". Почему мы так считаем и верим, что он может показать результат в "Укргаздобыче"? Обратимся к истории.

ПАО "Укрнафта" работало с 2016 г. в условиях ограниченных инвестиций в обстоятельствах так называемого "исторического" долга. При этом команда топ-менеджмента смогла оптимизировать бизнес-структуру (восток-запад), убрать дублирование функций, оптимизировать количество персонала, запустить реформу топливного ритейла, поднять уровень безопасности на производстве, а главное стабилизировать добычу.

При этом компания не имела средств для бурения, а работа на месторождениях ограничивалась операциями по оптимизации действующего и ликвидированного/закосервированного фонда. В период 2016-2020 гг. в компании удалось увеличить коэффициент эксплуатации скважинного фонда с 70-75% до 95%. А 5% фонда не работало из-за простоев. Простои — это огромные потери. Например, мировые компании, которые хорошо управляют добычей, имеют потери 3-5% в сутки, в "Укрнафте" было около 15%.

В компании пытались минимизировать потери и действовали по трем основным направлениям: 1) ускоряли время ремонтов скважин; 2) стремились к увеличению межремонтного периода погружного оборудования с целью выйти на мировые показатели наработки на отказ; 3) занимались диджитализацией фонда за разумные деньги. Объясним детальнее.

По трубам: В первую очередь в компании стремились, чтобы была готовая насосно-компрессорная труба (НКТ) и операция проводилась в максимально сжатые сроки. В США, к примеру, отдельная бригада привозит, скажем, 3 км новой проверенной трубы. Другая бригада поднимает старую и увозит, а первая бригада опускает новую НКТ. У нас иначе — "Мы приезжаем, поднимаем, смотрим и, если на глаз все вроде нормально, то опускаем на один километр. Дальше делаем опрессовку. Держит давление? Держит. Хорошо. Дальше опускаем на 500 м. Держит? Нет, не герметично. Все поднимаем снова. Проверяем. И это все потери, простои. Если бы была НКТ, то одна бригада приехала и заглушила скважину, чтобы все было нормально с точки зрения безопасности. Вторая — привезла уже подготовленную трубу", — так когда-то описывал процесс замены НКТ Маврикий Калугин в интервью "НефтеРынку". Борьба за наличие готового НКТ продолжается. Статус-кво активно менялся и меняется в лучшую сторону и после перехода М. Калугина в "Нафтогаз". Борьба за НКТ — это борьба за организацию процессов и правильные закупки.

По насосам: Нефтяной фонд скважин склонен к более частым авариям по сравнению с газовым, ввиду более агрессивной среды. В компании традиционно использовали штанговые глубинные насосы (ШГН), но уже начали внедрять электроцентробежные насосы (ЭЦН). Для понимания: бригады меняют насосы на скважинах "Укрнафты" 2000 раз в год. На каждую заезжают по 2 раза в среднем. Это все затраты: надо, чтобы спецтехника выехала, чтобы одна бригада заглушила скважину, вторая бригада подняла насос, и так далее. Но, часто такое бывает, что бригада не доезжает до скважины. К примеру, из-за поломки техники. Суммарные потери от "недоезда" около 300 т нефти/сут при суточной добыче в 4200 т. Но даже если она доезжает, то процедуры были довольно архаичными. Процесс замены ШГН занимает в мире 2-3 суток, а в "Укрнафте" меняли за 10 суток. Лишних семь дней простоя — минус семь дней добычи. Задача М. Калугина, собственно, заключалась в организации оптимального процесса, как по трубам, так и по насосам. К примеру, на Долинском месторождении ШГН в среднем выходили из строя раз в 45 дней - из-за кривизны скважины НКТ протиралась и теряла герметичность. Решили ставить ЭЦН. Сделали обоснование инвестиционного проекта и закупили первые тридцать штук. В первую скважину спустили новую НКТ, новые кабеля, датчики, все новое. Расчеты сделали — прирост ожидали 5-6 т нефти в сутки. Но промахнулись — прирост 50 т, т.к. попали на аномалию — оно иногда бывает, немного вправо, немного влево. Но следующие 20-30 скважин при замене ЭЦН давали по 5-6 т в сутки. Один из тех первых ЭЦН работал 1000 дней, три года — мировой стандарт. Убедились, что эффективно. И дальше начали внедрять по всей компании, закупая большими партиями по 50-60 штук. В среднем по "Укрнафте" наработка на отказ теперь составляет около 180-200 дней, что уже не 45, как раньше, а это многие тысячи тонн дополнительной нефти. Также важно отметить, что кроме закупки ЭЦН, компания также сама научилась проводить сервис этого оборудования. Компания открыла в 2020 г. в Прилуках новый сервисный центр по ремонту ЭЦН — единственный в Украине, где проводят входной контроль новых насосов и их ремонт с оформлением протокола компьютерной проверки. Его мощности позволяют проводить полный цикл ремонта ЭЦН, по завершении которого установка будет полностью соответствовать заводским параметрам. При этом в УГД, наоборот, все сервисы, которые можно было делать украинскими силами, старались покупать за валюту. Украинцы же уезжали на клубнику в Польшу.

Диджитализация фонда: Тут прежде всего стоит отметить эффективную закупку "железа" — систему дистанционного мониторинга скважин в "Укрнафте" покупали в три раза дешевле, чем в "Укргаздобыче" ($11 тыс против $33.5 тыс), а также разного рода программное обеспечение для аналитики добычи. Системы мониторинга нужны для моментального выявления аварий, которые приводят к простоям. Обычно проверкой скважин занимается оператор и делает это он методом пешего обхода своего участка в жару, холод, метель, неважно — это тяжело и долго. Система же каждую секунду отправляет отчет о своем состоянии, а это уменьшает время до выезда ремонтной бригады, что приводит к минимизации простоев. С 2016-2020 гг. установлено 207 систем. Другая часть — аналитика данных. К примеру, в "Укрнафте" закупили программное обеспечение, чтобы детально оценивать скин-фактор. Скин-фактор — это аналитический замер, который показывает, насколько призабойная зона загрязнена. Если скин-фактор равен 0, значит все хорошо, и жидкость проходит без трудностей. Если 10, значит нужно что-то делать, например, закачать кислоту или наоборот растворитель какой-то (тоже кислота, но реакция другая). В "Укрнафте" скин-фактор равен 20. В компании учатся определять причину высокого "скин-фактора" и постоянно его уменьшают. Знаем ли мы какой скин-фактор на месторождениях УГД — вопрос риторический.

В общем, понимая, что именно делал М. Калугин в "Укрнафте", в рамках Форума была попытка понять, что он намерен делать с фондом скважин и операциями УГД.

Для понимания, М. Калугин сейчас в основном руководит дружным коллективом начальников, которые приходили из консалтинга, сопредельных сфер, скажем, разного рода производств, а то и людей в целом далеких, но причастных, например, пожарники. Вот во времена Януковича и до, было предельно понятно кто и почему руководит — скажем, вот это "смотрящие" от этих, а вот этот от этих, то с 2015 г. действовал принцип, который голосом дуэта сестер Берри можно только спеть: "Друзья купите папиросы. Подходи пехота и матросы" — и они подходили, и за скромные несколько миллионов гривен в месяц белой зарплаты были готовы спасать страну — результат на табло. Вот хорошие специалисты, но не профильные, начальникам нынче должны подсказывать — вот это важно, вот это критично. Если не газовик/нефтяник, то ему сложно верифицировать, что да, а где "зась". Поэтому им, начальникам, сложно управлять газовыми месторождениями, а чтобы управлять, нужно, чтобы было понимание, что начальник знает. А, впрочем, если не знает, то в чем его ценность и зачем мы друг друга мучаем? Давайте их отпустим — будем гуманными.

У М. Калугина на Форуме спросили, что делать дальше, понимая, что инструментарий у него условный, так как "на манеже в "Укргаздобыче" все те же". Его ответы можно перефразировать и категорировать следующим образом:

Ускорение бурения: В "Укргаздобыче", используя новые технологии, мы пробуриваем скважину глубиной 3 тыс м за 95 дней. Вроде бы неплохо, но в США такие же бурят за 10 дней. Некоторые опции здесь невозможны из-за законодательных ограничений. К примеру, бурение с продувкой воздухом. Изменив эти нормы, мы могли бы добывать газ быстрее на некоторых участках. Кроме того, необходимо начать использовать горизонтальное бурение с применением методов многостадийного ГРП, что и планируется к внедрению в течение ближайшего года или двух.

Уменьшение простоев: В принципе, мы допускаем, что практика будет схожей с той, которая была реализована в "Укрнафте" и описана выше с поправкой на газовую специфику.

Оптимизация операционных издержек: Планируется заключение PEC (Production Enhancement Contract — контракт на повышение добычи) на четырех кластерах — 34 месторождениях. Причем анонс PEC стал ключевым эксклюзивом Форума. Например, финансовый директор СП "ПГНК" Дмитрий Поддубный моментально отреагировал и выразил желание участвовать в конкурсе от имени компании. Тем более, что ПГНК не просто оператор, он может предоставлять сервисные услуги по капремонту собственной установкой TW-100, а также предоставляет услуги по тестированию скважин собственным газовым сепаратором, кстати, сейчас компания на подряде у Weatherford.

Работа с подрядчиками: На Форуме был диалог с Петром Катеринчуком, гендиректором БК "Регион". Необходимо понимать, что политика УГД с 2015 г. привела к выходу на рынок большого количества иностранных сервисных компаний, что, с одной стороны, увеличивает конкуренцию, и это хорошо, но с другой - приводит к риску лишения возможности активного развития за счет государственных контрактов. Вопрос П. Катеринчука был одним из типичных , которые господствуют в кругу других украинских сервисных компаний — как работать дальше? Все на рынке обеспокоены условиями дальнейшего сотрудничества с УГД. Суть беспокойств, которые циркулируют в профильных чатах, можно сформулировать так:

  1. Рынок предложения станков для капитального ремонта скважин (КРС) в Украине около 30 единиц. УГД хочет законтрактовать всего десять. Собственно, нет понимания, почему так мало. Были версии, что либо не хватает денег, либо не хватает объектов (скважин) для проведения соответствующих операций.
  2. УГД не выбирает объемы по операциям по колтюбингу и КРС по заключенным в прошлые периоды операциям, однако анонсирует новые тендеры с пониженными ставками: по колтюбингам - это 30%, по КРС — 20%. Никто не понимает, почему так, тем более, что цены на все, в том числе и на ДТ, растут.

В свою очередь, М. Калугин сообщил, что уменьшенные ставки являются результатом изменения подходов к контрактованию подобных операций. Если раньше контракты были однолетними, то теперь подрядчики будут работать по длинным контрактам (два года или больше). Уже кулуарно М. Калугин и гендиректор "Региона" обсудили выдвигаемые в УГД технические задачи. Стороны в рамках конструктивного диалога с использованием калькуляторов пришли к выводу о необходимости дальнейшей работы по оптимизации контрактных условий.

В целом участники Форума пришли к выводу, что вызовы в отрасли более чем критические. Если суммировать тезисы по шагам для развития отрасли от финдиректора ПГНК Дмитрия Поддубного и исполнительного директора АГКУ Артема Петренко, то стоит выделить следующие:

  • Продление рентной ставки -12% для всех скважин, в т.ч. и боковых стволов к 2030 г.
  • Унификация ставок 6-12%, как для добычи газа, так и нефти и конденсата из новых скважин и боковых стволов до 2030 г.
  • Привлечение частного сектора в масштабные проекты путем заключения PEC.

Также в рамках Форума председатель Госгеонедр Роман Опимах рассказал о реализации углеводородных проектов и представил сообществу вакантные нефтегазовые объекты для выставления на аукцион, опубликованные в Инвестиционном атласе недропользователя. За последние два года Служба провела работу по направлению наращивания собственной добычи — дала начало масштабным углеводородным проектам на площади 50 тыс кв км как на море, так и на суше. Также подготовила 50 нефтегазовых объектов в рамках Инвестиционного атласа для вынесения на электронные торги. Создала онлайн Data-room вторичной геологической информации. Каталог содержит описание информации об объектах недропользования и работает на бесплатной основе. Достижениями службы он назвал продажу шести специальных разрешений на пользование недрами, подписание восьми Соглашений о разделе продукции, возобновление Юзовского СРП и старт проектов на шельфе Черного моря. Собственно, коллеги из Румынии, а именно, эксперт Артур Стратан высоко оценил результаты реформ в недропользовании Украины: "Я поражен системой электронных аукционов, которые реализовала Украина. Это значительный прорыв", – отметил А. Стратан.

Форум удался. Но после Форума все ждут действий. В Украине нужно в срочном порядке провести анализ деятельности УГД начиная с 2015 г. — нам необходимо понять, куда и сколько ушло денег, провести анализ управленческих решений, причин падения добычи, в т.ч. расследования по производственно-технологическим потерям и выведению фонда на форсированный режим, что, по мнению многих, и привел к провалу в добыче. УГД должна начать жить не по лжи, и уж точно не в парадигме "Банальности Зла" по Ханне Арендт. По факту решения либо отказа от решения этих вопросов, для общества, для отрасли, а также для самого руководства Группы "Нафтогаз" станет ясно, что день грядущий нам готовит.