Интенсификация или скважины-дублеры. Как Укргазвидобування увеличивает добычу газа

Еженедельно появляются новости о запуске высокодебитных скважин на месторождениях Укргазовидобування. Плюс 250 тысяч кубов газа в сутки, плюс 400 тысяч, плюс 500 тысяч. Однако не все так радужно, как в отчете пресс-службы.

В сухом остатке Укргазовидобування показало увеличение годовой добычи газа в 2023 году на 5%. Глава Нафтогаза Алексей Чернышов говорит о 7%. Цифры бегают, но и характер увеличения добычи вызывает вопросы.

Следует проанализировать ряд аспектов производственной деятельности общества в 2023 году и поднять вопрос о целесообразности продолжения выполнения стратегии.

Секреты подсчетов добычи

АО "Укргазвидобування" (УГВ) – крупнейшая газодобывающая компания в Украине, добывающая более 70% природного газа в стране. Входит в государственную Группу Нафтогаз и является наиболее прибыльным ее активом. В 2022 году ее прибыль составила 60 млрд грн, а годом ранее – 72 млрд грн.

При этом сам Нафтогаз  хронически убыточен из-за выполнения возложенных на него спецобязанностей (ВСО) по поставкам газа населению и предприятиям Теплокоммунэнерго по льготной цене.

В начале прошлого года глава правления НАК "Нафтогаз Украины" Алексей Чернышов декларировал публичную цель по увеличению добычи газа в 2023 г. на 1 млрд куб. м – до 13,5 млрд куб. м.

По итогам года компания вышла на уровень 13,22 млрд куб. м. Увеличение составило 5%, или 661 млн куб. м газа с 12,56 млрд кубов в 2022 году.

Данные разнятся с публичными заявлениями руководства Группы Нафтогаз. В январе в интервью CNBC во время экономического форума в Давосе Чернышов отчитывается о показателе роста в 7%. В сентябре 2023 г. в интервью NewsWeek Алексей Чернышов также заявлял о планируемом наращивании добычи на 7-8%.

Пресс-служба НАК заявила, что компания впервые с 2002 года достигла рекордной добычи 1 млрд куб. м газа из новых скважин. Следует отметить, что 7-8% прироста получаются, если считать прирост именно из новых скважин, а не от общей добычи. Соответственно, по итогам года этот миллиард кубов состоит из роста общей товарной добычи в 5% год от года (661 млн куб. м) и 339 млн куб. м компенсации природного падения, что должно составить 2,56% годовой базы добычи в 2023 году.

Однако 5% реального наращивания из года в год против 7% наращивания, озвученного главой Нафтогаза, не сравнимо с 11% роста добычи УГВ, о которых говорит премьер Денис Шмыгаль. Какова структура этих 11% сказать сложно.

Существует еще одна теория – Чернышов озвучивает производственный план УГВ по товарному газу из презентации, представленной работникам временно исполняющим обязанности главы УГВ Олегом Толмачевым в мае 2023 года. Действительно, там фиксировалась цифра роста добычи компании на 7,6% – до 13,5 млрд куб. м. Но сомнительно, что главе Нафтогаза с мая никто не докладывал обновленные данные.

Впрочем, главное – не то, какие цифры озвучивает Алексей Чернышов или Денис Шмыгаль, а сколько дополнительного газа удастся поставить потребителям в этом и последующих годах. Для поиска ответа на этот вопрос стоит посмотреть состояние УГВ в ретроспективе.

Таблица 1. Объем добычи газа УГВ в 2014-2023 годах

Источник: Данные Нефтерынка, ExPro, Oil&Gas и исследования "Красные флажки Нефтегаза".

Интенсивное бурение

Если смотреть на цифры проходки бурения, то 2023-й войдет в историю УГВ как рекордный. В 2022 году компания вышла на показатель около 215 тыс. м проходки и передала заказчику 41 скважину. А в 2023 году уже 325 тыс. м и 87 скважин.

В общем, в компании рассчитывали получить 1015 млн куб. м добычи с бурения. Получили больше. Дополнительная добыча с бурения должна составить 1130 млн куб. м или больше, если перевыполнили план. Цена бурения кусается – ВИО главы УГВ заявил, что одна скважина на 4000 м была пробурена за 300 млн грн. Если все скважины бурятся так или даже дороже, то необходимо срочно начать дискуссию о стоимости метра проходки бурения. Иначе газ становится золотым.

В общем входящий в структуру УГВ БУ "Укрбургаз" показал высокий результат. Начальник департамента разработки месторождений УГВ Игорь Фоменко в корпоративной газете отмечает: "Невольно наблюдаешь определенное дежавю: там (на определенных месторождениях. – Ред.) одновременно работают по 4–5 буровых станков. В последний раз такое случалось более 40 лет назад".

В общей сложности в работе были от 37-41 буровых станков из общего количества в 42 единицы. Это чрезвычайный результат, достигнутый, в частности, благодаря директору Укрбургаза Ивану Сушинскому. Однако на момент написания материала он был уволен.

Таблица 2. Бурение УГВ в 2023 году

* Из 111 скважин, находившихся в бурении в 2023 году, 97 закончены бурением, а 87 переданы заказчику. Из них 66 начаты и завершены бурением в 2023 году.

Источник: Данные БУ "Укрбургаз" предоставлены геологом Владимиром Щербиной.

Известно, что из введенных 87 скважин 6 скважин – "сухие" и были переданы в "наблюдательный фонд", 62 – эксплуатационные, давшие дополнительные 575 млн куб. м газа. Остальные – поисковые, бурящиеся на перспективных площадях.

Так, в 2023 году только из двух месторождений X и Y, на которых пробурили 12 поисковых скважин, получили около 382 млн куб. м газа, хотя в компании рассчитывали получить из них всего 123 млн куб. м газа. То есть вместе это уже 957 млн куб. м дополнительного газа с бурения.

Одно месторождение Х было открыто в 1993 году и было выведено из фонда "спящих лицензий". Его не вводили в эксплуатацию из-за значительной удаленности от трубопроводов. Второе, ставшее ключевым месторождение Y, открыто в 2021 году, но до сих пор в кругах геологов идут дискуссии, это настоящее открытие или "нарисованное" менеджерами на бумаге. Поскольку позиционированное новое месторождение может являться лишь одним из блоков уже ранее открытого месторождения.

Тем не менее на месторождениях есть газ, и всего с начала разработки в 2022 году на них добыли 412 млн куб. м газа, из которых 382 млн в 2023 году. То есть из заявленных Чернышовым 1 млрд куб. м газа из новых скважин, можно "относительно точно" проследить вышеупомянутые 957 млн куб. м. Термин "относительно точно" употреблен сознательно.

Возможные дорисовки

В УГВ есть теоретическая, техническая, а главное интеллектуальная способность "дорисовывать" не только объемы годовой добычи, но и добычи из отдельных скважин. Так, коммерческий и достоверный учет газа производится на точке входа в систему Оператора ГТС. Прежде чем дойти до стадии коммерческого учета, газ с месторождений попадает на счетчик, расположенный на Установке комплексной подготовки газа (УКПГ).

Далее операторы по определенной методологии делят общий объем газа, зашедшего на УКПГ по скважинам. То есть теоретически, если нужно показать успешность бурения какой-нибудь скважины, то можно досчитать ей суточный дебет за счет вычитания дебета из старой скважины и все зафиксировать в журнале, который при необходимости есть возможность переписать.

Нельзя сказать, что с учетом никто ничего не делает. Не делают ничего только с учетом каждой скважины. А вот на одном из УКПГ недавно открыли новый пункт измерения углеводородов. Только за первые сутки работы пункта измерения суточный дебет из базовых месторождений одного из филиалов увеличился более чем на 150 тыс. куб.

На новом объекте для определения количества газа используется ультразвуковой счетчик газа. Кроме того, проводится постоянный контроль за физико-химическими параметрами газа с помощью потокового хроматографа и потокового влагомера, как того требует Кодекс газораспределительных систем.

Контроль качества – проблема, приводящая к финансовым потерям. Так, УГВ было вынуждено выплатить с января по октябрь 2023 года 635,5 млн грн штрафов за подачу в систему ОГТСУ некачественного газа. Процент подачи некачественного газа составил 66%, то есть 6,4 млрд куб. м с 9,7 млрд общего объема попавшего в систему.

В компании отреагировали на данную ситуацию и заявили, что причиной подачи больших объемов некачественного ресурса стали разрушение технологических линий на отдельных инфраструктурных объектах компании в результате агрессии РФ и проведение работ по техническому обслуживанию на объектах промышленной переработки в августе и сентябре 2023 года. .

Стратегия "Замещение ренты"

Существует мнение, которое впервые в публичное пространство вывели обозреватель налоговой и, в частности, рентной политики Александр Шумский и геолог Владимир Щербина. Оно заключается в том, что весь массив скважин, массово появляющихся на истощенных месторождениях (происходит уплотнение сетки бурения), разбурили для минимизации выплат рентных платежей.

Кроме того, как результат идет замещение старого фонда скважин на новый, а значит, согласно новым льготным ставкам ренты с новых скважин, компания будет ежегодно все меньше и меньше платить в бюджет. Для того, чтобы доказать эту гипотезу или ее опровергнуть, необходимо анализировать законодательство, проекты уточненной промышленной разработки месторождений и конкретные сравнительные примеры.

Прежде всего следует обратиться к корпоративной истории, чтобы понять причинно-следственную связь стратегии вложения средств в старые месторождения.

Политический аспект

Добывать больше газа – скорее политическая цель, чем производственная. Таким образом, довольно часто по результатам года по лучшему сценарию мы получаем цифры роста добычи. Но с экономической точки зрения добываемый газ является золотым.

По худшему сценарию, как показывает исторический опыт, мы получаем рост путем "форсированного режима" добычи, что приводит к массовому обводнению скважинного фонда и резкому падению добычи. Так произошло после сомнительных до сих пор неисследованных операций на скважинном фонде в период 2018-2019 годов, что привело к резкому обвалу в 2020-2021 годах.

Вопрос, что пошло не так, до сих пор тяготеют прежде всего над менеджерами Андреем Коболевым, Олегом Прохоренко, Александром Романюком, Отто Ватерландером. После увольнения Андрея Коболева в 2021 году к власти в Нафтогазе пришла команда Юрия Витренко. Несмотря на волю изменить подходы к добыче, возникали факторы, которые затрудняли проведение объективного анализа пресловутой Программы "20/20", "форсированной добычи" и ожидаемой от Витренко шок-терапии для УГВ. То есть широкомасштабной и быстрой смены управленцев на всех звеньях управления компании.

Но Витренко исторически имел другую специализацию, тяготеющую к войне с Газпромом, и к делам УГВ почти никогда не был приобщен. Соответственно, не имел собственной команды управленцев в сегменте upstream.

Впоследствии на политическом уровне было принято решение менять менеджмент Нафтогаза, и в ноябре 2022 года к управлению компанией приходит Алексей Чернышов. Он пришел в момент, когда уже планы по разбуриванию истощенных месторождений начали активно реализовываться. Первые же проекты "Уточненной разработки месторождений" появились в 2021 году. То есть в 2023 году и в следующем 2024-м компания действует и/или будет действовать в инерции управленческих решений 2021 года, то есть времен управления УГВ Александром Романюком.

Итак, первая причина инвестиций во "второе дыхание" истощенных месторождений, это, допускаем, попытка стабилизации добычи, стремительно падающей вследствие массового обводнения месторождений в 2018-2019 годах.

Вторая причина: разбуривание старых месторождений – самый простой и быстрый способ получения дополнительной добычи, в рамках которого можно почти гарантированно получить желаемое наращивание и при этом с минимальными рисками выполнять производственные операции. Геологи определяют точки бурения на хорошо изученных месторождениях. Буровики получают большую массив работы, улучшают компетенцию и бьют рекорд за рекордом в гонке коммерческой скорости бурения. Поставщики материалов и оборудования также получают возможность поучаствовать в освоении огромных бюджетов. А главное, руководство УГВ и Нафтогаза может отчитываться наверх, что "углубляемся, наращиваем, улучшаем". Все в плюсе, однако у всего есть цена.

Как они это делают

Базовыми документами, регламентирующими любую деятельность по разработке месторождений на уровне компании, являются проекты промышленной разработки, которые после проведения решительных реформ при необходимости можно в любой момент корректировать и действовать по "уточненным проектам промышленной разработки". Последние хоть и являются "уточненными", просчитываются специалистами подконтрольного УГв института на 100 лет вперед, то есть на ожидаемый период разработки.

Если взглянуть на один из уточненных проектов действующего истощенного газоконденсатного месторождения на Левобережной Украине, месторождения "А", которое является типичным, то следует, что компания активно меняет стратегии разработки месторождений и представляет на рассмотрение разработку по двум сценариям, всегда голосуя за второй. В первом варианте разработка месторождения происходит на действующем фонде только с учетом затрат на замену насосно-компрессорных труб (НКТ). То есть по экономному варианту.

Во втором – на фонде, на котором планируется бурение дополнительных скважин (речь идет о 27 скважинах на истощенном месторождении "А"). То есть по варианту, требующему инвестиций миллиардов гривен.

После операций по уплотнению сетки бурения мы видим прирост добычи природного газа. Но мы не знаем, насколько долго дополнительные объемы будут держаться. Отметим, что в частных газодобывающих компаниях вопрос увеличения количества скважин на конкретных месторождениях всегда принимается после детального изучения.

В частности, практика Полтавской газонефтяной компании (актив JKX Oil&Gas) показывает, что решения о бурении новых скважин на старых месторождениях (часто скважин-дублеров), принимались на основании проведенных детальных геологических исследований и расчетов экономики дополнительной добычи по всему такому месторождению на 5-10 лет вперед. А не добычи отдельной скважины без учета ее влияния на добычу других скважин.

Например, пробурили скважину-дублера за $5 млн. На месторождении находились еще пять скважин, которые давали по 100 тысяч куб. м газа ежесуточно. Новая скважина также дала 100 тысяч, но после ее ввода в эксплуатацию ежесуточный дебет всех скважин снизился до 80 тысяч.

Если посмотреть истощенные месторождения, разрабатываемые по "уточненным проектам", на них наблюдается увеличение добычи газа. Соответственно – увеличение доли газа, с которого выплачивается рента по льготной ставке.

По состоянию на 2023 год соотношение объема газа из новых/старых скважин на месторождении "А" уже составляет 30/70%. И мы только заходим в стадию активного разбуривания.

Но соотношение может в максимально сжатые сроки измениться. Сейчас есть старый фонд скважин, на которые компания тратит ресурс в рамках эксплуатационных расходов. Есть новые скважины, в которые компания инвестирует миллиарды в рамках бурения и одновременно интенсификации.

Дальше будет 2024 год – тенденция будет аналогичная. Но в связи с тем, что часть новых скважин может быть скважинами-дублерами, то компании ничто не мешает в связи с обводнением, авариями, другими реальными или надуманными причинами списывать старые скважины и переводить добычу на новые. А значит, получать большие объемы газа по "льготной ренте". А кроме того, уменьшать эксплуатационные расходы путем оптимизации скважинного фонда.

Кто-то скажет, рента для УГВ не велика – игра не стоит свеч. Действительно, постановление Кабмина от 10 сентября 2022 года определяет, что УГВ до 31 августа 2024 года реализует природных газ в интересах НАК "Нафтогаз України" по цене 7 240 грн/тыс. куб. м, что включает цену газа, определенную на уровне 6 033 грн/ тыс. куб. м и 20% налога на добавленную стоимость.

Ставки ренты определяются согласно Налоговому кодексу: с 2022-го по март 2032 года ставки ренты варьируются в зависимости от цены газа (в долларовом эквиваленте), достигая 65% на превышение фактической цены над порогом $400/тыс. куб. м. Минимальный расчет ренты производится отдельно для каждого месторождения в разрезе видов углеводородов, их цен и глубин залегания. При этом отдельно рассчитываются ставки и рентные платежи по объемам в рамках НСО по цене 6033/тыс. куб. м и вне НСО.

То есть при НСО разрушать истощенные месторождения с целью уменьшения рентных платежей хоть и есть смысл, но космически прибыльный вариант можно получить в случае отмены НСО и перехода к торговле газом на рыночных условиях. Этот сценарий может работать в условиях отмены НСО и/или приватизации (например, в рамках IPO). Ее необходимость неоднократно отмечал экс-глава правления Нафтогаза Андрей Коболев и экс-глава УГВ Александр Романюк, до начала войны оценивавший компанию в $10 млрд.

Сейчас компания инвестирует миллиарды гривен в старые месторождения. При этом эксплуатационные расходы не падают. Капитальные, очевидно, растут. Добыча хоть и растет, но это, скорее, компенсационная добыча. При этом государство при продолжении реализации стратегии из года в год будет получать меньше рентных платежей.

В общем, вопрос – какова на выходе цена одного кубометра газа дополнительной добычи в действующих рамках стратегии? И речь не только о себестоимости.

И в заключение стоит обратить внимание на вечную проблему – производственно-технологические потери (ПТП). Или, скорее, проблему методик их определения.

Снова проблема ПТП

В 2018 году УГВ отчиталось о рекордном объеме добытого газа за последние 25 лет – 15,5 млрд кубов. Однако эта цифра вызывала сомнение в экспертных кругах. Поскольку в тот же год компания показала ПТП на уровне 1,5 млрд куб. м. Возникло подозрение, что добыча выросла на бумаге. Было начато внутреннее расследование, о котором отчитались в июле 2019 года.

По его результатам экс-глава дивизиона "Интегрированный Газ" в Группе Нафтогаз Андрей Фаворов признал манипуляции с ПТП со стороны менеджеров компании и уволил часть должностных лиц-исполнителей схемы. Однако только исполнителей, а не топ-менеджеров, которые позиционировались как реформаторы-технократы и в отношении которых должны провести служебные расследования. После этого политического скандала компания в публичной коммуникации показывала всю добычу только в "товарном" измерении. И делает это по сей день включительно.

В 2023 году вопрос ПТП также есть в повестке дня, так как очевидно несовпадение объема проведенных работ по бурению и других внутрискважинных операций и израсходованных объемов технологического газа для их продувки.

Так, в 2022 году объем ПТП составил 662 млн куб. м против 683 млн куб. м в 2023 году. Эти объемы выглядят как соответствующие исторической норме. Ведь известно, что объем газа ПТП за всю историю Независимости колебался в пределах 0,5-0,8 млрд кубов.

Однако разница в объемах ПТП в 21 млн куб. м газа вызывает вопрос. Поскольку известно, что в 2022 году компания ввела в эксплуатацию 41 скважину против 87 в 2023 году. А если учесть еще буровые скважины, а это 111 скважин, то разрыв становится еще заметнее.

Соответственно, если разница в пробуренных скважинах существенна, то почему так мала разница в отраженных ПТП. Особенно с учетом того, что в 2023 году количество операций с КРС (капитальный ремонт скважин), ГРП (гидравлический разрыв пласта), колтюбинговых операций и других мероприятий по интенсификации добычи в разы больше, чем в 2022 году.

Таблица 3. Проведение внутрискважинных операций по всем направлениям в 2023 году

* Приведенные цифры для понимания разницы объема проведенных операций, они могут несколько не совпадать с фактом 2023 года.

Источник: Презентация ВИО главы УГВ Олега Толмачева с мая 2023 года

До 2017 года объем ПТП необходимо было согласовывать с Министерством энергетики. Так, если руководители УГВ понимали, что реальный объем газа, который нужен для технологических целей, был бы условно 0,5 млрд куб. м, то смело дописывали еще 100 млн куб. м. И дальше выходили на "торги" с министерством. В результате получали в утвержденном виде желаемые 0,5 млрд куб. м.

Когда в рамках решительных реформ убрали необходимость согласовывать ПТП с центральным органом исполнительной власти, сразу возникли пресловутые 1,5 млрд куб. м газа ПТП. Соответственно, сейчас мы в ситуации, когда объемы ПТП не отражают реальной картины потерь и затрат. А скорее компромиссная цифра в рамках политически ожидаемых объемов, условно до 0,7 млрд куб. м. Это, прежде всего, результат скандалов 2018-2019 годов.