Інтенсифікація чи свердловини-дублери. Як Укргазвидобування збільшує видобуток газу

Кожного тижня з'являються новини про запуск високодебітних свердловин на родовищах Укргазвидобування. Плюс 250 тисяч кубів газу на добу, плюс 400 тисяч, плюс 500 тисяч. Проте не все так райдужно, як звітує пресслужба.

У сухому залишку Укргазвидобування показало збільшення річного видобутку газу у 2023 році на 5%. Голова Нафтогазу Олексій Чернишов каже про 7%. Цифри бігають, але й характер збільшення видобутку викликає питання.

Варто проаналізувати низку аспектів виробничої діяльності товариства у 2023 році та порушити питання доцільності продовження виконання стратегії.

Секрети підрахунків видобутку

АТ "Укргазвидобування" (УГВ) – найбільша газовидобувна компанія в Україні, яка видобуває понад 70% природного газу в країні. Входить у державну Групу Нафтогаз і є найприбутковішим її активом. У 2022 році її прибуток становив 60 млрд грн, а роком раніше – 72 млрд.

При тому сам Нафтогаз  хронічно збитковий через виконання покладених на нього спецобов'язків (ПСО) щодо постачання газу населенню та підприємствам Теплокомуненерго за пільговою ціною.

На початку  минулого року голова правління НАК "Нафтогаз України" Олексій Чернишов декларував публічну мету щодо збільшення видобутку газу у 2023 р. на 1 млрд куб. м – до 13,5 млрд куб. м.

За підсумками року компанія вийшла на рівень 13,22 млрд куб. м. Збільшення становило 5%, або 661 млн куб. м газу з 12,56 млрд кубів у 2022 році.

Дані розбігаються з публічними заявами керівництва Групи Нафтогаз. У січні в інтерв’ю CNBC під час економічного форуму в Давосі Чернишов звітує про показник зростання у 7%. У вересні 2023 року в інтерв’ю NewsWeek Олексій Чернишов також заявляв про плановане нарощення видобутку на 7-8%.  

Пресслужба НАК заявила, що компанія вперше з 2002 року досягла рекордного видобутку 1 млрд куб. м газу з нових свердловин. Слід зазначити, що 7-8% приросту виходять, якщо рахувати приріст саме з нових свердловин, а не від загального видобутку. Відповідно, за підсумками року цей мільярд кубів складається зі зростання загального товарного видобутку у 5% рік до року (661 млн куб м) та 339 млн куб. м компенсації природного падіння, що має становити 2,56% від річної бази видобутку у 2023 році.

Проте 5% реального нарощування рік до року проти 7% нарощування, що озвучує голова Нафтогазу, не можна порівняти з 11% зростання видобутку УГВ, про які каже прем’єр Денис Шмигаль. Яка структура цих 11%, сказати важко.

Існує ще одна теорія – Чернишов озвучує виробничий план УГВ щодо товарного газу із презентації, що була представлена працівникам тимчасово виконуючим обов'язки голови УГВ Олегом Толмачевим у травні 2023 року. Дійсно, там фіксувалася цифра зростання видобутку компанії на 7,6% – до 13,5 млрд куб. м. Але сумнівно, що голові Нафтогазу з травня ніхто не доповідав оновлені дані.

Утім, головне – не які цифри озвучує Олексій Чернишов або Денис Шмигаль, а скільки додаткового газу вдасться постачити споживачам у цьому й наступних роках. Для пошуку відповіді на це питання варто подивитися на стан УГВ в ретроспективі.

Таблиця 1. Обсяг  видобутку газу УГВ у 2014-2023 роках

Джерело: Дані НафтоРинку, ExPro, Oil&Gas та дослідження "Червоні прапорці Нафтогазу"

Інтенсивне буріння

Якщо дивитись на цифри проходки буріння, то 2023 рік увійде в історію УГВ як рекордний. У 2022 році компанія вийшла на показник близько 215 тис. м проходки, та передала замовнику 41 свердловину. А у 2023 році вже 325 тис. м та 87 свердловин.

Загалом у компанії розраховували отримати 1015 млн куб. м видобутку з буріння. Отримали більше. Додатковий видобуток з буріння мав би становити 1130 млн куб. м або більше, якщо перевиконали план. Ціна буріння кусається – ТВО голови УГВ заявив, що одна свердловина на 4000 м була пробурена за 300 млн грн. Якщо всі свердловини буряться так або навіть дорожче, то необхідно терміново розпочати дискусію про вартість метра проходки буріння. Інакше газ стає золотим.

Загалом БУ "Укрбургаз", що входить в структуру УГВ, показав високий результат. Начальник департаменту розробки родовищ УГВ Ігор Фоменко в корпоративній газеті зазначає: "Мимоволі спостерігаєш певне дежавю: там (на певних родовищах. – Ред.) одночасно працюють по 4–5 бурових верстатів. Востаннє таке траплялося понад 40 років тому".

Загалом у роботі були від 37-41 бурових верстатів із загальної кількості у 42 одиниці. Це надзвичайний результат, що був досягнутий, зокрема, завдяки директору Укрбургазу Івану Сушинському. Втім на момент написання матеріалу він був звільнений.

Таблиця 2. Буріння УГВ в 2023 році

* Зі 111 свердловин, що перебували в бурінні в 2023 році, 97 закінчено бурінням, а 87 передані замовнику. З них 66 розпочато і завершено бурінням у 2023 році.

Джерело: Дані БУ "Укрбургаз" надані геологом Володимиром Щербиною.

Відомо, що  з введених 87 свердловин 6 свердловин – "сухі" і були передані в "спостережний фонд", 62 – експлуатаційні, що дали додаткових 575 млн куб. м газу. Решта – пошукові, що буряться на перспективних площах.

Так, у 2023 році лише з двох родовищ X та Y, на яких пробурили 12 пошукових свердловин, отримали близько 382 млн куб. м газу, хоча в компанії розраховували отримати з них всього 123 млн куб. м газу. Тобто разом це вже 957 млн куб. м додаткового газу з буріння.

Одне родовище Х було відкрито у 1993 році та було виведено з фонду "сплячих ліцензій". Його не вводили в експлуатацію через значну віддаленість від трубопроводів. Друге, родовище Y, що стало ключовим, відкрите у 2021 році, але досі в колах геологів точаться дискусії, чи це було справжнє відкриття, чи "мальоване" менеджерами на папері. Адже позиціоноване нове родовище може бути лише одним з блоків вже раніше відкритого родовища.

Проте на родовищах є газ, і загалом з початку розробки у 2022 році на них видобули 412 млн куб. м газу, з яких 382 млн у 2023 році. Тобто з заявлених Чернишовим 1 млрд куб. м газу з нових свердловин можна "відносно точно" прослідкувати вищезазначені 957 млн куб. м. Термін "відносно точно" вжитий свідомо.

Можливі домальовки

В УГВ є теоретична, технічна, а головне інтелектуальна спроможність "домальовувати" не тільки обсяги річного видобутку, а й видобутку з окремих свердловин. Так, комерційний і достовірний облік газу здійснюється на точці входу в систему Оператора ГТС. Перш ніж дійти до стадії комерційного обліку, газ з родовищ потрапляє на лічильник, розташований на Установці комплексної підготовки газу (УКПГ).

Далі оператори за певною методологією ділять загальний обсяг газу, що зайшов на УКПГ, по свердловинах. Тобто теоретично, якщо треба показати успішність буріння якоїсь свердловини, то можна дорахувати їй добового дебіту за рахунок віднімання дебіту зі старої свердловини і все зафіксувати в журналі, який за необхідності є можливість переписати.

Не можна сказати, що з обліком ніхто нічого не робить. Не роблять нічого лише з обліком на кожній свердловині. А от на одному з УКПГ нещодавно відкрили новий пункт вимірювання вуглеводнів. Лише за першу добу роботи пункту вимірювання добовий дебіт із базових родовищ однієї з філій збільшився на понад 150 тис. куб. м.

На новому об’єкті для визначення кількості газу використовується ультразвуковий лічильник газу. Окрім цього проводиться постійний контроль за фізико-хімічними параметрами газу за допомогою потокового хроматографа і потокового вологоміра, як того вимагає Кодекс газорозподільних систем.

Контроль якості – проблема, що призводить до фінансових втрат. Так, УГВ було вимушене виплатити з січня по жовтень 2023 року 635,5 млн грн штрафів за подання в систему ОГТСУ неякісного газу. Відсоток подання неякісного газу становив 66%, тобто 6,4 млрд куб. м з 9,7 млрд загального обсягу, що потрапив у систему.

У компанії зреагували на цю ситуацію та заявили, що причиною подавання великих обсягів неякісного ресурсу стали руйнування технологічних ліній на окремих інфраструктурних об’єктах компанії внаслідок агресії РФ та проведення робіт із технічного обслуговування на об’єктах промислової переробки в серпні та вересні 2023 року.

Стратегія "Заміщення ренти"

Є думка, яку вперше в публічний простір вивели оглядач податкової і, зокрема, рентної політики Олександр Шумський та геолог Володимир Щербина. Вона полягає в тому, що весь масив свердловин, які масово з’являються на виснажених родовищах (відбувається ущільнення сітки буріння), розбурений для мінімізації виплат рентних платежів.

Крім того, як результат йде заміщення старого фонду свердловин на новий, а отже, згідно з новими пільговими ставками ренти з нових свердловин, компанія буде щороку все менше й менше платити в бюджет. Для того, аби довести цю гіпотезу або її спростувати, необхідно аналізувати законодавство, проєкти уточненої промислової розробки родовищ та конкретні порівняльні приклади.

Перш за все варто звернутися до корпоративної історії, аби зрозуміти причинно-наслідковий зв’язок стратегії вкладання коштів у старі родовища.

Політичний аспект

Видобувати більше газу – радше політична мета,  ніж виробнича. Таким чином доволі часто за результатами року за кращим сценарієм ми отримуємо цифри зростання видобутку. Але з економічної точки зору видобутий газ є золотим.

За гіршим сценарієм, як показує історичний досвід, ми отримуємо зростання шляхом "форсованого режиму" видобутку, що призводить до масового обводнення свердловинного фонду, і різке падіння видобутку. Так сталося після сумнівних і досі недосліджених операцій на свердловинному фонді у період 2018-2019 років, що призвело до різкого обвалу в 2020-2021 роках.

Питання, що пішло не так, досі тяжіють перш за все над менеджерами Андрієм Коболєвим, Олегом Прохоренком, Олександром Романюком, Отто Ватерландером. Після звільнення Андрія Коболєва в 2021 році до влади в Нафтогазі прийшла команда Юрія Вітренка. Попри волю змінити підходи до видобутку, виникали фактори, що ускладнювали проведення об’єктивного аналізу сумнозвісної Програми "20/20", "форсованого видобутку" та очікуваної від Вітренка шок-терапії для УГВ. Тобто широкомасштабної та швидкої зміни управлінців на всіх ланках керування компанії.

Але Вітренко історично мав іншу спеціалізацію, що тяжіла до війни з "Газпромом", і до справ УГВ майже ніколи не був долучений. Відповідно, не мав власної команди управлінців у сегменті upstream.

Згодом на політичному рівні було прийнято рішення змінювати менеджмент "Нафтогазу", і в листопаді 2022 року до керування компанією приходить Олексій Чернишов. Він прийшов в момент, коли вже плани з розбурювання виснажених родовищ почали активно реалізовуватись. Адже перші проєкти "Уточненої розробки родовищ" з’явились у 2021 році. Тобто в 2023 році та в наступному 2024-му компанія діє та/або буде діяти в інерції управлінських рішень 2021 року, тобто часів керування УГВ Олександром Романюком.

Отже, перша причина інвестицій в "друге дихання" виснажених родовищ, це, допускаємо, спроба стабілізації видобутку, який стрімко падав внаслідок масового обводнення родовищ у 2018-2019 роках.

Друга причина: розбурювання старих родовищ – найпростіший і найшвидший спосіб отримання додаткового видобутку, в рамках якого можна майже гарантовано отримати бажане нарощування і при цьому з мінімальними ризиками виконувати виробничі операції. Геологи визначають точки буріння на добре вивчених родовищах. Буровики отримують великий масив роботи, покращують компетенцію і б’ють рекорд за рекордом в гонці комерційної швидкості буріння. Постачальники матеріалів і обладнання також отримують можливість прийняти участь в освоєнні величезних бюджетів. А головне, керівництво УГВ та "Нафтогазу" може звітувати нагору, що "поглиблюємося, нарощуємо, покращуємо". Всі в плюсі, проте у всього є ціна.

Як вони це роблять

Базовими документами, що регламентують будь-яку діяльність з розробки родовищ на рівні компанії, є проєкти промислової розробки, які після проведення рішучих реформ за необхідності можна в будь-який момент корегувати і діяти за "уточненими проєктами промислової розробки". Останні хоч і є "уточненими", прораховуються фахівцями підконтрольного УГВ інституту на 100 років наперед, тобто на очікуваний період розробки.

Якщо поглянути на один з уточнених проєктів діючого виснаженого газоконденсатного родовища на Лівобережній Україні, родовища "А", який є типовим, то виходить,  що компанія активно змінює стратегії розробки родовищ і подає на розгляд розробку за двома сценаріями, завжди голосуючи за другий. У першому варіанті – розробка родовища відбувається на діючому фонді лише з урахуванням витрат на заміну насосно-компресорних труб (НКТ). Тобто за економним варіантом.

У другому – на фонді, на якому планується буріння додаткових свердловин (йдеться про 27 свердловин на виснаженому родовищі "А"). Тобто за варіантом, що вимагає інвестицій мільярдів гривень.

Після операцій з ущільнення сітки буріння ми бачимо приріст видобутку природного газу. Але ми не знаємо, наскільки довго додаткові обсяги триматимуться. Зауважимо, що в приватних газовидобувних компаніях рішення збільшення кількості свердловин на конкретних родовищах завжди приймається після детального вивчення.

Зокрема, практика Полтавської газонафтової компанії (актив JKX Oil&Gas) показує, що рішення про буріння нових свердловин на старих родовищах (часто свердловин-дублерів) приймалися на підставі проведених детальних геологічних досліджень та розрахунків економіки додаткового видобутку по всьому такому родовищу на 5-10 років вперед. А не видобутку окремої свердловини без урахування її впливу на видобуток з інших свердловин.

Для прикладу, пробурили свердловину-дублера за $5 млн. На родовищі були ще п’ять свердловин, які давали по 100 тисяч куб м газу щодобово. Нова свердловина також дала 100 тисяч, але після її введення в експлуатацію щодобовий дебіт всіх інших свердловин знизився до 80 тисяч.

Якщо подивитися виснажені родовища, що розробляються за "уточненими проєктами", на них спостерігається збільшення видобутку газу. Відповідно, збільшення частки газу, з якого сплачується рента за пільговою ставкою.

Станом на 2023 рік співвідношення обсягу газу з нових/старих свердловин на родовищі "А" вже становить 30/70%. І ми наразі лише заходимо в стадію активного розбурювання.

Але співвідношення може у максимально стислі терміни змінитися. Наразі є старий фонд свердловин, на які компанія витрачає ресурс в рамках експлуатаційних витрат. Є нові свердловини, в які компанія інвестує мільярди в рамках буріння і одночасно інтенсифікації.

Далі буде 2024 рік – тенденція буде аналогічна. Але у зв’язку з тим, що частина нових свердловин може бути свердловинами-дублерами, компанії ніщо не заважає у зв’язку з обводненням, аваріями, іншими реальними або надуманими причинами списувати старі свердловини і переводити видобуток на нові. А отже, отримувати більші обсяги газу за "пільговою рентою". А крім того зменшувати експлуатаційні витрати шляхом оптимізації свердловинного фонду.

Хтось скаже, рента для УГВ не велика – гра не вартує свічок. Дійсно, постанова Кабміну від 10 вересня 2022 року визначає, що УГВ до 31 серпня 2024 року реалізує природний газ в інтересах НАК "Нафтогаз України" за ціною 7 240 грн/тис. куб. м, що включає ціну газу, визначену на рівні 6 033 грн/тис. куб. м та 20% податку на додану вартість.

Ставки ренти визначаються згідно з Податковим кодексом: з 2022-го по березень 2032 року ставки ренти варіюються залежно від ціни газу (в доларову еквіваленті), досягаючи 65% на перевищення фактичної ціни над порогом $400/тис. куб. м. Мінімальний розрахунок ренти здійснюється окремо для кожного родовища у розрізі видів вуглеводнів, їх цін та глибин залягання. При цьому окремо розраховуються ставки і рентні платежі за обсягами в рамках ПСО за ціною 6 033/тис. куб. м. та поза ПСО.

Тобто за умови ПСО розбурювати виснажені родовища з метою зменшення рентних платежів хоч і є сенс, але космічно прибутковий варіант можна отримати в разі скасування ПСО і переходу до торгівлі газом на ринкових умовах. Цей сценарій може спрацювати в умовах скасування ПСО та/або приватизації (наприклад, у рамках IPO). Її необхідність неодноразово зазначав екс-глава правління Нафтогазу Андрій Коболєв та ексголова УГВ Олександр Романюк, який до початку війни оцінював компанію в $10 млрд.

Зараз компанія інвестує мільярди гривень у старі родовища. При цьому експлуатаційні витрати не падають. Капітальні, очевидно, ростуть. Видобуток хоч і зростає, але це радше компенсаційний видобуток. При цьому держава при продовжені реалізації стратегії з року в рік отримуватиме все менше рентних платежів.

Загалом питання – яка на виході ціна одного кубометру газу додаткового видобутку в діючих рамках стратегії? І йдеться не лише про собівартість.

І на останок варто звернути увагу на вічну проблему – виробничо-технологічні втрати (ВТВ). Або, скоріше, проблему методик їх визначення.

Знову проблема ВТВ

У 2018 році УГВ прозвітувало про рекордний обсяг видобутого газу за останні 25 років – 15,5 млрд кубів. Проте ця цифра викликала сумнів в експертних колах. Адже в той самий рік компанія показала ВТВ на рівні 1,5 млрд куб. м. Виникла підозра, що видобуток виріс на папері. Було розпочато внутрішнє розслідування, про яке було відзвітовано у липні 2019 року.

За його результатами ексголова дивізіону "Інтегрований Газ" у Групі Нафтогаз Андрій Фаворов визнав маніпуляції з ВТВ зі сторони менеджерів компанії і звільнив частину посадових осіб-виконавців схеми. Проте лише виконавців, а не топ-менеджерів, що позиціонувалися як реформатори-технократи і щодо яких мали б провести службові розслідування. Після цього політичного скандалу компанія у публічній комунікації показувала весь видобуток лише у "товарному" вимірі. І робить це по сьогоднішній день включно.

У 2023 році питання ВТВ також є на порядку денному, адже є очевидне незбігання обсягу проведених робіт з буріння та інших внутрішньо-свердловинних операцій з витраченими обсягами технологічного газу для їх продувки.

Так, у 2022 році обсяг ВТВ становив 662 млн куб. м проти 683 млн куб. м у 2023 році. Ці обсяги виглядають як такі, що відповідають історичній нормі. Адже відомо, що обсяг газу ВТВ за всю історію Незалежності коливався в межах 0,5-0,8 млрд куб. м.

Проте різниця в обсягах ВТВ у 21 млн куб. м газу викликає питання. Адже відомо, що у 2022 році компанія ввела в експлуатацію 41 свердловину проти 87 у 2023 році. А якщо врахувати ще свердловини, які бурять , а це 111 свердловин, то розрив стає ще помітнішим.

Відповідно, якщо різниця в пробурених свердловинах є суттєвою, то чому така мала різниця у відображених ВТВ. Особливо з урахуванням того, що у 2023 році кількість операцій з КРС (капітальний ремонт свердловин), ГРП (гідравлічний розрив пласта), колтюбінгових операцій, та інших заходів з інтенсифікації видобутку є в рази більшою, ніж у 2022 році.

Таблиця 3. Проведені внутрішньо-свердловинні операції за всіма напрямками у 2023 році

* Наведені цифри для розуміння різниці обсягу проведених операцій, вони можуть дещо не збігатися з фактом 2023 року.

Джерело: Презентація ТВО голови УГВ Олега Толмачева від травня 2023 року.

До 2017 року  обсяг ВТВ необхідно було погоджувати з Міністерством енергетики. Так, якщо керівники УГВ розуміли, що реальний об’єм газу, що потрібен для технологічних цілей, був би умовно 0,5 млрд куб. м, то сміливо дописували ще 100 млн куб. м. І далі виходили на "торги" з міністерством. У результаті отримували у затвердженому вигляді бажані 0,5 млрд куб. м.

Коли в рамках рішучих реформ прибрали необхідність погоджувати ВТВ з центральним органом виконавчої влади, то одразу виникли сумнозвісні 1,5 млрд куб. м газу ВТВ. Відповідно, наразі ми в ситуації, коли обсяги ВТВ не відображають реальну картину втрат і витрат. А радше є компромісною цифрою в рамках політично очікуваних обсягів, умовно до 0,7 млрд куб. м. Це, перш за все, результат скандалів 2018-2019 років.