«Укрнафта» відновлює буріння: 20 нових свердловин у 2026 році та перехід до складніших проєктів

Стратегія відновлення та розвитку напрямку буріння АТ Укрнафта

Михайло Кріль, провідний інженер з буріння АТ «Укрнафта» (Управління підготовки та проектування свердловин)

Відео доповіді: https://www.youtube.com/live/6VFLI6mZVNA?si=ySe5pjlL4gtMHOnr&t=18832 

АТ «Укрнафта» нарощує обсяги буріння, збільшує частку похилокерованих і горизонтальних свердловин та впроваджує сучасні технології їх спорудження. Про результати, технологічні рішення й потреби компанії розповів Михайло Кріль, провідний інженер з буріння Управління підготовки та проєктування свердловин АТ «Укрнафта», під час нафтогазової конференції Newfolk у Львові.

Від відновлення буріння до 30 свердловин на рік

У 2025 році «Укрнафта» збільшила обсяги буріння у 2,5 раза. Наразі компанія одночасно споруджує сім свердловин, а протягом 2026 року планує завершити 20 проєктів.

Основний акцент зроблено на складних похилокерованих і горизонтальних свердловинах. За словами Михайла Кріля, реалізовані на цей момент проєкти мають 100% успішність.

Нові свердловини вже забезпечують додатковий видобуток, еквівалентний 12% загального обсягу видобутку нафти компанії та майже 2% видобутку природного газу. Це підтверджує безпосередній вплив інвестицій у буріння на виробничі результати.

У 2027 році «Укрнафта» планує збільшити обсяг робіт до 30 свердловин. Реалізація цієї програми потребуватиме розширення сервісних потужностей, залучення сучасних іноземних технологій та додаткових інвестицій.

Впровадження стандартів API

Одним із напрямів технологічного розвитку компанії є впровадження стандартів Американського нафтового інституту API. «Укрнафта» отримала дозвіл на їх переклад українською мовою. Зокрема, фахівці компанії працюють над перекладом стандартів, що стосуються бурових розчинів.

Очікується, що українські версії стандартів стануть доступними для сервісних компаній та інших учасників ринку через Американський нафтовий інститут. Це має сприяти уніфікації технічних вимог і наближенню української практики спорудження свердловин до міжнародних стандартів.

Основні бар’єри для розвитку буріння

Зростання виробничої програми відбувається в умовах обмежених можливостей українського сервісного ринку. Компанія визначає чотири основні групи проблем:

• перевищення попиту на бурові та сервісні послуги над доступною пропозицією;
• зростання вартості обладнання і ключових матеріалів;
• порушення ланцюгів постачання в умовах війни;
• тривалі та надмірно бюрократизовані закупівельні процедури.

Недостатня конкуренція між сервісними компаніями позначається на вартості й подекуди на якості послуг. Через це «Укрнафта» змушена планувати потреби на тривалий період, щоб запобігати простоям.

Додатковим фактором є розташування окремих об’єктів поблизу зони бойових дій, іноді менш ніж за 60 км від лінії фронту. Підвищені безпекові та логістичні ризики впливають на бюджети й терміни спорудження свердловин.

Окремою проблемою залишаються зловживання механізмом оскарження закупівель та складність оперативної заміни недобросовісного підрядника. У разі незадовільної роботи виконавця це може призводити до зриву виробничих графіків.

Горизонтальне буріння потребує нової сервісної бази

Подальше підвищення ефективності проєктів компанії значною мірою залежить від технологічного забезпечення горизонтального буріння. Одним із ключових обмежень є недостатня кількість доступних в Україні модулів каротажу під час буріння LWD.

Проблемою є також тривалий термін мобілізації такого обладнання та дефіцит кваліфікованого персоналу для його технічного супроводу. Обслуговування багатьох систем проводиться за межами України. У разі несправності або аварійної ситуації це суттєво збільшує тривалість простою.

Компанія також потребує обладнання для геофізичних досліджень горизонтальних свердловин та відповідних систем для подальшого видобутку. Комплексне дослідження горизонтального стовбура має підвищити обґрунтованість рішень щодо розробки родовищ.

Новий підхід до кріплення свердловин

«Укрнафта» трансформує підхід до кріплення свердловин, розглядаючи якість цементування як один із фундаментальних факторів успішності всього проєкту.

Процес цементування моделюється ще на стадії проєктування. Для цього компанія використовує спеціалізовані програмні рішення. Попереднє моделювання дозволяє оцінити потенційні ризики та скоригувати технологічні параметри до початку робіт.

Компанія також переходить від закупівлі окремого обладнання до формату «обладнання плюс сервіс». Такий підхід планується застосовувати для пакерних систем, підвісок, технічної оснастки та обладнання для гідравлічного розриву пласта. Постачальник має відповідати не тільки за поставку, а й за належне відпрацювання обладнання на свердловині.

Водночас розвиток цього напряму стримує обмежена кількість цементувальних флотів. За інформацією компанії, сьогодні лише дві приватні компанії мають відповідне оснащення та готові надавати необхідні послуги.

«Укрнафта» також очікує переходу від використання уніфікованих цементних сумішей до рецептур, адаптованих для кожної свердловини з урахуванням конкретних геологічних і термобаричних умов.

Зниження гідростатичного тиску під час цементування

Під час конференції Михайло Кріль представив практичний приклад застосування методу, який у компанії називають гідростатичним регулюванням під час цементування.

Рішення передбачає часткову заміну бурового розчину в затрубному просторі на полегшену систему перед закачуванням буферної рідини та тампонажного розчину. Обсяг полегшеного розчину розраховується таким чином, щоб витіснити робочу рідину від башмака попередньої колони до устя.

Застосування методу дозволило знизити гідростатичний тиск приблизно на 50 атмосфер. Це допомогло запобігти поглинанню та забезпечити підйом цементу до проєктної висоти.

Необхідність пошуку такого рішення була зумовлена результатами попередніх операцій. На окремих свердловинах під час двоступеневого цементування обсяги поглинання становили 45, 60 і 25 м³. Наслідками ставали порушення герметичності та потреба в додаткових роботах.

Після застосування гідростатичного регулювання поглинання не зафіксували. Цемент було піднято до запланованої висоти, а герметичність муфти та обсадної колони підтверджено.

Бурові розчини та збереження проникності пласта

Компанія проводить дослідження впливу бурових розчинів на відновлення проникності порід. Один із розглянутих прикладів стосувався Серпухівських відкладів та порівняння систем на водній і нафтовій основі.

За результатами дослідження розчин на водній основі забезпечив відновлення проникності до 73% на етапі імітації перфорації. Для повнішого відновлення знадобилися додаткові лабораторні операції. Розчин на нафтовій основі, або OBM, продемонстрував високий рівень відновлення проникності вже на етапі імітації перфорації.

У компанії вважають, що застосування OBM може бути виправданою інвестицією для складних свердловин і перспективним напрямом розвитку буріння в Україні.

Для підвищення якості досліджень науково-дослідний інститут «Укрнафти» використовує сучасне лабораторне обладнання GRACE. Воно дозволяє визначати динамічну фільтрацію та змащувальні властивості бурових розчинів в умовах, наближених до свердловинних. Наразі фахівці формують базу експериментальних даних.

Ринку потрібні спеціалізовані сервіси

Зі зростанням складності ресурсної бази змінюються вимоги до підрядників. За словами Михайла Кріля, фонд відносно простих об’єктів скорочується. За певних геологічних умов свердловина завглибшки 1300 м на заході України може бути технологічно складнішою за п’ятитисячну свердловину на сході.

Тому компанія шукає не просто постачальників обладнання, а спеціалізовані сервісні компанії, здатні забезпечити інжиніринг, технологічний супровід і безперебійну роботу в складних геологічних та безпекових умовах.

Непродуктивний час створює прямі збитки як для замовника, так і для підрядника. Пріоритетами «Укрнафти» є надійність процесів, відповідальність партнерів і довгострокове планування співпраці.

Компанія зі свого боку прагне зробити взаємодію з ринком прозорішою та зручнішою. Реалізація планів із буріння 20 свердловин у 2026 році та 30 свердловин у 2027 році залежатиме від спроможності державної компанії та сервісного ринку спільно масштабувати технології й виробничі потужності.

«Наша мета — реальна енергонезалежність України, але зробити це самотужки неможливо», — підсумував Михайло Кріль.