Під час VI Міжнародної нафтогазової конференції Ньюфолк у Львові Олександр Романюк, перший заступник Голови Правління - директор виконавчий АТ «Укргазвидобування» розповів про плани та перспективи компанії.
На даний момент, за словами Олександра Романюка, компанія працює в умовах обмеженості та виснаженості ресурсної бази, є більше 60 відмов в отриманні нових площ, УГВ активно працює на наявних ліцензіях, задекларовані запаси яких, за міжнародною оцінкою, становлять 260 млрд м³ блакитного палива. Операції тільки на зрілих родовищах можуть дати до 16,2 млрд. кубометрів в 2021 році з подальшим зниженням видобутку.
Для ефективної роботи з зазначеним ресурсом зі слів Олександра Романюка, в компанії активізували проведення геологічних досліджень, істотно оновлюють парк бурових верстатів і залучають підрядників міжнародного рівня Weatherford і Schlumberger для проведення сервісних операцій.
Також для роботи на виснажених родовищах в Західній Україні УГВ залучає партнерів з новітніми технологіями і значним досвідом роботи шляхом підписання контрактів щодо збільшення видобутку газу.
Розглядаючи існуючі потенційні можливості подальшого збільшення видобутку, компанія зацікавлена в отриманні нових ділянок, в тому числі з покладами газу щільних порід, запаси яких в Україні, за прогнозами фахівців, є найбільшими в Європі.
«Укргазвидобування ефективно працює на виснажених родовищах за світовими бенчмарками, але на старих родовищах постійне збільшення видобутку природного газу неможливе. Тому ми активно беремо участь в електронних аукціонах Держгеонадр на нові ділянки і в конкурсах на укладення угод про розподіл продукції (УРП). Так, на цьому тижні УГВ подало документи на участь конкурсі Міненерго на укладення угод про розподіл продукції по 9 ділянках», - зазначив Олександр Романюк.
У той же час, нові родовища можуть дати додатково до 31 млрд. куб. м. можливих запасів до існуючого портфелю "Укргазвидобування".
Забезпечення видобутку на рівні 16 млрд. куб на рік вимагає додаткових можливих резервів в обсязі 22 млрд. куб. При цьому, для підвищення обсягів видобутку до 18 млрд. куб м. щорічно в піковий період необхідні вже 40 млрд. куб м. додаткових можливих запасів, зазначає Олександр Романюк. Стабілізація щорічного виробництва на рівні 20 млрд. куб м. може статися в 2026 році, за умови, що буде забезпечено додаткові 58 млрд. куб м.
Незважаючи на те, що виробничий коефіцієнт "Укргазвидобування" - ціна / прибуток - краще, ніж середній показник в галузі, не маючи значних нових або зрілих родовищ з рівнем зрілості до 70%, УГВ відчуває значний спад виробничого потенціалу.
На даний момент Укргазвидобування залучає додаткові ресурси для забезпечення зростання видобутку. Зокрема участь у договорах УРП і залучення кваліфікованих компаній до розробки виснажених родовищ в рамках договорів РЕС. На даний момент кваліфікацію пройшли чотири компанії - BakerHughes GE, ExpertPetroleum, BeikenEnergy, ПГНК.
Щоб розблокувати виробничий капітал, Укргазвидобування використовує сучасні технології.
Зокрема, для забезпечення процесів буріння були придбані 20 нових бурових установок з верхнім приводом у Bentec і Honghua. Застосовується RSS + LWD - контрольоване буріння з можливістю геофізичних досліджень в реальному часі.
Компанія успішно освоює технологію ГРП. Зокрема, операції проводяться з використанням TBock для обробки декількох виробничих інтервалів з різним градієнтом руйнування в межах 1 операції ГРП.
Проводиться багатоступінчастий ГРП у вертикальних свердловинах з використанням багатоступеневих макетів: було стимульовано 4 свердловини - від 5 до 9 інтервалів ГРП.
Проводиться ГРП з використанням реагенту для зниження поверхневого натягу з високою швидкістю закачування - для інтенсифікації свердловин з низькою проникністю відкладень.
Для максимального вилучення рідини з мікропор в малопроникних і герметичних колекторах застосовується нано-ПАР.
При проведенні ГРП в герметичних колекторах застосовуються мікропроппанти (200 меш).
Для визначення параметрів недіючого малопроникного колектора проводятся діагностичні пробні випробування (DFIT). При випробуванні свердловин після ГРП використовується обладнання WellTesting з трифазним сепаратором.
У свердловинах Західної України проведення операцій ГРП проводиться з використанням рідкого гелеутворюючого агента.
Також ГРП проводиться з використанням технології TSO (обмеження довжини і висоти тріщини і максимізація товщини тріщини в високопроникних пластах).
Колтюбінгові технології застосовуються УГВ для наступних операцій.
- Гідропасмічна перфорація з використанням КТ
- Ізоляція водопостачання шляхом встановлення ізоляційного цементного мосту
- Використання гідравлічного молота для ліквідації перешкод в трубі і обсадній колоні
- Проведення очищення органокіслотнимі і слабокислотні розчинами
- Глибока кислотна обробка шарів
- Пілотна реалізація оперативного моніторингу технологічного режиму роботи колтюбінгових установок в реальному часі з фіксацією параметрів на сервері
- Впровадження програмної системи Cerberus (NOV CTES) для моделювання механічних, гідравлічних навантажень на гнучку трубу.
Технології КТ, які реалізує Schlumberger:
• Технологія гідро-моніторного очищення труб, ЄС і перфорацій JetBLASTER
• Технологія руйнування гелевих розчинів CleanFRAC
• Технологія вилучення рідини CleanSWEEP
• Технологія вилучення сольових відкладень в трубах, обсадних колонах і перфораціях MSR
• Використання програмного забезпечення CoilCADE для моделювання механічних і гідравлічних навантажень
В кінці 2018 року було підписано угоду з «Бєлоруснєфть» на проведення робіт з буріння бокових стволів 6 свердловин непрацюючого свердловинного фонду двома буровими установками потужністю 125 т. Станом на травень 2019 року відновлено 5 свердловин. Остання свердловина буде завершена в червні 2019 року. Нещодавно УГВ підписала контракт з Halliburton на надання комплексних послуг «під ключ» з буріння бокових стволів 26 свердловин з використанням трьох спеціально обладнаних бурових установок (125т і 180т) з верхнім приводом. Буріння бічних стовбурів - це ефективна технологія, що дозволяє збільшити видобуток нафти і газу на старих родовищах, а також відновити продуктивність шарів. Буріння бічних стовбурів дозволяє повернути в експлуатацію свердловини, які не могли бути повернуті в діючий фонд іншими методами. Завдяки бурінню бокових стволів в розробці використовуються раніше не задіяні ділянки пласта, а також важкодоступні запаси нафти і газу, видобуток яких раніше не був можливий. Вартість операції з буріння бокового стовбура в 4 рази менше, ніж вартість буріння нової свердловини.
Ще однією впроваджуваною на підприємстві технологією для збільшення видобутку природного газу є використання механізованої експлуатації.
У 2018 році УГВ спільно з Weatherford Ukraine запустила проект оснащення свердловин механізованими підйомними системами. Системи плунжерного підйому будуть використовувати природну енергію свердловини, що призведе до досить економічному методу механізованої видобутку з широким спектром областей і умов застосування - від зниження рівня рідини в газових свердловинах до підвищення продуктивності свердловин з недостатнім тиском.
Капілярні системи закачування дозволяють усунути проблему викиду рідини і осадження твердих частинок, а також максимізувати видобуток і знизити витрати на підйом за рахунок точного і безпечного введення реагентів.
Цілі проекту впровадження механізованої експлуатації:
• Будівництво 16 пілотних свердловин з системами механізованої експлуатації
• Збільшення видобутку газу завдяки зменшенню втрат при вибухових роботах на свердловинах і зниження фактора природного скорочення видобутку
• Збільшення періоду експлуатації свердловин
• Зменшення навантаження на UPG завдяки автоматизації процесу
• Зменшення термінів і підвищення якості робіт.
