Глубоко забурились: где искать источник газовой независимости

С Иваном Гафичем, главным геологом ЧАО “Нефтегаздобыча”, мы беседуем из киевского офиса ДТЭК по видео-конференц-связи с Полтавой. Там расположен офис компании, конференц-зал которой выполнен в едином корпоративном стиле с ДТЭКовским и выглядит на экране как его зеркальное отражение.

Гафич живет между Киевом, Полтавой и месторождениями. “Где беда застанет, там и проживаю”, — иронизирует наш собеседник. Он — представитель известной в кругу инженеров-геологов семьи Гафич, общий трудовой стаж трех членов которой насчитывает 86 лет. Сам Иван Петрович начал путь геолога в 1976 году, на первом курсе Ивано-Франковского института нефти и газа. Там же познакомился с будущей женой Людмилой, которая в настоящее время является первым заместителем председателя правления всеукраинской общественной организации “Союз геологов Украины”. Их сын, Олег Иванович, пошел по родительским стопам и сегодня тоже работает в “Нефтегаздобыче”.

Ивана Гафича на работу в “Нефтегаздобычу” пригласили неслучайно. За свою карьеру он не только занимался научной деятельностью в Институте геологии и геохимии горючих ископаемых НАН Украины, но и работал на руководящих должностях в нескольких нефтегазовых предприятиях, а также принимал участие более чем в 20 проектах по изучению месторождений в Алжире, Сирии, Ливии, Иране, Пакистане, Казахстане, России и Украине.

Пионеры больших глубин

Сейчас Гафич занимается месторождениями в Полтавской области. Именно здесь расположен центральный, или полтавский, сегмент Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ), где сосредоточен углеводородный потенциал сверхбольших глубин. Его доказанные запасы оцениваются в 0,5 млрд т условного топлива при прогнозных запасах ДДВ 2,2 млрд т. Здесь же, на Полтавщине, “Нефтегаздобыча” владеет лицензионными участками на Семиренковском и Мачухском газоконденсатных месторождениях с доказанными запасами газа в 20 млрд куб. м и 2 млн т конденсата.

Энергетический холдинг Рината Ахметова сконцентрировал в собственности контрольный пакет акций частной газонефтяной компании в декабре 2013-го. На тот момент она добывала 0,5 млрд кубометров газа в год. Результат добычи по итогам 2015-го — 1,3 млрд кубов. Это второе место в Украине после государственной “Укргаздобычи”.

Сейчас компания эксплуатирует 20 скважин, восемь из которых были введены в строй в прошлом году. “Нефтегаздобыча” занимает первое место в Украине по объемам бурения сверхглубоких скважин среди частных компаний. Глубина всех новых скважин ЧАО составляет более 5500 м, в то время как в среднем по стране — 3000—4000 м.

В Украине потенциал газовых месторождений мелких и средних глубин выработан в среднем на 80%, а “распорошены” они на огромных площадях. Чтобы в перспективе не потерять собственную газодобычу, бурить скважины придется на большие (глубже 5 км) и сверхбольшие (глубже 6,5—7 км) глубины.

“Нефтегаздобыча” выступает своего рода первопроходцем. В прошлом году компания ввела в эксплуатацию скважину №17 на Семиренковском месторождении, которая стала самой глубокой в Украине — 6750 м. Скважина открыла залежи углеводородов на глубине 6541—6714 м, где есть промышленный приток газа.

В компании полагают, что скважина №17 — новая страница в истории украинской газодобычи. Когда-то залежи на подобных глубинах считались маловероятными, а промышленная добыча — невозможной. Сегодня точка зрения изменилась с точностью до наоборот. “Этой скважиной доказано наличие залежей углеводородов на больших и сверхбольших глубинах в полтавском сегменте Днепровско-Донецкой впадины в комплексах нижнего карбона и девона, которые ранее считались на данной территории либо слабо перспективными, либо бесперспективными. Теперь мы понимаем, что с этими глубинами может быть связан существенный неразведанный потенциал углеводородов, который пока является не оцененным”, — говорит Гафич.

По мнению руководителя департамента по экономике и финансам “Нефтегаздобычи” Наталии Гребенюк, скважина №17 не только имеет коммерческое и геологоразведочное значение, но и открывает перед компанией неплохие перспективы в плане роста стоимости ее активов.

“Это первая скважина, которая бурилась долго, с поднятием керна, и керн поднимался у нас достаточно часто для того, чтобы тщательно изучить первичный геологический материал. На глубине 6600 м образцы пород никто до нас не отбирал. Мы получили очень ценные и уникальные геологические данные и сегодня имеем информацию, которая позволяет нам с уверенностью смотреть в будущее. Мы считаем, что наши перспективы — на глубине. Поэтому теперь строим свои новые геологические модели исходя из новой уникальной геологической информации. По сути, мы будем пересматривать перспективы наших активов в сторону их улучшения”, — отмечает Гребенюк.

Источник газовой независимости

Однако перспективы могут быть не только у отдельно взятой “Нефтегаздобычи” в Полтавской области. Аналогичные условия формирования углеводородов на больших и сверхбольших глубинах могут иметь место и в других регионах, как в Украине, так и в мире.

“Опыт разведки углеводородов на протяжении последних лет в мире не очень афишируется. Однако в Бразилии, Аргентине и США был сделан ряд крупных открытий запасов газа на больших глубинах, где, как ранее уверяла традиционная наука, их не должно быть в силу высокого давления и высоких температур”, — рассказывает Гафич, по словам которого, углеводороды на больших и сверхбольших глубинах могут иметь неорганическое происхождение.

В целом, как отмечают украинские ученые, большие и сверхбольшие глубины способны открыть для человечества неисчерпаемый ресурс углеводородов до того, пока цивилизация не перейдет к качественно иным способам получения энергии, к примеру, посредством управляемого термоядерного синтеза.

“По-видимому, земные недра в перспективе являются неисчерпаемым источником углеводородов, в частности газообразных, что существенно меняет энергетические перспективы человечества”, — говорит академик НАН Украины, академик и член президиума Украинской нефтегазовой академии Александр Лукин. По его мнению, для нашей страны такой перспективой мог бы стать полный отказ от импорта газа. В частности, как предполагает Лукин, бурение высокодебитных глубоких скважин в центральном сегменте ДДВ даст возможность в ближайшие годы нарастить отечественную добычу на 20—5 млрд кубометров в год.

Оптимистичны в оценках перспектив страны и руководители ДТЭК. “Украина способна обеспечить себя собственным газом в течение 7—10 лет при проведении правильной политики в отрасли. Это вполне реальная цель. Частные компании в 2014 году уже доказали, что ежегодный суммарный рост добычи в стране может превышать 30%. Но для обеспечения такого роста нужны профессионалы, инвестиции в технологии, оборудование, экспертиза. ДТЭК на своем примере показывает, как это работает. Однако ключевым фактором, сдерживающим развитие отрасли, остается регуляторная и инвестиционная среда”, — уверен генеральный директор ДТЭК Максим Тимченко.

Гендиректор “Нефтегаздобычи” Игорь Щуров полагает, что к 2020 году компания может увеличить добычу газа до 6 млрд кубов. В то же время Гафич в прогнозных оценках более сдержан. “Если государство хочет стать энергетически независимым, оно, безусловно, должно идти на большие глубины. Однако глубокое бурение — непростое дело, это чрезвычайно сложные, дорогие и рискованные с геологической точки зрения проекты. Естественно, что ресурсный потенциал на больших глубинах разведан в наименьшей степени. То есть говорить, что мы прямо завтра начнем обеспечивать этим газом всю страну, я бы не стал”, — объясняет он.

По словам Гребенюк, принятие инвестиционного решения по бурению глубоких скважин связано с очень высоким геологическим риском. Как свидетельствует статистика, только одна из шести пробуренных скважин становится успешной и дает коммерческий газ. “В случае со скважиной №17 нам повезло. Мы попали с первого раза. Спасибо Ивану Петровичу и его команде”, — отмечает Гребенюк.

По ее словам, стоимость бурения и эксплуатации скважины возрастает в геометрической прогрессии в зависимости от ее глубины. Кроме того, на больших глубинах существует еще один неблагоприятный фактор — агрессивная геофизическая среда. “Мы сталкиваемся с очень высокими температурами и аномальным давлением. Это приводит к быстрому износу внутрискважинного оборудования. Его приходится менять. Несмотря на то что мы устанавливаем оборудование лучших мировых производителей, предназначенное для работы в агрессивной среде, нам приходится его менять с периодичностью чуть ли не один раз в год”, — объясняет Гребенюк.

Стоимость сверхглубокой скважины №17 обошлась “Нефтегаздобыче” в $24 млн, потому что она первая. Последующие будут дешевле — их стоимость составит $18—20 млн.

Инвестиции в технологии

“Нефтегаздобыча” привлекает к сотрудничеству ведущих мировых поставщиков оборудования и технологий, отечественную отраслевую науку в лице Института геологических наук НАН Украины и Ивано-Франковского национального технического университета нефти и газа, украинские буровые компании и инженеров-геологов.

Как отмечают в “Нефтегаздобыче”, работа на больших глубинах требует внедрения новых технологий на всех этапах геологоразведочных, буровых и эксплуатационных работ. На объектах предприятия, в частности, впервые в Украине применена широкоазимутальная объемная сейсморазведка для изучения характеристик пород на больших глубинах. Она позволяет геофизикам построить модель месторождения, понять его строение и даже оценить свойства пород, что помогает в поиске крупных залежей углеводородов, наличие которых на глубине более 6 км уже доказано. Созданы постоянно действующие геолого-технологические модели месторождений (служат основой для анализа эффективности управленческих решений по разведке и разработке), внедрена инновационная технология строительства и обустройства пластов для увеличения дебита скважин (применение инновационных методов бурения), а также технология вторичного вскрытия газоносных пластов (для увеличения производительности месторождений).

На месторождениях компании используется автоматическая система оперативного диспетчерского управления, с помощью которой осуществляется контроль и проводится анализ работы всего оборудования подготовки углеводородного сырья, процесса бурения, движения транспортных средств. Установлены система дистанционного контроля работы скважинного оборудования (телеметрия), современные приборы ультразвукового учета газа.

По мнению Гребенюк, нефтегазовый бизнес на больших глубинах, в силу своей специфики, нуждается в стабильной регуляторной и фискальной политике со стороны государства — на период хотя бы не менее пяти лет. Согласно предыдущим планам компании, в 2016-м объем добычи газа должен был бы составить 2 млрд кубометров. Однако вследствие введения высоких рентных ставок компания инвестировала в месторождения лишь треть планируемой суммы, поэтому добыча по результатам этого года не превысит 1,5 млрд куб. м. Как известно, с августа 2014-го правительство повысило рентные ставки с 15 до 28% при добыче с глубины более 5 км и с 28 до 55% — с глубины до 5 км. Такой фискальный шаг привел к замораживанию инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли и падению добычи газа частными компаниями.

Качественный производственный рост “Нефтегаздобычи” в прошлом году на 73% был заложен еще в конце 2013-го и первом полугодии 2014-го, когда в разработку месторождений было инвестировано 1,4 млрд гривен. Затем наступил спад. Однако законом №909-III от 24 декабря 2015 года рентные ставки для добытчиков с 1 января 2016-го были опять снижены, и “Нефтегаздобыча” со ставкой 14% вновь вышла на уровень рентабельной работы. Это позволяет компании восстановить прежние темпы разведки и бурения новых скважин и выйти на уровень инвестиций порядка 1,5—2 млрд гривен в год. Поэтому у Гафича появился шанс увидеть, как большие глубины, которыми в Украине начали заниматься еще 50 лет назад, смогут обеспечить страну промышленным газом.

Олег КИЛЬНИЦКИЙ