Себестоимость газа — показатель довольно изменчивый. Здесь все зависит от технологий, инвестиций в поддержание добычи, проблем с лицензированием и инфраструктурой.

Об этом в Delo.UA пишет генеральный директор компании «Ньюфолк» Андрей Закревский.

Автор напоминает, что госкомпания «Укргаздобыча» (УГВ) в 2015 году добыла 14,5 млрд куб. м, а в 2020 году планирует добыть до 20 млрд куб. м (согласно программе «20/20»). По требованию правительства, она должна каждый год обеспечивать население газом по фиксированной цене.

Но у компании 4000 скважин, из которых всего 2200 — действующих. Это чуть больше половины. Если ничего не предпринимать, из-за природного падения добычи на старых скважинах, вместо роста добыча газа будет падать и может снизиться до 9,7 млрд куб. м.

Если вы сомневаетесь, посмотрите на «Укрнефть». Ее добыча падает из-за низких инвестиций в бурение. С 2007 до 2017 года «Укрнефть» сократила добычу нефти с 2,8 млн тонн до 1,4 млн тонн в год, пишет А. Закревский.

А белорусы, которые работают в той же Днепровско-Донецкой впадине, что и мы, с 2013 года добывают по 1,6 млн тонн нефти в год — благодаря интенсификации. Они привлекли таких подрядчиков мирового уровня, как Schlumberger, начали покупать такую же технику и работают самостоятельно.

Другой пример: себестоимость газа для новых собственников «КУБ-Газа» — ноль, потому что компания перестала выполнять программу по бурению, и за полтора года добыча снизилась с 1 млн куб. м в сутки до 300 тыс.

Себестоимость равна нулю, когда вы на месторождении ничего не делаете.

Поэтому в себестоимость добытого газа закладываются последующие инвестиции в добычу. В программе «20/20» предусмотрено несколько вариантов роста добычи: интенсификация путем гидроразрыва пласта (ГРП), ремонт и очистка скважин (с помощью колтюбинга), бурение новых скважин на старых месторождениях и разработка новых месторождений.

Сейчас суточная добыча УГВ составляет 80% базовой добычи, дополнительные 16% принесли операции ГРП, капитальный ремонт скважин и операции колтюбинга. Новые скважины пока дали 2,2%, и оставшиеся 1,4% — дополнительные операции.

В 2018 году мы должны каким-то образом добыть 600 млн куб. м газа. Можно 700 млн куб. м — с помощью программы по ГРП. Возникает вопрос — а сколько стоит программа по гидроразрыву пласта? Ответ находите в тендерах «Укргаздобычи», потому что рынок услуг ГРП в Украине только формируется.

Можно разбуривать уже существующие месторождения, но нужно учитывать, что на глубине 2-2,5 км мы уже исчерпали ресурсы и нужно уходить глубже. В зависимости от глубины бурения (от 3 до 5,5 км) и качества материалов, новая скважина в Украине стоит от $5,5 млн до $14,2 млн.

Разницу в стоимости скважины можно оценить на примере компании ДТЭК, которая трижды пересматривала свою программу освоения месторождения.

В первоначальном проекте ДТЭК планировал пробурить 12 скважин за $312 млн. После третьего пересмотра программы цена бурения одной скважины не изменилась, но количество скважин ограничили тремя (стоимость проекта $78 млн). Изменились технологии, которые ДТЭК применял для этих скважин. Например, вместо 2D сейсмики заказал 3D сейсморазведку, газодинамическое моделирование и прогноз сейсмики. Это дороже, но надежнее.

Однако даже тщательная подготовка не гарантирует добычи.

В Украине только одна из трех разведочных скважин дает продукцию, которая окупает ее бурение. Не прибыль, просто окупает.

Но бурение — только часть себестоимость газа. В мире доказанными запасами газа считается только то, что может быть переработано и продано. Если вы пробурили скважину, она дает газ, но у вас нет шлейфа, чтобы подключить ее к газотранспортной системе — это не будет считаться запасами. Ими это станет только тогда, когда вы пробурили скважину, очистили газ от пластовой воды, конденсата, подготовили и вводите в систему.

Поэтому в себестоимость включается и подготовка инфраструктуры. Например, у компании есть разведывательная скважина, которая дает 10 тыс. куб. м газа. Газ нужно очистить, подвести по трубе в 20 км до магистралей. При таких объемах добычи стоимость шлейфа даже не покроет его обслуживание. Потому что зимой он замерзает, и почти вся выручка за газ пойдет на покупку метанола, чтобы газовая труба не замерзла.

Далее — срок жизни лицензии на месторождение всего 5 лет.

Год согласовывают проект на строительство скважины, год идет бурение, и всего 3 года остается на добычу. Берешь эти три года, берешь 10 тыс. куб. м газа, делишь на полученных $20 млн и получаешь $220 на тысячу кубов. Если вы продлите лицензию на 20 лет, тогда газ будет не $220, а $50-70. Но ты должен заложить сертификацию и капитальный ремонт скважины каждые 2-3 года.

При росте добычи придется расширять инфраструктуру — строить дожимные станции, очищать и готовить газ для подачи в магистральные трубопроводы. Например, Regal Petroleum увеличили суточную добычу на 60%, а дальше, оказалось, нет смысла увеличивать. Потому что следующий шаг — развитие инфраструктуры самого месторождения.

И ваша тщательно рассчитанная себестоимость растет на стоимость установки комплексной подготовки газа. Без этого двигаться некуда — газ нельзя отдать в систему, если его нормально не подготовить, не очистить. А установка комплексной подготовки газа стоит от $1,5 млн до $12 млн.

Поэтому себестоимость газа знает только финансовый менеджер в момент, когда он принимает решение — бурить новую скважину или нет. Это абстрактное понятие для принятия решения — покроет ли в итоге финансовые риски, сумму затрат на возможную добычу.