Opis inwestycji
W czerwcu 2010 r. spółka Kulczyk Oil Ventures (KOV) sfinalizowała transakcję zakupu 70% akcji firmy KUB-Gas LCC (KUB-Gas), stając się tym samym firmą nie tylko poszukiwawczą, ale również wydobywczą. KUB-Gas jest jednym z największych prywatnych producentów gazu ziemnego na Ukrainie, a jego aktywa obejmują udziały w pięciu eksploatowanych polach gazowych, dwa serwisowe urządzenia wiertnicze i trzy instalacje do przetwarzania gazu ziemnego. Licencje Wiergunskoje, Olgowskoje, Krutogorowskoje, Makiejewskoje oraz zdobyta na początku 2011 roku koncesja Północne Makiejewskoje są zlokalizowane w północno-wschodniej części Ukrainy, w basenie dnieprowsko-donieckim i w rowie Prypeci, regionie, z którego pochodzi 90% ropy naftowej i gazu ziemnego wydobywanych na Ukrainie. Obszar ten charakteryzuje się ponadto dobrze rozwiniętą infrastrukturą transportową.
Od momentu przejęcia KUB-Gas w czerwcu 2010 r.:
Wielkość potwierdzonych zasobów (netto dla KOV) wzrosła ponad dwukrotnie, do poziomu 29,5 Bcfe (4,9 MMboe) z pierwotnej wielkości 10,6 Bcfe (1,8 MMboe). Suma zasobów potwierdzonych i zasobów prawdopodobnych wzrosła do poziomu 45,6 Bcfe (7,6 MMboe) z pierwotnej wielkości 18,2 Bcfe (3,0 MMboe).
Przeciętna wielkość wydobycia gazu w pierwszych dziewięciu miesiącach 2011 r. wynosiła 7 406 Mcf/d (70% udział netto – 5 184 Mcf/d). Wydobycie gazu ziemnego w trzecim kwartale 2011 r. wyniosło 10 091 Mcf/d (70% udział netto – 7 064 Mcf/d). Szczytowa wielkość wydobycia w trzecim kwartale 2011 r. przekroczyła 12 000 Mcf/d (70% udział netto – 8 400 Mcf/d), co stanowi ilość ponad dwukrotnie wyższą od wydobycia w 2010 r.
Na polu Makiejewskoje wykonano odwiert M-19 na głębokość 2 060 metrów, napotykając na kilka potencjalnych złóż gazu. Profilowanie otworowe i analizy pozwoliły na zidentyfikowanie pokładu gazu ziemnego na kilku warstwach zbiornika. Włączenie odwiertu do eksploatacji nastąpiło na początku lipca 2011 r., a początkowo wielkość wydobycia kształtowała się na poziomie ok. 5 500 Mcf dziennie (70% udział = 3 850 Mcf dziennie). Od dnia włączenia do eksploatacji z odwiertu wydobywano około 4 965 Mcf/d (dla 100%). Przewiduje się zmniejszenie i ustabilizowanie wydobycia na poziomie około 4 000 Mcf dziennie.
W 2010 r. Na polu Olgowskoje wykonano odwiert O-7. W pierwszych dziewięciu miesiącach roku z odwiertu wydobywano około 1 675 Mcf/d (70% udział netto – 1 172 Mcf/d) i 31 bbl/d kondensatu (70% udział netto – 22 bbl/d).
Na polu Olgowskoje wykonano odwierty: O-8, O-9, O-12 i O14.
Wydobycie z odwiertu O-9 rozpoczęto pod koniec września 2011 r. na poziomie brutto 2 200 Mcf/d (70% udział netto – 1 540 Mcf/d).
Odwiert O-12 osiągnął głębokość 2 700 metrów we wrześniu 2011 r. Interpretacja rejestrów otworowych wykazała obecność potencjalnego złoża na głębokości pomiędzy 21 a 39 m w 8 potencjalnych strefach. Wykonano perforację 10-metrowej strefy w sekcji środkowobaszkirskiej i w testach produkcyjnych uzyskano poziom wydobycia wynoszący maksymalnie 8,1 MMcf/d poprzez zwężkę 10 mm. Oczekuje się, że z odwiertu będzie możliwe wydobycie komercyjne w czwartym kwartale 2011 r.
Odwiert O-14 osiągnął głębokość 2 800 metrów. W jego obrębie znaleziono osiem potencjalnych stref gazonośnych w formacjach środkowo- i dolnobaszkirskich. Celem odwiertu był nieprzebadany wcześniej blok zidentyfikowany po interpretacji danych sejsmicznych 2D, leżący w trendzie głównego obszaru wydobycia Olgowskoje. Przewiduje się, iż próbne wydobycie rozpocznie się w ostatnim kwartale 2011 r.
Wykonywanie piątego odwiertu poszukiwawczego O-18 rozpoczęło się w październiku 2011 r.
W pierwszej połowie 2011 r. Spółka przystąpiła do badań sejsmicznych 3D pól Olgowskoje i Makiejewskoje. Przetwarzanie i interpretację danych zakończono w trzecim kwartale i wskazano kilka potencjalnych lokalizacji do dalszego zagospodarowania w obszarach obu koncesji. Przede wszystkim jednak badania te wskazały na możliwość poszerzenia o około 5-6 km2 nowej strefy gazu, odkrytej przy realizacji odwiertu M-19, oraz wytypowały lokalizacje dwóch nowych odwiertów – pierwszego - M-21, którego celem będzie dalsze rozpoznawanie strefy gazu odkrytej przy okazji wykonywania odwiertu M-19 - i drugiego – M-16, który ma przyczynić się do dalszego zwiększania wydobycia gazu z całego obszaru koncesji Makiejewskoje.
KOV prowadzi aktywne badania nad sposobami optymalizacji infrastruktury i zwiększenia produkcji, koncentrując się przy tym przede wszystkim na polach Olgowskoje i Makiejewskoje. Przykładem zakończonej sukcesem inicjatywy optymalizacyjnej jest pole Wiergunskoje. Na dwóch odwiertach na tym polu zainstalowano przenośne kompresory, dzięki którym wydobycie zwiększyło się o blisko 100%. Kompresory doprowadziły do podwyższenia ciśnienia strumienia gazu w odwiertach do poziomu umożliwiającego przepływ wydobycia do gazociągu handlowego. Kulczyk Oil analizuje obecnie możliwości dalszej rozbudowy kompresorów na istniejących odwiertach.
Spółka uzyskała dodatkową koncesję poszukiwawczą na polu Północne Makiejewskoje, znajdującą się w sąsiedztwie koncesji Makiejewskoje i Olgowskoje. Koncesja Północne Makiejewskoje, obejmująca obszar o powierzchni 19 050 hektarów (47 073 akrów), została przyznana KUB-Gasowi w grudniu 2010 r. Spółka jest przekonana, że koncesja Północne Makiejewskoje jest perspektywiczna pod względem możliwości wydobycia gazu z licznych stref w ramach moskowowych i baszkirskich sekcji sedymentacyjnych. W drugim kwartale 2011 r. ukończono program pozyskiwania 71 km danych sejsmicznych 2D w obrębie tej koncesji. Na podstawie interpretacji danych określono pierwszą dla tych koncesji lokalizację odwiertów. Wykonanie pierwszego odwiertu poszukiwawczego przewiduje się w pierwszym kwartale 2012 roku.
W październiku 2011 r. KOV uruchomiła program stymulacji złóż z zastosowaniem technologii szczelinowania hydraulicznego („szczelinowanie”, ang. „frac’ing”). Pilotażowy program objął odwierty O-6 i O-8, położone na polu Olgowskoje. Odwiert O-6 został wykonany przez KUB-Gas w 2008 roku, a jego głębokość TD wynosi 2.530 metrów. Odwiert O-8 został wykonany przez KUB-Gas w pierwszym kwartale 2011 roku, a jego głębokość TD wyniosła 2.780 metrów.
Na podstawie rejestrów otworowych uzyskanych z każdego z tych odwiertów stwierdzono obecność potencjalnych stref gazonośnych, z których podczas konwencjonalnych testów nie uzyskano komercyjnego poziomu przepływu gazu. Docelową strefą w każdym z odwiertów jest interwał w środkowobaszkirskim piaskowcu na głębokości ok. 2.300 m, który wykazywał przepuszczalność poniżej 1 milidarcy. Po szczelinowaniu odwiertu O-6 uzyskano przepływ gazu na poziomie 2,3 mln stóp sześciennych dziennie przez zwężkę o średnicy 8 mm. Po szczelinowaniu odwiertu O-8 uzyskano przepływ gazu na poziomie 1 mln stóp sześciennych dziennie przez zwężkę o średnicy 7 mm.
Oczekuje się, że odwierty O-8 i O-6 zostaną włączone do stałej produkcji do końca 2011 r. Na podstawie pozytywnych wyników pierwszego programu szczelinowania hydraulicznego, Spółka dokonuje selekcji kolejnych odwiertów i, w połowie 2012 r., planuje drugi, obejmujący kilka odwiertów, program szczelinowania.
Łączny koszt programu szczelinowania hydraulicznego dwóch odwiertów szacowany jest na ok. 1,6 mln USD (800 tys. USD/odwiert). Dla porównania szacunkowy koszt wiercenia i wykonania nowego odwiertu o głębokości 2.500 m wynosi ok. 2,5 mln USD.
Nowe serwisowe urządzenie wiertnicze stanowiące samodzielną jednostkę służącą do orurowania odwiertów (ang. snub unit) zostało wyprodukowane w Kanadzie i wysłane na Ukrainę, gdzie obecnie jest przygotowywana jego instalacja. Urządzenie powinno być zdatne do uruchomienia w grudniu 2011 r. Zakłada się, że urządzenie przyspieszy prace wykończeniowe i modernizacyjne oraz ułatwi wydobycie z dwóch horyzontów z istniejących odwiertów.
KUB-Gas wystąpiła do Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju o kredyt w wysokości 40 mln USD. Środki z kredytu wykorzystane zostaną na sfinansowanie wydobycia ze złóż, których dotyczą koncesji na Ukrainie. W czerwcu 2011 r. spółka KUB-Gas pociągnęła pierwszą kwotę z kredytu w wysokości 10,0 mln USD, a w sierpniu i wrześniu 2011 r. pobrała kolejne kwoty, w wysokości 5,0 mln USD każda. Na dzień 30 września 2011 r., kwota wykorzystanego kredytu wyniosła 20,0 mln USD.
Od momentu przejęcia KUB-Gas w czerwcu 2010 r.:
Wielkość potwierdzonych zasobów (netto dla KOV) wzrosła ponad dwukrotnie, do poziomu 29,5 Bcfe (4,9 MMboe) z pierwotnej wielkości 10,6 Bcfe (1,8 MMboe). Suma zasobów potwierdzonych i zasobów prawdopodobnych wzrosła do poziomu 45,6 Bcfe (7,6 MMboe) z pierwotnej wielkości 18,2 Bcfe (3,0 MMboe).
Przeciętna wielkość wydobycia gazu w pierwszych dziewięciu miesiącach 2011 r. wynosiła 7 406 Mcf/d (70% udział netto – 5 184 Mcf/d). Wydobycie gazu ziemnego w trzecim kwartale 2011 r. wyniosło 10 091 Mcf/d (70% udział netto – 7 064 Mcf/d). Szczytowa wielkość wydobycia w trzecim kwartale 2011 r. przekroczyła 12 000 Mcf/d (70% udział netto – 8 400 Mcf/d), co stanowi ilość ponad dwukrotnie wyższą od wydobycia w 2010 r.
Na polu Makiejewskoje wykonano odwiert M-19 na głębokość 2 060 metrów, napotykając na kilka potencjalnych złóż gazu. Profilowanie otworowe i analizy pozwoliły na zidentyfikowanie pokładu gazu ziemnego na kilku warstwach zbiornika. Włączenie odwiertu do eksploatacji nastąpiło na początku lipca 2011 r., a początkowo wielkość wydobycia kształtowała się na poziomie ok. 5 500 Mcf dziennie (70% udział = 3 850 Mcf dziennie). Od dnia włączenia do eksploatacji z odwiertu wydobywano około 4 965 Mcf/d (dla 100%). Przewiduje się zmniejszenie i ustabilizowanie wydobycia na poziomie około 4 000 Mcf dziennie.
W 2010 r. Na polu Olgowskoje wykonano odwiert O-7. W pierwszych dziewięciu miesiącach roku z odwiertu wydobywano około 1 675 Mcf/d (70% udział netto – 1 172 Mcf/d) i 31 bbl/d kondensatu (70% udział netto – 22 bbl/d).
Na polu Olgowskoje wykonano odwierty: O-8, O-9, O-12 i O14.
Wydobycie z odwiertu O-9 rozpoczęto pod koniec września 2011 r. na poziomie brutto 2 200 Mcf/d (70% udział netto – 1 540 Mcf/d).
Odwiert O-12 osiągnął głębokość 2 700 metrów we wrześniu 2011 r. Interpretacja rejestrów otworowych wykazała obecność potencjalnego złoża na głębokości pomiędzy 21 a 39 m w 8 potencjalnych strefach. Wykonano perforację 10-metrowej strefy w sekcji środkowobaszkirskiej i w testach produkcyjnych uzyskano poziom wydobycia wynoszący maksymalnie 8,1 MMcf/d poprzez zwężkę 10 mm. Oczekuje się, że z odwiertu będzie możliwe wydobycie komercyjne w czwartym kwartale 2011 r.
Odwiert O-14 osiągnął głębokość 2 800 metrów. W jego obrębie znaleziono osiem potencjalnych stref gazonośnych w formacjach środkowo- i dolnobaszkirskich. Celem odwiertu był nieprzebadany wcześniej blok zidentyfikowany po interpretacji danych sejsmicznych 2D, leżący w trendzie głównego obszaru wydobycia Olgowskoje. Przewiduje się, iż próbne wydobycie rozpocznie się w ostatnim kwartale 2011 r.
Wykonywanie piątego odwiertu poszukiwawczego O-18 rozpoczęło się w październiku 2011 r.
W pierwszej połowie 2011 r. Spółka przystąpiła do badań sejsmicznych 3D pól Olgowskoje i Makiejewskoje. Przetwarzanie i interpretację danych zakończono w trzecim kwartale i wskazano kilka potencjalnych lokalizacji do dalszego zagospodarowania w obszarach obu koncesji. Przede wszystkim jednak badania te wskazały na możliwość poszerzenia o około 5-6 km2 nowej strefy gazu, odkrytej przy realizacji odwiertu M-19, oraz wytypowały lokalizacje dwóch nowych odwiertów – pierwszego - M-21, którego celem będzie dalsze rozpoznawanie strefy gazu odkrytej przy okazji wykonywania odwiertu M-19 - i drugiego – M-16, który ma przyczynić się do dalszego zwiększania wydobycia gazu z całego obszaru koncesji Makiejewskoje.
KOV prowadzi aktywne badania nad sposobami optymalizacji infrastruktury i zwiększenia produkcji, koncentrując się przy tym przede wszystkim na polach Olgowskoje i Makiejewskoje. Przykładem zakończonej sukcesem inicjatywy optymalizacyjnej jest pole Wiergunskoje. Na dwóch odwiertach na tym polu zainstalowano przenośne kompresory, dzięki którym wydobycie zwiększyło się o blisko 100%. Kompresory doprowadziły do podwyższenia ciśnienia strumienia gazu w odwiertach do poziomu umożliwiającego przepływ wydobycia do gazociągu handlowego. Kulczyk Oil analizuje obecnie możliwości dalszej rozbudowy kompresorów na istniejących odwiertach.
Spółka uzyskała dodatkową koncesję poszukiwawczą na polu Północne Makiejewskoje, znajdującą się w sąsiedztwie koncesji Makiejewskoje i Olgowskoje. Koncesja Północne Makiejewskoje, obejmująca obszar o powierzchni 19 050 hektarów (47 073 akrów), została przyznana KUB-Gasowi w grudniu 2010 r. Spółka jest przekonana, że koncesja Północne Makiejewskoje jest perspektywiczna pod względem możliwości wydobycia gazu z licznych stref w ramach moskowowych i baszkirskich sekcji sedymentacyjnych. W drugim kwartale 2011 r. ukończono program pozyskiwania 71 km danych sejsmicznych 2D w obrębie tej koncesji. Na podstawie interpretacji danych określono pierwszą dla tych koncesji lokalizację odwiertów. Wykonanie pierwszego odwiertu poszukiwawczego przewiduje się w pierwszym kwartale 2012 roku.
W październiku 2011 r. KOV uruchomiła program stymulacji złóż z zastosowaniem technologii szczelinowania hydraulicznego („szczelinowanie”, ang. „frac’ing”). Pilotażowy program objął odwierty O-6 i O-8, położone na polu Olgowskoje. Odwiert O-6 został wykonany przez KUB-Gas w 2008 roku, a jego głębokość TD wynosi 2.530 metrów. Odwiert O-8 został wykonany przez KUB-Gas w pierwszym kwartale 2011 roku, a jego głębokość TD wyniosła 2.780 metrów.
Na podstawie rejestrów otworowych uzyskanych z każdego z tych odwiertów stwierdzono obecność potencjalnych stref gazonośnych, z których podczas konwencjonalnych testów nie uzyskano komercyjnego poziomu przepływu gazu. Docelową strefą w każdym z odwiertów jest interwał w środkowobaszkirskim piaskowcu na głębokości ok. 2.300 m, który wykazywał przepuszczalność poniżej 1 milidarcy. Po szczelinowaniu odwiertu O-6 uzyskano przepływ gazu na poziomie 2,3 mln stóp sześciennych dziennie przez zwężkę o średnicy 8 mm. Po szczelinowaniu odwiertu O-8 uzyskano przepływ gazu na poziomie 1 mln stóp sześciennych dziennie przez zwężkę o średnicy 7 mm.
Oczekuje się, że odwierty O-8 i O-6 zostaną włączone do stałej produkcji do końca 2011 r. Na podstawie pozytywnych wyników pierwszego programu szczelinowania hydraulicznego, Spółka dokonuje selekcji kolejnych odwiertów i, w połowie 2012 r., planuje drugi, obejmujący kilka odwiertów, program szczelinowania.
Łączny koszt programu szczelinowania hydraulicznego dwóch odwiertów szacowany jest na ok. 1,6 mln USD (800 tys. USD/odwiert). Dla porównania szacunkowy koszt wiercenia i wykonania nowego odwiertu o głębokości 2.500 m wynosi ok. 2,5 mln USD.
Nowe serwisowe urządzenie wiertnicze stanowiące samodzielną jednostkę służącą do orurowania odwiertów (ang. snub unit) zostało wyprodukowane w Kanadzie i wysłane na Ukrainę, gdzie obecnie jest przygotowywana jego instalacja. Urządzenie powinno być zdatne do uruchomienia w grudniu 2011 r. Zakłada się, że urządzenie przyspieszy prace wykończeniowe i modernizacyjne oraz ułatwi wydobycie z dwóch horyzontów z istniejących odwiertów.
KUB-Gas wystąpiła do Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju o kredyt w wysokości 40 mln USD. Środki z kredytu wykorzystane zostaną na sfinansowanie wydobycia ze złóż, których dotyczą koncesji na Ukrainie. W czerwcu 2011 r. spółka KUB-Gas pociągnęła pierwszą kwotę z kredytu w wysokości 10,0 mln USD, a w sierpniu i wrześniu 2011 r. pobrała kolejne kwoty, w wysokości 5,0 mln USD każda. Na dzień 30 września 2011 r., kwota wykorzystanego kredytu wyniosła 20,0 mln USD.
