тел. (499) 197-74-00
факс. (499) 946-87-11
Контакты для СМИ
г. Москва, ул Народного Ополчения,
д.34, стр.1 Бизнес-центр «ЦКБ-Связь»

Сервис на нефтегазовом столе

18.11.2019

18.11.2019; НефтеГазовая Вертикаль: http://www.ngv.ru/magazines/article/servis-na-neftegazovom-stole/?sphrase_id=1252460

В конце прошлого года министр энергетики Александр Новак заявлял, что главной задачей на 2019 год является подписание дорожной карты по стимулированию и развитию нефтяных месторождений, а также работа по принятой программе. Глава ведомства отмечал, что без принятия побуждающих мер российский ТЭК может столкнуться с негативными последствиями – к 2035 году мы можем потерять 44 % общей добычи. И первое, что нужно сделать, – провести инвентаризацию действующих месторождений. В октябре на площадке Российской энергонедели были озвучены предварительные итоги этой работы, согласно которым чуть более трети проектов разрабатывать нерентабельно. Замглавы Минэнерго Павел Сорокин заявил о необходимости новых стимулов, на что директор департамента налоговой и таможенной политики Минфина Алексей Сазанов отметил, что не видит для этого никаких причин. Приглашенные эксперты и вовсе заявили, что налоговая система отрасли напоминает лоскутное одеяло из «палаты № 6». О том, где же находится золотая середина в споре ведомств и возможен ли компромисс – в обзоре «Нефтегазовой Вертикали».

Воспользоваться зарубежными сервисными технологиями в полном объеме России мешают технологические санкции, введенные США и ЕС в 2014–2017 годах и вылившиеся в запрет на поставки российским компаниям оборудования для добычи нефти на шельфе, сланцевой нефти, оборудования для горизонтального бурения, включая программное обеспечение и технологии для разведки. Западные сервисные компании занимали на рынке России всего четверть, однако были сосредоточены в самых критичных его отраслях. Например, их доля на рынке гидроразрыва пласта (ГРП) достигала 90%. В результате за период после введения санкций снизилась эффективность этого направления. «Если в 2013 году одна операция ГРП в среднем давала 1,43 тыс. тонн нефти, то в 2017 году – только 1,12 тыс. тонн. Вероятно, это следствие технологического и технического отставания российских подрядчиков», – отмечает эксперт Института народнохозяйственного прогнозирования РАН Андрей Колпаков.

Нефтяные и нефтесервисные компании пытаются приспособиться к новым реалиям. Предпринимаются различные попытки обойти санкции и достичь успехов в импортозамещении, однако дефицит сервисных услуг, особенно в высокотехнологичном сегменте, все еще крайне высок, что дает определенную надежду на занятие своей ниши на российском сервисном рынке независимым компаниям – как с российским, так и с иностранным капиталом.

Наибольший акцент делается сегодня на проектах, использующих big data. Российские компании активно работают над сбором, хранением, анализом больших данных и построением с их помощью предиктивных математических моделей в области нефтесервиса. Такую работу уже сегодня выполняют главным образом специалисты Центра добычи углеводородов Сколтеха, Яндекса, компании «Геонавигационные технологии». Потенциал этого рынка эксперты оценивают в миллиарды долларов. По их прогнозу, рынок решений на основе анализа больших данных полностью сформируется через 5–10 лет.

Сервисные потребности ведущих российских нефтяных компаний

Система кооперации между добывающими и сервисными компаниями в России постоянно претерпевает изменения. В советский и постсоветский периоды она была относительно централизованной – все недропользователи владели собственными внутренними подразделениями, отвечавшими за сервис. Начиная с 2000-х годов начал происходить процесс выведения из нефтяных компаний непрофильных активов, в числе которых оказались и сервисные. Это было продиктовано стремлением сфокусироваться на основном виде деятельности – добыче – и соображениями экономической эффективности, в том числе заботой об управлении и финансовых показателях головной структуры. Кроме того, тенденция к избавлению от сервисного блока объяснялась желанием нефтяных гигантов диверсифицировать источники получения сервисных услуг и не концентрироваться только на своем собственном поставщике. Отчасти такое положение дел сохранилось до сих пор – ряд нефтяных гигантов по-прежнему пользуется сторонними сервисными услугами, хотя после введения санкций многим пришлось пересмотреть свою стратегию и включить в собственную структуру сервисные компании.

«Роснефть»

Крупнейшая российская нефтяная компания демонстрирует в последние годы самые высокие темпы роста бурения, на ее долю приходится почти 50% всего эксплуатационного бурения в России. По результатам отчета компании по МСФО за 12 месяцев 2018 года, успешность поисково-разведочного бурения «Роснефти» на суше за этот период составила 84%, открыто 23 месторождения, введено более 3,4 тыс. новых скважин, прирост запасов за счет геологоразведочных работ (ГРР) составил 454 млн тонн нефтяного эквивалента (категории АВ1С1). Замещение запасов углеводородов составило 138% от объемов добычи компании в России. Ключевой буровой актив «Роснефти» – «РН Бурение» (на нее приходится около четверти всей проходки в России).

В компании акцентируют внимание на том, что ее стратегическое преимущество – огромные традиционные запасы нефти на суше в регионах с развитой инфраструктурой, однако уделяют значительное внимание и «трудной» нефти. По словам президента компании Игоря Сечина, «анализ показывает, что существующие запасы позволяют нам за 20 лет добыть на 500 млн тонн нефти больше, чем предполагают существующие технические планы. Но это можно сделать только при условии повышения эффективности процессов добычи». Стратегия «Роснефти» планирует значительные инвестиции в IT-решения в бурении. «Будущее за масштабным использованием высокоавтоматизированных буровых комплексов, за роботизацией процессов строительства, за развитием технологий заканчивания высокотехнологичных скважин сложной архитектуры. Это – сверхдлинные горизонтальные, горизонтально-разветвленные и многозабойные скважины», – заявил Сечин.

Компания реализует комплекс мероприятий по повышению эффективности научно-проектной и инновационной деятельности, в том числе на базе Корпоративного научно-проектного комплекса (КНПК), в который входят 26 корпоративных институтов. По оценке представителя компании Nest Lab Тимура Имаева, «Роснефть» является самой высокотехнологичной нефтяной компанией в России, главным образом, благодаря доставшемуся ей «наследству». «В области IT и анализа данных они номер один. У них мощная в Уфе школа по этому направлению. Главные причины первого места: хорошая наследственность от компаний, на базе которых «Роснефть» была создана (в частности, «Башнефти»), плюс эта корпорация, будучи самой большой и богатой, постепенно скупила сильные кадры на рынке. Понятно, что не все, но в целом тенденция такая. В среднем, «Роснефть» получила лучшие «головы» и вместе с ними одни из лучших технологий», – считает Имаев.

Наличие собственных кадров и наработанных связей, а также неповоротливость структуры приводит к тому, что на сотрудничество с небольшими и незнакомыми компаниями «Роснефть» идет неохотно, процесс переговоров сильно бюрократизирован. «Чтобы продать что-нибудь в любое дочернее предприятие «Роснефти» – любую услугу, товар, – нужно пройти аккредитацию. В этой аккредитации есть очень жесткие требования, в которые большинство стартапов никак не поместятся. Даже вынужденная смена юридического адреса может привести к снижению рейтинга», – объясняет представитель Nest Lab. Компания предпочитает работать с близкими ей партнерами. Так, например, в мае 2018 года «Роснефть» заключила соглашение о сотрудничестве в области нефтесервиса с АО «БашВзрывТехнологии» (гидроразрыв пласта, гибкие насосно-компрессорные трубы, внутрискважинные работы).

Среди ключевых зарубежных партнеров «Роснефти» – Weatherford, «Трайкан Велл Сервис» (обе частично поглощены), China National Offshore Ltd., Shandong Kerui Petroleum Equipment, Kerui Group, Jereh, ZPEC, COSL. В 2016 году «Роснефть», BP и «Шлюмберже» объявили о заключении соглашений о совместном проведении исследований и разработке технологий в области сейсморазведки. В 2017 году «Роснефть» в интересах своей «дочки» «РН-Ванкор» заключила соглашение на сервисные услуги с «Бейкер Хьюз» (100%-ная «дочка» американской Baker Hughes Russia, Inc.).

В рамках компании создан Корпоративный научно-проектный комплекс, в фокусе которого, как декларируют в «Роснефти», сотрудничество с западными партнерами на территории РФ в области новых технологий, обучения специалистов «лучшим практикам» (управление проектами, инжиниринг и т.д.) и повышения качества работ до международных стандартов».

«Газпром нефть»

В отличие от «Роснефти», темпы роста бурения в «Газпром нефти», несмотря на наличие собственной буровой «дочки» «Газпром бурение», не так высоки, что объясняется существенной долей «трудной» нефти в портфеле компании. «80% запасов, которые мы разрабатываем, так или иначе относятся к трудноизвлекаемым (ТРИЗ). По любой категории – по категории отдаленности, по категории капиталоемкости, связанной с неразвитой инфраструктурой», – говорит первый заместитель гендиректора «Газпром нефти» Вадим Яковлев. С этим же связана и наибольшая фокусировка «Газпром нефти» на технологической и сервисной составляющих.

По оценке компании «Вормхолс», среди российских вертикально интегрированных нефтяных компаний «Газпром нефть» занимает первое место по степени потребности в технологиях. В то же время эта компания наименее бюрократизирована среди государственных. «Они пытаются использовать инновационные подходы для добычи и, соответственно, пытаются разрабатывать сложные месторождения, в том числе морские – Приразломное например. Я вижу, что они используют новые технологии для того, чтобы повысить эффективность разработок месторождений. Компания создает свои собственные программные продукты, а также размещает заказы, входит в консорциумы, делая акцент на российских программных продуктах», – отмечают в «Вормхолс». В то же время, по словам представителя компании Олега Журавлева, российские компании не имеют какого-либо административного преимущества перед зарубежными при сотрудничестве с «Газпром нефтью». Говоря о технологических партнерах, в самой «Газпром нефти» признают, что в основном работают с крупными компаниями. «Формат работы со стартапами – с быстрыми и подвижными – у нас не очень развит, но мы их тоже видим, для них тоже есть возможности», – говорит Вадим Яковлев.

Окно возможностей для потенциальных партнеров достаточно широко еще и потому, что, по признанию экспертов, собственных наработок у «Газпром нефти» немного. «Это все-таки молодая компания, в ней работает много талантливой молодежи. Но все это работа на перспективу, на текущий момент полностью своих технологий у этой компании пока не очень много. Компания стремится себя позиционировать как современную, продвинутую, инновационную, но видно, что у них многое в партнерстве с другими. То есть это не их собственные разработки в полной мере», – заявил Тимур Исаев из Nest Lab.

Среди последних достижений «Газпром нефти» в области увеличения нефтеотдачи (гидроразрыва пласта) в международной аудиторской компании Deloitte отмечают 20-стадийный гидроразрыв пласта по бесшаровой технологии на Новопортовском месторождении. В сегменте сейсморазведки «Газпром нефть» работает в сотрудничестве с Яндекс.Терра, ЗАО «Пангея» и МФТИ – вместе они разрабатывают первую в России интегрированную платформу для обработки и интерпретации данных сейсморазведки. Также в рамках свой технологической стратегии «Газпром нефть» сотрудничает с CNPC, СИБУРом, Halliburton, Schlumberger, Baker Hughes, BASF. Всего, как следует из отчетности компании, у нее имеется 40 технологических партнеров.

Одно из важных направлений работы – технологические полигоны «Газпром нефти», уникальное для российской практики явление, созданное для испытания новых технологий. «Мы развиваем формат технологических полигонов, который в том или ином виде открыт для всех заинтересованных участников. Как для разработчиков – производителей технологий, так и для недропользователей. Целью работы на полигоне является не собственно добыча нефти, а создание технологических решений», – говорит Вадим Яковлев. Полигоны создаются сразу по нескольким направлениям: палеозойский в Томской области, ачимовский – в ЯНАО, доманиковый – в Оренбургской области.

На ближайшие 20 лет в качестве одного из своих приоритетов «Газпром нефть» называет баженовскую свиту (по оценке Роснедр, породы свиты могут содержать 180–360 млрд баррелей извлекаемых запасов). И, как признает руководство компании, «для того, чтобы эти ресурсы добывались, нужно подобрать комплекс технологий, которые обеспечивают их рентабельную добычу». По прогнозу компании, к 2025 году на долю нетрадиционной нефти будет приходиться 3–4% добываемых «Газпром нефтью» объемов, к 2030-му – уже до 10%. Особую важность бажена подчеркивают в экспертных кругах. Главный научный сотрудник Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Алексей Конторович говорит о том, что создание технологий разведки и добычи залежей нефти в баженовской свите – «мультидисциплинарная задача, которая требует комплекса экспериментальных и теоретических исследований». Президент Союза нефтегазопромышленников России Генадий Шмаль напоминает, что стоимость создания технологии добычи из баженовской свиты составит около $3 млрд млрд, но полученные ресурсы будут стоить триллионы. «Я считал и считаю, что баженовская свита и ее возможности могут обеспечить добычу нефти в ближайшие 20–30 лет, если мы создадим технологию. Это дело поручили «Газпром нефти» – хорошая компания», – утверждает Шмаль.

В то же время представители непосредственно сервисных компаний, в том числе иностранных, указывают на то, что сотрудничать с «Газпром нефтью» бывает не просто в силу того, что компания «очень долго принимает решения».

ЛУКОЙЛ

Компания ЛУКОЙЛ ставится экспертами компании «Вормхолс» на второе место по потребностям в технологиях после «Газпром нефти». По словам Тимура Имаева из Nest Lab, несмотря на бытующее мнение о том, что приоритет компании – это исключительно добыча, а все остальное, в том числе технологии, она готова покупать, ЛУКОЙЛ ведет и свои разработки, предпочитая их не афишировать: «Публичность в ЛУКОЙЛе не в почете, компания не уделяет много времени PR, зато на деле оказывается самой заинтересованной в новых технологиях. Количество испытаний и опытно-промышленных внедрений велико и постоянно растет», – отмечает Имаев.

В последнем годовом отчете ЛУКОЙЛа подчеркивается, что «в компании реализуются программа научно-технических работ (НТР) и программа опытно-промышленных работ (ОПР), основные задачи которых – методологическое и методическое обеспечение, инновационное развитие компании на базе внедрения новейших разработок и технологий, передового мирового опыта и лучших практик вовлечения трудноизвлекаемых запасов». В рамках этих программ проводятся работы в области бурения, разработки и добычи. В компании внедряют концепцию интеллектуального месторождения (LIFE-Field), которая заключается в интеграции процессов управления месторождением на основе автоматизированных компьютерных систем и высокотехнологичных систем сбора данных.

Используется высокотехнологичное бурение, в том числе активно вводятся в эксплуатацию горизонтальные скважины. Идет работа над повышением нефтеотдачи пластов, включая физические, химические, гидродинамические и тепловые методы. Ведется поиск и внедрение оптимальных технологий разработки трудноизвлекаемых запасов, в первую очередь в Западно-Сибирском регионе, а также технологий добычи высоковязкой нефти (наибольший опыт освоения запасов высоковязкой нефти накоплен ЛУКОЙЛом в Тимано-Печоре). В Deloitte обращают внимание на то, что в 2018 году специалисты западносибирского подразделения ЛУКОЙЛа впервые в России успешно провели многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП) в боковом горизонтальном стволе скважины, законченной цементированным хвостовиком, по уникальной технологии гидропескоструйной перфорации и ГРП AbrasiFRAC. Разработчиками этой технологии являются специалисты Schlumberger.

Наряду с другими, компания ведет методические работы по освоению месторождений на территории и акваториях российской арктической зоны, что также требует применения наиболее передовых сервисных технологий. В шельфовом сегменте потребности компании особенно высоки, поскольку около 90% ключевых технологий добычи углеводородов на шельфе – иностранные. Значительные надежды ЛУКОЙЛ возлагает и на баженовскую свиту – решение о ее разработке может быть принято компанией после 2021 года. До этого ЛУКОЙЛу предстоит провести эксплуатацию опытных участков бажена. Как сообщал президент ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов, «в компании созданы отдельные направления и проекты, где сгруппированы специалисты высочайшего уровня для работы с трудноизвлекаемыми запасами». Эксперты ЛУКОЙЛа участвуют в реализации национального проекта по разработке комплекса отечественных технологий и высокотехнологичного оборудования для освоения баженовской свиты (Технологический центр «Бажен»).

«Татнефть»

Среди вертикально интегрированных нефтяных компаний «Татнефть» стоит в некотором роде особняком, поскольку ей довелось столкнуться с проблемой истощенных месторождений на 10–15 лет раньше остальных. По этой причине, по словам представителя Nest Lab, в компании создалась собственная хорошая технологическая школа: «Они смогли закрыть большое количество вопросов как по технологиям для отдельных скважин, так и в IT». Определенных успехов удалось достичь в области создания технологий для разработки сверхвязкой нефти (битума).

В научно-техническом сегменте ведущими для «Татнефти» являются три структуры. Это Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ТатНИПИнефть), созданный еще в 1956 году для научного обеспечения нефтедобычи в Татарской АССР. Институт занимается и строительством скважин, и их ремонтом, и вопросами повышения нефтеотдачи. Это Центр технологического развития «Татнефти», специализирующийся на инновациях. Центр работает как в секторе upstream (повышение экономической эффективности процессов нефтедобычи, геологоразведки и бурения), так и в секторе downstream. И это работающий на базе «Сколково» «НТЦ Татнефть». «Школа неплохая, но их решения в автоматизации, анализе данных, применении машинного обучения не получили промышленного масштабирования и по большей части носят характер локальных испытаний, пилотирования», – утверждант Тимур Имаев.

Углеводородные запасы Татарстана относятся к Волго-Уральскому нефтегазоносному бассейну. Степень разведанности начальных извлекаемых суммарных ресурсов нефти этого бассейна составляет около 80%, что является наиболее высоким значением по всем нефтегазоносным бассейнам России. Степень выработанности разведанных запасов превышает 70%. Именно в связи с этим «Татнефти» пришлось обратить свой взгляд на битумные месторождения. Суммарные ресурсы и запасы битуминозной нефти в Татарстане, пригодные к освоению, по оценкам, приводимым в исследовании EY, могут достигать 7 млрд тонн. В настоящее время практически весь рынок нефтесервисных услуг Татарстана разделен между компаниями, созданными в процессе вывода нефтесервисных активов из структуры компании «Татнефть», однако, как указывается в отчете EY, «учитывая стратегические планы «Татнефти» по добыче углеводородов из «нетрадиционных» источников, возрастает потребность в ускоренной доработке методов, необходимых для широкомасштабной коммерческой добычи битуминозной нефти в Татарстане».

«Сургутнефтегаз»

17% объема эксплуатационного и 22% поисково-разведочного бурения в России приходится на «Сургутнефтегаз» – одну из самых закрытых среди публичных нефтяных компаний. В отличие от других ВИНК, по данным отраслевых аналитиков, «Сургутнефтегаз» никогда не пользовался услугами сторонних буровых нефтесервисных компаний. По этой причине ему удалось не только не сократить объемы бурения (как вертикального, так и горизонтального) после введения технологических санкций в отношении России в 2014 году, но и нарастить их.

О конкретных совместных проектах «Сургутнефтегаза» со сторонними поставщиками в области IT-решений информация отсутствует. Однако компания декларирует, что готова к взаимодействию со всеми поставщиками в рамках так называемого решения «Управление взаимоотношениями с поставщиками» (SAP SRM), которое предполагает участие потенциальных партнеров в электронных конкурсах.

Месторождения и лицензионные участки, на которых «Сургутнефтегаз» ведет геологоразведочные работы, расположены в трех нефтегазоносных провинциях – Западно-Сибирской, Восточно-Сибирской и Тимано-Печорской. В самой компании утверждают, что «за счет применения современных технологий и широкого спектра геолого-технических мероприятий «Сургутнефтегаз» поддерживает уровни добычи на зрелых месторождениях», однако и не отрицают намерений «активно вовлекать в разработку объекты с трудноизвлекаемыми запасами». Главный научный сотрудник Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Алексей Конторович называет «Сургутнефтегаз» в числе заинтересованных «в отработке технологий добычи нефти из баженовской свиты». Есть также предположение о том, что компания может нуждаться в современных IT-решениях.

Независимые средние и малые нефтяные компании

Особняком на российском нефтяном рынке стоят малые и средние нефтяные компании, объединившиеся в ассоциацию «АссоНефть» (объединяет 52 нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие компании, неаффилированные ни с государством, ни с крупными ВИНК). Представители этих компаний неоднократно заявляли о трудностях в доступе к нефтесервисным услугам в России в условиях создавшегося в результате санкций дефицита. «В нефтесервисе, составляющем технологическую основу добычи нефти, остро проявились формы и методы внеэкономической конкуренции, когда крупные компании искусственно снижают цены на договорные работы. Наиболее сильные компании, пользуясь своим влиянием, оттесняют малые и средние от участия в тендерах на выполнение работ», – заявляли представители «Ассонефти». Развивать собственный нефтесервис средним и малым нефтяным компаниям также сложно, поскольку на это требуются средства, а они ограничены в доступе к кредитам.

ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ КОМПАНИЙ

«Газпром»

Для добычи природного газа на территории России и обслуживания газотранспортной инфраструктуры «Газпром» использует как внутренние сервисные ресурсы, так и ресурсы сторонних компаний. Централизованным поставщиком материально-технических ресурсов для нужд «Газпрома» является его 100%-ное дочернее предприятие «Газпром комплектация». Как говорится на сайте компании, «в течение многолетней истории (в этом году предприятию исполняется 55 лет) «Газпром комплектация» наладила экономические связи с ведущими отечественными и зарубежными производителями материалов и оборудования». Закупки оборудования, таким образом, ведутся не только у российских, но и у зарубежных поставщиков, хотя приоритет, бесспорно, отдается российским производителям.

Другое 100%-ное дочернее предприятие «Газпрома» – «Газпром инвест» – выступает в качестве заказчика для реализации крупнейших системных инвестиционных проектов «Газпрома». В сферу его деятельности входят проектирование, строительство и ввод в эксплуатацию объектов газовой отрасли, промышленного и гражданского строительства. Непосредственное взаимодействие с поставщиками сервисных услуг не является приоритетом данного дочернего предприятия.

Закупки оборудования, спецтехники, сервисных услуг проводятся «Газпром комплектацией» на конкурсной основе. Несмотря на это, вплоть до 2016 года ведущие деловые СМИ обвиняли «Газпром» в непрозрачности конкурсных процедур, а также в том, что за большинством поставщиков кроются фирмы, зарегистрированные в офшорах, принадлежащие лицам, близким к топ-менеджменту «Газпрома», или влиятельным крупным бизнесменам, в частности Аркадию и Борису Ротенбергам, а также Геннадию Тимченко. С 2016 года в компании заработал новый алгоритм работы с поставщиками, утвержденный заместителем председателя правления «Газпрома» Виталием Маркеловым.

«Методика разработана в целях повышения транспарентности и обеспечения объективности выбора предприятий для реализации проектов по организации серийного производства и поставки продукции для нужд «Газпрома» на основании результатов оценки технического, финансового и правового состояний предприятий», – сказано в основных положениях документа. Методика определяет все ступени работы с предприятиями, осуществляющими или планирующими выпуск «критически важной» для «Газпрома» продукции. Особый акцент делается на импортозамещающей продукции (по словам главы «Газпрома» Алексея Миллера, перед монополией стоит задача «полного импортозамещения»). Документ четко регламентирует порядок отбора предприятий-поставщиков, порядок работы с документами и все остальные этапы сотрудничества. Все поставщики должны проходить комплексный аудит, для чего в «Газпроме» создаются экспертные группы. По каждому направлению оценки (техническая, правовая, финансовая) в состав подгруппы должны назначаться не менее трех экспертов. Правилами особо подчеркивается, что «экспертами не могут быть физические лица, лично заинтересованные в результатах оценки».

Перечень наиболее важных видов продукции, в которых нуждается «Газпром», состоит из более чем 250 позиций. Это оборудование связи, автоматизации, инжиниринговые услуги, арматура, системы налива и хранения сжиженного природного газа, различные виды компрессорного, теплообменного, насосного, электрического оборудования, газоперекачивающие агрегаты, программное обеспечение и многое другое.

В силу того, что речь идет именно об импортозамещении, следует обратить внимание на то, что претендовать на участие в конкурсах по перечисленным позициям можно лишь получив статус в российской юрисдикции.

Еще в 2015 году в списке иностранных поставщиков оборудования «Газпрома» числились 410 поставщиков из 20 стран, среди них Siemens, Motorola, Schlumberger, Weatherford, Baker, Schneider Electric, MAN Turbo, Kenwood, Sumitomo, Kawasaki, Caterpillar. Актуальный список «Газпром» не раскрывает. В конце 2017 года «Газпром» подписал дорожную карту с Роскосмосом, которая предусматривает освоение 11 предприятиями космической госкорпорации компетенций иностранных компаний, поставлявших оборудование в РФ. Планировалось постепенно замещать таких поставщиков, как General Electric, One Subsea, Aker Solutions, FMC Technologies, Axon, Weatherford, Baker Oil Tools, Schlumberger, Chart Heat Exchangers, Linde, Fives Cryogenie. Об успешности данной инициативы не сообщалось, однако эксперты утверждают, что полное замещение в краткосрочной перспективе невозможно и лишь только некоторые опытные образцы смогут появиться к началу нового десятилетия.

НОВАТЭК

Основные месторождения и лицензионные участки компании расположены в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) в Западной Сибири. Ключевыми для НОВАТЭКа являются проекты «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ-2». Оба требуют применения самых современных и высокоэффективных технологий, которые компания вынуждена изыскивать, несмотря на работу под американскими санкциями. Проект «Ямал СПГ» в значительной степени обеспечен китайским буровым оборудованием, часть работ была произведена одним из акционеров проекта – французской Total.

Конкретные названия китайских поставщиков в НОВАТЭКе не обнародовали. Сообщалось лишь о том, что на Ямал из Китая поставлялись «механические приспособления, электрические машины и транспортные средства для организации нефтегазодобычи, а также технологическое оборудование, необходимое для функционирования завода» на общую сумму около $3 млрд. В годовом отчете по итогам 2018 года также акцентировалось, что «в связи с нестабильной ситуацией в области международных отношений со странами-поставщиками высокотехнологичного нефтегазового оборудования, компания во всех уместных случаях реализует политику импортозамещения».

«Арктик СПГ-2», который будет запущен в 2022–2023 годах, обеспечивается технологиями как самостоятельно НОВАТЭКом, так и иностранными компаниями. Дочернее предприятие НОВАТЭКа «Кольская верфь» специализируется на строительстве морских платформ, изготовлении и сборке технологических модулей для «Арктик СПГ-2». Итальянская Saipem и турецкая Renaissance займутся проектированием и строительством 30-метровых бетонных оснований гравитационного типа, на которых будут размещены три технологические линии «Арктик СПГ-2». Еще один контракт для этого проекта был заключен на поставку газовых турбин с Nuovo Pignone – с компанией, которую поглотил американский гигант General Electric.

Таким образом, НОВАТЭК является одной из наиболее открытых для иностранных партнеров энергетической компанией в России. Отбор поставщиков проводится на конкурсной основе, при этом, как говорится на сайте компании, «заказчик оставляет за собой право принять или отклонить любое конкурсное предложение или отклонить все предложения в любой момент, вплоть до закрытия торгов, не несет при этом никакой ответственности перед участниками торгов, которым такое действие причинило или могло нанести ущерб, а также не несет никаких обязательств по информированию участников торгов относительно причин таких действий». Среди последних тендеров НОВАТЭКа выполнение работ по ликвидации разведочных и капитальному ремонту эксплуатационных скважин, выполнение работ по гидравлическому разрыву пласта, капремонт оборудования газотурбинной электростанции и другие.

Эксперты убеждены в том, что специализирующемуся в сегменте СПГ НОВАТЭКу едва ли удастся в обозримой перспективе достичь полного импортозамещения. Основу дефицита всегда будут составлять такие важные компоненты, как теплообменники и компрессоры. По мнению профильных специалистов, для создания конкурентоспособного оборудования в этой сфере необходимы годы и колоссальные инвестиции. При этом целевое оборудование должно быть конкурентоспособно в глобальном масштабе, поскольку только российские СПГ-проекты не смогут окупить подобные инвестиции в локализацию.

Ведущие игроки сервисного рынка РФ и его перспективы

Чем более высокотехнологичным является сервис на российском нефтяном рынке, тем исторически выше доля представленных на нем иностранных компаний. Так, по данным Энергетического центра Бизнес-школы СКОЛКОВО, в сфере интенсификации добычи, главным образом ГРП, около 90% рынка приходится на компании-нерезиденты. На рынке геофизики, где под удар попадет программное обеспечение для интерпретации сейсмических данных, на долю нерезидентов приходится около 50%. «Велика проблема износа основных фондов, в частности, парка бурового оборудования. Средний возраст 60% бурового оборудования оценивается более чем в 20 лет (при нормативном сроке службы 25 лет). Основная доля буровых установок – импортные. Запчасти и техническое обслуживание также производятся западными компаниями», – сообщается в исследовании Энергетического центра.

Как известно, де-юре работа иностранных сервисных компаний в России ограничена, однако находятся обходные пути, используя которые они сохраняют свое присутствие на рынке. В частности, это сделки по слиянию и поглощению, позволяющие сделать зарубежную компанию юридически российской. Так, «Роснефть» приобрела в 2014 году восемь компаний в составе швейцарской группы Weatherford, занимающихся бурением и ремонтом скважин. За этим последовало приобретение «Роснефтью» компании «Трайкан Велл Сервис» (гидроразрыв пласта и строительство скважин). Активно привлекаются азиатские сервисные компании, в частности China Offshore Ltd., Shandong Kerui Petroleum Equipment, Kerui Group, Jereh, ZPEC, COSL. Активно создаются российские дочерние структуры мировых сервисных лидеров. Schlumberger работает через свои «дочки» ООО «Технологическая компания Шлюмберже», ООО «Шлюмберже Восток», ООО «Рэдалит Шлюмберже», «Радиус-Сервис». На аналогичной основе по ряду проектов с «Роснефтью» сотрудничает сервисное подразделение итальянской компании Eni – Saipem. По этому же пути пошли Baker Hughes (ООО «Тюменский завод нефтепромыслового оборудования») и Halliburton (ООО «Бурсервис»).

В буровом сегменте среди российских неаффилированных с нефтяными гигантами нефтесервисных компаний лидерами являются Eurasia Drilling Company (EDC) в лице своей буровой «дочки» «Буровая компания «Евразия» (БКЕ), а также Сибирская сервисная компания, «Таграс-РемСервис» и ERIELL. В плане раскрытия потенциала для сервисного рынка эксперты называют сегмент гидроразрыва пласта, который пока демонстрирует снижение объема работ в силу того, что «санкционный режим серьезно ограничивает развитие этого направления, а развитие собственной технологической, программной и технической базы требует времени», сообщается в отчете Deloitte. Сокращаются и объемы работ в сейсморазведке 2D и 3D, причем эта тенденция продолжится и в среднесрочной перспективе.

По данным экспертов RPI, за прошедшие 10 лет в России серьезно увеличился объем бурения в расчете на одну буровую установку, но при этом 40% парка приходится на старые буровые установки, что при двузначных темпах роста объема бурения создает потенциальную нехватку буровых установок в случае сохранения данных темпов. Согласно прогнозу, к 2030 году объем рынка зафиксируется в районе отметки около 100 единиц в год, при этом 74% парка будет моложе 15 лет. Совокупный объем спроса в предстоящие десять лет составит около 1400 буровых установок. По итогам 2017 года в РФ насчитывалось 1389 буровых установок, 40% которых были старше 20 лет. В денежном выражении рынок вырастет с 26 млрд рублей в 2017 году до 45 млрд рублей в 2030-м.

Среди производителей бурового оборудования лидерство на российском рынке удерживают китайские компании, ведущие из которых – Sichuan Honghua Petroleum Equipment и RG Petro-Machinery (около 45% отечественного рынка буровых установок). Среди российских производителей выделяется «Уралмаш НГО Холдинг» (дочернее предприятие Уралмаша). Однако конкуренцию ему составляют дочерние предприятия западных компаний – «Бентек» (Германия) и «НОВ-Кострома» (National Oilwell Varco, США). Первая способна выпускать до 10 буровых установок ежегодно, вторая – до 35. Пример американской компании весьма примечателен – она готова к сотрудничеству с российскими предприятиями в рамках НИОКР, что позволяет ей активно работать и развиваться на российском рынке в условиях санкций.

Высокотехнологичный сегмент (автоматизированные системы управления бурением, цифровой мониторинг состояния оборудования, моделирование, углубленная обработка данных, роботизация) – один из наиболее перспективных на сервисном рынке России, предоставляющий большие возможности для новых компаний, в том числе стартапов. По словам главного инженера проектов по автоматизации ГК «Аргоси» Дмитрия Егорова, «сокращение рынка международных нефтесервисов привело к тому, что некоторые проекты оказались заморожены из-за отсутствия готовых решений и технологий. В связи с этим необходимость внедрения технологий, в том числе диджитализации операционной деятельности, диктуется вынужденными обстоятельствами. Самое важное, что для этого имеются готовые решения у небольших профильных компаний».

Одна из компаний, предлагающая услуги по роботизации разработки месторождений, – Nest Lab. По словам представителя компании Тимура Имаева, активное использование современных методик автоматизации и анализа данных способно увеличить в перспективе коэффициент извлечения нефти на российских месторождениях с нынешних 30 до 50–60%. Nest Lab в настоящее время находится на стадии сотрудничества и переговоров со всеми российскими ВИНК, кроме «Сургутнефтегаза». Свои услуги российским нефтяникам предлагает и Conundrum, специализирующаяся на прогнозировании, диагностике и оптимизации качества выпускаемой продукции при помощи искусственного интеллекта. В этом направлении конкуренцию им составляют Schneider, IBM, SAP, Simmons, Heiser, Yandex Data Factory и другие компании. В системе учета массы нефтепродуктов в резервуарных парках на выставке «Нефтегаз-2019» продемонстрировало свои наработки ОКБ «Вектор». Компания производит высокоточное оборудование для измерения таких параметров, как уровень, температура, давление, плотность, масса жидкости в различных технологических емкостях. Не обходят вниманием вопросы цифровизации и внутри самих ВИНК. Так, например, «Газпром нефть» недавно запатентовала собственные технологии бесконтактной диагностики промысловых трубопроводов и новую технологию капремонта скважин.

ОСНОВНЫЕ РИСКИ ДЛЯ ВЫХОДА НА СЕРВИСНЫЙ РЫНОК НОВЫХ ИГРОКОВ

Как работать под санкциями

Несмотря на явную потребность в новых технологиях и поставщиках сервисного оборудования, по словам участников рынка и экспертов, получить контракты от российских нефтяных компаний новым игрокам не просто. Причин тому несколько. Как отмечает директор «СервисПромМаш» Руслан Мишин, это «закрытость для новых поставщиков, отсутствие взвешенной и понятной тендерной политики, отсутствие компетенции в принятии решений». Последнее обстоятельство является следствием забюрократизированности крупных компаний, их инертности и нежелания руководства принимать рискованные решения. «Крупные компании достаточно неповоротливы, они не так быстро следуют технологическим тенденциям, как, например, их коллеги в США, где работает много маленьких компаний и где каждая капля нефти на счету», – говорит генеральный директор нефтесервисной компании «Вормхолс» Олег Журавлев.

В Nest Lab приводят в пример свой опыт: «Любое руководство в ВИНКах – что средний, что высший менеджмент – все получают хорошую зарплату и хорошо себя чувствуют. Терять такие позиции никто по понятным причинам не хочет. Поэтому, когда происходит знакомство с новой перспективной разработкой и нужно принять волевое решение, даже компетентный в вопросе управленец не захочет принимать решение в пользу стартапа, пока у него не будет множества формальных критериев, подтверждающих его правильность». Как в крупных, так и в мелких компаниях «окно входа для малых компаний» невелико. Ситуация могла бы значительно улучшиться в случае возникновения некоего экспертного центра, например, на базе Министерства энергетики, в котором проводилась бы апробация проектов. В настоящее время возможность создания подобного органа обсуждается.

Среди вызовов, стоящих перед нефтесервисным рынком, в Deloitte называют неразвитость инфраструктуры, коррупционную составляющую и низкую эффективность управления. Энергетический центр СКОЛКОВО в своем прогнозе до 2025 года в качестве одного из сценариев предлагает вариант ухудшения геополитической обстановки и усиления западных санкций. В этом случае среди новых рисков называются отмена проектов, подпадающих под санкции, и еще большее ужесточение работы иностранных компаний в России. Цена на нефть при этом сценарии может колебаться вокруг $40 за баррель. Однако даже низкие цены на нефть, по утверждению экспертов СКОЛКОВО, не повлияют катастрофически на объемы добычи, а значит, спрос на услуги сервисных компаний будет стабильным.

Сотрудничество с западными компаниями, бесспорно, могло бы стать значительным подспорьем для российских нефтегазовых компаний, однако сохраняющийся санкционный режим серьезно осложняет его, хотя и не делает невозможным. Среди главных способов преодоления возникшего препятствия одним из наиболее приемлемых сохраняется регистрация дочернего предприятия в российской юрисдикции, что дает возможность де-юре соблюсти нюансы «санкционного» законодательства. Также одним из путей является вхождение в структуру одного из крупных игроков (как, например, сделала швейцарская Weatherford, продав восемь своих подразделений «Роснефти»), однако этот механизм создает новые риски – возникновения зависимости от нового собственника и отсутствия возможности работать с другими крупными заказчиками. Значительным подспорьем может стать сотрудничество с российскими научными предприятиями.

СКАЧАТЬ PDF: http://www.ngv.ru/upload/iblock/3d2/3d2c9868b8b125a64c4493960abe7fe1.pdf

АВТОР: WMT CONSULT, АНАЛИТИЧЕСКОЕ АГЕНТСТВО

!!! Комментарий пресс-службы АссоНефти:

Поскольку информацию, приписываемую в данной публикации «АссоНефти», агентство WMT Consult получило не от самой «АссоНефти», а, вероятно, из публикаций в СМИ, считаем целесообразным кое-что уточнить:

1) «АссоНефть» объединяет преимущественно всё же независимые добывающие компании.

2) В «АссоНефть» входят далеко не все независимые разведывающие (более сотни) и добывающие (125 ННК на конец 2018 г.).


Возврат к списку

Национальный нефтегазовый форум и выставка «Нефтегаз» в 2020 году V Федеральный ИТ-форум нефтегазовой отрасли России «Smart Oil & Gas: Цифровая трансформация нефтегазовой индустрии