Поделиться
Эксперты называют консолидацию высокотехнологичных видов сервиса в отрасли у западных компаний ахиллесовой пятой российского нефтегазового рынка. При этом пока российский рынок нефтесервисов остается одним из самых стабильных в мире.
Как отмечает один из авторов исследования партнер "Яков и партнеры" Андрей Стрельцов, текущих запасов высокотехнологического оборудования в российском нефтесервисе хватит на несколько лет (2-3 года), после чего может начаться этап постепенного сокращения парка оборудования. Поставками же из дружественных стран можно компенсировать лишь некоторые виды высокотехнологического оборудования.
Нефтесервис - это услуги нефтегазодобывающим компаниям по самым разным направлениям, от обустройства месторождений, бурения скважин и их ремонта до работ по повышению нефтеотдачи, а также автоматизации процессов добычи и транспортировки. Фактически именно от технологического оснащения нефтесервисных компаний зависит поддержание производства нефти на нужном уровне.
Ожидается, что объем проходки бурения к 2030 года в России увеличится до 28 млн метров, а количество пробуренных скважин достигнет 16,1 тыс. (рост в 45% относительно показателей 2022 года). Общий объем рынка бурения в денежном выражении вырастет на 25% - до 8,2 млрд долларов.
Как отмечает Стрельцов, хотя данная картина выглядит крайне привлекательно, по мере того, как объемы трудноизвлекаемых запасов (ТРиЗ) в общем объеме добычи будут расти, также увеличится и зависимость отечественных компаний от высокотехнологичных сервисов, поставляемых из "недружественных" стран, на которые пока завязано лишь 15% рынка бурения.
Наиболее востребованная технология для поддержания объемов и интенсификации добычи на новых месторождениях - технология гидроразрыва пласта (ГРП). Сейчас 52% рынка представлены компаниями из "недружественных" стран, а доля отечественного оборудования ГРП составляет менее 1%. Российский рынок РУС (оборудование, позволяющее управлять траекторией скважины) на 100% зависит от импорта из "недружественных" стран. Для достижения указанных выше объемов бурения до 2030 года также потребуется существенный прирост парка буровых установок. Сейчас парк буровых машин в России насчитывает около 1,5 тыс. единиц, 40% из которых, по экспертным оценкам, устарело, поэтому для сохранения и роста темпов бурения оборудование придется существенно обновить, говорится в исследовании. Если этого не сделать, то падение добычи может составить до 20% к 2030 году.
Отрасли необходимо объединить усилия и запустить процесс полномасштабного импортозамещения, в том числе пересмотреть механизм взаимодействия добывающих корпораций и российских нефтесервисов, а также определить необходимые меры господдержки, к обсуждению которых должны быть привлечены все заинтересованные стороны, считает Стрельцов.
С оценкой "Яков и партнеры" полностью согласны не все. По мнению руководителя Центра развития энергетики (Центр РЭ) Кирилла Мельникова, да, сейчас большинство новых скважин бурится под производство гидроразрыва, так как это существенно увеличивает дебиты и снижает удельные затраты на добычу. Отрасль активно идет в сторону многозабойных скважин и многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), поскольку это позволяет более эффективно управлять затратами и во многих случаях также повышает коэффициент извлечения нефти. Тем не менее, риск потери 20% добычи к 2030 году кажется несколько преувеличенным просто потому, что даже если российский нефтесервис не будет развиваться желаемыми темпами, российские нефтекомпании, несмотря на санкции, смогут получить необходимое оборудование из дружественных стран. Опыт Ирана показывает, что даже отрасль, которая десятилетиями находится под санкциями, сохраняет возможность поддерживать стабильный уровень добычи, и объем производства лимитируется в первую очередь не технологическими факторами, а трудностями с экспортом, считает Мельников. При этом российский сектор нефтегазового машиностроения и нефтесервиса намного крупнее иранского, подчеркивает он.
Более того на научно-техническом совете по импортозамещению в геологоразведке, прошедшем в Минпромторге 1 марта, говорилась, что запуск серийного производства отечественных флотов ГРП запланирован в четвертом квартале этого года. Ожидаемая потребность в них - 3-5 флотов в год. А их количество увеличится со 130 сейчас до 170 к 2030 году.
Но, как отмечает Стрельцов, отечественные флота ГРП также требуют использования большого количества зарубежных технологий. Кроме того, китайским аналогам не удается достигнуть эффективности западных образцов последнего поколения. С учетом сложности задач и долгих сроков доработки, фактические испытания отечественного флота покажут реалистичный прогноз замещения импортного оборудования. Также необходимо учитывать выбывающее оборудование. Поэтому для достижения целевого значения 160-170 флотов к 2030 году потребуется производить 8-10 флотов год, а достигнуть такой производительности планируется только к 2027 году.
К тому же, для большинства трудноизвлекаемых залежей, сейчас вовлекаемых в разработку, применяются горизонтальные скважины с МГРП. Разработка же этих залежей традиционными скважинами (без МГРП) нерентабельна. Эта технология, в свою очередь, требует не только более совершенное оборудование, но и расходные материалы, не производимые в России, отмечает Стрельцов.
С другой стороны, Мельников считает, что российские нефтяные компании осознали наличие технологических проблем еще в момент первых санкций в 2014 году, и уже был предпринят ряд мер по закрытию наиболее уязвимых позиций, таких как, например, катализаторы в нефтепереработке. Тем не менее, в некоторых случаях при импортозамещении может потребоваться точечная поддержка государства, отмечает эксперт.