Стратегическая замена

Стратегическая замена

Основные направления программы импортозамещения в нефтяной отрасли

Текст: София Зорина
Фото: Андрей Голованов, Сергей Доля, Александр Чебан, Юрий Молодковец, Максим Авдеев, Александр Таран, Николай Кривич
Инфографика: Анна Симонова

Курс на импортозамещение был взят в стране еще полтора года назад. В целом российская нефтянка в этом отношении себя чувствует достаточно уверенно, доля российских товаров и услуг в отрасли высока. Основная проблема — высокотехнологичное оборудование для сложных производственных процессов. Однако надежда на независимое будущее и для сложных проектов, безусловно, есть

Ухудшение отношений с Западом, повлекшее экономические санкции в отношении России, и девальвация сделали сегодня импортозамещение одной из главных тем экономической повестки страны. Об этом говорят в правительстве, об этом говорят представители всех отраслей промышленности, это предмет постоянного обсуждения экспертного сообщества. Речь идет и о том, что в стране нет целенаправленной программы развития промышленности, увязанной с долгосрочными стратегическими отраслевыми планами, а значит, все попытки производить отечественное оборудование — лишь точечные залпы без существенного выхлопа в перспективе. Кто-то вспоминает советские времена с их одиозной бесконкурентной экономикой и не слишком качественными товарами и предрекает подобное будущее и российской промышленности в случае ее изоляции от внешних рынков и отсутствия у потребителей альтернативы. Компаниям и предприятиям же реального сектора ничего не остается, как заниматься замещением импортного оборудования, следуя принципу необходимости и достаточности, — в конечном итоге в бизнесе последнее слово остается не за политикой, а за бухгалтерией. Нефтянки эта проблема касается в первую очередь, так как западные санкции во многом были направлены именно на отрасль, за счет которой пополняется большая часть российской госказны.

Развитие офшорных проектов напрямую связано с созданием собственных систем морского бурения и судов обеспечения

В поисках отечественных аналогов оборудования, не входящего в санкционные списки, отправной точкой стали выросший курс доллара, а вместе с ним и цены на импортные комплектующие. И, если рассматривать ситуацию в целом, то основная объемная доля закупок в нефтяной отрасли уже сейчас приходится на отечественные товары и услуги. В «Газпром нефти», например, этот показатель достигает 90%. В частности, в России производится достаточно электроцентробежных насосов, насосно-компрессорных труб, буровой техники. В этих сегментах предложение родной промышленности вполне способно удовлетворить спрос, а сохраняющаяся конкуренция с иностранными поставщиками позволяет поддержать на высоте качество.

Но речь в этом случае идет о стандартном оборудовании для «повседневной» добычи на суше из традиционных коллекторов. Сложнее обстоят дела с высокими технологиями, применяющимися для добычи на шельфе или работы с трудноизвлекаемыми запасами. Цена ошибки, и финансовой и имиджевой, здесь слишком велика, а потому путь к разработке и внедрению отечественных аналогов высокотехнологичного оборудования или программного обеспечения (ПО) начинается и для нефтяной компании, и для самих производителей со всестороннего анализа как самого продукта, так и перспектив его жизнеспособности на российском рынке в различных условиях.

Стратегическая добыча

Основной фактор поиска новых технологий в нефтянке — завершение эпохи «легкой» нефти. Сегодняшние реалии — сложные низкопроницаемые коллекторы, неудобные пласты, добыча остаточных запасов, разработка которых усложнена предыдущей историей освоения. С другой стороны, на рынке выживает тот, кто может добывать много, быстро и с хорошим коэффициентом нефтеотдачи. На практике такая задача решается в том числе применением высокотехнологичного бурения.

Современные решения для бурения как наклонно-направленных, так и горизонтальных скважин включают в себя роторные управляемые системы (РУС), системы телеметрии и каротажа. Собственно объединение этих трех составляющих дает максимальный эффект. РУС позволяют быстро и точно бурить самые сложные скважины, включая горизонтальные с экстремально большим отходом от вертикали, а системы каротажа и телеметрии обеспечивают контроль над этим процессом. Учитывая, что количество сложных скважин в российской нефтяной отрасли с каждым годом стремительно увеличивается, внедрение отечественных роторных управляемых систем — насущная необходимость. И это та категория импортозамещаемого оборудования, где подвижки заметны. Уже разработано несколько отечественных конструкций РУС. Одна из них — петербургского концерна «Электроприбор» — в сентябре 2015 года прошла все стадии полевых испытаний на Вынгапуровском месторождении «Газпром нефти» в ЯНАО. Опытный образец успешно выдержал 12-часовой марафон интенсивного использования на скважине, и сегодня оцениваются возможности промышленного производства системы. Еще одна РУС — компании «Буринтех» — испытывалась в январе 2016‑го на Южно-Приобском месторождении «Газпром нефти» в ХМАО. Господдержка и возможность сотрудничества разработчиков оборудования с нефтесервисными компаниями позволят полностью обеспечить отрасль собственными роторными управляемыми системами к 2020 году.

Кстати, без применения РУС невозможна эффективная разработка бажена, а ведь освоение этой категории трудноизвлекаемых запасов — одна из стратегических задач отрасли в целом и «Газпром нефти» в частности. Возможность успешно вскрыть неподатливую баженовскую свиту обеспечит Россию нефтью на долгие годы — запасы здесь в десятки раз превышают объемы, уже добытые на территории Западной Сибири. Помимо роторных управляемых систем для разработки бажена необходимо и собственное оборудование для заканчивания скважин и проведения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Именно технология МГРП стала основным оружием творцов сланцевой революции в США, она же попала в список санкционных в случае применения на баженовской свите.

Сегодня российские нефтяники используют до 70% импортного оборудования для заканчивания скважин и проведения многостадийного гидроразрыва. На долю отечественных производителей приходится лишь оборудование для проведения так называемого шарового МГРП, но эта технология недостаточно эффективна на бажене. Тем не менее в стране есть вся необходимая производственная база и интеллектуальные ресурсы для создания альтернативной технологии, перспективной в условиях баженовской свиты. Возможен и вариант локализации на территории России производств западных компаний, имеющих необходимые компетенции. Окупаемость проекта не вызывает сомнений: при наличии необходимого оборудования количество скважин на бажен будет ежегодно многократно умножаться.

Однако, помимо «железа», качественное проведение ГРП требует и соответствующих программных средств. ПО для нефтесервисных услуг — это отдельная болевая точка для отрасли. Не секрет, что практически все программное обеспечение высокотехнологичных процессов, в том числе и гидроразрыва пласта — импортное. Разработка собственного подобного ПО — процесс длительный, затратный и не всегда оправданный. Но в некоторых случаях отечественные аналоги программ решат проблему зависимости не только от иностранного софта, но и от нефтесервисных компаний, под оборудование которых он создавался. Один из приоритетов в этом направлении — создание симулятора ГРП, позволяющего значительно снизить риски проведения неудачного гидроразрыва. В разработку такого ПО нефтяные компании могут вкладываться самостоятельно, но в целом для отрасли будет выгоднее сделать этот проект государственным и поддержать его реализацию на уровне консорциума, объединяющего ВИНКи, производителей комплексов ГРП и нефтесервисные компании.

Морские перспективы

Хотя при удачном раскладе добыча на суше сможет на десятилетия обеспечить Россию нефтью, от офшорных проектов также никуда не уйти: слишком велики запасы шельфа. И в первую очередь речь идет об Арктике. Разработка глубоководного шельфа пока не рассматривается как задача первой необходимости, а вот прибрежная полоса находится в зоне активного освоения нефтегазовыми компаниями.

Проблемы импортозамещения для шельфовых проектов можно разделить на две составляющие: обеспечение уже функционирующих активов и разработка новых. Перспективы освоения шельфа упираются в наличие сейсморазведочного оборудования и плавучих буровых установок. В свою очередь, для производства сейсмического оборудования, в том числе и в морском исполнении, в России есть все необходимые мощности. Надо лишь модернизировать их и довести до ума отечественные разработки, возможно, привлекая для этого иностранные компании в рамках локализации производства. Что же касается плавучих буровых установок (ПБУ), то здесь задача осложняется арктическими условиями — из эксплуатируемых в мире 783 ПБУ только 13 обладают ледовым классом. Этот же фактор может стать и преимуществом для отечественных судостроителей: при уверенном росте спроса на морское бурение наличие собственных ПБУ ледового класса становится важным активом не только на российском, но и на мировом рынке. Однако, учитывая возможности российских предприятий, можно говорить о потенциальном полном импортозамещении в этой сфере только к 2027 году.

В свою очередь, российским верфям предстоит освоить строительство судов обеспечения — также ледового класса. Это еще одна малоосвоенная ниша — из эксплуатируемого сегодня в мире 1371 судна, безопасно передвигаться в арктических условиях способны только 48 кораблей, а свободных от фрахта судов практически нет. В то же время именно суда обеспечения — один из важнейших элементов реализации морских проектов. А при фрахтовании таких судов на мировом рынке на их долю приходится около 30% всех затрат при бурении одной геологоразведочной скважины.

Заинтересованность «Газпром нефти» в таких судах уже обретает материальные формы. Для работы в Обской губе на нефтеналивном терминале Новопортовского месторождения понадобятся два ледокольных судна обеспечения. Первое из них было заложено на Выборгском судостроительном заводе в ноябре прошлого года. Если говорить о глобальном строительстве российского ледокольного флота, то реализация такого проекта выглядит наиболее убедительно при создании консорциумов «потребители — производители — разработчики» с участием в форме финансирования и налоговых льгот со стороны профильных государственных ведомств.

Нефтегазовый комплекс: основные направления обеспечения технологической независимости

Катализатор производства

Несколько ключевых направлений по замещению импортного оборудования есть и в нефтепереработке. Стратегическим проектом государственного уровня сегодня признано развитие производства катализаторов. В мире существует меньше десятка крупных производителей катализаторов для нефтепереработки, обеспечивающих своей продукцией фактически все НПЗ планеты. Поэтому проблема замещения их продукции — это не только обеспечение промышленной безопасности страны, но и проект с очевидной экономикой: наличие собственного конкурентоспособного продукта значительно сократит цены на рынке и на западные аналоги.

В Советском Союзе обходились катализаторами собственного производства, качество которых изначально не уступало иностранным. Отставание наметилось в 1980‑е годы: в США, а затем и в Европе началось активное внедрение гидропроцессов переработки нефти и, соответственно, производство необходимых для них катализаторов. В СССР же мало заботились об углублении переработки, делая ставку на экспорт сырой нефти и полуфабрикатов первичной перегонки. Суровые 90‑е годы и вовсе едва не поставили крест на отечественной катализаторной промышленности. Сегодня доля импорта в общем объеме российского рынка катализаторов составляет 70%. Хуже всего обстоят дела именно с гидропроцессами: катализаторы гидрокрекинга не производятся в России вообще, а катализаторы гидроочистки не соответствуют современному оборудованию и не могут конкурировать с западными аналогами.

Рынок УЭЦН — яркий пример победы российских машиностроителей в конкурентной борьбе

Одно из крупнейших отечественных катализаторных производств принадлежит «Газпром нефти» и расположено в Омске, на территории ОНПЗ. В настоящее время здесь выпускают катализаторы каталитического крекинга. Благодаря постоянной поддержке НИОКР их качество отвечает самым высоким западным стандартам, но производственных мощностей недостаточно даже для того, чтобы полностью удовлетворять собственные потребности Омского и Московского НПЗ. Проект модернизации этого производства запущен несколько лет назад, а сейчас имеет статус национального. После строительства новых мощностей Омск сможет обеспечить катализаторами каткрекинга и гидропроцессов не только российские НПЗ, но и, при полной загрузке, выйти с предложением на внешние рынки. Разработкой новых катализаторов занимаются ведущие российские научные институты. В свою очередь, конкурентоспособные катализаторы процессов риформинга и изомеризации могут выпускаться на базе Ангарского завода катализаторов и органического синтеза. Предполагается, что после модернизации обоих производств к 2020 году вопрос с импортозамещением катализаторов будет закрыт.

Еще одно уязвимое место отечественной нефтепереработки — насосное и компрессорное оборудование. Здесь главная беда российских производителей — несоответствие их продукции международным стандартам, и в частности стандарту API (Американского института нефти) — общепризнанному международному ориентиру качества для отрасли. Очевидно, что на таком опасном производстве, как НПЗ, не может быть мелочей при подборе оборудования, поэтому желание нефтяных компаний максимально снизить риски, покупая продукцию, соответствующую самым высоким стандартам, абсолютно оправданно. В то же время эксперты отмечают, что требования API, например для насосов, зачастую избыточны, особенно в комбинации с российскими ГОСТами, которые часто самостоятельно не обеспечивают современных требований к качеству, но в комбинации с зарубежными стандартами могут увеличивать стоимость приобретаемого оборудования, а также создавать избыточные мощности. Отсюда одно из решений проблемы — выработка альтернативных стандартов совместно с лицензиарами оборудования, переработчиками и отраслевыми экспертами для того, чтобы открыть отечественным производителям вход на этот рынок без увеличения рисков для переработки.

Для реализации замещения импортных насосов и компрессоров требуется объединение усилий и научно-исследовательских институтов, и производителей, и потребителей в рамках проектных консорциумов. В качестве компромиссного или промежуточного варианта" можно рассматривать привлечение иностранных партнеров для локализации производства на территории РФ.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ