Эксперт «Цифры» о проблемах развития технологий в российском нефтесервисе

Гендиректор компании «Геонафт» (входит в ГК «Цифра»), занимающейся разработкой цифровых решений для процесса разведки и добычи нефти и газа, Руслан Хабибуллин рассказал, где еще сохранятся зависимость от иностранных решений и о сложностях в развитии российского нефтесервиса.

Источник: MASHNEWS

- Насколько велика зависимость российской «нефтянки» от иностранных технологий?

- У России на сегодняшний день нет критической зависимости от иностранных технологий в области разведки и добычи нефти и газа, то есть отрасль продолжает работать, основываясь на российских технологиях.

- И уже можно отказаться от иностранных решений?

- Есть технологии, которые позволяют достигать поставленных целей более эффективно. Например, пластоиспытатели, роторно-управляемые системы (РУСы), которые частично уже реализованы, но еще сохраняется зависимость от иностранных компаний. Пластоиспытатели позволят более эффективно оценивать коммерческие запасы углеводородов во время разведки и эксплуатации месторождений.

Иностранные нефтегазосервисные компании до сих пор продолжают работать в России (но не на подсанкционных проектах) и на оборудовании, которое было завезено до введения санкций. Необходимо разрабатывать собственные решения - как аналоги иностранных технологий, так и проводить собственные научные исследования.

- Какие технологии нужны для применения пластоиспытателей?

- Если говорить конкретно о пластоиспытателе, то это технология бурения скважин малого диаметра с непрерывным отбором керна (slim drill), позаимствованная у горно-рудной промышленности и адаптированная под нужды нефтегазовой отрасли.

При стандартном бурении скважины долото размалывает породу, и буровой раствор поднимает этот шлам наверх. Потом шлам попадает в систему очистки бурового раствора и далее в так называемый шламовый амбар. В шламовом амбаре перемолотые до состояния порошка минералы начинают взаимодействовать друг с другом, начинаются различные химические реакции, очень часто выделяются токсины. Конечно, есть система переработки шламовых амбаров, но она до конца не отработана, да и применяется далеко не в каждом случае.

В свою очередь slim drill позволяет бурить по контуру, как бы вырезая кусок породы (керн). Получается образец породы от поверхности до самого забоя. Во-первых, в едином куске породы минералы друг с другом не взаимодействуют, что нивелирует риски формирования токсинов. А во-вторых, при таком подходе гораздо проще обнаружить новые нефтегазоносные пласты - все наглядно, и это приводит как раз к нахождению новых продуктивных пластов.

- То есть сама по себе технология есть? В чем тогда проблема?

- Проблемы в российском нефтесервисе связаны не столько с конкретной технологией, сколько со сложившейся системой. В российском нефтегазе на текущий момент вообще мало что разрабатывают самостоятельно. В первую очередь это связано с тем, что мощных сервисных компаний, которые вкладывают средства в науку, очень мало, да и ресурс их серьезно ограничен, так как рынок сервисных услуг «продавлен» заказчиком до минимальной рентабельности. А для масштабных инвестиций в науку нужно, чтобы сервисные компании больше зарабатывали. Не потому, что они жадные, а потому что в противном случае просто нет возможности развивать НИОКР.

- Но есть же сервисные подразделения крупных вертикально-интегрированных компаний. Неужели им не хватает финансирования?

- Здесь целый спектр сложностей. Для начала пример: на Западе никто из крупных игроков не создает свои собственные сервисные компании. Технология - это вклад в науку, разработчик тратит определенное количество денег. Но потом он может применить свою разработку, условно, сто раз в проектах разных компаний. Поэтому сервисом на Западе занимаются Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes и другие. У них большой рынок, большие возможности. Когда я работал в Schlumberger, мы инвестировали в разработку новых технологий $2 млн в день. Это крупные вложения, но они окупались за счет внедрения технологий по всему миру.

В России сервисные компании добывающих ВИНК ограничены преимущественно работой в той самой добывающей компании, решая достаточно серьезную производственную программу, а наукой занимаются другие организации, научные институты ВИНК, в отрыве от реального сервиса. Тот же российский флот ГРП (гидравлический разрыв пласта) был создан в тесном сотрудничестве с сервисной компанией, что подтверждает мои слова.

В случае разработки технологии в конкретной компании она редко попадает в сервис других компаний, тем самым снижается эффективность ее разработки - технология применяется не на сотне проектов разных компаний, а на десяти проектах одной компании. Хотя примеры успешных разработок, безусловно, есть, но это, скорее, исключение.

Уровни окупаемости технологии несопоставимы, окупать разработки очень сложно. И это - основная причина, по которой от разработки той или иной технологии могут отказаться вообще.

В том числе поэтому в России сам технологический стек сейчас - иностранный, хотя российские сервисные компании двигаются в сторону собственных разработок и копированию разработок иностранного производства. Тем не менее, большинство бурения на шельфе производит Schlumberger, поскольку это самые дорогие скважины и риски очень велики.

Необходимо думать о завтрашнем дне, поддерживать отечественные сервисные компании, их достаточно: «МеКаМинефть», «Пакер Сервис», «ФракДжет-Волга» и многие другие. Насколько мне известно, в этом направлении существуют интересные модели взаимодействия у «Газпром нефти», контрактные модели позволяют проводить технологическое перевооружение. Но это единичный пример, в большинстве случаев о том, как развиваться российскому сервису, никто не думает. Но если не поддерживать наш сервис сейчас, он никогда и не выйдет на уровень международных игроков.

- Вы сказали, что проблем целый спектр. Это еще не все?

- Если говорить о крупных компаниях, главная, на мой взгляд, проблема сегодня - бюрократизация. Новую технологию мало разработать, ее надо внедрить, а это крайне сложно - именно из-за бюрократических препон. Считается, что новая технология должна быть дешевле уже существующих, она должна быть уже где-то проверена в деле. И главное - все должно быть согласовано. В одной крупной российской компании совещания по перспективной методике нефтедобычи шли год. Лично я сталкивался с тем, что согласования заняли два года, причем весь этот длительный процесс закончился ничем.

В конце 90-х внедрять технологии было значительно проще.

Для сравнения, когда я работал в США, в Schlumberger, меня спросили, что мне нужно для решения некой проблемы. Я написал список необходимой химии, и она появилась в лаборатории на следующий день. Задача была решена, технология испытана и внедрена уже через несколько месяцев. В российских же ВИНКах ты сначала должен написать техзадание, пройти научно-технический совет, все согласовать, получить бюджет и так далее.

- Вы упомянули 90-е, почему тогда было проще? Что изменилось?

- Раньше у каждого дочернего общества был свой бюджет. И в рамках этого бюджета «дочка» самостоятельно принимала решения. А сейчас все завязано на центральный аппарат. Условно, было пятнадцать задач и пятнадцать директоров. Каждый директор успевал принять по решению. Теперь все пятнадцать задач приходят на уровень центрального аппарата, и пока очередь дойдет до конкретного вопроса, пройдет очень много времени.

Кроме того, сама система управления крупных компаний выстроена таким образом, что для того, чтобы двигать науку, ученым нужно сначала убедить в необходимости этого финансистов, службу безопасности, юристов и прочая, и прочая. Более того, зачастую ученым приходится убеждать в необходимости той или иной технологии производственников, которые не всегда понимают все нюансы технологии (и это логично, так как человек не может быть компетентным специалистом и в химии, и в физике, и в геологии и т.д.). Всю эту систему нужно упрощать, больше делегировать принятие решений. Средства, выделенные на исследования, научный институт должен тратить без дополнительных согласований.

И еще один важный момент: у нас, если руководитель не справился с той или иной системой, меняют систему, тогда как менять нужно руководителя.

- Но как-то можно стимулировать компании к более активному развитию науки? Возможно, господдержка: льготы, проекты с госучастием, еще какие-то меры?

- В господдержку как механизм я не верю. Да с ней стараются и не связываться: за каждую копейку «государевых денег» надо отчитываться, а в науке заранее предусмотреть все возможные затраты очень сложно. То есть может оказаться, что предоставленного финансирования недостаточно и без дополнительных вложений проект не завершить.

Впрочем, по IT-направлению поддержка государства была достаточно эффективной и сыграла свою роль: компании получали деньги, разрабатывали свои программные продукты (в том числе «ГеоНафт» разработал ПО для геомеханического 3D-моделирования, конкурирующее с решениями Шлюмберже и не уступающее им). Но и здесь есть сложности: недавно мы закрыли грант, но уложились в обязательства буквально на грани. Не потому, что мы такие плохие, а потому что программы бурения у всех крупных компаний за последние два года существенно поменялись, какие-то проекты были отложены на более поздний срок.

Что касается других возможностей стимулирования, возможно, имеет смысл не столько пытаться заставить компании заниматься наукой, сколько менять подход к использованию тех научных ресурсов, что есть.

У нас сейчас научные институты зачастую сами предлагают компаниям на выбор что-то, опираясь на свой багаж. А должно быть наоборот: компания должна формулировать задачу и под нее набирать отдельную команду специалистов, возможно, и не из своего собственного института. Да, лучшие специалисты дороги, но, во-первых, они почти гарантировано дают результат, а во-вторых, ты привлекаешь их под отдельный проект, после завершения которого платить сотруднику уже не надо. А работник того же института и в промежутке между решениями конкретных задач продолжает получать зарплату. Так что в итоге приглашенный эксперт может еще и оказаться дешевле.

Нужен корпоративный рекрутинг и оптимизация - кадровая, финансовая и технологическая.