Бурить по-русски
Российский нефтесервисный сектор после ухода иностранных игроков столкнулся с необходимостью ускоренной разработки собственных технологий для освоения новых углеводородных провинций. Основным препятствием для этого участники рынка считают дефицит инвестиций, нивелировать который может господдержка государства. В случае если зависимость от зарубежных технологий сохранится, добыча нефти в России может к 2030 году упасть на 20%, прогнозируют эксперты.
Фото: РИА Новости
Фото: РИА Новости
Добыча углеводородов в России осложняется с каждым годом из-за перехода крупнейших месторождений в зрелую фазу. До сих пор основной объем добычи нефти и газа идет с месторождений, открытых еще в СССР. По данным Роснедр, выработанность запасов традиционных регионов нефтегазодобычи доходит до 88%, а большинство из открытых за последние пять лет 222 месторождений (80–90%) — мелкие и очень мелкие по запасам. На фоне этого поиск, разведка и добыча постепенно смещаются в малоизученные и труднодоступные регионы, где главным вопросом для компаний становится наличие необходимых технологий для проведения геологоразведки. Как заявлял глава Роснедр Евгений Петров в начале апреля, «эпоха крупных месторождений закончилась». «Мы работаем со все более сложными комплексными месторождениями на больших глубинах. Сегодня одной из важных задач становится обеспечение технологического суверенитета, потому что именно технологии обеспечивают себестоимость. В лидерах окажутся те страны, которые в ближайшие 10–20 лет сумеют правильно работать с себестоимостью добычи»,— пояснял он.
Также, как отмечал руководитель службы на «Национальном нефтегазовом форуме», развитие технологий позволит сделать рентабельными трудноизвлекаемые запасы, объем которых составляет порядка 970 млрд тонн категории геологических и 3,4 млрд тонн извлекаемых. «Это колоссальные запасы, с которыми нужно работать»,— отметил он.
В изменившихся условиях при дефиците технологических решений и высокой стоимости разработки дальнейшее освоение шельфа в России перестало быть приоритетом для нефтегазовых компаний, отметил глава одного из лидеров российского сектора сейсморазведки — компании «Геотек» Роман Панов. Так что основой для обеспечения сырьевой и энергетической безопасности страны стала интенсификация ГРР на суше в малоисследованных регионах. Речь идет прежде всего о Восточной Сибири и Дальнем Востоке, где плотность бурения и сейсморазведочной изученности более чем в десять раз уступает основным нефтегазовым провинциям страны.
Но за последние десять лет, по словам господина Панова, динамика таких важных этапов разведки, как региональная 2D-сейсмика и параметрическое бурение, постепенно снижается. Относительно 2014 года объем сократился в два раза. Причиной сокращения объемов работ в этих сегментах в основном стало снижение бюджетного финансирования. В компании указывают, что подобное истощение поискового задела снижает интерес недропользователей к лицензированию. Поэтому необходимо стабилизировать объем региональной 2D сухопутной сейсморазведки на уровне 15–20 тыс. пог. км и поддерживать объем параметрического бурения не менее 10–12 тыс. м в год, считает Роман Панов.
У сейсморазведочных компаний достаточно компетенций и технологий для интенсификации работ на суше. Например, российские геофизики успешно применяют современные методики возбуждения сейсмического сигнала. Но основное сейсморегистрирующее оборудование на суше производится зарубежными компаниями и не поставляется в Россию из-за внешних ограничений. По оценке «Геотека», имеющегося в стране оборудования достаточно для выполнения необходимого объема работ на ближайшие пять лет. «У российских геофизиков есть 3–5 лет на создание надежной кабельной системы или перехода на бескабельные системы»,— пояснял господин Панов в своем докладе. Другими наиболее уязвимыми позициями в списке импортозамещения, помимо кабельных регистрирующих систем для наземных работ, является оборудование для навигационно-геодезической привязки, а также программное обеспечение для обработки и интерпретации сейсморазведочных данных. При этом глава «Геотека» уверен, что текущая ситуация является не только вызовом, но и возможностью для отрасли, в том числе за счет снижения доли зарубежных нефтесервисных компаний на рынке РФ.
На данный момент зависимость от западных технологий высока во многих сегментах. Как рассчитали в «Яков и партнеры», в области гидроразрыва пласта (ГРП) эта доля доходит до 52%, для добычи на шельфе составляет 90%, для морской добычи — 80%, для морской сейсморазведки — 70%. Эксперты полагают, что при сохранении подобной зависимости в высокотехнологичных нефтесервисных услугах от западных компаний Россия рискует к 2030 году сократить добычу нефти на 20%, до 409 млн тонн.
Но разработка собственного оборудования и технологий в России пока ограничивается недостатком средств у компаний. Как пояснял Роман Панов, перейти на новый технологический уровень развития сейчас практически невозможно из-за дефицита инвестиционного капитала. По мнению главного геофизика «Геотека» Андрея Федорова, внедрение отечественных технологий также будет способствовать увеличению объемов проведения работ при сокращении их себестоимости. В том числе с помощью таких методов, как разработанная «Геотеком» технология сбора сейсмических данных с использованием технологии независимого возбуждения импульсными источниками в движении (ISSD). Она позволяет кратно увеличить плотность данных и производительность при лучшем качестве итоговых результатов работ. Помимо новой системы ISSD, «Геотек» выпускает импульсные источники новых серий, которые заменяют традиционные (динамит и виброисточники) в районах, где их применение затруднительно по различным причинам.
При этом, по мнению экспертов «Яков и партнеры», разработку новых технологий нефтесервисными компаниями тормозит не только нехватка инвестиций, но и сложившаяся модель взаимодействия с вертикально интегрированными компаниями. «По сути, отечественные нефтесервисы в большой мере представлены малым и средним бизнесом, который не может на равных конкурировать в технологическом плане с мейджорами»,— считают аналитики. Они отмечают, что для нивелирования рисков и ускоренного развития рынка нефтесервисных услуг в России до 2030 года необходимо в том числе утвердить список критически важных технологий, согласовать с нефтегазовыми компаниями целевые объемы спроса и необходимые параметры качества технологий, а также определить конкретные меры господдержки.