Российская энергетическая стратегия до 2050 года закрепила достижение уровня добычи нефти в 540 миллионов тонн в качестве основы для обеспечения внутренних нужд страны в энергоресурсах и фундамента для экспортных соглашений, составляющих значительную часть государственного бюджета. В этой связи, сектор нефтесервиса перестает быть просто набором подрядных организаций и становится стратегическим инструментом, от возможностей которого прямо зависит достижимость поставленных государством задач. В ходе этой трансформации отрасль сталкивается с комплексом системных проблем, требующих нестандартных и комплексных подходов.
Об этом пишет «Нефть и Капитал» (Никита Зотов, руководитель направления моделирования добычи Департамента консалтинга в нефтегазовой отрасли «Аналитического центра ТЭК», Всеволод Маркин, консультант направления моделирования добычи Департамента консалтинга в нефтегазовой отрасли «Аналитического центра ТЭК»)
Главным фактором, определяющим эволюцию российской нефтедобычи, стало неуклонное ухудшение геологических параметров разработки. Эпоха уникальных залежей с высокой производительностью постепенно завершается.
Самым заметным проявлением этого процесса является быстрое увеличение доли трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) в структуре добычи. Если в 2010 году их объем составлял 20%, то к 2024 году этот показатель достиг 63%. Это указывает на то, что две трети российской нефти в настоящее время извлекается из сложных и истощенных пластов, которые характеризуются низкой проницаемостью и сложным геологическим строением.
Непосредственным результатом ухудшения состояния ресурсной базы является резкое снижение продуктивности новых скважин: средний объем добычи новой скважины за последние 15 лет упал на 42% – с 43,4 до 25,3 тонн в день. Наряду с этим наблюдается существенное увеличение обводненности. В настоящее время она достигает 52,3%: теперь на каждую тонну добытой нефти приходится около 7,5 тонн воды, которую необходимо извлечь и утилизировать.
Эти два тренда в совокупности формируют новую реальность, которую можно определить как «бег на месте». С целью нивелирования естественного падения добычи на истощающихся месторождениях, нефтедобывающие компании вынуждены постоянно наращивать объемы бурения. В 2010 году было запущено 5,8 тыс. новых скважин, а в 2024 году – 8,7 тыс. По нашим прогнозам, через четыре года, для реализации целей Энергостратегии-2050 (540 млн тонн ЖУВ начиная с 2028 года) этот показатель необходимо будет увеличить на четверть. Учитывая все эти цифры, бурение, по сути, становится не инвестицией в рост, а необходимостью для поддержания существующих объемов добычи.
Ухудшение ресурсной базы требует принципиально другого комплекта технологических решений в процессе разработки пластов. В настоящее время широко применяются и стали стандартом для освоения ТРИЗ технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) и горизонтального бурения. Так, доля горизонтального бурения в общем объеме ввода новых скважин с 2018 по 2024 год увеличилась с 47 до 64%. А в 2028 году, согласно нашим оценкам, она достигнет 80%.
Однако экономическая стоимость такого перехода значительна: новые, более протяженные и технологически сложные скважины требуют более тщательного проектирования и строительства. Они нуждаются в современном оборудовании и сервисном сопровождении, что отражается на их цене. Если в 2010 году средние капитальные затраты на скважину составляли 59 млн рублей, то в 2024 году – 210 млн рублей. Важно отметить, что темпы увеличения затрат на бурение оказались выше накопленной инфляции. Это свидетельствует о реальном увеличении затрат, вызванном технологическим усложнением работ, что влияет на себестоимость добычи.
В сложившихся обстоятельствах, а также с учетом низких цен на нефть и действующих норм ОПЕК+, добывающие компании не имеют достаточных стимулов для значительного увеличения инвестиций в бурение. Это напрямую сказывается на нефтесервисе, так как он обеспечивается недостаточным для его развития объемом заказов. Таким образом, обе отрасли оказались в инвестиционной ловушке.
Даже при наличии финансовых ресурсов для увеличения масштабов бурения, нефтесервисная отрасль сталкивается с серьезными инфраструктурными ограничениями. Основная часть производственного парка – буровые установки (БУ) – находится в неудовлетворительном состоянии и не отвечает современным требованиям.
По данным на 2024 год, возраст половины парка БУ в стране превышает 20 лет. Кроме того, наблюдается физическая нехватка оборудования для бурения горизонтальных скважин с отходом от вертикали более 2 км. На сегодняшний день только 25% парка обладает достаточной для этого грузоподъемностью (320 и более тонн). Наши прогнозы показывают, что при сохранении текущей тенденции устаревания оборудования уже к 2027–2028 году Россия может столкнуться с нехваткой буровых мощностей. В 2027 году дефицит составит около 250 БУ, а через год увеличится ориентировочно еще на 100 единиц.
Проблема нехватки инфраструктуры не ограничивается парком БУ. Дефицит мощностей также наблюдается в других высокотехнологичных сегментах нефтесервисной отрасли. В первую очередь это относится к флотам для гидроразрыва пласта (ГРП) – ключевой технологии интенсификации добычи. В настоящее время в России насчитывается около 170 флотов ГРП, большинство из которых работают с загрузкой выше 100%. Аналогичная ситуация складывается с парком колтюбинговых установок, необходимых для внутрискважинных операций, и роторными управляемыми системами (РУС), без которых невозможно эффективное строительство сложных горизонтальных скважин. Состояние и количество этих специализированных парков напрямую влияют на возможность поддержания добычи. Следовательно, мониторинг их эффективности и своевременное обновление становятся столь же важной задачей, как и модернизация БУ.
В качестве альтернативы увеличению парка БУ можно рассматривать повышение эффективности процессов бурения. Основными средствами увеличения среднесуточной проходки выступают цифровизация, новые технологии и роботизация, организационные и планировочные меры.
Успешное применение данных технологий можно наблюдать в нефтесервисной отрасли США. Среднесуточная проходка там достигает 320 м, в то время как в России этот показатель составляет около 70 м. Более того, за период с 2018 по 2024 год американским буровым компаниям удалось повысить свою эффективность на 24%, а отечественным за тот же период – всего на 11%.
Проведенный анализ показывает, что причина такой ситуации кроется не столько в технологическом оснащении (многие передовые решения доступны и в России), сколько в фундаментальном различии подходов к организации процессов. В США отраслевым стандартом стала концепция «фабрики бурения». Она рассматривает строительство скважин не как ряд уникальных проектов, а как непрерывный производственный процесс, направленный на экономию за счет эффекта масштаба и внедрения лучших методов.
Высокая производительность такого подхода достигается за счет комплексного подхода, в котором организационные, операционные и технологические факторы работают в синергии. В такой системе передовые технологии выступают не самоцелью, а инструментами для обеспечения стабильной скорости на едином «конвейере». Связующим звеном выступают цифровые решения – предиктивная аналитика и цифровые двойники, которые позволяют оптимизировать процессы, что требует от персонала высокой квалификации и готовности к постоянным улучшениям.
Среднегодовой темп роста выручки нефтесервисной отрасли за последние 5 лет составляет около 10%. Он в основном обеспечивается за счет усложнения и увеличения стоимости самих операций, а не за счет повышения эффективности или увеличения физических объемов работ. Отрасль тратит больше средств, чтобы получить тот же или даже меньший результат: маржа чистой прибыли за последние 5 лет снизилась с 6,8 до 6,0%.
При этом она распределена по сегментам неравномерно: сопровождение бурения в 2024 году продемонстрировало высокую доходность (12%), в то время как сами буровые работы имеют скромную маржу в 4%. Особенно тревожным сигналом является отрицательная рентабельность в геологоразведочных работах (ГРР) – минус 2%. Все это наглядно демонстрирует, что рост общей выручки скрывает серьезные проблемы и убыточность в капиталоемких направлениях, где затраты растут быстрее доходов.
Проведенный нами анализ показывает, что российский нефтесервисный сектор достиг стратегической развилки. Существующие внутренние и внешние факторы формируют системные риски для всей отрасли. Изменчивость курса рубля и цен на российскую нефть затрудняет долгосрочное инвестиционное планирование, а также повышает риски реализации проектов. Высокий текущий уровень ключевой ставки делает заемное финансирование практически невозможным, что в сочетании с низкой маржинальностью ключевых сегментов (бурение, ГРР) создает серьезное препятствие для обновления основных фондов.
Усилий отдельных компаний может быть недостаточно для преодоления системных проблем отраслевого масштаба. Решение многих проблем требует взаимодействия между различными секторами, что невозможно без привлечения регулирующих органов. Отечественному нефтесервису необходима полноценная стратегия развития, которая определит цели, задачи и, самое главное, инструменты для совершения качественного технологического прорыва.
Такая стратегия должна быть направлена на создание экосистемы для нефтесервисного рынка, обеспечивающей не только отраслевую независимость, но и технологическое лидерство с существенным экспортным потенциалом. Ее основными элементами должны стать государственное стимулирование научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР), локализация производства критически важных технологий. Необходимо инициировать широкомасштабную программу обновления и модернизации, опирающуюся на достижения отечественного машиностроения и поддерживаемую механизмами льготного финансирования. Создание национальных испытательных полигонов, модернизация системы подготовки инженерных кадров и создание гибкой нормативной среды для апробации новых технологий должны стать неотъемлемой частью этого процесса.