С развитием отечественного рынка оборудования для нефтедобычи и бизнеса нефтяных компаний меняются и принципы экономических взаимоотношений между поставщиками и потребителями техники. Вместо приобретения и самостоятельного обслуживания оборудования нефтяники все чаще покупают услугу на рынке. В начале 2014 года «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» перестал закупать установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), перейдя на прокатную схему.
Времена, когда символом нефтяной отрасли был штанговый глубинный насос (вернее, его наземная часть, станок-качалка), по крайней мере в России уходят в прошлое. Уходят вместе с технологически простыми, малодебитными, обводненными вертикальными скважинами, на смену которым приходят скважины новых конструкций. Сегодня механизированный фонд уже практически везде ассоциируется с установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной УЭЦН, составляет 120–140 кубических метров в сутки, в то время как дебит скважин, оборудованных штанговыми насосными установками, — 15 кубометров.
Электроцентробежные погружные насосы не требуют сложных строительных операций при монтаже, позволяют отбирать большие объемы жидкости из скважин глубиной более 3 км, могут применяться в наклонных и горизонтальных нефтяных скважинах, в скважинах с агрессивными средами и высокой минерализацией пластовых вод. При этом УЭЦН отличаются простотой обслуживания и большим межремонт ым периодом работы. Конечно, есть у по ружных насосов этого типа и свои недостатки, такие, например, как ограничения по механическим примесям, серьезные показатели энергопотребления, однако минусов в современных условиях у УЭЦН, безусловно, меньше, чем плюсов, поэтому неудивительно, что именно с их помощью в России уже добывается порядка 80% всей нефти. Фонд скважин «Газпром нефти» в общероссийском фонде скважин с УЭЦН — порядка 7%, и большая его часть сосредоточена в ноябрьском регионе ЯНАО.
Статья расходов на закупку и обслуживание оборудования всегда была одной из основных в бюджете любого нефтедобывающего предприятия: помимо собственно цены оборудования и стоимости энергетики в эту графу попадает учет числящейся на балансе техники, затраты на обслуживание, содержание специалистов, производственной базы для хранения и ремонта. Значительно сократить эти расходы позволяет переход на прокатную схему, в рамках которой затраты переносятся на подрядчика, который и занимается подбором оборудования по данным о потенциале скважины и ожидаемых параметрах по добыче, определяемых нефтяной компанией. «Если сравнивать удельные показатели при переходе на прокатную схему, то преимущества последней очевидны, — отметил заместитель начальника технологического отдела по работе с внутрискважинным оборудованием «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» Дмитрий Казаков. — Так, если удельные затраты CAPEX + ОРЕХ в 2013 году составляли около 1180 тыс. рублей на одну скважину, то в 2014-м этот показатель сократится на 35%. Программа рассчитана на три года, и в 2017 году мы полностью перейдем на прокатную схему».
Еще одна тенденция, характерная для всего российского рынка нефтедобычи, — уход от практики посреднического обслуживания внутрискважинного оборудования сторонними подрядчиками. У большинства крупных нефтяных компаний существует требование: в прокатной схеме могут участвовать только сервисные организации, представляющие заводы — изготовители оборудования. «Газпромнефть-Ноябрьск нефтегаз» сегодня работает с тремя подрядчиками-производителями: «Шлюмберже Лоджелко Инк.», «Бейкер Хьюз Б. В.» и ООО «Новомет-Сервис» (представитель завода «Новомет-Пермь»). Кстати, по словам Дмитрия Казакова, прокат «Новомет-Сервиса» ничем не уступает в качестве оборудования и работ иностранным коллегам: «На сегодня «Новомет-Пермь» — очень сильное предприятие, производящее качественное оборудование и комплектующие материалы, имеющее высококвалифицированных специалистов. Вообще, если еще лет пять назад российские производители были догоняющими, то теперь вышли на уровень международных стандартов, а некоторые модели насосов превосходят импортные аналоги».
По оценке Дмитрия Казакова, ключевой момент, отличающий прокат от сервиса, — повышенная ответственность и усиленная мотивация подрядчика. «Отношение к работе, когда речь идет об обслуживании чужого оборудования, кардинально отличается от того, когда оборудование находится в собственности подрядчика. Создана и внешняя система стимулов для производителя насосов, направленная на достижение целевых показателей, таких как длительность межремонтного периода, энергоэффективность, отсутствие задержек при выполнении заявок, брака в оборудовании, аварий, несчастных случаев. Эти показатели влияют на размер вознаграждения и штрафов. То есть чем выше качество самого оборудования и его последующего обслуживания, тем выше бонусы. При этом нефтедобывающие предприятия, в том числе и наше, поддерживают конкурентную среду, распределяя весь фонд УЭЦН между несколькими подрядчиками и формируя по результатам работы подробные рейтинги, которые влияют на их долю в обслуживании фонда при продлении договоров».
Впрочем, внедрение прокатной схемы — это не игра в одни ворота. Для подрядчиков-производителей это возможность долгосрочного сотрудничества с нефтяной компанией и получения стабильных централизованных заявок на оборудование. Плюс и в повышении качества и уровня взаимодействия участников процесса, например, когда речь идет о разработке и промышленных испытаниях нового оборудования. «Нефтяники часто сами указывают заводам-производителям на направления развития, расставляя нужные приоритеты, — пояснил Дмитрий Казаков. — Одно из самых актуальных — снижение уровня удельных затрат электроэнергии на мехподъем жидкости из скважин, и с учетом рекомендаций, поступивших от нефтяных компаний, зарубежные и отечественные заводы-изготовители разработали целую линейку энергоэффективных насосов. В 2011 году мы одними из первых в России провели опытно-промышленные испытания и внедрили энергоэффективные погружные насосы «Новомет-Пермь», что дало реальную экономию электроэнергии на 20–25% в сравнении с насосами обычного исполнения. Это крайне важно, учитывая, что затраты на электроэнергию составляют около 40% от общих оперативных затрат на добычу нефти». Конечно, не все нефтяные компании готовы нести дополнительные риски, связанные с возможными отказами и доработкой нового оборудования, но это уже вопрос стратегии: готовы ли нефтяники рисковать сегодня ради повышения эффективности работы в будущем?
На первый взгляд экономическая выгода прокатной схемы очевидна, однако вопрос о стратегической безопасности нефтедобывающих предприятий при использовании такого подхода возникает регулярно. Но в случае с прокатной схемой эксплуатации электроцентробежных насосов нефтяникам удалось обезопасить себя от возможных рисков такого плана за счет все того же распределения фонда скважин между не менее чем тремя поставщиками оборудования и сервисных услуг. Модель «минимум три подрядчика» не только создает внутреннюю конкуренцию, но и обеспечивает стратегическую безопасность, что становится особенно актуальным при нестабильной экономической обстановке, когда никто не может исключить выхода с рынка в силу каких-либо экономических или политических причин даже стабильных игроков. А поиск замены — это простои, убытки. «Со стратегической точки зрения прокатная схема устойчива, потому что мы не привязываемся к одному подрядчику, — пояснил Дмитрий Казаков. — Мы работаем не менее чем с тремя, причем как иностранными, так и обязательно российскими. В случае форс-мажора или просто неудовлетворения результатами какого-то из партнеров мы просто перераспределим объемы между двумя оставшимися компаниями и пригласим третью».
АЛЕКСАНДР СЛЕСАРЮК, заместитель начальника департамента материально-технического обеспечения «Газпром нефти»:
Решению об использовании прокатной схемы предшествовали достаточно долгие дискуссии. В итоге на основе анализа работы предприятий, где мы покупали погружное оборудование, в том числе УЭЦН, и где прокатывали, мы поняли, что по ряду факторов, причем не только экономических, но и технологических, и таких как вовлеченность персонала, прокатная схема для нас на сегодняшнем этапе более привлекательна, чем приобретение насосов. Возможно, когда-то ситуация изменится и для каких-то активов нам будут выгоднее покупки погружного оборудования. То есть это не застывший процесс, мы стараемся быть гибкими и именно в этом видим залог нашей эффективности.
ФАРХАТ ХАФИЗОВ, генеральный директор «Новомет-Сервиса»:
Услуга проката с каждым годом становится все более востребованной. Если еще три года назад доля проката в проектах «Новомет-Сервиса» не превышала 20%, то сейчас она стабильно выше 50% и имеет тенденцию к дальнейшему росту.
Прокат подразумевает полный цикл работ по скважине, что, в свою очередь, обеспечивает преимущества для всех сторон, вовлеченных в процесс нефтедобычи, — и заказчика, и подрядчика. Заказчику не требуется выплачивать всю стоимость УЭЦН единовременно; по скольку оборудование работает на условиях аренды, оплата идет за конкретные сутки работы оборудования в скважине. Платеж осуществляется поэтапно, частями, и зависит от наработки, которую обеспечивает погружное оборудование, что подразумевает финансовую заинтересованность сервисного предприятия в увеличении наработок. Кроме того, предоставление подрядчиком при прокате полного комплекса сервисных услуг — от подбора установок к скважинам и изготовления оборудования по результатам подбора до ремонта отказавшего оборудования и анализа причин отказов с рекомендациями по увеличению наработок — позволяет говорить о более эффективной работе с УЭЦН в техническом плане.
Заказчик полностью избавляется от головной боли, касающейся оборудования. Все этапы, начиная от проектирования и заканчивая эксплуатацией и ремонтом оборудования, берет на себя нефтесервисная компания. При прокате организация требуемого резерва, обеспечение бесперебойной работы скважин, ремонт оборудования — все это ответственность сервисного предприятия, что позволяет заказчику оптимизировать организационную структуру, уйти от непрофильных для него видов работ.
Для подрядчика прокат — наиболее оптимальный путь решения каких-либо уникальных задач, будь то внедрение инновационных разработок, либо внедрение сложных нестандартных комплектаций там, где серийное оборудование не может работать эффективно. Именно на прокатных скважинах нами были реализованы наиболее сложные и интересные проекты. Свобода действий здесь синоним эффективности.
Из минусов можно выделить, пожалуй, только риск работы с недобросовестным подрядчиком, как, впрочем, и при работе по любой другой схеме.Что касается ситуации, когда производитель одновременно является и подрядчиком-сервисником, — на мой взгляд, это единственная оптимальная схема. В современных условиях добычи для обеспечения требуемого уровня наработок необходимо внедрение высоконадежного, высокотехнологичного погружного оборудования. И обслуживание такого оборудования должно осуществлять только сервисное предприятие завода-изготовителя, разработчика оборудования. Вряд ли кто-то еще сможет в полной мере раскрыть потенциал, заложенный при проектировании. Невозможно знать оборудование лучше, чем сам производитель. Это общемировая практика: нигде в мире, к примеру, сервисные центры «Тойоты» «мерседесы» не обслуживают. Соответственно, такой подход каких-либо перспектив для компаний-посредников, по всей видимости, не оставляет.
Текст: Ефим Дубинкин
Фото: Евгений Уваров, Роман Хасаев
