Что же стало организационной причиной, позволившей сделать значительный рывок в производительности труда при одновременном увеличении сложности работ, требований к качеству строительства и экологической безопасности? Почему внезапно подверглась модернизации технология, стабильно применявшаяся в 70-е и 80-е годы? Ответ лежит на поверхности. В советское время система работала, но была нацелена на функционирование, а не на развитие. Многие новаторские идеи не приживались, т. к. для их внедрения нужен был комплексный подход, а задача буровиков сводилась исключительно к выполнению плана проходки. Результат был главным образом обусловлен мотивацией персонала, нацеленностью на трудовые подвиги. Так как о качестве скважин, пробуренных в те годы, известно не на словах (несоответствие фактической траектории задокументированной, качество цементирования и т. д.), то можно сделать вывод, что люди были мотивированы к одному показателю в ущерб комплексным критериям оценки работы. В такой системе, если внедряемое не имеет прямого отношения к мотивированным задачам, появление чего-то нового встречает очень большое сопротивление. Кризис бурения в 90-е годы естественным образом изменил данную систему – объемы бурения упали до минимального уровня, т. к. люди уходили в другие отрасли промышленности и бизнеса, создался значительный пробел в поколениях буровиков. После кризиса 1998 г. на фоне подрастающей в цене нефти и необходимости бурения новых скважин для поддержания действующего фонда отрасль стала «оживать» и развиваться, в нее пришла «свежая кровь» в лице многочисленных молодых специалистов. Резкая смена поколений не могла не отразиться на «традициях» и консерватизме отрасли, даже без изменения организационной структуры предприятий.
Вторым важным шагом явилось выделение нефтесервисов из состава добывающих предприятий. Причем объединение сервисных подразделений различных регионов принесло определенный круг проблем, связанных с традицией и организацией бурения, исторически сложившихся в вертикали добычников. Положительным моментом явился серьезный обмен опытом руководства, организации информационных потоков и технологическими решениями. В любом случае обновились организационные структуры и на бурение стали смотреть как на бизнес. А любому бизнесу нужны инвестиции, технико-технологические решения и конкурентоспособность.
Неудивительно, что первоначальные выделяемые инвестиции были направлены в первую очередь в сторону западных технологий – российскую науку и производителей в 90-е годы «похоронили заживо». В российские буровые предприятия попали импортные системы очистки буровых растворов и телеметрические системы. Это позволило значительно улучшить качество строительства скважин, увеличить нефтеотдачу за счет сохранения нефтепроницаемости коллектора и обеспечения более четкой сетки бурения. Ведь теперь заказчику уже требовалась нефть, а не просто метры пробуренных скважин. Кроме повышения качества и экологической безопасности бурения ввезенные технологии позволили сократить срок строительства скважин – на объектах применения технологий он сократился до 10%, но при этом стоимость строительства скважин увеличилась очень значительно.
Естественная потребность заказчиков в лице нефтегазодобывающих предприятий в сокращении затрат путем снижения количества кустовых площадок потребовала увеличить количество скважин в кусте при сохранении сетки бурения. Технологически это стало возможно за счет телеметрии и усложнения систем буровых растворов для бурения скважин с большими отходами от вертикали. Но технически требовалось переоснащение буровых организаций, стали нужны более грузоподъемные станки.
Огромным шагом в развитии отечественного бурения стало появление блочно-модульных кустовых станков 4500/270 ЭК-БМ и последующих модификаций с меньшей грузоподъемностью и оснащением силовым верхним приводом. Внедрение данных станков потребовало от буровых организаций пересмотра парка буровых установок в целом. Во-первых, буровые бригады стали закрепляться за конкретными станками; во-вторых, потребовалось сильно оптимизировать подход к вышкостроению: если первоначально перебазирование станка с одного куста месторождения на другой занимало около 3-х месяцев, то на сегодняшний день данный процесс уверенно выполняется в месячный срок, что в результате позволяет бурить за календарный год значительно больше скважин.
Только появившись, станки 4500/270 ЭК-БМ значительно опередили свое время – российская технология бурения сильно отставала от технических возможностей станка. Вполне разумное и необходимое электронное ограничение скорости подъема и спуска инструмента значительно повышало время спуско-подъемных операций по сравнению с традиционными станками. Также станки не позволяли бурильщикам производить опасные и запрещенные, но в то же время высокоэффективные манипуляции для исключения ситуаций, связанных с осложненностью ствола скважины. Применение ротора и стального инструмента позволяло бурить комбинированным способом «ГЗД+ротор», но не настолько эффективно, как в настоящее время с верхним приводом. Так как профиль скважины помимо телеметрической системы контролировался также геофизиками, приходилось производить дополнительные операции по извлечению стального инструмента для контрольных замеров, что требовало дополнительного времени. Возможность насосов буровой установки использовалась на 25 – 30% от максимальной мощности. Регулировка подачи позволяла управлять режимами бурения, но использовалась эта возможность малоэффективно. Отдельно стоит отметить электронику станка с цифровым управлением – в 2002 г. она очень сильно отставала в развитии, приводила к сбоям в работе и увеличению непроизводительного времени. Да, новые станки на тот момент позволили бурить скважины с большими отходами, но на них также приходилось бурить и простые наклонно-направленные скважины в кусту. А коммерческая скорость оказалась до 35% ниже, чем с применением «классической» техники при значительно возросшей себестоимости бурения. В сложившейся ситуации обновление парка буровых установок было под большим вопросом из-за экономических соображений.
На фоне вышеизложенных событий требовалось пересматривать подход к технологии бурения. Начали появляться внешние технологические сервисы по долотному сопровождению и предоставлению винтовых забойных двигателей. Первые попытки внедрить в Западной Сибири американские долота с большим ресурсом работы большого технологического выигрыша не дали – слишком маленькая механическая скорость бурения в сочетании с дорогими винтовыми забойными двигателями не позволяла достойно конкурировать с классическими российскими шарошечными долотами с турбобурами. Главным «революционным» моментом явилось появление российских управляемых долот режуще-скалывающего действия, оснащенных резцами PDC (далее долота PDC). Это, с одной стороны, позволило значительно (на сегодняшний день – на порядок) увеличить механическую скорость бурения, минимизировать количество спуско-подъемных операций (вплоть до 1 рейса под интервал определенного диаметра) и рассматривать долото как инструмент и технологию, а не как материал. Развитие долот PDC повлекло незамедлительное развитие направления винтовых забойных двигателей и, по сути, сформировало серьезный нефтесервисный рынок. При этом разрушение пород на высоких скоростях потребовало реализации большого количества энергии на долоте и ВЗД и как следствие – возможность выдавать большое количество гидравлической энергии буровыми насосами. Именно комплексный подход позволил реализовать весь потенциал современных станков и показал их конкурентное преимущество перед морально и технически устаревшим парком. Иначе говоря, именно развитие долотного направления по факту стимулировало развитие всего нефтесервиса, обеспечив экономическую целесообразность остальным участникам процесса.
Тем не менее модернизация парка буровых установок до сих пор сильно отстает от потребностей рынка. Очень много старых немодернизированных станков. Рынок телеметрических систем и систем очистки и обеспечения промывочными жидкостями расширился, и это перестало быть сверхдорогими технологиями, как ранее. За счет чего в Западной Сибири за 2009 г. коммерческая скорость бурения выросла до 37%? В первую очередь за счет оптимизации процесса разрушения горных пород – обновления дизайна долот. Естественно, оптимизация скорости произошла не просто сама по себе, а с некоторым ущербом для управляемости долотами и их стойкости. Для буровиков как заказчиков работ это большой проблемой не стало – наличие недорогих телеметрических систем и хорошая квалификация специалистов направленного бурения при работе долотами PDC компенсировали изъяны управляемости. А так как ресурс долот все равно позволял бурить минимум 1 – 2 скважины, то затрат времени на дополнительные спуско-подъемные операции не возникало. Пострадали в первую очередь сервисные организации, предоставляющие долота и ВЗД. На фоне снижающихся цен и растущего количества игроков на рынке данный момент сильно снизил рентабельность сервисного бизнеса. С одной стороны, это хорошо для буровиков как потребителей услуг. Но ведь растущая конкуренция затрагивает и их, а как дальше развивать технологию и повышать эффективность бизнеса, если в этом не будут заинтересованы сервисники? В конечном счете консолидация доходов в верхней цепочке бизнеса способна привести только к краткосрочной выгоде, ведь остальные участники процесса перестают развиваться. Стремление функционировать и выживать, а не развиваться однозначно приведет к отраслевой деградации. Есть компании, понимающие это и проводящие грамотную политику применительно к своим партнерам, но такие компании явно в меньшинстве.
Развитие технических возможностей наземного оборудования в дальнейшем видится достаточно определенным. Станки для кустового бурения будут становиться короче и шире, чтобы уменьшить зону отсыпки куста. Также будут улучшаться монтажеспособность и мобильность станков. Несомненно, в ближайшее время важным критерием станет и энергоэффективность буровых станков, начиная от освещения и заканчивая обогревом. Кроме обновления флота можно ожидать существенной модернизации существующих станков, в первую очередь циркуляционной системы. Для большинства российских станков этот фактор является до сих пор существенным нереализованным резервом повышения скорости бурения. Однозначно будут совершенствоваться системы автоматизации, в первую очередь электронные компоненты. Так как буровой станок – сложная многокомпонентная система, то в ближайшее время перераспределения рынка можно ожидать только на фоне организации сервиса по обеспечению ЗИП, позволяющего заказчикам снизить издержки, связанные с эксплуатацией станков.
Ситуация с технологическими сервисами гораздо сложнее. Технология – это комплексное понятие и рассматривать ее необходимо также с точки зрения технических возможностей наземного оборудования и организации работ в целом.
Конечно, можно в общих чертах определить, что требуется улучшать с точки зрения технологии: повышать максимальную мощность и ресурс ВЗД, увеличивать его КПД, оптимизировать конструкции долот и комплексное сочетание технологических элементов. Но рынок на сегодня достиг того момента, когда демотиваторов развития стало больше, чем мотиваторов, и по сути заказчик сам отказывается платить за улучшение показателей его работы в будущие периоды! Попытки повысить ценность снижением цены ведет к полной деградации системы и значительным убыткам в долгосрочном периоде всех участников процесса.
Конечно, эффективность каждого отдельно взятого технологического сервиса сильно зависит от сочетания системы сервисов в целом, и грамотно произвести сочетание сервисов – задача заказчика. Определить реальную ценность технических решений и их взаимовлияние – очень сложная задача, с которой и сейчас справляются не все. Часто все ограничивается тендерной оценкой цены предложения, и во многом это определяет издержки других участников процесса (некачественная система очистки отрицательно влияет на телесистему, ресурс ГЗД и долота, некачественный двигатель не позволяет получить хорошую механическую скорость и значительно увеличивает общее время циркуляции бурового раствора; как следствие – износ всего оборудования и другое). На фоне очевидных издержек подрядчиков, естественно, возникают взаимные претензии и разногласия. На этом фоне естественно желание пойти путем наименьшего сопротивления и пригласить одного подрядчика на все виды технических сервисов.
Но в этом и заключается главная опасность для технологических сервисов. Все стремятся заниматься всем. Все друг другу становятся конкурентами и стараются получить свою долю рынка, где главным аргументом сейчас является цена. То, что рынок падает, – это хоть и негативная, но вполне ожидаемая тенденция сервисного рынка. Гораздо страшнее то, что интенсивно нарастают неиспользуемые производственные мощности, которые в виде лизинговых платежей и амортизационных отчислений в накладных расходах ложатся на себестоимость услуг. Многие сервисные компании сейчас находятся в стадии исключительно функционирования, а некоторые – на грани выживания. Также данная тенденция несет опасность того, что экономить в первую очередь начинают на научных разработках, безопасности, качестве и в конечном счете – на персонале. Дальнейшее развитие ситуации в данном ключе однозначно приведет к деградации отрасли в целом. А от этого проиграют все, в том числе добывающие предприятия. Без российского нефтесервиса нефть и газ добывать, конечно, будут, но уже благодаря крупным международным корпорациям.
Сейчас российская нефтегазовая отрасль стоит перед очень ответственным выбором дальнейшего пути развития: либо развиваясь вместе с нефтесервисом, либо, «закрутив гайки» сервисникам для выполнения финансовых задач в краткосрочный период, прикончить независимый российский нефтесервис. Последнее даст международным корпорациям возможность поглотить оставшихся игроков рынка и в дальнейшем диктовать правила для российского нефтяного и газового бизнеса.
Возможно ли сохранить тенденцию развития нефтесервиса последних лет и что для этого нужно делать? Возможно, но для этого, на мой взгляд, необходимо следующее:
- Вернуть в состав добывающих предприятий команды высококвалифицированных буровиков, способных оценить ценность той или иной технологической системы. Выделение практически всех специалистов по сервисам из структуры добычников на этапе образования нефтесервисов привело к серьезным проблемам развития партнерских отношений и было большой стратегической ошибкой отрасли в целом. Конечно, многие крупные компании это осознали много лет назад и исправляют ситуацию, но, к сожалению, не отрасль в целом.
- Определить достойный и достаточный уровень оплаты того или иного вида сервисных услуг, конкретизировав минимальные требования как к качеству работ, так и условиям труда специалистов, – нефтесервисники не должны экономить на качестве, инновациях и безопасности труда, должны иметь возможность развиваться. Конкуренция должна происходить не на уровне цен, а на уровне качества и ценности услуг; и именно на этом принципе должно происходить распределение объемов, и это, по возможности, должна быть открытая информация.
- Обмен положительным и отрицательным опытом нефтесервиса в нефтегазодобывающих компаниях должен происходить на отраслевом, а не на внутрикорпоративном уровне – это будет являться хорошим мотиватором развития нефтесервиса и обеспечит его прозрачность. И на сегодняшний день это уже не просто задача нефтегазовых корпораций – это их объективная обязанность!
- Нефтесервисникам – обеспечить достаточный уровень партнерства и промышленной кооперации. Наращивание производственных мощностей с целью диверсификации направлений на фоне недозагрузки мощностей и снижающимся рынке приводит к неоправданным накладным расходам либо высокой долговой нагрузке.
- Специализация по направлениям необходима и с целью высокой концентрации инновационной деятельности и упрощения схемы менеджмента. Как показывает практика, успешный средний российский нефтесервисный бизнес однозначно сталкивается с болезнью роста и не способен своевременно перейти с количественного на качественный уровень развития.
- Необходимо развивать независимую от производителей систему интегрированного управления проектами.
