Без оборудования не останемся: нефтегазосервис адаптировался к новым условиям

«Уралхиммаш» (является частью промышленных активов группы Газпромбанка) рассматривает возможность выхода на рынки ЮАР, Туркменистана и Ирана, компания активно ищет партнеров для этого и уже заключила соответствующее соглашение с Российским экспортным центром. Об этом сообщила «Ведомостям» генеральный директор УК УЗХМ Тамара Кобаладзе

В компании подчеркнули, что «Уралхиммаш» рассматривает выход на рынки как стран СНГ, так и других дружественных государств, инвестирующих в атомную, нефтегазовую и нефтехимическую продукцию. «Мы готовы помочь нашим соседям в модернизации их оборудования и наращивании своих производственных мощностей», – подчеркнули в пресс-службе.

Уже сейчас компания реализует ряд контрактов на поставку оборудования для крупных проектов как в России, так и за рубежом. В частности, по заказу «Газпромнефть-Заполярья» «Уралхиммаш» поставляет для разработок Бованенковского и Харасавэйского месторождений шесть линий установок низкотемпературной конденсации совокупной мощностью 6000 т. Ожидается, что оборудование будет поставлено к началу 2026 г. Для Уренгойского завода по подготовке конденсата к транспорту «Газпрома», на котором в 2021 г. произошел пожар, компания поставляет 12 компонентов блочного оборудования деэтанизации конденсата (емкости – разделители рефлюкса, блок разделителя сырья, а также блок колонны деэтанизации – по четыре комплекта каждого вида оборудования общей мощностью 1412 т). Контракт на поставку оборудования действует до апреля 2023 г.

Кроме того, у «Уралхиммаша» есть действующие контракты с зарубежными партнерами: для строящейся в Турции АЭС «Аккую» компания поставляет 48 комплектов гидроемкостей системы пассивного залива активной зоны общей мощностью 2923 т, а для газового месторождения Газли в Узбекистане – восемь адсорберов осушки подземного хранилища газа общей мощностью 1300 т.

«Предприятия, входящие в контур Газпромбанка, всегда были нацелены на плотное взаимодействие с российскими поставщиками. В связи с этим мы только в единичных контрактах столкнулись с необходимостью пересмотра материальных потоков. Была организована работа, позволившая предложить заказчику достойные замены от российских и азиатских производителей», – сообщил «Ведомостям» Хачатуров.

Проблема перехода на российское оборудование особенно актуальна для сжиженного природного газа (СПГ). Инициативные разработки в этой области еще с 2017 г. активно осуществляет «Атомэнергомаш» (машиностроительный дивизион «Росатома»), отметил директор по газонефтехимии компании Олег Шумаков. По его словам, сейчас компания предлагает рынку целую линейку криогенных насосов как для производства, так и для транспортировки СПГ, а также изготавливает теплообменники и арматуру. «Недавно «Атомэнергомаш» приступил к разработке жидкостных турбодетандеров, которые могут повысить производительность новых и уже существующих СПГ-заводов, и осваивает производство стендеров отгрузки, позволяющих перекачивать СПГ из танкера-газовоза в емкость хранения на берегу и наоборот», – рассказал он. Он также уточнил, что в 2021 г. компания завершила в Санкт-Петербурге строительство стенда для испытаний средне- и крупнотоннажного оборудования для СПГ, а в марте прошли успешные испытания очередного СПГ-насоса.

«Конструкторские, испытательные и производственные возможности «Атомэнергомаша» позволяют уже сейчас выполнять заказы любого объема для любых СПГ-проектов», – отметил Шумаков.

Развитием насосного оборудования в России активно занимается входящий в портфель «Роснано» холдинг «Новомет». Сейчас компания производит оборудование для механизированной добычи, заканчивания скважин, подготовки и перекачки воды, а также геотермальной энергетики. Основным приоритетом холдинга являются установки электроприводных центробежных насосов для добычи нефти и перекачки нефтесодержащих жидкостей, а в перспективе – тяговые электродвигатели для грузового, общественного и коммерческого электротранспорта. «Роснано» и «Зарубежнефть» подписали меморандум о взаимопонимании с «Зарубежнефтью», предусматривающий разработку и внедрение продукции и технологий «Новомета» для повышения эффективности эксплуатации скважин холдинга. Кроме того, совместно с группой «Синара» осуществляется проектирование и испытания серийного производства тягового комплекта для электротранспорта.

Проблема импортозамещения стала особенно актуальна после ухода из России крупных иностранных нефтесервисных и подрядных компаний на фоне проводимой специальной военной операции на Украине. В частности, в конце марта о намерении покинуть российский рынок сообщила большая четверка нефтесервисных компаний (Halliburton, Schlumberger, WeatherfordInternational, BakerHughes). А в июне немецкая Linde вышла из совместного предприятия с «Русхимальянсом» (паритетное СП «Газпрома» и «Русгаздобычи») по производству спиральновитых криогенных теплообменников для сжижения газа «Газпром Линде инжиниринг».

На этом фоне сейчас остро назрела необходимость консолидации усилий всех сторон: органов власти, российских заказчиков, проектных институтов и производителей, отметила Кобаладзе.

«Сегодня стоящие перед нашей экономикой стратегически важные задачи не решить отдельными действиями отдельных участников процесса», – подчеркнула она.

По мнению Шумакова, действующее сейчас для субсидирования НИОКР постановление правительства № 1649 в первую очередь направлено на получение выручки, в то время как сложившаяся ситуация требует усилий по созданию новых технологий. В сегменте оборудования для СПГ необходимы механизмы, обеспечивающие долгосрочные вложения под небольшой процент. «За рубежом речь, как правило, идет об инвестициях сроком более 10 лет со ставкой 2–3% годовых. С текущими ставками в России развивать производство намного сложнее», – подчеркнул он.

Сейчас доля российского оборудования в нефтегазовом секторе составляет около 60%, но к 2025 г. она достигнет почти 80%, заявлял на Промышленно-энергетическом форуме в конце сентября министр промышленности и торговли Денис Мантуров. Он также подчеркивал, что в 2014 г. эта цифра по нефтегазовому машиностроению составляла лишь немногим более 40%, а на увеличение доли российского оборудования в нефтегазовом секторе из бюджета потребовалось около 30 млрд руб. Кроме того, еще 30 млрд руб., по словам Мантурова, были привлечены из внебюджетных источников.

Долгосрочная программа по развитию СПГ в РФ «Прорыв на рынки СПГ» была утверждена правительством еще в марте 2021 г. В первоначальном варианте она предусматривала увеличение производства СПГ до 140 млн т (193,2 млрд куб. м) к 2035 г. Однако в августе 2022 г. министр энергетики Николай Шульгинов заявил о пересмотре этого прогноза до 80–120 млн т в год (порядка 110–166 млрд куб. м). По данным международной группы импортеров СПГ (GIIGNL) по итогам 2021 г., Россия поставила на глобальный рынок около 29,6 млн т (41 млрд куб. м) сжиженного природного газа, заняв 4-е место в мире после Австралии (78,5 млн т), Катара (77 млн т) и США (67 млн т). (Сейчас в РФ действуют два крупных СПГ-проекта: «Сахалин-2» «Газпрома» и «Ямал-СПГ» «Новатэка».)

В настоящее время в России успешно осваивается производство высокотехнологичного оборудования для нефтегазосервиса, сообщили «Ведомостям» в Минпромторге.

При этом в Минпромторге подчеркнули, что помимо системных мер государственной поддержки разрабатываются и внедряются узконаправленные механизмы, ориентированные в том числе на рынок нефтегазосервисных услуг.

«Среди таких механизмов можно отметить «буровой грант», целью которого является стимулирование обновления парка буровых установок для добычи нефти и газа, благодаря которому в 2020 и 2021 гг. шести компаниям была компенсирована часть затрат на приобретение у российских производителей новых буровых установок взамен отработавших срок службы на общую сумму более 1 млрд руб.», – отметили в ведомстве.

Таким образом, по мнению Минпромторга, «буровой грант» эффективен как для заказчиков, которые благодаря ему получают скидку в 20% (или 25% при наличии в буровой установке инновационных решений) на российскую продукцию, так и для производителей, которые по итогу увеличивают загрузку своих мощностей в ответ на растущий спрос. «В настоящее время исходя из потребностей рынка Минпромторгом России прорабатывается актуализация данного механизма», – добавил представитель ведомства.

В сегменте добычи, особенно на суше, у российских компаний серьезных проблем с импортозамещением нет – на отечественном рынке присутствует достаточный ассортимент необходимого для этого оборудования и технологических решений, отметил заместитель гендиректора Института национальной энергетики Александр Фролов. В частности, «Роснефть» и «Газпром» успешно применяют такие современные способы добычи, как горизонтальные скважины и многостадийный гидравлический разрыв пласта.

Несколько сложнее дела обстоят на шельфовых месторождениях в Заполярье, так как подобные проекты требуют дополнительной технологической защиты от давления ледового покрова, продолжает Фролов. При этом эксперт подчеркнул, что на протяжении последних лет российские компании ведут активные разработки в сфере автоматизированной подледной добычи (подводные добычные комплексы).

Наиболее серьезные проблемы с импортозамещением сегодня связаны с крупнотоннажным СПГ (от 5 млн т, или 6,9 млрд куб. м, СПГ в год) и силовыми установками большой мощности, применяемыми для энергоснабжения.

В сегменте нефтепереработки существует проблема зависимости НПЗ от иностранных катализаторов гидропроцессов (гидроочистки и крекинга) для установок вторичной переработки, продолжил эксперт. Фролов напомнил, что в 2011 г. стартовала обширная госпрограмма модернизации НПЗ, в результате которой за 10 лет средняя глубина переработки на заводах увеличилась на 12%. При этом российские производители катализаторов, по словам эксперта, не успевали за темпами модернизации НПЗ, в результате чего возникла зависимость сегмента от импортных поставщиков. Сейчас наиболее востребованными являются катализаторы каталитического крекинга, гидрокрекинга и гидроочистки. При этом потребность в катализаторах каталитического крекинга в целом закрывается внутренним производством, однако катализаторы гидрокрекинга и гидроочистки применяются импортные. Ситуация должна несколько улучшиться после ввода в эксплуатацию в 2023 г. Омского завода катализаторов «Газпром нефти». Объект был открыт в конце 2021 г., после выхода на полную мощность он будет производить около 21 000 т каталитических систем (15 000 т каталитического крекинга, 4000 т гидроочистки и 2000 т катализаторов гидрокрекинга). По мнению Фролова, это позволит снизить зависимость от катализаторов иностранного производства.