Нефтесервис в России: бег на месте или качественный рывок?

Энергетическая стратегия России до 2050 года определила достижение уровня добычи нефти в 540 млн тонн как плацдарм для обеспечения внутренних потребностей страны в энергоресурсах и базу для выполнения экспортных контрактов, формирующих значительную часть национального бюджета. В этом контексте нефтесервисный сектор перестает быть просто совокупностью подрядных организаций и превращается в стратегический инструмент, от возможностей которого напрямую зависит реализуемость поставленных государством задач. В ходе этой трансформации отрасль сталкивается с рядом системных вызовов, требующих комплексных и неординарных решений.

Ключевым фактором, определяющим развитие российской нефтедобычи, стало необратимое ухудшение геологических условий разработки. Эпоха уникальных месторождений с высокими дебитами подходит к своему логическому завершению.

Наиболее ярким проявлением этого процесса является стремительный рост доли ТРИЗ в структуре добычи. Если в 2010 году их доля оценивалась в 20%, то к 2024-му этот показатель достиг 63%. Это означает, что две трети российской нефти сегодня добывается из сложных и выработанных коллекторов, характеризующихся низкой проницаемостью и сложным геологическим строением.

Прямым следствием ухудшения ресурсной базы является резкое падение продуктивности новых скважин: средний дебит новой скважины за последние 15 лет сократился на 42% — с 43,4 до 25,3 тонн в сутки. Одновременно наблюдается значительный рост обводненности. Сегодня она достигла 52,3%: теперь на каждую тонну добытой нефти приходится почти 7,5 тонн воды, которые необходимо поднять и утилизировать.

Эти два тренда в совокупности формируют новую реальность, которую можно охарактеризовать как «бег на месте». Чтобы компенсировать естественное снижение добычи на истощающихся месторождениях, добывающие компании вынуждены постоянно наращивать объемы бурения. В 2010 году было введено 5,8 тыс. новых скважин, а в 2024-м — 8,7 тыс. Через четыре года, по нашим оценкам, для достижения целей Энергостратегии-2050 (540 млн тонн ЖУВ начиная с 2028 года) этот показатель необходимо будет увеличить на четверть. С учетом всех этих цифр бурение, по сути, становится не инвестицией в рост, а необходимостью для поддержания текущих объемов добычи.

Ухудшение ресурсной базы требует принципиально иного технологического инструментария в разработке коллекторов. В настоящее время массово используются и уже стали стандартом для разработки ТРИЗ технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) и горизонтального бурения. Так, доля горизонтального бурения в общем объеме ввода новых скважин с 2018 по 2024 год выросла с 47 до 64%. А в 2028 году, по нашим оценкам, она достигнет 80%.

Однако экономическая цена такого перехода высока: новые, более протяженные и высокотехнологичные скважины сложнее в проектировании и строительстве. Они требуют современного оборудования и сервисного сопровождения, что отражается на их стоимости. Если в 2010 году средний CAPEX скважины составлял 59 млн руб., то в 2024-м — 210 млн руб. Важно подчеркнуть, что такие темпы удорожания бурения превысили накопленный инфляционный фон. Это свидетельствует о реальном качественном росте затрат, обусловленном технологическим усложнением проектов, что сказывается на себестоимости добычи.

В этих условиях, а также с учетом низких цен на нефть и действующих ограничений ОПЕК+ у добывающих компаний нет стимулов для значительного наращивания инвестиций в бурение. Это напрямую отражается на нефтесервисе, так как он обеспечивается недостаточным для своего развития отраслевым заказом. Таким образом, обе отрасли попали в инвестиционную ловушку.

Даже при наличии финансовых ресурсов для наращивания объемов бурения нефтесервисная отрасль упирается в серьезные инфраструктурные ограничения. Основа производственного потенциала — парк буровых установок (БУ) — находится в неудовлетворительном состоянии и не соответствует современным вызовам.

По состоянию на 2024 год возраст половины парка БУ в стране превышает 20 лет. Кроме того, физически не хватает оборудования для бурения горизонтальных скважин с отходом от вертикали более 2 км. Сегодня только 25% парка обладает необходимой 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 дефицитом буровых мощностей. В 2027-м он составит около 250 БУ, а через год вырастет ориентировочно еще на 100 единиц.

Проблема инфраструктурного дефицита не исчерпывается парком БУ. Нехватка мощностей существует и в других высокотехнологичных сегментах нефтесервисной отрасли. В первую очередь это флоты для гидроразрыва пласта (ГРП) — ключевой технологии интенсификации добычи. На сегодняшний день в России насчитывается около 170 флотов ГРП, большинство из них работают с загрузкой выше 100%. Аналогичная ситуация складывается с парком колтюбинговых установок, необходимых для внутрискважинных работ, и роторными управляемыми системами (РУС), без которых невозможно эффективное строительство сложных горизонтальных скважин. Состояние и количество этих специализированных парков напрямую влияют на возможность поддерживать добычу. Поэтому мониторинг их эффективности и своевременное обновление становятся такой же приоритетной задачей, как и модернизация БУ.

Альтернативой расширению парка БУ может стать повышение эффективности процессов бурения. Ключевыми инструментами увеличения среднесуточной проходки выступают цифровизация, новые технологии и роботизация, организационные и планировочные решения.

Успешное применение этих 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 2018–2024 годы американским буровым компаниям удалось нарастить свою эффективность на 24%, а отечественным за этот 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 фундаментальной разнице подходов к организации процессов. В США отраслевым стандартом стала концепция «фабрики бурения» (drilling factory). Она рассматривает строительство скважин не как серию уникальных проектов, а как непрерывный промышленный процесс, нацеленный на экономию за счет эффекта масштаба и тиражирования лучших практик.

Высокая производительность такой концепции достигается за счет комплексного подхода, где организационные, операционные и технологические факторы работают в синергии. В такой системе передовые технологии становятся не самоцелью, а инструментами для обеспечения стабильной скорости на едином «конвейере». Связующим звеном выступают цифровые решения — предиктивная аналитика и двойники, которые позволяют оптимизировать процессы, что требует от персонала высокой подготовки и готовности к постоянным улучшениям.

Среднегодовой темп роста выручки нефтесервисной отрасли за последние 5 лет составляет около 10%. Он преимущественно обеспечивается за счет усложнения и удорожания самих операций, а не путем повышения эффективности или увеличения физических объемов. Отрасль тратит больше, чтобы получить тот же, а иногда и меньший результат: маржинальность чистой прибыли за последние 5 лет уменьшилась с 6,8 до 6,0%.

При этом она распределена по сегментам неравномерно: сопровождение бурения в 2024 году показало высокую доходность (12%), в то время как сами буровые работы имеют скромную маржу в 4%. Особенно тревожным сигналом является отрицательная рентабельность в ГРР — минус 2%. Все это наглядно демонстрирует, что рост общей выручки маскирует серьезные проблемы и убыточность в капиталоемких направлениях, где затраты растут быстрее доходов.

Проведенный нами анализ свидетельствует о том, что отечественный нефтесервисный сектор подошел к стратегической развилке. Существующие внутренние и внешние вызовы формируют системные риски для всей отрасли. Волатильность курса рубля и цен на российскую нефть затрудняет основы долгосрочного инвестиционного планирования, а также повышает риски реализации проектов. Высокая текущая ключевая ставка делает заемное финансирование практически недоступным, что в сочетании с низкой маржинальностью ключевых сегментов (бурение, ГРР) создает непреодолимый барьер для модернизации основных фондов.

Усилий отдельных компаний может быть недостаточно для преодоления системных вызовов отраслевого масштаба. Решение многих проблем требует межотраслевого взаимодействия, что невозможно без привлечения регуляторов. Отечественному нефтесервису необходима полноценная стратегия развития, которая определит цели, задачи и, что самое главное, инструменты для совершения качественного технологического скачка.

Такая стратегия должна быть сфокусирована на создании экосистемы для нефтесервисного рынка, обеспечивающей не просто отраслевой суверенитет, а технологическое лидерство с существенным экспортным потенциалом. Ее ключевыми элементами должны стать государственное стимулирование НИОКР, локализация производства критически важных технологий. Необходимо запустить масштабную программу обновления и модернизации, опирающуюся на возможности отечественного машиностроения и подкрепленную механизмами льготного финансирования. Формирование национальных испытательных полигонов, модернизация системы подготовки инженерных кадров и создание гибкой регуляторной среды для пилотирования новых технологий должны стать неотъемлемой частью этого процесса.

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»