Перспективы развития рынка сервисных услуг в нефтегазовом бизнесе

Размещено на http://www.allbest.ru/

ГЛАВА 1. Состояние и классификация мероприятий на рынке сервисных услуг в нефтегазовом бизнесе

1.1. ОБУСТРОЙСТВО НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

При проектировании обустройства нефтегазовых месторождений нужно акцентировать внимание на некоторых к1лючевых моментах, которые нужно пояснить подробнее.

Гибкая связь с программой бурения и технологией разработки. Система сбора и подготовки нефти должна быть адаптирована к возможным изменениям уровней добычи нефти, приросту запасов. Мы внимательно изучаем возможные варианты развития месторождения, часто привлекаем в качестве экспертов специалистов в области геологии и разработки пластов. В результате предлагаемый в наших проектах комплекс сооружений может быть развернут поэтапно и при небольших затратах обеспечить двух-трех-кратное увеличение производственных мощностей. Совместно с нашим постоянным партнером, компанией "ИНКОНКО" (г. Москва) мы также практикуем одновременное проектирование подземных процессов и наземного оборудования, что обеспечивает сокращение сроков работ на 6-8 месяцев.

Надежность трубопроводов. Специалисты института имеют многолетний опыт работ по антикоррозионной защите нефтепроводов в Западной Сибири. С помощью собственной программы КОРСАПР мы уверенно прогнозируем коррозионную агрессивность водонефтяных смесей в различных потоках и предусматриваем взаимно дополняющие меры защиты. Применение специальных сталей, периодическая очистка труб и обработка их малыми дозами ингибиторов коррозии позволяет гарантировать 30-летнюю эксплуатацию трубопроводов без коррозионных повреждений.

Применение блочно-комплектного оборудования. Совместно с постоянным партнером ООО "Уралтехнострой" (г. Уфа) мы проектируем дожимные насосные станции и комплексные сборные пункты с применением нестандартного оборудования. Это трехфазные сепараторы, обеспечивающие отделение до 95% попутного газа и пластовой воды, напорные отстойники, узлы оперативного учета нефти и газа в блок-боксах, блочные помещения для персонала. Изготовление оборудования может производится одновременно с проектированием; монтаж установки предварительной сепарации в блочном исполнении занимает от трех до восьми недель.

Окупаемость технических решений. По желанию заказчика в проектах выполняются расчеты окупаемости всех новых технических решений, которые еще не вошли в повседневную практику российской нефтяной промышленности. К таким решениям относятся, например, производство электроэнергии из попутного нефтяного газа, переработка отходов бурения в строительные материалы и др. Мы стараемся избегать дополнительных инвестиций в инфраструктуру нефтепромысла, если они не окупаются в течение трех лет.

Примерная стоимость проектирования нефтепромысловых сооружений приведена в таблице 1.1. Разумеется, цена проекта сильно зависит от требований заказчика и природных условий в районе строительства.

Таблица 1.1. Стоимость проектирования нефтепромысловых сооружений

Объект	Стоимость, тыс. рублей, без НДС
	Стадия "Проект"	Рабочая документация	Рабочий проект
Обустройство нефтегазового месторождения с количеством скважин:
-менее 100	1800-3000	4500-8000	-
-100 - 500	2500-7500	7500-20000	-
-свыше 500		от 15000	-
Комплексный сборный пункт подготовки товарной нефти мощностью:
-до 1 млн. т в год	1200-2000	3000-6000	3800-7200
-1-3 млн. т в год	1500-3000	4000-7500	-
свыше 3 млн. т в год	2000-3500	5500-9000	-
Дожимная насосная станция с предварительным отделением газа и воды мощностью (по жидкости):
-до 1 млн. м3/год	1000-1800	2500-4500	3000-6000
-1-3 млн. м3/год	1500-2700	4000-7000	5000-9000
-свыше 3 млн. м3/год	от 2000	от 6000	от 5500
Кусты с количеством скважин:
-до 8	150-300	450-600	400-800
-8-20	200-350	500-650	600-800
-более 20	от 250	от 550	от 650
Трубопроводы протяженностью:
-до 10 км	-	-	300-700
-10-30 км	150-600	400-1800	500-2200
-свыше 30 км	от 500	от 1500	от 2000
Линии электропередач 6 кВ протяженностью:
-до 4 км	-	-	180-300
-4-8 км	100-250	300-700	350-850
-свыше 8 км	от 200	от 600	от 750
Линии электропередач 35 кВ протяженностью:
-до 10 км	250-400	600-750	700-1000
-10-30 км	300-500	750-1500	900-1800
-свыше 30 км	от 400	от 700	от 1500
Автодороги IV категории протяженностью:
-до 10 км	150-300	400-900	300-1000
-10-30 км	300-500	600-1800	750-2000
-свыше 30 км	от 400	от 700	от 1200
Гидронамывной карьер песка мощностью:
-до 0,5 млн. т/год	-	-	500-800
-0,5-1,0 млн. т/год	-	-	650-1200
-свыше 1,0 млн. т/год	-	-	800-1500

Примечание: цены включают поддержку заказчика при согласовании (экспертизе) проектов

Современное оборудование для обустройства нефтегазовыхместорождений.

ООО«Корпорация Уралтехнострой» специализируется на разработке, изготовлении ипоставке оборудования для обустройства нефтяных и газовых месторождений. Это оборудование не является серийным, разрабатывается индивидуально для конкретных условий эксплуатации и требований заказчика на основе базовых вариантов свозможностью их изменения для конкретного месторождения с учетом газосодержания, обводненности, вязкости продукции, необходимости нагрева, требований к степени подготовки нефти и др. Производимые комплексы основываются на принципе модульной конструкции, что в сочетании с максимальной заводской готовностью (практически 90-100 %) объекта позволяет быстро приступить к эксплуатации, сократить площадь застройки, сроки и стоимость строительно-монтажных работ, снизить габариты и металлоемкость оборудования. Используя современные технологии производства, постоянно совершенствуя методы коммерческой деятельности, корпорация производит и поставляет своим партнерам качественную продукцию. Это подтверждено сертификатами системы ГОСТ, лицензиями Госстроя РФ и

Госгортехнадзора РФ. Система менеджмента качества сертифицирована международным органом сертификации TUV CERT на соответствие стандарту ISO9001:2000.

Одним из наиболее востребованных направлений деятельности компании является разработка и изготовление малогабаритных блочных сепарационно-наливных установок (МБСНУ), предназначенных для добычи нефти на малодебитных месторождениях производительностью по жидкости от 50 до 500 м3/сут на период пробной эксплуатации скважин. На МБСНУ осуществляются сепарация нефти от газа, замер продукции по жидкости и газу, налив нефти в автоцистерны с последующим вывозом на пункты приема, а также возможна откачка нефти в резервуар или трубопровод.Основной целью разработки МБСНУ было использование ее на месторождениях сотсутствием электроэнергии. Установка является сборно-разборной и транспортабельной.

В настоящее время специалистами ООО «Корпорация Уралтехнострой» на основе базового варианта разработано несколько модифицированных МБСНУ, предназначенных для работы в различных условиях, таких как высокий газовый фактор, высокое давление на входе в установку, наличие сероводорода в продукции скважин, а также МБСНУ для работы на месторождениях с энергоснабжением и ряд установок для эксплуатации в Западной Сибири. Проработаны варианты МБСНУ для работы в условиях Крайнего Севера с температурой самой холодной пятидневки -56 °С.

В комплект оборудования МБСНУ входят аппараты (нефтегазовый сепаратор и накопительная емкость) с трубной обвязкой, площадкой обслуживания, узлом учета газа и нефти, комплектом запорно-регулирующей арматуры и КИП, установленные на специальных рамах-основаниях. Согласно нормам ВНТП 3-85 монтируется факел низкого давления, в непосредственной близости от сепараторов устанавливается канализационная (дренажная) емкость.

Рассмотримтехнологический процесс работы базовой МБСНУ.

Продукция нефтяных скважин (нефть, пластовая вода, газ. механические примеси) от скважины по нефтесборному коллектору поступает в нефтегазовый сепаратор объемом 4 или 6,3 м3, где осуществляется ее предварительная сепарация. Частично дегазированная водонефтяная смесь (нефть) самотеком поступает в сепарационно-накопительную емкость объемом 50 м3, работающую при атмосферном давлении. В ней происходят окончательная дегазация и накопление водонефтяной смеси (нефти), которая в дальнейшем поступает на налив в автоцистерны или откачивается в трубопровод или резервуар. При подаче водонефтяной смеси (нефти) в резервуар или трубопровод могут быть предусмотрены насосы ее откачки. Количество водонефтяной смеси (нефти) на выходе из емкости замеряется счетчиком. При необходимости отделения воды в емкости может быть предусмотрен сброс воды, а на линии выхода воды из емкости устанавливаются насосы откачки воды из емкости и расход воды контролируется счетчиком. Насосы откачки нефти и насосы откачки воды размещаются либо на раме-основании, либо в блоке-укрытии, оснащенном системами освещения, отопления, дренажа, вентиляции и пожарной сигнализации.

Выделившийся газ из входного сепаратора через счетчик газа и клапан-регулятор прямого действия поступает в трубный расширитель ТР диаметром 200 мм и далее на факел низкого давления для сжигания. Газ из сепаратора-накопителя также поступает на факел. В зависимости от компонентного состава газа и требований заказчика факельная установка изготавливается высотой 10-35 м с ручным или автоматическим розжигом в комплекте с факельным оголовком типа ФОИ. Конденсат в факельном трубопроводе собирается в трубном расширителе и сбрасывается в дренажную емкость. Емкости при ремонте и накоплении в них парафина очищаются пропариванием паропередвижной установки (ППУ), подключаемой к пропарочным линиям, слив отходов осуществляется в дренажную емкость (ЕД). Дренажная емкость может быть типа ЕП или ЕПП с погружным электронасосом либо выполнена на раме-основании с насосом откачки типа ЦНС. Объем дренажной емкости в зависимости от желания заказчика может быть от 2 до 25 м3.

На установке предусматриваются местный контроль по давлению с помощью манометров и уровню с помощью уровнемеров, а также регулирование давления, учет как расхода газа на факел, так и водонефтяной смеси (нефти). Все измерительно-регулирующее оборудование может быть механическим или электрическим. При наличии электроэнергии в установке может быть предусмотрена система сигнализация блокировки. По желанию заказчика в комплекте оборудования МБСНУ возможна поставка блока операторной, щитовые станции управления и др.

Специалисты корпорации уделяют большое внимание тенденциям развития и проблемам топливно-энергетического комплекса, ищут пути их решения. В последнее время специалистами компании был успешно решен вопрос о возможности разработки и изготовления факельных установок в комплекте с собственными факельными оголовками. В настоящее время разработана автоматизированная факельная установка типа УФА, ряд инжекционных факельных оголовков типа ФОН и комбинированных факельных оголовков типа ФОК.

Разработано два типа факельных установок УФА Тип I - конструкция факельной установки предусматривает наличие факельного ствола, оснащенного оголовком необходимой производительности по расходу сбрасываемого газа и газовым затвором, системой средств управления розжига факела и контроля пламени (СУРФ и КП), которая предусматривает розжиг факела в автоматическом или дистанционном ручном режиме.

ТипII - конструкция факельной установки, кроме указанного выше, предусматривает наличие второго факельного ствола (ствол газа низкого давления) для сжигания газа высокого и низкого давлений в едином оголовке. При этом газ высокого давления эжектирует газ низкого давления.

Пожеланию заказчика факельная установка может комплектоваться огнепреградителем и гидрозатвором.

ФОИ с автоматической системой розжига и контроля пламени предназначен для сжигания горючих газов и паров в широком диапазоне расходов и давлений. Этот оголовок обеспечивает бездымное и безопасное сжигание газов с высоким содержанием капельной жидкости без применения дополнительных устройств для ее отбора; выпускается в простом и совмещенном исполнениях (одновременное сжигание газов высокого и низкого давлений). Производительность оголовка типа ФОН по газу составляет до 350 тыс. м3/сут, в том числе по газу высокого давления - 245 тыс.м3/сут, по газу низкого давления - 105 тыс. м3/сут. Избыточное давление на входе в газосборный коллектор высокого давления равно 0,1-1 МПа, на входе низкого давления -0,005 МПа.

Факельный оголовок состоит из автономно работающих модульных инжекционных горелок, объединенных в кожухе и выполненных из жаропрочной стали. Конструкция оголовка обеспечивает образование единого ядра пламени, регулируемого по местоположению от верхнего среза наружного контура сменными форсунками внутренних контуров (горелок) оголовка. Разработаны горелки двух типов:

1). горелка с подсасыванием в разреженное пространство внутреннего контура газа низкого давления газом высокого давления и смешиванием в расчетном соотношениис воздухом; применяется для совмещенных факельных оголовков, предназначенных для совместного сжигания газов и паров высокого и низкого давлений;

2). горелка без подсасывания газа низкого давления для факельных оголовков простого действия.

Все наружные и внутренние устройства в процессе горения факела охлаждаются подсасываемым воздухом, что обеспечивает сравнительно низкую температуру оголовка и соответственно его повышенный ресурс.

ФОИ обладают следующими преимуществами.

1. Число работающих горелок можно регулировать в зависимости от производительности.

2. Конструкция форсунки позволяет регулировать коэффициент эжекции и скорость газа на выходе, в результате достигается полное сжигание газа в широком диапазоне производительности и состава.

3.Ядро пламени вынесено за пределы конструкции оголовка, что исключает сгорание металлоконструкций.

4. При выбросе конденсата он распыляется на форсунке и сгорает за пределами горелки, не попадая на корпус. Допускается кратковременный выброс конденсата до 60 % по массе, что позволяет избежать применения газоосушителей.

5. Телескопическая щелевая конструкция обе чайки наружного контура исключает его сгорание и деформацию за счет охлаждения эжектируемым воздухом.

Комбинированный ФОК предназначен для сжигания углеводородных газов с содержанием сероводорода не более 8 %. Минимальное давление подачи газа на сжигание равно 0,004 МПа. Производительность оголовка типа ФОК по газу до 8,6 млн. м3/сут. ФОК имеет газовый затвор, завихритель, кожух из коррозионно стойкой и жаропрочной стали, дежурную горелку. Последняя установлена на кожухе и предназначена для розжига газа, поступающего в факельный оголовок, а также для постоянного поддержания горения основного факела собственным пламенем. На ней установлена свеча зажигания, на которую переключаются при низких давлениях (менее 0,1 МПа) сжигаемого газа; вторая свеча при этом должна быть отключена от блока розжига и контроля пламени. Дежурная горелка соединяется с трубопроводом газовоздушной смеси («бегущий огонь») сваркой. Эжектор, вторая свеча зажигания и акустический датчик монтируются на трубопроводе «бегущего огня». В эжекторе происходит приготовление газовоздушной смеси. Он устанавливается параллельно факельному стволу для уменьшения сопротивления в трубопроводе «бегущего огня». Свеча зажигания предназначена для розжига газовоздушной смеси, а акустический датчик- для контроля наличия пламени в дежурной горелке. Шкаф управления розжигом пламени, в котором установлен блок розжига и контроля пламени, имеет теплоизоляцию и подогрев.

Таким образом, оголовок факельный типа ФОК обладает следующими преимуществами:

1. Конструкция оголовка обеспечивает формирование трехъярусного пламени факела.

2. Распределение газа для сжигания по ярусам горения способствует охвату максимального объема воздуха для обеспечения полноты сгорания смеси, а также снижение температуры ядра пламени и его размеров, что обеспечивает экологичность процесса сжигания. Кроме того, при такой организации пламени нижние ярусы поглощают и отражают акустические и тепловые излучения верхних ярусов, подогревая их воздушные смеси до возгорания и улучшая эффективность сжигания.

3. Рассечение периферийного пристеночного кольцевого потока газа на отдельные струи снижает шум при горении, улучшает смешивание отдельных струй газа с атмосферным воздухом, повышая эффективность сжигания.

4. Диффузор на выходе оголовка обеспечивает расширение потока и безотрывное истечение струй газового потока на выходе из оголовка. При этом пламя и его форма на факеле формируются выше кромки оголовка, что повышает его устойчивость, снижает шум работы оголовка, нагрев корпуса и повышает надежность оголовка.

Система розжига и контроля пламени ФОН и ФОК состоит из запорно-регулирующего блока, шкафа управления факелом и одной-трех дежурных горелок. Розжиг последних осуществляется системой пламени переброса («бегущий огонь»). Эжектор приготовления горючей смеси для системы расположен за обваловкой факела. Пламя бегущих горелок может контролироваться двумя способами: акустическим (исполнение А) и термоэлектрическим (исполнение Б).

Электронный блок управления системой розжига и контроля пламени ФОК и ФОИ создан на основе микропроцессорной техники и представляет собой промышленный микроконтроллер, позволяющий регулировать параметры системы розжига и контроля пламени в очень широком диапазоне.

С 2004 по настоящее время на месторождения Пермской области (Мутнинское,Андреевское, Чайкинское, Соловатовское, Софроницкое и др.), Республики Коми,Казахстана (месторождение Бозоба) было поставлено около 10 МБСНУ, в состав которых входили также и факельные установки УФА с ФОИ или ФОК, которые успешно зарекомендовали себя в процессе работы.

ОАО «ИркутскНИИхиммаш» является ведущим и единственным институтом по своей специализации в Восточно-Сибирском регионе. В соответствии с Федеральным законом «О науке и государственной научно-технической политике» ОАО «ИркутскНИИхиммаш» имеет государственную аккредитацию научной организации Министерства промышленной науки и технологий РФ.

Для повышения экономической эффективности и обеспечения надежности работы оборудования промышленных предприятий с гарантией безопасности его эксплуатации, мы решаем следующие научно-технические задачи: разрабатываем новое, модернизируем и реконструируем действующее оборудование для предприятий химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей, микробиологической, гидролизной и других отраслей промышленности, опираясь на многолетний опыт выполнения конструкторских работ; проводим научно-исследовательскую работу в области прочности и герметичности сосудов, аппаратов и другого оборудования, работающего под давлением; коррозионной стойкости конструк- ционных материалов; технологий повышения надежности и герметичности разъемных соединений и уплотнений, а также другие виды научно - исследовательской деятельности. В системе экспертизы промышленной безопасности:

-выполняем диагностику технических устройств, в том числе грузоподъемных механизмов;

-проводим экспертизу безопасности зданий и сооружений промышленных предприятий;

-экспертизу промышленной безопасности проектно-конструкторской документации;

-проводим обучение и аттестацию специалистов неразрушающего контроля;

-аттестацию экспертов;

-аттестацию лабораторий неразрушающего контроля;

-аккредитуем экспертные организации;

-аттестацию сварщиков.

-сертифицируем промышленное оборудование;

-изготавливаем, реконструируем и ремонтируем аппараты различного назначения.

Перспективные направления:

развитие более тесных отношений с компаниями, занимающимися разработками технологических процессов (синтеза аммиака, карбамида метанола, производства полиэтилена высокого давления и т.д.);

участие в проектах по обустройству нефтегазовых месторождений (разработка модульного оборудования, трубопроводов высокого давления, манифольдов, проведение мониторинга эксплуатирующегося бурового оборудования и инструмента).

Высокий уровень специалистов института и имеющийся в стране промышленный потенциал позволяет надеяться, что использование знаний специалистов института на предприятиях области, страны и за рубежом - процесс, за которым стоит будущее!

1.2 СЕРВИСНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ СКВАЖИН

1. Бурение скважин, в том числе:

1.1. Бурение вертикальных эксплуатационных и разведочных скважин глубиной до 4 000 м., в том числе и автономных;

1.2. Ликвидация сложных аварий в нефтяных и газовых скважинах глубиной до 3 000 м;

1.3. Бурение боковых и горизонтальных стволов;

1.4. Выполнение операций, сопутствующих бурению (вышкостроение, цементаж и др.).

2. Ремонт скважин, в том числе:

2.1. Капитальный ремонт скважин;

2.2. Текущий ремонт скважин.

3. Инженерные услуги, в том числе:

3.1. Инженерное проектирование бурения скважин;

3.2. Инженерное проектирование заканчивания и эксплуатации скважин;

3.3. Исследование коллекторских свойств пластов;

3.4. Технические и инженерные рекомендации;

3.5. Промысловые испытания оборудования и технологии;

3.6. Разработка технико-экономического обоснования;

3.7. Анализ экономической эффективности от внедрения.

4. Интегрированное управление проектами, в том числе:

4.1. Разработка месторождений;

4.2. Руководство буровыми работами;

4.3. Оптимизация процесса бурения.

5. Геофизические исследования, в том числе:

5.1. Геофизические исследования скважин в процессе эксплуатации месторождений;

5.2. Геофизические исследования в бурящихся скважинах;

5.3. Геофизические исследования и работы в процессе освоения скважин;

5.4. Прострелочно-взрывные работы;

5.5. Сейсмика: сейсморазведочные работы 2D, 3D и вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП).

6. Производство бурового и нефтегазового оборудования и инструмента:

6.1. Буровое оборудование: производство, модернизация, ремонт, сервисное обслуживание;

Производство и испытание бурового и нефтепромыслового инструмента, его модернизация и сервисное обслуживание при строительстве нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин.

Группа компаний «Интегра» была создана в конце 2004 г. Целью ее создания стало формирование крупной высокотехнологичной российской нефтесервисной и машиностроительной группы, поставляющей услуги и оборудование нефтегазовому сектору российской экономики; осуществление инвестиций в развитие российских технологий, восстановление конкурентоспособности отечественной нефтегазо- машиностроительной и нефтесервисной отрасли.

Консолидация профильных активов, инвестиции в модернизациию производственных мощностей и технологий, расширение номенклатуры качественных товров и услуг и органический рост позволили "Интегре" к концу 2006 года стать одной из крупнейших нефтесервисных компаний в России. Сегодня в состав Группы компаний "Интегра" входят более 40 нефтесервисных и машиностроительных предприятий: группа машиностроительных компаний «Уралмаш-ВНИИБТ», ООО «Буровая компания «Альянс», ООО «Буровая компания «Север», ООО «Интегра-Бурение», ОАО «Прикаспийбурнефть», ОАО «Российская геофизическая компания», ОАО «Тюменнефтегеофизика», АО "Азимут Энерджи Сервисез", компания "Смит Евразия" и другие.

Сегодня "Интегра" предоставляет услуги в области бурения, капитального и текущего ремонта скважин, интегрированного управления проектами, геофизических исследований и работ, а так же производит буровые установки, буровой инструмент и оборудование для цементирования.

"Интегра" присутствует во всех традиционных нефтяных регионах РФ и работает на все основные российские и международные нефтегазовые компании, а также на 30 независимых компаний по добыче нефти.

1.3. МОДЕРНИЗАЦИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

За девять месяцев 2006 года на НПЗ ОАО «ЛУКОЙЛ» было переработано 35 907 тыс.тонн нефти, в том числе на российских заводах Компании - 28 771 тыс.тонн.



Рисунок 1.1

В 2005 году объем переработки нефтяного сырья вырос на 8,0%, с 44,03 млн т до 47,55 млн т (с учетом процессинга на сторонних НПЗ объем переработки вырос на 11,3%, до 50,4 млн т). Увеличилось производство высококачественных моторных топлив. Это стало результатом осуществляемой Компанией программы реконструкции и модернизации НПЗ, на которую в 2005 году было направлено 412 млн долл.

Рисунок 1.2

С 1 января 2005 года в рамках оптимизации бизнес-схемы группы «ЛУКОЙЛ» все НПЗ Компании были переведены с переработки давальческого сырья на покупку сырья и переработку собственной нефти, что позволило повысить эффективность деятельности НПЗ.

В 2005 году рост экспортной пошлины привел к снижению привлекательности экспорта нефти и росту маржи нефтепереработки внутри России. По этой причине дополнительные объемы нефти были направлены на НПЗ Компании и привлеченные российские заводы. В результате объем переработки на российских заводах Компании был увеличен на 4,9%, до 37,3 млн т. Кроме того, Компанией были получены квоты на переработку нефти на Уфимском НПЗ, на который было поставлено 1,63 млн т нефти.

Продолжающаяся модернизация российских НПЗ группы «ЛУКОЙЛ» позволила увеличить выпуск высококачественного дизельного топлива, отвечающего по своим свойствам самым современным экологическим требованиям (Евро-3, Евро-4 и Евро-5), в 4,1 раза, до 5,2 млн т (50,7% от суммарного выпуска дизельного топлива на российских заводах Компании). В 2005 году ЛУКОЙЛ первым из российских нефтяных компаний начал крупномасштабное производство дизельного топлива ЛУКОЙЛ Евро-4 с улучшенными экологическими характеристиками и выпустил его в широкую продажу. Это топливо соответствует европейским экологическим требованиям для дизельного топлива ЕN-590:2004, действующим в странах Европейского Союза с 2005 года. Дизельное топливо ЛУКОЙЛ Евро-4 выпускают три НПЗ Компании: Пермский, Нижегородский и Ухтинский. Всего в 2005 году было произведено 3,97 млн т этого топлива. Для полного перехода российских заводов Компании на производство дизтоплива стандарта Евро-4 запланированы строительство второй очереди установки гидроочистки на Волгоградском НПЗ и реконструкция установок гидроочистки на Нижегородском НПЗ.

В 2005 году доля высокооктановых бензинов в общем выпуске автобензинов российскими НПЗ Компании выросла до 68,7% (61,0% в 2004 году). Глубина переработки нефти выросла до 77,5% (75,4% в 2004 году), а выход светлых нефтепродуктов увеличился до 51,1% (50,2% в 2004 году). Капитальные вложения в модернизацию российских НПЗ в 2005 году составили 307 млн долл. В течение 2005 года российскими НПЗ проводились мероприятия по сокращению операционных затрат и повышению эффективности производственно-хозяйственной деятельности.

Среднесписочная численность работников российских НПЗ за 2005 год сократилась на 6,3% по сравнению с 2004 годом. Экономия, полученная от мероприятий по снижению затрат, составила более 37 млн.долл.

В августе 2005 года на Волгоградском НПЗ была введена в строй первая очередь установки прокалки кокса мощностью 100 тыс. т/год. Капитальные вложения в первую очередь установки составили 18 млн долл. Пуск данного объекта позволил предприятию производить прокаленный кокс высокого качества как товарный продукт, непосредственно используемый в производстве алюминия (а не полуфабрикат, подлежащий дальнейшей обработке), а также частично покрыть потребность предприятия в тепловой энергии за счет использования тепла отходящих дымовых газов процесса прокалки. В 2009 году планируется ввод второй очереди установки, в результате чего ее мощность достигнет 280 тыс. т/год и обеспечит прокалку всего объема вырабатываемого кокса.

В 2005 году на заводе продолжилось строительство комплекса каталитического риформинга мощностью 1 млн т/год. За 9 месяцев 2006 года были закончены строительно-монтажные работы на площадке строительства установки каталитического риформинга. В октябре 2006 года установка введена в эксплуатацию. Ввод комплекса в эксплуатацию позволил производить дополнительное количество высокооктановых бензинов, спрос на которые растет быстрыми темпами.

В 2005 году была также подготовлена рабочая документация по установке изомеризации. Установку планируется ввести в эксплуатацию в 4 квартале 2007 года. Мощность установки составит 385 тыс. т/год. Строительство данной установки позволит начать выпуск высокооктановых бензинов по спецификациям Евро-3 и Евро-4. За 9 месяцев 2006 года были закончены работы нулевого цикла на площадке строительства установки изомеризации.

В течение 2005 года специалистами Пермского НПЗ был разработан и внедрен ряд мер, направленных на обеспечение стабильной и эффективной работы комплекса глубокой переработки нефти.

В целях увеличения ресурсов сырья для гидрокрекинга была завершена реконструкция вакуумного блока на установке АВТ_4 с реализацией технологии глубоковакуумной перегонки мазута. Ввод блока в эксплуатацию обеспечил получение дополнительного ресурса вакуумного газойля для дозагрузки гидрокрекинга в объеме 240 тыс. т/год.

Кроме этого был введен в эксплуатацию узел подачи присадок в дизельное топливо на установке гидродеароматизации, что обеспечило производство всего объема дизельного топлива в соответствии с европейским стандартом EN-590.

За 9 месяцев 2006 года были закончены работы нулевого цикла на площадках строительства установки изомеризации парафинов С5-С6 и станции смешения бензинов.

В программу дальнейшей модернизации завода входит: завершение строительства установок изомеризации парафинов С5-С6 с блоком гидроочистки и каталитического крекинга с установкой алкилирования и изомеризации нормальных бутанов, строительство станции смешения бензинов, реконструкция очистных сооружений, строительство установки утилизации нефтесодержащих отходов, строительство эстакады точечного налива светлых нефтепродуктов.

На Нижегородском НПЗ в 2005 году было произведено дооборудование установки АТ блоком вакуумной разгонки. Это позволило увеличить выход вакуумного газойля. В результате после ввода в действие висбрекинга гудрона и комплекса каталитического крекинга можно будет в полном объеме обеспечивать сырьем установку гидроочистки вакуумного газойля, входящую в состав комплекса.

В 2005 году велась реконструкция установки каталитического риформинга под процесс изомеризации. Она была завершена в 1 квартале 2006 года и позволила начать выпуск автомобильных бензинов в соответствии со стандартом Евро-3. Эти бензины оптимизированы по плотности, фракционному и углеводородному составу в соответствии с потребностями современных автомобильных двигателей. Они удовлетворяют требованиям самых современных экологических нормативов.

В 2005 году ЛУКОЙЛ приступил к комплексной реконструкции и модернизации Нижегородского НПЗ, которые планируется завершить в 2009 году. Общий объем капитальных вложений оценивается примерно в 600 млн долл., которые в основном будут направлены на строительство установок каталитического крекинга, алкилирования и висбрекинга.

В 2005 году велись проектно-изыскательские работы по строительству комплекса глубокой переработки нефти на базе установки каталитического крекинга вакуумного газойля. Комплекс планируется ввести в 2009 году.

В 2006 году продолжается строительство установки висбрекинга гудрона. Закончена реконструкция установок гидроочистки дизельного топлива, продолжается строительство комплекса каталитического крекинга вакуумного газойля для производства высокооктановых бензинов, соответствующих нормам ЕВРО-4. Завершена реконструкция атмосферной части АВТ-6.

В 2005 году на Ухтинском НПЗ был введен в строй блок «Рикавери-плас», предназначенный для повышения концентрации водорода на установке гидродепарафинизации. Установка гидродепарафинизации уже в настоящее время способна вырабатывать до 250 тыс.т/год арктического дизельного топлива. Кроме того, блок «Рикавери-плас» позволяет извлекать из водородсодержащего газа до 13 тыс. т/год высокооктанового легкого риформата (фракции С4-С5), являющегося ценным компонентом при компаундировании автомобильных бензинов.

В 2005 году велось строительство второй очереди комплекса железнодорожной эстакады слива нефти и налива темных нефтепродуктов. Строительство планируется завершить в 3 квартале 2006 года. Мощность эстакады составляет 4 млн т/год.

Проводилось также техническое перевооружение установки каталитического риформинга, которое будет завершено в 3 квартале 2006 года и позволит снизить себестоимость производства бензинов.

В 2006 году проводятся работы по техническому перевооружению установки каталитического риформинга, а также по перепрофилированию установки АТ-2 под процесс висбрекинга. Был введен в эксплуатацию комплекс ж/д эстакады слива нефти и налива темных нефтепродуктов. Закончено строительство станции автоналива с выносом из прибрежной зоны реки Ухта.

1.4. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ РЫНКА СЕРВИСНЫХ УСЛУГ В НЕФТЕГАЗОВОМ БИЗНЕСЕ

Набирающие обороты процессы слияния поглощений на российском сервисном рынке делают все более актуальной предпродажную оценку и аудит отраслевых компаний. Это, в целом, довольно новый рынок специальных услуг, работа на котором требует от оценщиков понимания отрасли и экспертных знаний. Несмотря на значительное число компаний, предоставляющих в России оценочные услуги, лишь очень немногие из них способны к адекватному восприятию ценности нефтесервисного бизнеса. Ведь стоимость компании определяется не столько ее имуществом, сколько характером отношений с заказчиками и соответствием корпоративной структуры направлениям деятельности предприятия. В случае же собственных сервисных структур крупных нефтегазовых холдингов безальтернативным заказчиком сервиса зачастую является единственная головная компания, что делает оценку активов еще менее тривиальной задачей.

Развитие рынка оценки происходит в тесной взаимосвязи с развитием отрасли сервисных услуг. По мере того как сервисная отрасль становится все более публичной и конкурентной, она "подтягивает" за собой и рынок оценочных услуг. Причем, публичность в данном случае подразумевает также и понимание структуры рынка все большим числом "сторонних" наблюдателей. В отраслевом оценочном бизнесе принципиальным является "знание продукта", поэтому работа специалиста в области предпродажной оценки активов заключается не столько в том, чтобы по формуле рассчитать ставку дисконтирования или посчитать ту или иную стоимость, сколько в том, чтобы понять смысл бизнеса, факторы, которые его формируют. Если этого понимания бизнеса нет, не будет и правильной оценки актива.
Случаи некорректной оценки активов сегодня, к сожалению, нередки и связаны с зацикливанием оценщика на расчетах, "игре с цифрами", и его неспособностью разделить стоимость имущества и бизнеса.
По мнению опрошенных "Сервиснефтегазом" экспертов, число компаний, отраслевая квалификация которых позволяет только претендовать на участие в оценке сервисных активов, например, "Газпрома", составляет всего лишь не более 10% от общего числа российских оценщиков, то есть примерно от 3000 компаний. Допустим, есть предприятие, которое длительное время работает крупным добывающим холдингом или непосредственно в его структуре. Очевидно, что ее материально-техническое обеспечение, географическое расположение производственных мощностей такой компании, структура персонала и навыки ее специалистов формировались в соответствии с потребностями холдинга. Если холдинг откажется от заказов этой компании, ее имущество будет стоить столько же, как в период работы с холдингом, а вот стоимость бизнеса на открытом рынке окажется кратно ниже, а в случае естественных монополий может вообще упасть до нуля.
Например, одна из компаний, проводивших оценку "Центрэнергогаза", основного подрядчика "Газпрома" по сервисному обслуживанию магистральных газопроводов, по формальным признакам отнесла компанию к разряду строительных. Соответственно, в отчете перспективы этого предприятия соотносились с возможностью строительства жилых домов.

Поскольку же парк оборудования компании не включал в себя специальную технику для промышленного и общегражданского строительства, оценка компании базировалась на возможности распродажи имевшейся техники. Специалистов этой "строительной" компании и их квалификацию оценочная компания вовсе не приняла во внимание.

Конечно, это вопиющий случай, но даже в гипертрофированной форме, он весьма хорошо иллюстрирует ситуацию.

Под контролем НГК.

Безусловно, подобных ошибок со временем становится все меньше, отраслевой рынок оценки постепенно становится все более профессиональным. Этому вынужденно способствуют крупные нефтегазодобывающие холдинги ("Газпром", ЛУКОЙЛ и др.) посредством внутренней аккредитации и отбора оценочных компаний. Если оценочная компания хочет попасть в число аккредитованных, она должна соответствовать предъявляемым к ней требованиям: учить своих специалистов или нанимать специалистов с уже имеющимся квалификационным опытом, иметь достаточный материальный ресурс для проведения оценки. Таким образом, НГК взяли на себя роль неких центров, вокруг которых концентрируется профессиональный рынок оценки. НГК, выполняя функцию "фильтров", контролеров качества, в значительной мере способствуют становлению цивилизованного рынка оценки отрасли. В этой связи можно также говорить об опосредованной роли государства, поскольку верхушка советов директоров крупнейших нефтегазовых холдингов представлена именно государственными чиновниками. Конечно, можно усомниться в том, что высокие чиновники от государства, визируя отчеты об оценке сервисных подразделений, способны предметно вникать в них, но повышению ответственности оценщиков и тех, кто их аккредитует это, вероятно, способствует. Вопрос же о том, что влечет за собой подобное "государево око", помимо ответственности, является предметом обсуждения несколько иного формата.

Сколько стоит оценка?

Стоимость оценочных услуг на рынке определяется, главным образом, квалификацией специалистов компании, опытом работы - то есть брендом компании в самом широком понимании этого слова.

В зависимости от бренда стоимость услуг на российском рынке сегодня варьирует от $70 до $150 в час (эта сумма включает в себя все затраты: от коммунальных платежей до налогов). Речь в данном случае идет о российских оценщиках. Западные специалисты зачастую указывают в проектах такие же ставки, но большее число специалистов, в результате чего стоимость контракта в целом получается в несколько раз более высокой.

Впрочем, значение бренда в скором времени может существенным образом трансформироваться, вернее, детализироваться. Новый ФЗ "Об оценочной деятельности в РФ", перекладывающий ответственность за справедливость оценки с компании-оценщика на конкретного специалиста (см. "Об оценочной деятельности в РФ". Новый закон: за и против", стр.45), безусловно, не отменит значения принадлежности оценщика, как физического лица, к "бренду" компании, но значительно повысит внимание всех участников рынка к его личной квалификации и опыту.
Другим фактором, влияющим на рентабельность и стоимость оценочных услуг, являются сроки выполнения работ. Из-за отсутствия специальных отраслевых стандартов и обсуждавшейся выше молодости рынка во многих случаях представленные заказчику отчеты по нескольку раз дорабатываются. В итоге, например, если "де-юре" работа по контракту длится 4-5 недель, то фактически затраченное рабочее время может достигать 12 недель и более. Вместе с тем, учитывать реально затраченное время удается не каждой компании.

Пока конкуренция на отраслевом рынке оценочных услуг не достигнет некой рубежной точки, частыми будут оставаться и случаи демпинга со стороны неспециалистов. Знакомя своих оценщиков с отраслевой спецификой, компании идут на демпинговую цену, чтобы в следующий раз уже предложить услуги высокого качества, ориентируясь соответственно на более высокую стоимость работ.

Необходимо также отметить, что оценка актива - лишь часть работы оценщика. Наряду с оценкой необходима предпродажная подготовка актива, включающая такие виды услуг, как финансово-экономическое (ФЭО) и технико-экономическое обоснование (ТЭО) сделок, другими словами - управленческий и финансовый консалтинг. И объем предоставляемых услуг здесь гораздо более обширный, нежели в оценочном бизнесе. К примеру, если работа по оценке занимает 1-1,5 месяца, то подготовительная работа ведется год и более.

Возвращаясь в этой связи к случаю с "Центрэнергогазом", интересно отметить, что, в зависимости от предлагавшихся моделей реструктуризации компании, оценка последующей рентабельности ее бизнеса варьировалась от убыточной до вполне доходной. Однако это уже несколько выходит за рамки нашей темы, хотя и в равной степени сопряжено с пониманием консалтинговыми компаниями специфики сервисного рынка.

Оцененные по достоинству?

Проблема недооцененности нефтесервисных активов сегодня очевидна даже для не специалиста. В СМИ то и дело публикуются вполне обоснованные материалы о покупке тех или иных сервисных активов "по смешным" ценам.

Конечно, в большинстве случаев предполагается сговор сторон, однако среди причин недооцененности не последнюю роль играют методы оценки, традиционно применяемые отечественными компаниями.

Из трех общепринятых подходов оценки - доходного, затратного и сравнительного - в России наибольшей популярностью пользуется доходный подход, тогда как, например, в США и странах Западной Европы его относят скорее к дополнительным приемам оценки. Учитывая, что цены на продукцию предприятия на несколько лет вперед предсказать достаточно сложно (а в некоторых случаях невозможно вовсе), применение доходного подхода, как правило, искажает "истинную стоимость" активов.

Популярность доходного подхода в России, в свою очередь, обусловлена как объективными, так и субъективными факторами, но в настоящее время те оценочные компании, которые относят себя к лидерам рынка, активно и вдумчиво изучают зарубежный опыт, стараются использовать наряду с методами доходного подхода, методы сравнительного и затратного подхода. Разумеется - там, где это возможно.

Оценка на заказ.

По правилам игры, оценщик должен быть лицом не заинтересованным в занижении или завышении стоимости актива как таковой. Задача оценщика сказать, сколько стоит бизнес. Это "цена вопроса", все остальное - вопрос договоренности и согласия продавца продавать, а покупателя покупать.

Однако есть и другая точка зрения обреченно-категоричного плана: "Тема определения стоимости актива закрыта заказчиком!" - такой комментарий мы услышали в ответ на просьбу объяснить тонкости определения стоимости сервисных активов перед их продажей от руководителя одной из известных отечественных сервисных компаний.

По словам представителя компании, оценить актив можно "как угодно", но это лишь формальность, тогда как единственным субъектом определения стоимости выступает продавец.

Как нам представляется, порядок в этом вопросе установится лишь после перехода основной части сервисных активов в "публичную" зону, когда мнение оценщика будет элементом цивилизованной структуры рынка.

С другой стороны, повысить ответственность оценщика за результат проделанной им работы и снизить значение "заказной" оценки призван уже упоминавшийся новый закон "Об оценочной деятельности в РФ". Следует только иметь в виду, что в нашей стране с новыми законами никогда не бывает все просто.

Законодательные дебри.

Опрошенные нами специалисты признают необходимость изменений в регулировании рынка оценки, и практически едины во мнении о том, что закон принят преждевременно, без согласования с другими нормативными актами (впрочем, это скорее особенность российского законотворчества). Поэтому предполагается неизбежный переходный период с согласованиями, доработками и внесениями поправок в нормативно-правовую базу.

Необходимость дополнительных вложений в каждого специалиста-оценщика (физического лица), в соответствии с новым законом, с большой вероятностью приведет к повышению себестоимости оценки, а значит и к повышению ее стоимости для потребителя оценочных услуг. Впрочем, по мнению опрошенных "Сервиснефтегазом" экспертов, рынок не позволит ценам взлететь особенно высоко.

Институт саморегулирования - инструмент весьма прогрессивный на любом рынке, а тем более на рынке оценки, где главный принцип работы каждого участника - принцип независимости. Но есть и обратная сторона медали: на вводимый институт саморегулирования возлагается финансовая ответственность, которую не имели государственные регуляторы. В связи с этим есть опасность возникновения "симбиоза" государственных чиновников и руководства саморегулируемых организаций. А это может привести к захвату отдельных отраслевых и региональных рынков с применением административных методов. Вряд ли при таком раскладе принцип независимости оценки будет иметь место. С другой стороны, нельзя же подстраивать законы под предполагаемую коррупцию.

В перспективе, когда все уточнения и согласования с действующим законодательством будут пройдены, реализация закона, по мнению экспертов, должна иметь сплошной положительный эффект: очистить рынок оценки от "плохих" игроков, привести к повышению качества и независимости оценки.

Оценка с оглядкой на Запад.

Западные оценщики традиционно присутствуют на российском рынке. Первый опыт масштабной оценки активов НГК состоялся в 2004 году, когда Правительство России привлекло к оценке стоимости активов главного добывающего предприятия в составе нефтяного гиганта "ЮКОСа" инвестиционный банк DKW.

Глава московского представительства DKW тогда сказал следующее: "Мы надеемся, насколько это возможно, деполитизировать ситуацию, и произвести оценку на высоком профессиональном уровне в соответствии с общепринятыми международными стандартами".

Несмотря на прогресс в развитии оценочного бизнеса, сегодня приходится констатировать, что разрыв в методическом обеспечении оценки отечественного и западного рынков сохраняется. Российские стандарты остаются "скудными" по сравнению с рядом таковых зарубежных стран, а отраслевые стандарты оценки и вовсе отсутствуют.

Сталкиваясь с нетривиальной ситуацией, российские оценщики вынуждены разрабатывать методику сами, принимая во внимание существующие международные стандарты, а потребителю услуг давать многочисленные объяснения и комментарии относительно своей работы. Несмотря на то, что отдельные оценщики успешно справляются с этой задачей, случаи взаимного непонимания оценщика и потребителя все еще не являются редкостью. Хромает, таким образом, методическая сторона рынка оценки, тогда как экономический потенциал оценки ничуть не хуже, чем на Западе. Российские оценщики зачастую лучше справляются с поставленными задачами в связи со знанием отрасли "изнутри" и лучшим пониманием развития российской экономики. По крайней мере, так должно быть.

Стремление к совершенству.

Конкуренция между российскими и западными оценщиками и априори высокие требования к квалификации специалистов не могут не отражаться на проблемах кадрового обеспечения отечественного рынка оценки. Так, располагая более значительными финансовыми ресурсами, западные оценочные компании имеют возможность перекупать специалистов. Перекупать есть кого: западные компании предлагают остаться 90%-м российских специалистов из числа приезжающих на практику за рубеж.

По мнению экспертов, большая часть лучших специалистов российского оценочного бизнеса уже перекуплена. Естественно, такая "скупка" лучших российских специалистов зачастую нивелирует упомянутые выше преимущества отечественных оценщиков.

Проблема нехватки кадров связана не только с их переманиванием в западные компании. У большей части молодых специалистов вообще нет желания идти в этот достаточно рискованный бизнес. Поток кадров идет в крупные НГК, государственные структуры - туда, где есть стабильность и не столь высоки требования к квалификации специалиста.

Но любая оценочная компания, которая хочет в будущем быть "первой среди равных" на рынке оценки отраслевых активов, вынуждена уделять серьезное внимание повышению уровня квалификации своих специалистов. Ведь в соответствии с новым законом бренд компании будет в большей степени, чем сейчас, определяться опытом и знаниями каждого оценщика как физического лица, его ответственностью за проделанную работу.

Таким образом, есть ряд факторов, ставящих перед оценщиками сервисных активов дилемму: либо работать на самом высоком профессиональном уровне, либо уходить с этого рынка и заниматься менее амбициозными проектами такими, как оценка квартир или недвижимого имущества.

Жесткая конкуренция в этом сегменте рынка, постоянное повышение планки требований к оценщикам со стороны НГК и государства, и даже выход сервисных компаний на IPO, - все это очищает рынок оценки, оставляя на нем только профессионалов. Поэтому, несмотря на ряд проблем отечественного рынка оценки, его развитие движется в русле развития отрасли как таковой, в котором, пожалуй, пока больше положительных, чем отрицательных моментов.

нефтегазовый диверсификация инвестиционный

ГЛАВА 2. Общие принципы и направления совершенствования деятельности нефтегазовых предприятий на современном этапе

2.1 ПРИНЦИПЫ ВЕРТИКАЛЬНОЙ ИНТЕГРАЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОМ БИЗНЕСЕ

Вертикальная интеграция - метод, которым компания создает (интегрирует) свои собственные входные этапы технологической цепочки (задняя интеграция) или выходные ее этапы (передняя интеграция).

Интеграция может быть полной и узкой. При полной объединяются все входы или выходы. Примером узкой является покупка компанией лишь части входящих элементов и производство остальных собственными силами.

Компания, использующая вертикальную интеграцию, обычно мотивирует ее желанием усилить конкурентную позицию своего ключевого исходного бизнеса. Этому должны способствовать:

- экономия в издержках;

- отход от рыночной стоимости в интегрируемых производствах;

- улучшение контроля качества;

- защита собственной технологии.

Однако вертикальная интеграция имеет и отрицательные стороны. Наиболее важными из них являются:

- излишние издержки;

- потери при быстрой смене технологий;

- потери при непредсказуемости спроса.

Вертикальная интеграция может увеличить издержки, если компания использует собственное входное производство при наличии внешних дешевых источников снабжения. Это может происходить и из-за отсутствия конкуренции внутри компании, что не побуждает ее дочерние предприятия (поставщиков) снижать издержки производства.

При резком изменении технологии возникает риск привязки компании к устарелой технологии. При постоянном спросе более высокая степень интеграции позволяет более надежно защитить и координировать производство продукции. Когда спрос нестабилен и непредсказуем, такая координация при вертикальной интеграции затруднена. Это может привести к росту стоимости управления. В этих условиях узкая интеграция может оказаться менее рискованной, чем полная.

Следует отметить, что узкая интеграция позволяет снизить затраты по сравнению с полной. Это при определенных условиях позволяет компании расширить вертикальную интеграцию.

В общем случае, однако, хотя узкая интеграция может снизить затраты на управление, она не может их устранить полностью, и это представляет собой реальное ограничение расширения пределов вертикальной интеграции, исходя из рентабельности компании.

...