«Одна из главных проблем российских нефтесервисных компаний – отставание от иностранных коллег по используемым технологиям», – пишет компания Deloitte в исследовании «Обзор нефтесервисного рынка 2018». «Ведомости» ознакомились с содержанием. Эксперты отмечают, что иностранные предприятия используют высокотехнологичное оборудование, вкладывают средства в научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки, привлекают высококвалифицированных специалистов. В среднесрочной перспективе не следует ждать от российских нефтесервисных компаний таких технологий, которые отвечают стандартам для работы на шельфе и в условиях вечной мерзлоты, отмечает Deloitte.

Сейчас на шельфе из нефтяных компаний ведут работы «Роснефть», «Газпром нефть» и «Лукойл». Большую часть действующих месторождений компании обустроили еще до 2014 г., до того как США ввели секторальные санкции. Выгоду от их введения получили производители из Китая и Юго-Восточной Азии, пишет Deloitte. КНР стала заметным игроком на российском рынке оборудования для нефтедобычи. Сколько заказов получили эти компании, в исследовании не приводится.

На российском нефтесервисном рынке работает российская Eurasia Drilling (EDC), а из иностранных нефтесервисных компаний – Schlumberger (пытается купить долю в EDC), Weatherford, подразделение Eni – Sapiem, Halliburton, Baker Hughes и китайские ZPEC, COSL. Но бурят они и обустраивают скважины на материке, российские компании за минувшие четыре года увеличили буровые работы на 40% до 27,7 млн м.

Deloitte ожидает, что в ближайшие три года в России увеличится доля нефтесервисного оборудования из Китая, Республики Кореи, Сингапура. К примеру, китайская компания Jereh, которая занимается производством оборудования для бурения, оперативно создала в России крупную сеть филиалов гарантийного обслуживания, а также склад запасных частей, пишет Deloitte.

В России мало у кого есть опыт бурения на шельфе, отмечает президент «Союзнефтегазсервиса» Игорь Мельников. «В России есть долгосрочные планы по разработке проектов на шельфе, и в том числе Арктики, – напоминает аналитик Raiffeisenbank Андрей Полищук. – Свою экспертизу необходимо иметь».

Для разработки технологий бурения на шельфе нужны большие инвестиции и не менее 5–7 лет на саму разработку, если попытаться обойтись без западных компаний, говорит директор отдела корпораций Fitch Дмитрий Маринченко. Сложно прогнозировать цену нефти в долгосрочной перспективе и обосновывать инвестиционные решения по разработке технологий, поэтому целесообразнее привлекать западные компании, считает Маринченко. Такие проекты капиталоемкие, рисковать, используя только российские неапробированные технологии, многие не готовы, соглашается Полищук.

«Делать это [привлекать западные компании] сейчас почти нереально, так как из-за санкций многие иностранные нефтесервисные компании ушли с российского рынка», – говорит аналитик «Атона» Александр Корнилов.

Российское оборудование еще не скоро будет соответствовать всему перечню международных технологических стандартов, которые нужны для бурения на шельфах и в арктической зоне, уверен руководитель направления «Газ и Арктика» Энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Роман Самсонов. По его оценке, российские нефтяники могли бурить от четырех до 14 скважин в год. Скорее всего, единственным разрабатываемым арктическим месторождением на ближайшую перспективу останется Приразломное в Печорском море «Газпром нефти», говорит эксперт.

«Роснефть» бурила на арктическом шельфе с американской ExxonMobil, успешно пробурили в 2014 г. скважину в Карском море, открыв месторождение «Победа», с норвежской Statoil (переименована в Equinor) и Eni тоже были проекты, но они складываются неудачно: бурение двух скважин в Охотском море с Equinor не дало положительных результатов, как и скважина с Eni в Черном море.