Главная » Новости » Директор по развитию бизнеса Группы компаний "Миррико" Рустам Рамазанов: Комплексное управление технологическими решениями как фактор повышения капитализации нефтяной компании

Директор по развитию бизнеса Группы компаний "Миррико" Рустам Рамазанов: Комплексное управление технологическими решениями как фактор повышения капитализации нефтяной компании

16.07.2012

Рустам Рамазанов, ГК МиррикоВыступление директора по развитию бизнеса Группы компаний "Миррико" Рустама Рамазанова на конференции Нефтегазовый сервис в России (НЕФТЕГАЗСЕРВИС) 18 октября 2011 г.

Если посмотреть на структуру сегодняшних докладов, можно выделить две основные позиции. Первая — позиция подрядчиков, которые говорят о том, что нет долгосрочных договоров, о минимальных ценах и демпинге. С другой стороны, есть позиция заказчика, который говорит, что российская сервисная отрасль не готова давать новые технологические решения, не готова конкурировать с западными компаниями. Кроме того, еще есть консалтинг, который тоже говорит, что без западных инвестиций и технологий мы ничего не сможем сделать, хотя с их позицией можно поспорить. Есть западные сервисные компании, которые обладают большими ресурсами и, вероятно, ждут, когда российский рынок или сам себя изживет, или разовьется, и дальше будут действовать по ситуации. Я думаю, стратегия у них просчитана.

Мы тоже сервисная компания. Но большинство докладов на сегодняшней конференции было посвящено капитальному строительству скважин. Это CAPEX проектов разработки, которые управляются по-другому: через проектный менеджмент, подходами.

Большая часть нашего сервиса связана с обслуживанием операционных процессов. Наша компания в первую очередь занимается комплексной химизацией различных технологических процессов. Если говорить о нефтяной отрасли — химизацией добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов, подготовки, транспортировки нефти, защитой подземного и наземного оборудования от различных нежелательных процессов: коррозии, солей, парафинов и т.д.

Кроме того, у нас есть большой плюс: мы используем наши методы и технологии, в том числе и приобретенные в нефтяной отрасли, в других отраслях (нефтепереработке, нефтехимии, химии, металлургии, угольной промышленности). Мы обладаем опытом, который можем заимствовать из одной отрасли и переносить в другую. Интересно отличие операционных процессов, управления операционными процессами, сервиса в области управления операционными процессами от CAPEX.

Я бы хотел обозначить проблемы, которые поднимаю в докладе:
- как операционные затраты влияют на нефтяные компании;
- каким образом компании выводят на аутсорсинг операционные процессы, которые разделяются на основные и вспомогательные;
- каковы проблемы перехода на аутсорсинг в операционных процессах;
- какие есть пути перехода на аутсорсинг во вспомогательных процессах.

Когда слушаешь диалог нефтяной компании и подрядчика, я бы сказал, что правда на стороне нефтяной компании. Нефтяная компания – хозяйствующий субъект. С какой стати она должна тратиться на наши исследования, НИОКР, проекты, капвложения Рынок открытый, и мы должны прийти и дать заказчику ценность, за которую он будет готов заплатить.

Здесь возникает другая проблема. Мы поставляем большое количество реагентов, технологий и сервис. Как и буровые компании и подрядчики в области бурения, мы демпингуем и играем в тендерах. При этом у нас есть решения, которые мы считаем уникальными. У нас есть очень мощный научный центр, и мы инвестировали большие для нас средства и ресурсы на их развитие. У нас есть продукты, которые могут быть в 2-3 раза эффективнее для заказчика с точки зрения экономики. Но проблема в том, что заказчик не может их оценить.

Приведу пример. Мы защищаем один трубопровод от коррозии в 10 км от центрального офиса, а другой в 2500 км. Если оказывать сервис в 10 км от офиса, то 80 % затрат будут приходиться на реагенты и 20 % на сервис — развозку, закачку, заправку, ремонт оборудования. А в 2500 км 10 % от суммы будет стоить химия, а 90 % доставка — зимник, склады, площадки, доставка только вертолетами и т.д. В первом случае, когда близко, главное, чтобы продукт был дешевый. И в основном такие продукты и поставляют. А там, где далеко, пусть лучше продукт будет стоить 3 млн. рублей за тонну, но будет в десять раз снижать стоимость подходов. У нас в линейке есть твердые продукты, которые после размещения в скважине два года потихонечку вымываются, обеспечивая определенную остаточную концентрацию в оборудовании. Но если я предложу заказчику купить у меня классный продукт за 2-3 млн., он сочтет меня сумасшедшим. Может, логически он и поймет, но у нефтяных компаний своя учетная политика, своя учетная система, своя методология оценки результативности, в которую я со своим решением просто не вписываюсь.

Стоимость нефтегазовой компании, ее капитализация складывается в основном из трех параметров: величина запасов, параметры разработки (как CAPEX, так и OPEX) и конъюнктура цен на рынке.

Разработку месторождения очень приблизительно можно разбить на четыре этапа. Первый — разведка: капзатраты, отсутствует поток денежных доходов по проекту. Следующий этап — ввод месторождения в разработку. Капзатраты увеличиваются в десятки раз, а доход все не поступает. Производится бурение, и в успешности и инвестиционной привлекательности проекта в основном играет роль CAPEX. Дальше наступает третий этап, когда идет стабильная добыча нефти, и начинают играть роль операционные затраты. Заказчик сталкивается с задачей управлять ими. Конечно, они еще не высокие, и компания имеет максимальную прибыль. И только на четвертом, завершающем, этапе разработки заказчик сталкивается с высокими эксплуатационными затратами и снижением прибыльности проекта, в том числе, в отличие от третьего этапа, растут и CAPEX.

Мы выделили четыре основных операционных процесса нефтедобычи: разработка и эксплуатация фонда скважин, подготовка нефти, транспортировка продукции (жидкости и нефти) и утилизация ПНГ, которая с некоторых пор стала большой статьей затрат.

Этими процессами можно управлять, снижать и повышать эффективность с помощью физических, химических, интеллектуальных решений. Приведу пример. Общая протяженность промысловых трубопроводов в России составляет 350 000 км, и все они коррозийные. Ежегодно заменяется 7000-8000 км, т.е. 2 % от общей протяженности. Средняя обводненность нефти составляет 85 %, а вода приводит к целому спектру проблем: от коррозии до солей, бактерий и т.д. Весь фонд добывающих скважин, где все эти процессы идут, составляет 135 000. КИН у нас в среднем 33 %.

ГК Миррико

Что мы имеем по порывам трубопроводов и нефтепроводов? В 2010 году порывность по трубопроводам составила порядка 27 000, в том числе из-за коррозии 25 000. Затраты на ремонт скважин и оборудования, недобор нефти тоже большие.

Если посмотреть структуру причин подземных ремонтов, допустим, по РФ, то 15 % из них связано с процессами, которые можно снизить химическими методами.

ГК Миррико

Технологии, применяемые на объектах в процессе добычи нефти, помогают снизить уровень операционных затрат. Они выражаются в снижении затрат на ремонт, в увеличении межремонтных периодов. Эти технологии могут удешевить владение основной инфраструктурой заказчика, которая обеспечивает основные процессы.

В капитальном строительстве сервис уже практически полностью выведен на аутсорсинг. Даже если он внутренний, остаются процессы в управлении, в том числе вспомогательные процессы. Так мы называем процессы, которые — в отличие от основных процессов, ради чего заказчик строит основную инфраструктуру: сама добыча, подъем жидкости, подготовка, транспортировка — снижают стоимость владения инфраструктурой. Вспомогательные процессы включают в себя защиту от коррозии, от солей, от парафинов, снижение ремонтных затрат.

В чем отличие процесса передачи на аутсорсинг? Как я уже сказал, капзатраты — второй этап. А на третьем этапе, когда уже идет отдача, начинаются ОPEX. Они тоже активно выводятся на аутсорсинг в основных компаниях, таких как "Роснефть", ТНК-ВР. Они выводятся на сервис, отдельно покупаются реагенты и отдельно разыгрываются лоты на обслуживание, на закачку, на заправку реагентами.

Мы считаем, что в текущей системе основным недостатком является то, что нет учета взаимного влияния факторов процессов, и МУНы сильно влияют на процессы добычи, защиты оборудования от коррозии. Процессы подготовки также зависят от того, какие геолого-технические мероприятия проводятся на месторождении. И нет ответственности за общий результат. До сих пор заказчик сам управляет этими процессами, несмотря на то, что фрагментарно он передал виды работ на аутсорсинг.

ГК Миррико

В России 66 млрд. в год тратится только на порывы трубопроводов и подземный ремонт скважин, связанный с коррозией. А объем всего российского сервиса (химия плюс услуги) — 10 млрд. При передаче на аутсорсинг заказчик до сих пор не может управлять 66 миллиардами. Корпоративный центр нефтяных компаний зачастую вообще слабо себе представляет, что происходит, как управляется, как оптимизируется, как смоделирована система управления сервисом. Поэтому в основном все сводится к тому, что кто сделает дешевле, тот и заберет контракт. Но реально управлять нужно 76 млрд. Возможно, 10 млрд. затрат на сервис должны стать 15 млрд., но тогда общая сумма должна быть не 76 млрд., а 55 млрд. и т.д. Компания, которая сможет доказать нефтяной компании свою ценность, должна получить преимущество.

Мы считаем, что нефтяные компании зачастую не могут сказать, какова реальная отдача на затраченные на сервис средства. Было бы интересно понять, сколько будет стоить инфраструктура без сервиса. Например, срок жизни трубопровода будет 10 лет, операционные издержки будут на уровне Х и т.д. И сравнить стоимость содержания инфраструктуры с сегодняшним сервисом или с сервисом и технологиями, которые мы предложим. Тогда заказчик сможет понять, действительно ли наши новые технологии для него ценны, или мы просто имеем науку, лабораторию и что-то для себя синтезируем. Они должны быть экономически обоснованны.

Как можно в диалоге с заказчиком перейти на эффективное управление? Как можно передать подрядчику, по комплексной химизации в частности, полную ответственность, но при этом корпоративному центру компании, который отвечает за эффективное использование денег, сохранить контроль?

Во-первых, необходимо рассматривать взаимное влияние всех процессов химизации. Есть масса взаимосвязей, их должны изучать специалисты. Чем больше их мы охватим, тем меньше у подрядчика будет возможностей сказать, что, дескать, извините, это сосед, который делал ГРП, виноват, из-за него у нас проблемы на подготовке.

ГК Миррико

Первой за счет наличия инструментов управления должна поменяться идеология: от снижения затрат на закупку реагентов и их закачку до передачи ответственности за локальные участки в своих НГДУ. Мы считаем, что нужно их объединять и моделировать как единую систему. При этом вместо текущих результатов в борьбе с осложнениями, количества остановок и т.д., которые зачастую занижаются, в рамках текущей системы учета должны внедряться другие показатели — ключевые показатели эффективности, которые, в конце концов, должны войти в комплексное управление затратами, в стоимость владения структурой.

Сначала должен быть аудит, нужно исследовать всю систему заказчика. Потом моделировать систему, которая максимально включала бы в себя все взаимосвязи и дала бы выбор заказчику. Выбор не в штуках, не в тоннах, не в количестве подъездов, а в деньгах: сколько рубль затрат на сервис принесет нефтеотдачи. Только в этом случае заказчик сможет сделать осознанный выбор. Потом настраивать ключевые показатели для подрядчика.

Второй этап — моделирование. Кроме штук, тонн, подходов, подъездов должен быть расчет экономической модели. Самое главное, что заказчик должен получить — сколько денег он должен тратить, чтобы обеспечить максимальную отдачу, выше, чем отдача на инвестированные средства в его основном бизнесе.

Когда определены критерии выбора оптимального варианта решения и определена модель, можно формировать показатели. Они не обязательно могут быть в деньгах. Если заказчику понятна экономическая модель сервиса, дальше можно делать косвенные показатели, такие как дозировка реагентов, скорость коррозии, межремонтный период.

ГК Миррико

Опять возвращаюсь к тому, что между заказчиком и подрядчиком должно быть партнерство, основанное на том, что экономически модель должна быть контролируема. Не просто нужно помогать, давать возможность развиваться, нет. Если для заказчика модель сервиса экономически эффективна, ему интереснее заключить долгосрочный контракт, потому что за это время, чтобы обеспечить выполнение KPI, подрядчик будет разрабатывать технологии, обеспечит автоматизацию проекта. Тем самым обеспечит, с одной стороны, должный уровень операционных затрат, а с другой стороны, контроля. Можно будет собирать информацию, интерпретировать и анализировать ее.

Подобный проект мы делаем в "Оренбургнефти" на Покровском месторождении. Мы полностью обвязываем датчиками, собираем информацию и пытаемся интерпретировать и показать заказчику, какая отдача на затраты на наш сервис.

Был интересный проект в другой области. У нас был сервис подготовки воды на Новолипецком металлургическом комбинате. Мы подсчитали, что объем выручки при американской компании, работавшей до нас, был $2 млн. За три года мы довели его до $10 млн. и доказали, что Новолипецкий металлургический комбинат экономит $40 млн. на браке, снижении ремонтов, простоев и т.д. Подобные проекты мы пытаемся реализовать и в нефтяной области. Конечно, это сложнее, потому что инфраструктура раскидана.

Подрядчик будет меняться, и сегодняшние конкурентные преимущества — дешевые реагенты — отойдут на задний план. И кто сможет договориться с заказчиком, забрать у него это в аренду с амортизированной инфраструктурой, как это делается сегодня? При сегодняшнем уровне цен инвестировать в капзатраты нереально.

Когда будет экономическая обоснованность, эффективность и технологии, подрядчику будет интересно разрабатывать новые продукты, которые будут заточены не на дешевизну, а на эффективность. Кроме того, химия должна адаптироваться к реальным условиям. Как в примере с 10 км и 2500 км, должна быть широкая линейка, решающая весь спектр задач на месторождении. Сегодня подрядчикам зачастую приходится привлекать западные технологии, потому что у российских компаний нет денег на разработку всей линейки. Должны быть экологичные решения — зеленая химия, новые типы оборудования, автоматизация, которая снижает непродуктивные затраты и обеспечивает сбор и анализ данных, и т.д.

Сегодняшнюю систему нужно незначительно изменить. Перейти от того, что сам заказчик опирается на свои модели сервиса к тому, что мы должны помогать вместе с ним отрабатывать новые модели, совместно делая аудит, предлагая и реализуя новые модели, предлагать новые технологии, вместе разрабатывать оценки показателей эффективности.

ГК Миррико

Хорошо, что все-таки взят курс на повышение эффективности операционных и капитальных затрат в нефтяных компаниях. Мы прошли исторический период приватизации и национализации нефтяных компаний. Сейчас владельцы определились и, я думаю, стали заинтересованы в максимальной отдаче инвестиций. Наши подходы должны встретить поддержку нефтяных компаний.


Вопросы участников конференции НЕФТЕГАЗСЕРВИС 2011
- Рустам Рашитович, кто ваши заказчики по IPM, кроме ТНК-BP?
Все начиналось с маленьких компаний, таких как "ЛУКОЙЛ-АИК", американская компания, первая из тех, кто начинал. Не могу вспомнить всех, но с несколькими средними компаниями — дочками ТНК-BP и "Роснефти" — мы работаем.
Но с точки зрения поставки реагентов — практически все нефтяные компании.

- Именно IPM можно? Какая доля в реализации?
IPM сам по себе не начнется, нужно подготовить заказчика. Мы работаем на сервисе, но не реализуем IPM. IPM реализует сам заказчик. Он выбирает перечень технологий, закупает химию, а мы просто поставляем ее, а потом сами же качаем. Но договора отдельные.

- Ваших инженеров нет?
Инженеры есть, но вся ответственность на заказчике. Он все определяет. Он может выбрать другую химию, другое решение. Он выбирает точки. Мы не делали гидродинамической модели трубопровода, мы не смотрели, куда ставить дозирующие устройства. У заказчика уже есть инфраструктура. Мы только приезжаем, заправляем и ездим, смотрим, чтобы дозирование шло непрерывно, чтобы оборудование работало. Но ответственность у нас не в целом за экономическую отдачу. Наша задача — чтобы оборудование работало и дозирование шло. Контроль идет опосредованный. Если дозирующее устройство сломалось и не дозирует, еще не факт, что заказчик узнает. Мы приедем, быстренько наладим. Мы постоянно должны ездить, смотреть. Большая часть затрат приходится на человеческий фактор.
А с точки зрения IPM первые проекты, которые мы надеемся реализовать — в ТНК-BP и "Роснефть". На уровне НИОКР мы планируем начать с описания процессов, оценки, аудита. На 2012 год мы внесены в целевые инновационные программы. К моему большому удивлению, когда я изучал аляскинский опыт в проектном управлении, бурении, там тоже нет такого уровня контроля, управления затратами. Зачастую показатели косвенные. Мы надеемся модернизировать процесс и выйти вперед.

- Вы выступаете впереди, опередили время?
Я думаю, да.

- Можно ли из вашего доклада резюмировать, что есть самая важная проблема при работе любой компании с заказчиком — то, что заказчик не всегда имеет возможность правильно оценить обстановку, в том числе, по снижению затрат?
Внутренняя цена одного порыва в нефтяных компаниях может различаться в 10 раз. В некоторых компаниях 300 000 рублей, в некоторых 2 млн. рублей. Туда входит только рекультивация земель, ремонтные работы, потери нефти. Подход к анализу затрат у всех разный. Я думаю, ни один из них нельзя назвать объективным.

- То, о чем вы сказали по поводу совместной работы, разработка вместе с заказчиком мероприятий по оценке ситуации и ликвидации — самый эффективный способ?
Да, мы так считаем. Тогда наши технологии и подходы к сервису будут востребованы.


НЕФТЕГЗСЕРВИС-2012


Выскажите мнение на нефтегазовом форуме oilforum.ru







Нефть и газ: инвестиции, поставщики, рейтинги