Как стартапы зарабатывают на услугах для нефтяников
На углеводородах в России зарабатывают не только крупные корпорации. РБК поговорил с тремя российскими стартапами, которые продают собственные разработки в нефтегазовой сфере.
Axel: смотри, куда бурить
Прежде чем стать предпринимателем, Андрей Малюгин несколько лет проработал в крупных нефтесервисных компаниях Halliburton и Baker Hughes. Он отвечал за телеметрические системы, с помощью которых контролируется процесс бурения скважин. Малюгин обратил внимание, что на рынке нет относительно недорогого и качественного телеметрического оборудования: система от Schlumberger или Halliburton будет стоить от $1 млн, менее дорогие, APS Technology и General Electric, — от $400 тыс. Вместе с партнером Петром Шульгиным в 2012 году Малюгин основал компанию Axel MWD (от англ. measurement while drilling — «измерение в процессе бурения») и занялся разработкой прототипа.
Телеметрическая система Axel включает в себя наземное устройство — компьютер, к которому подключаются скважинные модули, обеспечивающие передачу данных с датчиков на поверхность. Обработанные на специальном программном обеспечении данные в конечном итоге появляются на компьютере инженеров буровой компании. Наземное устройство собирается преимущественно из импортных комплектующих: Малюгин признает, что в России большинство электронных компонентов просто не производится.
Расшифровка сигнала — один из самых проблемных моментов в телеметрии, однако наземный компьютер Axel хорошо справляется с задачей, утверждает Владимир Алексеев, директор самарской компании «Траектория-сервис», которая бурит для российских нефтяных компаний скважины с телеметрическим сопровождением и является одним из клиентов Axel. «Бывает, сигнал сбивается, ведь это буровая, там все шевелится, колышется, долото крутится, все это об забой стучит, вибрации идут, — рассказывает он РБК. — В Axel создали такое оборудование и программу, которые этот сигнал снизу принимают, причем сделали все очень удобно, легко и просто».
«На Западе поднять такую технологию с нуля было бы гораздо дороже», — считает Малюгин. По его словам, сделать свой продукт дешевле, чем у зарубежных конкурентов, ему удалось, во-первых, за счет более низкой стоимости труда российских инженеров и разработчиков, а во-вторых, за счет обновленного софта, который Малюгин разработал сам. «Электроника очень многих телеметрических систем была разработана в середине 1990-х годов, — объясняет предприниматель. — Сейчас элементная база изменилась, и у нас появилась возможность очень здорово обскакать эти разработки».
Вложенные в разработку Axel $50 тыс. (около 1,7 млн руб.) личных сбережений Малюгину и Шульгину удалось отбить уже на первом заказе. Летом 2013 года систему испытала канадская буровая компания Cougar Drilling Solutions на скважине в Ираке и полгода спустя сделала заказ на два аппарата. «Траектория-сервис» приобрела восемь комплектов и теперь с помощью их ведет работы на скважинах «Газпрома», «Роснефти», «Татнефти» и «Башнефти». По словам Алексеева, оборудование Axel обходится ему на 25–30% дешевле иностранных аналогов, а наземный компьютер Axel сочетается с разными типами телеметрических систем, представленных на российском рынке. «Теперь, если нам надо перебросить телесистему с одной скважины на другую, мы можем поменять только наземный прибор», — рассказывает глава «Траектория-сервиса». По словам Малюгина, оборудование Axel позволяет сэкономить от двух до четырех часов бурения в сутки.
Цены на установку наземного блока Axel варьируются от $35 тыс. до $45 тыс. (1,7–2,5 млн руб.) в зависимости от модификации самого устройства и телеметрической системы, к которой оно будет подключаться. Создание полной телеметрической системы на скважине, по расчетам Axel, обойдется в $500 тыс. В 2014 году Axel продала 27 наземных устройств и шесть скважинных модулей в общей сложности почти на $1 млн (около 35 млн руб.). Клиентами, говорит Малюгин, стали канадская Phoenix Technology Services, казахская «Жигермунайсервис», голландская Transmark EDS, а также российские «Рекомгео» и «Башнефтегеофизика». Правда, в этом году продажи пока в несколько раз ниже, чем в прошлом, но Axel надеется отыграться во второй половине года. По словам замдиректора компании Глеба Каташинского, компания нацелена на международную экспансию: она уже открыла офис в США и планирует продавать свое оборудование по всему миру.
«Геоптикс»: следи за скважиной
Предприниматель из Екатеринбурга Евгений Шароварин разработал систему непрерывного мониторинга нефтяных скважин с помощью оптоволоконных датчиков. В 2010 году вместе с партнером Андреем Комиссаровым он основал стартап «Геоптикс» и уже полтора года спустя начал продажи. «В скважине может произойти все что угодно: вместо нефти вы можете начать добывать воду, может где-то вырваться газ, может возникнуть пробка из парафина или гидрата, — рассказывает Шароварин. — Все эти изменения так или иначе отражаются на температуре в скважине». Оптоволоконный кабель, опускаемый в скважину и подключаемый на поверхности к специальному оборудованию, передает информацию о температуре внутри скважины на сервера компании-заказчика, а специальная программа позволяет интерпретировать эти данные и быстро принимать меры. «В режиме реального времени инженеры будут знать состояние скважины и добывать углеводороды больше, дешевле, без аварий», — убеждает предприниматель.
Шароварин не первый год занимается бизнесом: в 2008 году он продал принадлежавшую ему «Группу компаний АСК», специализировавшуюся на автоматизации предприятий, московской LETA Group за 442 млн руб. Разработка «Геоптикс» потребовала около 80 млн руб. инвестиций, большую часть которых Шароварин взял из личных средств. Первым клиентом стартапа в 2013 году стала одна из дочерних компаний «Газпрома» (назвать компанию предприниматель отказался). «Конечно, они не сразу мне поверили, — говорит он. — Я сделал презентацию, показал зарубежные аналоги, прибор, который работает, — и всё». С тех пор «Геоптикс» оборудовала оптоволоконными датчиками более десятка нефтяных и газовых скважин «Газпрома» и «Газпром нефти» в Западной Сибири, рассказывает Шароварин. Общие продажи компании составили 50 млн руб. По итогам 2015 года «Геоптикс» надеется заработать столько же, а весь рынок Шароварин оценивает в 5–7 млрд руб. в год.
Перспективы оптоволоконной технологии на российском рынке зависят от точной интерпретации данных, с которой многие компании до сих пор испытывают трудности, рассказал РБК заведующий кафедрой геофизики Физико-технического института Башкирского государственного университета Рим Валиуллин. Он неоднократно консультировал Шароварина, как интерпретировать полученные данные, а предприятие «НПФ ГеоТЭК» на основе кафедры подготовило для «Геоптикса» соответствующий софт. Рынок волоконно-оптических датчиков быстро развивается, и стартапам приходится конкурировать на нем с компаниями, уже много лет предлагающими услуги по бурению и эксплуатации скважин, например Halliburton и Schlumberger, считает предприниматель Евгений Фигура из компании «Лазер Солюшенс».
Шароварин уверен, что продукт «Геоптикс» выдержит конкуренцию за счет того, что он на 25–30% дешевле зарубежных аналогов в установке и эксплуатации, а также за счет гибкости предлагаемых решений. Снизить себестоимость производства компании удалось за счет более дешевого труда российских инженеров и разработчиков. Хотя покупные детали, по словам Шароварина, обходятся ему дороже, чем западным коллегам, из-за необходимости платить таможенные пошлины, разница на стоимости труда с лихвой это покрывает. «Это технология будущего, — уверен Шароварин. — Если сейчас ею оборудованы единичные скважины, то через десять лет каждая скважина будет мониториться в обязательном порядке».
«Газохим Техно»: не жги газ напрасно
Основатель и глава компании «Газохим Техно» Сергей Долинский — ученый-химик со стажем. Вместе с коллегами из Института органической химии РАН Владиславом Лукшо и Евгением Платоновым он более 12 лет занимался технологиями по получению синтетических моторных топлив. В результате появилось инженерное решение мини-GTL (от англ. gas to liquid) установок, перерабатывающих газ в жидкость.
Россия — мировой «чемпион» по сжиганию попутного нефтяного газа (ПНГ). Только в 2012 году, по оценкам WWF, в факелах над Сибирью сгорело свыше 17 млрд куб. м ПНГ. «Все объемы газа, которые существующими способами было возможно утилизировать, уже утилизированы (до 85%), — отмечает Долинский в интервью РБК. — Оставшиеся 15% — самые проблемные, как раз наша ниша».
Установка мини-GTL, разработанная «Газохим Техно», позволяет переработать «неликвидный» ПНГ в синтетическую нефть: она обладает почти такими же свойствами, что и минеральная. Это позволит нефтяным компаниям решить сразу две проблемы, объясняет Долинский: во-первых, снизить вред окружающей среде и сэкономить на выплате штрафов за сжигание ПНГ, во-вторых, увеличить нефтедобычу за счет полученной синтетической нефти.
На разработку прототипа установки Долинский и его партнеры потратили около 25 млн руб. В 2012 году компания «Газохим Техно» стала резидентом «Сколково». Фонд и группа «Аллтек» частного инвестора Дмитрия Босова пополам вложили в стартап 300 млн руб.
Сейчас компания планирует провести второй раунд инвестиций для строительства на одном из нефтяных месторождений в Коми первой мини-GTL, которая обойдется в $17 млн. Название месторождения в «Газохим Техно» не раскрывают до окончания экспертиз (экологической и по промышленной безопасности). По словам Долинского, компания подписала меморандумы о сотрудничестве еще с шестью нефтяными компаниями на переработку 2,3 млрд куб. м ПНГ в год. Окончательные коммерческие соглашения будут подписываться по результатам «пилота» в Коми — там установка должна заработать в 2017 году. Ориентировочная стоимость коммерческой мини-GTL — до $50 млн.
Пока что «Газохим Техно» зарабатывает на консультациях и подготовке проектов по утилизации ПНГ, что принесло ей в 2014 году 10 млн руб. выручки, а в текущем году должно принести уже 30 млн руб. По расчетам Долинского, при нынешнем объеме сжигаемого ПНГ в России нефтяным компаниям потребуется около 150–160 мини-GTL, чтобы полностью исключить сжигание попутного газа.
Установки мини-GTL имеют ряд недостатков, считает Кирилл Лятс, гендиректор компании «Метапроцесс» и бывший руководитель Долинского. По словам Лятса, синтетическая нефть отличается высоким содержанием парафинов, что усложняет ее транспортировку по обычному трубопроводу из-за риска возникновения парафиновых пробок. Кроме того, другие субпродукты, полученные в результате переработки газа, потребуют дополнительных затрат на логистику. «И газоподготовка, и дальнейшая переработка, без которых немыслимы продажи продукта GTL, удорожают проект и делают его непригодным для использования на месторождениях», — сказал он РБК. Но Долинский считает, что низкие цены на нефть заставят нефтяные компании задуматься о повышении эффективности добычи. «Если нефть продолжит дешеветь, а сумма штрафа за сжигание ПНГ останется прежней, вряд ли кто-то позволит себе закрыть на это глаза», — уверен предприниматель.
