Кирилл Лятс: «У нефтяников текут слюнки» — КОМПАНИИ — №42 (83) 8-14 ноября — Архив — Выбери!by

Кирилл Лятс: «У нефтяников текут слюнки» — КОМПАНИИ — №42 (83) 8-14 ноября — Архив — Выбери!by
Кирилл Лятс: «У нефтяников текут слюнки» — КОМПАНИИ — №42 (83) 8-14 ноября — АрхивИнтервью. Генеральный директор «ОМЗ-Немо» Кирилл Лятс рассказал «Выбери!by» о ходе переговоров с нефтяными компаниями, заинтересовавшимися технологией переработки попутного газа в синтетическую нефть.Беседовал ИЛЬЯ ЕФИМЧУК- Кирилл Георгиевич, расскажите, в чем заключается ваше ноу-хау?
— Мы разработали и внедряем новую технологию GTL (gas to liquid), аналогов которой в мире нет. Она дает возможность нефтяным компаниям утилизировать попутный газ, превратить его в синтетическую нефть, смешать ее с обычной нефтью и, используя традиционные транспортные маршруты, такие как нефтепроводы, переправить сырье до пункта реализации или переработки. В принципе эта технология может быть распространена на утилизацию всего газа — не только попутного нефтяного, но и природного. Сейчас подобные мегапроекты реализуют в Катаре Shell и BP — каждая из этих компаний строит там по заводу. Но «ОМЗ-Немо» выводит на нефтегазовый рынок качественно иной продукт. Мы ставим перед собой более прагматичную и, наверное, более востребованную задачу — помочь нефтяным компаниям найти применение тому газу, который они сжигают в факелах. При этом совершенно не важно, где находится месторождение — на суше или в море. Не секрет, что потери на всей цепочке от добычи нефти до ее переработки весьма существенны, а наша разработка — ее можно назвать мини-GTL — дает значительные возможности для повышения эффективности нефтедобывающего комплекса. Кроме того, «ОМЗ-Немо» будет продавать GTL-установки за рубеж и, таким образом, внесет вклад в диверсификацию российского экспорта, увеличит долю технологичной продукции.
— А по качеству синтетическая нефть чем-то отличается от обычной?
— Она более чистая, без всяких примесей. В ней нет ни серы, ни воды. Вы получаете, грубо говоря, дистиллированную нефть, которую можно дальше перерабатывать в чистые нефтепродукты. Например, прямо на месторождении можно наладить выпуск дизельного топлива. Сейчас мы прорабатываем такой заказ от наших индийских партнеров — государственной инжиниринговой компании Engineering of India Limited. Примерно такой же вариант в качестве одной из двух альтернатив мы предлагаем на рассмотрение «Вьетсовпетро» — вьетнамско-российского предприятия, которое добывает нефть на месторождении «Белый тигр» во Вьетнаме. Они выбирают — либо перерабатывать синтетическую нефть на платформе, либо поставлять ее на берег, в основном на НПЗ в Сингапуре.
— Насколько переработка попутного газа в синтетическую нефть позволит увеличить нефтедобычу?
— На 15-20%. По крайней мере так будет по вьетнамскому проекту. На месторождении «Белый тигр» газовый фактор составляет примерно 30% от добываемых объемов, если переводить все в условное топливо. Понятно, что некоторое количество газа придется задействовать для технологических нужд. Кроме того, как известно, нельзя достичь КПД в 100%. Поэтому мы рассчитываем, что из этих 30% условного углеводородного топлива, которые сейчас сжигаются, в виде синтетической нефти будет выходить 15-20%. А при сегодняшних ценах на нефть прирост будет очень существенным.
— Сколько стоит ваша установка GTL?
— В зависимости от сложности привязки к добычным платформам такая установка обойдется в $4-6 млн.
— А если она будет перерабатывать синтетическую нефть в дизтопливо?
— Разница в цене небольшая. Просто на конце комплекса по переработке газа в синтетическую нефть монтируется установка крекинга, которая и производит дизельное топливо. В результате заказ обойдется где-то на $500-700 тыс. дороже.
— У кого еще есть технологии по утилизации попутного газа в синтетическую нефть?
— Аналогов по утилизации попутного газа нет. Как я уже говорил, сейчас строятся две мегаустановки в Катаре, которые будут перерабатывать обычный природный газ. Там применяется похожая технология, но некоторые процессы сильно отличаются. Для больших проектов выгодно делать более серьезные печи, которые очень дороги в изготовлении. Зато они очень быстро окупаются большими объемами переработки. Мы же предлагаем маленькую установку для попутного нефтяного газа. Технологии, которые разработали Shell и BP, сделают ее чрезвычайно дорогой — стоимость увеличится в разы. Мы же придумали более простой вариант. У нашей установки не такая высокая эффективность на единицу перерабатываемого топлива. Но с точки зрения соотношения вложенных инвестиций и выхода конечной продукции ее очень выгодно использовать именно для переработки попутного газа.
— Ожидаются ли еще какие-то контракты по GTL-установкам?
— На стадии завершения переговоры с компанией «Роснефть-перспектива» — это подразделение «Роснефти», которое занимается инновационными проектами. В ближайшие несколько недель должен быть подписан контракт по некоторым месторождениям на суше. Другие проекты пока на более ранних стадиях переговоров, хотя по вьетнамскому и индийскому проектам есть принципиальная договоренность. Я думаю, что реально все будет законтрактовано в этом году.
— С кем еще ведете переговоры?
— Общаемся с норвежской компанией Eboroil. Они бурят на британском участке Северного моря. ТНК-BP активно ведет с нами переговоры по поводу установки GTL для «Самотлорнефтегаза» — они собираются осваивать новые месторождения вблизи Самотлора на бесфакельной основе. С «Лукойлом» начали переговоры по Корчагинскому месторождению на Каспии. Они там будут ставить буровую платформу, которую для них перепроектирует ЦКБ «Коралл». Поэтому мы совместно с «Кораллом» ведем переговоры с «Лукойлом» о возможностях утилизации газа. Трубу оттуда вести очень дорого, да и некоторые каспийские страны выступают категорически против прокладки нефтепровода. Так что GTL может оказаться спасительным вариантом для Корчагинского месторождения. Кстати, во всех проектах, кроме индийского и вьетнамского, у нас заложен в качестве базового вариант с производством синтетической нефти.
Кроме того, мы продвигаем еще одно предложение для «Роснефти» — по месторождению Приразломное, для которого «Коралл» разработал проект морской платформы. Газовый фактор там чрезвычайно высок. Часть газа пойдет на дизельные установки, которые будут поддерживать жизнедеятельность станции, но большую часть пока предполагается сжигать. Для северных территорий факелы не предпочтительны с точки зрения экологии. Плюс скоро появятся ограничения по Киотскому протоколу. Поскольку попутного газа будет очень много, мы считаем, что для Приразломного GTL — это «то, что доктор прописал». Хотя тут мы пытаемся запрыгнуть в уходящий поезд — «Коралл» уже закончил проектировку. Но так как этот проект вообще очень долго рождался, мы думаем, что еще не поздно. Тем более теперь, когда «Роснефть» и «Газпром» объединяются. Ведь они являются основными акционерами «Севморнефтегаза» – компании — оператора Приразломного. Я думаю, что в «Газпромнефти» управление будет консолидированное, а решения будут приниматься быстрее.
— Монтажом установок будет заниматься ваша компания?
— Все будет зависеть от контрактов. Можем сами монтировать, можем проводить супервайзинг. Главное — осуществить привязку. Одно из дополнительных преимуществ «ОМЗ-Немо» состоит в том, что ЦКБ «Коралл» входит в состав нашей материнской компании «ОМЗ — Морские и нефтегазовые проекты». Это сестринское для нас подразделение разрабатывало проекты платформ и для «Вьетсовпетро», и для «Роснефти», и для «Лукойла». Оно и будет «привязывать» установку к добычным платформам.
— Какие у «ОМЗ-Немо» финансовые показатели?
— В этом году выручка должна составить примерно $30 млн. В прошлом году было всего около $4 млн, поскольку бизнес-процессы только налаживались — компания была создана весной.
— А основные статьи доходов?
— Основная выручка идет от двух атомных проектов — для индийской АЭС «Куданкулам» и для иранской электростанции в Бушере. Это очень капиталоемкие стройки. Мы поставляем холодильное оборудование для АЭС, которое стоит дороже самих реакторов. Еще порядка 20% доходов приходится на поставки нефтеперерабатывающего оборудования. В основном это заказы для трех заводов «Лукойла» — для румынского «Петротел-Лукойл» и для НПЗ в Перми и Ухте.
— Какая будет отдача от проектов GTL?
— Предполагается, что наши контракты по GTL-технологиям будут многостадийными. В следующем году «ОМЗ-Немо» сделает пилотные проекты для всех компаний, потому что никто толком не знает этой технологии. Хотя в какую бы нефтяную компанию мы ни пришли, все они в курсе.-.читали, слышали. У всех текут слюнки. Поскольку в следующем году целый ряд проектов мы будем реализовывать в форме НИОКР, общая сумма поступлений будет небольшой. Скорее всего она не превысит стоимости одной установки — $6 млн. Но как только первый проект будет завершен, мы выйдем на работу по глобальным заказам. Я полагаю, что 2006 год станет прорывом. Задача стоит такая: с 2006 года выйти на стабильную выручку по GTL-проектам на уровне около $30-50 млн в год. Это будет примерно 5-7 установок в год.
— А какие планы по росту совокупной выручки?
— Наша цель — за три года достичь $100-120 млн. Помимо оборудования для АЭС и НПЗ, а также проектов GTL мы планируем заключить крупные контракты на поставку и модернизацию техники для производства метанола и аммиака. В перспективе ежегодный доход по этому направлению должен выйти на уровень в $30 млн.
— Каковы более отдаленные перспективы GTL-технологии?
— Рынок мы оцениваем примерно в 150-200 установок в год. Это чтобы закрыть потребности на месторождениях нефтедобывающих стран СНГ. Хотя там могут применяться и альтернативные технологии. Нефтяным компаниям поставили задачу убрать факелы, и они начали выбирать между GTL и сжижением газа. Но сжижение обойдется дороже, и это не столь эффективно при работе на маленьких объемах. Ведь эта технология требует особых способов хранения и перевозки — нужны специальные танкеры и хранилища.
— Сколько установок вы можете поставлять заказчикам ежегодно?
— Здесь вопрос скорее не в производстве. Мы можем делать по 100 комплектов в год. Главная проблема будет в супервайзерах, которые должны будут практически одновременно руководить сборкой оборудования на 100 площадках. Но чтобы выйти на такой объем, потребуется минимум пять лет.
iКомпания «ОМЗ — Нефтеперерабатывающее емкостное оборудование» была создана на базе «Ижорских заводов» в мае 2003 года в рамках реструктуризации «Объединенных машиностроительных заводов». «ОМЗ-Немо» проектирует и производит оборудование для нефтепереработки, нефтехимии, химии, газопереработки, атомной и энергетической промышленности. Производственные площадки расположены в Санкт-Петербурге и Тырговиште (Румыния). У компании два конструкторских бюро и инжиниринговый центр. Портфель заказов на 2004 год превышает $50 млн.Сдвиг по фазеНерегулируемый рынокПубличная «Арсагера»Боязнь Центрального депозитарияПредпоследний из могиканШинная экспансияВ КУРСЕ