Вице-премьер Денис Мантуров провел в Сургуте заседание координационного совета по промышленности, посвященное машиностроению для нефтегазовой отрасли.

Выбор места для дискуссии обоснован. По словам полномочного представителя президента в УрФО Владимира Якушева, доля Югры в российской добыче нефти составляет 42%, в мировой — 5%: «На 1 января 2023 года накопленная добыча нефти автономного округа составила 12,6 млрд тонн. Валовый региональный продукт по итогам 2022 года — 6,4 трлн рублей. Это наибольший показатель среди регионов Уральского федерального округа».

Да и Уральский федеральный округ в целом считается ключевым нефтегазодобывающим регионом страны. Здесь добывается 90% российского газа и более 50% нефти.

Вызовы зависимости

На фоне санкционного давления отрасли приходится искать ответы на многие вызовы, связанные с поиском технологий и оборудования. К разгару санкционного кризиса нефтедобыча подошла с достаточно высоким уровнем зависимости от иностранных партнеров: импорт оборудования и технологий составлял порядка 60%, для труднодоступной добычи — до 80%, нефтесервис зависел от западного оборудования на 65 — 70%.

По наблюдениям генерального директора НПО «Биомикрогели» Андрея Елагина, в некоторых сегментах эту зависимость можно было охарактеризовать как критическую: «Например, гидравлический разрыв пласта — одна из основных технологий повышения нефтеотдачи, используемая в стране, в основном зависела от импорта. Еще одно направление, по которому в стране ощущалась нехватка решений, — освоение шельфовых месторождений».

Конечно, нефтегазовые предприятия даже в условиях санкций находят способы осуществлять закупки необходимого оборудования. Часть проблем закрывается с помощью восточных партнеров, прежде всего из Китая.

Но для устойчивого развития отрасли нужны собственные решения. Как показали расчеты компании «Яков и партнеры» (бывшее McKinsey в России), уровень добычи нефти в нашей стране в 2030 году может сохраниться на уровне выше 500 млн тонн в год только при условии, если удастся заместить критически важные импортные технологии.

Варианты решений

Работы по различным видам оборудования находятся на разной стадии реализации: по некоторым из них проводятся НИОКР, по другим — изготавливаются или испытываются опытные образцы, по ряду позиций уже получено подтверждение о соответствии техники и технологий тем требованиям, которые предъявляет нефтегазовая промышленность.

Неплохо удалось продвинуться сектору нефтепереработки и нефтегазохимии.

В частности, практически решена проблема производства катализаторов. И если в 2014 году на долю отечественных катализаторов приходилось лишь около 30% российского рынка, то сегодня — примерно 80%. Эти данные участники рынка озвучили на ежегодной конференции «Технологическое развитие и импортозамещение в ТЭК», которая прошла в начале августа в Санкт-Петербурге.

Часть задач компании решают через выстраивание новых кооперационных цепочек с дружественными странами.

По словам директора отдела обеспечения производства компании «СИБУР» Антона Бурдина, компания создала собственную научно-техническую базу по разработке и производству катализаторов. Проект реализуется с опорой на азиатских партнеров: «У нас в числе акционеров есть несколько китайских компаний, и это позволяет нам получить наработки, которые есть в КНР. Поэтому за последний год у нас с катализаторами не было проблем, которые бы повлияли на производство».

Российские предприятия находятся в интенсивном поиске. Это особенно было заметно в ходе одного из крупнейших ежегодных отраслевых мероприятий — выставки «Нефтегаз-2023», которая традиционно проходит в Москве в апреле. Интерес в этом году был чрезвычайно высокий. Рынок заметно изменился, раньше некоторые компании приезжали на выставку больше из имиджевых соображений, сейчас ориентир в основном на результат, потому что всем нужны новые партнеры. Среди участников, конечно, не было традиционно активных компаний из США, Европы, Японии, но их заменили российские и азиатские производители, которые получили шанс занять долю рынка.

К примеру, в сегменте бурения, заканчивания (технологический процесс, при котором законченная бурением скважина готовится к эксплуатации) и эксплуатации скважин на протяжении многих лет традиционно доминировали иностранные компании. Сейчас отечественные предприятия, предлагающие инновационные решения для добычи нефти и газа, пытаются доказать работоспособность своих технологий. К примеру, компания «Симойл» специализируется на технологиях заканчивания скважин и изоляции пластов. Как рассказала журналу «Нефтегазовая промышленность» менеджер компании Лариса Маргарян, в этом году заметно вырос спрос на продукцию для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП): «Мы используем технологии Plug&Perf, а также различные системы для изоляции пластов — пробки (трубные патчи), у нас создана своя линейка эксплуатационных пакеров, которые покрывают все необходимые нужды заказчика. Большая часть комплектующих продукции производится в России, уровень локализации составляет 80%».

Участники рынка говорят, что в стране сформировалась группа игроков, стремящихся компенсировать уход западных компаний. «Конкуренция в сегменте высокая, игроки вынуждены постоянно инвестировать в инновации по улучшению технологий заканчивания скважин и в разработку внутрискважинного оборудования», — рассказывает ведущий инженер-конструктор компании «Симойл» Владимир Михайлов.

В его компании для этого создан свой конструкторский отдел, где специалисты разрабатывают оборудование для различных внутрискважинных работ, проводят сборку и тестирование.

Процесс идет не без трудностей, поскольку и сами производители довольно широко использовали импортные комплектующие. И здесь в выигрышной ситуации оказались игроки, которые еще до санкций начали создавать собственную базу. Такой стратегии, в частности, придерживается Краснодарский компрессорный завод. Предприятие производит передвижные компрессорные станции и газоразделительные мембраны. Они применяются при продувке, опрессовке, флегматизации и повышении дебета скважин.

По словам исполнительного директора компании Романа Кузнецова, еще до санкционного кризиса завод построил специализированный цех, создал конструкторское бюро и бюро автоматики: «Сейчас уровень автономности от импортных поставок составляет порядка 85 — 90%, планируем довести этот показатель до 100%».

За счет такой стратегии предприятие рассчитывает нарастить объемы производства и удовлетворить запрос потребителей.

В некоторых случаях оказывается целесообразнее выстраивать новые цепочки кооперации с дружественными странами. По такой модели, к примеру, пошла омская компания «Тобол», которая занимается проектными и монтажными работами. Новых партнеров нашли в ходе бизнес-миссии в Индию и Китай. Сейчас компания поставляет на рынок запорную арматуру и автоматику из этих стран.

Запрос на специальную технику для месторождений нефтяники закрывают за счет как азиатских производителей, так и соседей из СНГ. К примеру, машины белорусских компаний работают на месторождениях «Газпрома», «Роснефти» и «Сургутнефтегаза». Частично проблемы решаются через параллельный импорт, по этому каналу на рынок по-прежнему поставляется оборудование Caterpillar и Cummins.

Пробы и тесты

А вот технологические решения в области нефтедобычи компании интенсивно ищут самостоятельно. Так, к примеру «Оренбургнефти» (входит в «Роснефть») удалось добиться коэффициента извлечения нефти (КИН) до 56%, тогда как в среднем по отрасли он составляет около 35%. Коэффициент показывает отношение извлекаемых полезных ископаемых к геологическим.

Для этого предприятие внедряет как раз российские инновации. Одна из технологий — радиальное вскрытие пласта. Ее можно применять на тех скважинах, где невозможно провести гидроразрыв пласта из-за близкого расположения пластовых вод. Раньше на этом участке просто нельзя было вести добычу. Используя данную технологию, компания смогла не только вовлечь в работу эти скважины, но и увеличить их производительность.

Наряду с освоением новых скважин «Оренбургнефть» также стремится увеличивать скорость бурения. Для этого компания внедрила долото нового дизайна в стальном исполнении российского производителя. Новая разработка сократила время строительства одной скважины более чем на сутки, в результате чего ее стоимость также снизилась. В будущем разработка будет растиражирована на месторождениях других компаний «Роснефти».

Нефтяная отрасль стремится повысить эффективность производства за счет высоких технологий

Другое предприятие Роснефти — «РН-Юганскнефтегаз» протестировало технологию «фишбон». На Соровском месторождении в Югре была построена скважина с четырьмя боковыми горизонтальными ответвлениями без проведения многостадийного гидроразрыва пласта. В результате получен высокий стартовый дебит нефти — 155 тонн в сутки, что почти в три раза превышает результаты соседних горизонтальных скважин с проведением МГРП, которые были пробурены в тот же пласт. Накопленная добыча нефти за период эксплуатации данного «фишбона» составляет более 6,5 тыс. тонн.

Как рассказал Агентству нефтегазовой информации начальник сектора геологического обеспечения бурения «РН-Юганскнефтегаз» Андрей Дудник, скважина по технологии «фишбон» отличается от классической горизонтальной скважины наличием дополнительных ответвлений от горизонтального ствола: «Это дает ей ряд преимуществ в виде увеличения площади дренирования пласта, дебита скважины, а также сокращения капитальных затрат на строительство наземной инфраструктуры. В зависимости от геометрии ответвлений один «фишбон» заменяет две или три типовые горизонтальные скважины».

Для повышения эффективности отдельных процессов нефтяники запускают роботов. Так, специалисты «Роснефти» разработали уникальные роботизированные комплексы для диагностики объектов нефтехимии. Общий экономический эффект от применения комплексов за счет отказа от иностранного оборудования превышает 600 млн рублей в год.

«Технологическое оснащение нефтеперерабатывающих заводов состоит из большого числа оборудования, для обслуживания которого требуются современные методы диагностики. Применение роботов позволяет быстро и безопасно выполнить осмотр внутренних поверхностей реактора, чей размер может достигать нескольких сот метров», — отмечают в «Роснефти». 

Поиск технологий для повышения интенсивности добычи нефти бизнес ведет в том числе совместно с научным сообществом. В частности, «Газпром нефть», вузы и научные организации собираются создать консорциум, который займется изучением баженовской и ачимовской свит для решения задачи интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов нефти из этих пластов.

Баженовская свита, напомним, занимает территорию около 1 млн кв. км в Западной Сибири. Прогнозируемый объем геологических запасов углеводородов достигает 18 — 60 млрд тонн. Однако эти запасы трудно извлечь из-под земли.

Цифра в помощь

Повышать эффективность обслуживания месторождений помогают и цифровые технологии. Для проектирования новых объектов нефтяники задействуют в том числе и виртуальную реальность.

В июле «Оренбургнефть» внедрила уникальное корпоративное программное обеспечение. Раньше в компании использовали зарубежные аналоги, в которых за каждый дополнительный инструмент нужно было платить. Как рассказал ТАСС начальник отдела геоинформационного обеспечения «Оренбургнефти» Алексей Стрельников, новая программа стала основой для создания цифрового сервиса «ЦГИС»: «Сервис может создавать схемы местности, топографические планы, космоснимки, историю инженерных изысканий и другие полезные параметры. Сейчас ведется тестирование сервиса и переход на мобильную версию картографического портала, это позволит в полевых условиях пользоваться материалами по всем объектам для принятия каких-либо решений».

Новую разработку создали специалисты «ТомскНИПИнефть» и компании «Сибинтек», также входящие в «Роснефть».

В целом индустрия информационных технологий сегодня может предложить нефтедобыче достаточно много интересных решений.

За последние годы в России сформировалась группа компаний, которые занимаются промышленным программным обеспечением, многие начали делать свои продукты еще лет пять назад, поэтому к кризису подошли с набором готовых технологий.

По мнению технического директора «Цифровой индустриальной платформы» (дочерняя структура компаний «Цифра и «Газпром нефть») Владимира Молодых, внедрение инноваций в отрасли ускорилось после введения санкций, так как появилась потребность заменять старые западные решения: «Раз уж производственники собрались менять свои системы, то логично, что заменяют они их на самое лучшее».

Генеральный директор ГК «Цифра» Сергей Емельченков отмечает, что компании увидели перспективы интенсивного освоения платформенных решений взамен лоскутной автоматизации: «Цифровая индустриальная платформа» в ответ на этот вызов разработала продукт для нефтегазовой отрасли — цифровую платформу для управления производством ZIIOT O&G. Платформа позволяет обрабатывать информацию и работать с промышленными данными, разрабатывать необходимые прикладные приложения, все это приводит к сокращению затрат на интеграцию и тиражирование ИТ-систем.

По наблюдениям главы «Цифры», предприятия переходят на отечественные решения не только на волне импортозамещения, но, прежде всего, для повышения эффективности производственных процессов.

Своими руками

Предубеждение к российскому программному обеспечению, конечно, еще есть.

— Но думаю, что по мере ознакомления отраслевых экспертов с новыми возможностями российских технологий их опасения в части сложности проектов внедрения и надежности отечественного программного обеспечения будут спадать, а перспективы внедрения инноваций в отрасли расти, — прогнозирует Владимир Молодых.

Когда речь идет о технологиях в нефтедобыче, обычно дискуссия уходит в сторону догоняющего развития. Но есть отдельные сегменты, в которых Россия сама может предложить новые решения мировому рынку. К примеру, на фоне кризиса нефтяная отрасль столкнулась с дефицитом продуктов для очистки сточных вод: доля зарубежных реагентов на основе синтетических полимеров достигала 75 — 80%.

Однако российским инженерам удалось не найти замену, а создать собственные уникальные продукты. По словам Андрея Елагина, на мировом рынке пошел процесс перехода от традиционных синтетических флокулянтов на базе ископаемого сырья к флокулянтам на основе биополимеров растительного происхождения. В России уже есть производственные площадки, которые выпускают широкий спектр биополимеров и продуктов на их основе.

«Биополимеры заменяют синтетические полимеры по эффективности, но при этом они еще и экологичны. Кроме того, в некоторых случаях удельная стоимость очистки одного кубометра загрязненного стока с помощью флокулянтов на базе биополимеров обходится от полутора до трех раз ниже традиционных методов за счет более высокой эффективности действия и снижения объема отходов, передаваемых на утилизацию», — объясняет Андрей Елагин.

Его компания НПО «Биомикрогели» (Екатеринбург) как раз и нашла новую технологию, начав выпускать биомикрогели на базе растительного сырья с использованием собственных запатентованных решений.

«Это позволяет производить продукты для очистки промышленных стоков, обез­воживания осадков на водоканалах, обогащения руд в горнорудной промышленности, а также реагенты для разделения отработанных смазочно-охлаждающих жидкостей и средства для экстракции масел. Опыт их применения доказал способность сокращать стоимость обработки воды, снижать общее количество образующихся отходов и повышать эффективность работы предприятий в целом», — объясняет Андрей Елагин.

Площадка для диалога

Все эти вопросы предполагается обсудить в рамках промышленно-энергетического форума TNF, который пройдет в Тюмени 18 — 21 сентября. Одна из дискуссий будет посвящена, в частности, эффективным технологиям бурения и заканчивания скважин.

«Время легкодоступной нефти и газа ушло в прошлое. Для восполнения ресурсов нефтяным компаниям приходится вводить в разработку геологически сложные и географически удаленные месторождения, для эффективной разработки которых требуются современные технологии и подходы к строительству и заканчиванию скважин», — объясняют актуальность вопроса организаторы форума.

На секции предполагается обсудить успешные подходы к строительству и заканчиванию скважин, реализованные проекты и новые разработки.

На форуме будет затронут и вопрос деятельности недавно созданной структуры — Координационного совета по импортозамещению нефтегазового оборудования.

В задачи новой структуры входят как организация бесперебойной работы действующих производств, так и создание новых решений по импортозамещению в сфере нефтегазового машиностроения. В работе совета участвуют отраслевые центры компетенций, институты развития, вертикально интегрированные нефтегазовые компании и регионы. Предполагается, что это позволит ускорить процессы поиска новых технологий. Номенклатура для импортозамещения будет распределена по семи технологическим направлениям, охватывающим все этапы нефтегазового бизнеса: геологоразведка, бурение и добыча на суше и шельфе, транспортировка, нефтепереработка, нефтегазохимия и сжиженный природный газ (СПГ). По каждому из этих направлений планируется заключить соглашение между правительством и высокотехнологичными компаниями. Первое заседание совета состоялось в июле, а второе пройдет как раз на тюменской площадке.

Начальник департамента компании «Газпром нефть» Виталий Конышев считает, что идея создания Координационного совета назрела: «Мы надеемся, что это приведет к системному сдвигу в области импортозамещения. Проблем много, к ним, в частности, относятся сложности, возникающие в процессе обратного инжиниринга. Мы уже значительно продвинулись в области реверс-инжиниринга, научились снимать размеры, подбирать материалы. Накопили большой объем информации, но преобразовать ее в рабочую техническую документацию, в конкретные модели — вопрос достаточно сложный».

По мнению эксперта, трудности возникают и при подтверждении надежности и качества импортозамещенных деталей, используемых в зарубежном оборудовании: «Решать эту проблему в одиночку очень дорого и неэффективно. Это надо делать в масштабе всей отрасли», — призвал представитель «Газпром нефти» на конференции «Технологическое развитие и импортозамещение в ТЭК».

Враз закрыть все потребности нефтедобывающего комплекса непросто. В рамках форума предполагается обсудить и подписать дорожную карту по импортозамещению нефтегазового оборудования. Мин­энерго считает, что следует ориентироваться на те направления, где имеется емкий внутренний рынок. Расширение сбыта возможно также за счет выхода на рынки дружественных стран.

По всей видимости, активное участие в реализации мероприятий карты примет сформированный в Тюменской области Нефтегазовый кластер. Объединение профессиональных участников, напомним, ставит задачу снизить долю импортного оборудования и услуг в нефтегазовой отрасли до 40% к 2024 году. Добиться этого предполагается за счет реализации высокотехнологичных проектов компаниями — участниками кластера. В мае Денис Мантуров рекомендовал крупнейшим недропользователям сформировать и передать Нефтегазовому кластеру перечень своих технологических вызовов.