Министерство Энергетики

О.В. Жданеев В.С. Чубоксаров Техническая политика нефтегазовой отрасли России: задачи и приоритеты

Олег Валерьевич Жданеев
Руководитель дирекции технологий ТЭК ФГБУ «РЭА», к. ф.-м. н.
e-mail: Zhdaneev@rosenergo.gov.ru

Василий Сергеевич Чубоксаров
Директор проекта ФГБУ «РЭА»
e-mail: chuboksarov@rosenergo.gov.ru

Аннотация. В данной статье рассматривается вопрос актуальности создания Технической политики нефтегазового комплекса России (далее – Отраслевая техническая политика), в которой должны быть сформированы цели и приоритеты технологического развития, а так же определен список техники и технологий, внедрение которых позволит достичь целей, поставленных в Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года. В статье рассматривается эволюция минерально-­сырьевой базы страны, а также даны примеры технологии, разработка, производство и внедрение которых позволит эффективно разведывать, добывать и перерабатывать углеводородное сырье в будущем. Отдельно рассмотрены пути постижения, такие как развитие кадрового потенциала, международного научно-­технического сотрудничества и целесообразности привлечения предприятий оборонно-­промышленного комплекса к созданию отечественных техники и технологии.
Ключевые слова: нефтегазовая отрасль, техническая политика, проблемы, риски, перспективные технологии, импортозамещение, смежные отрасли, технологическое развитие.

Abstract. This article discusses the relevance of creating the Technical Policy of the Russian oil and gas complex (hereinafter referred to as the Industry Technical Policy), in which the goals and priorities of technological development should be formed, as well as a list of equipment and technologies, the implementation of which will achieve the goals set in the Russian Energy Strategy Federation for the period until 2035. The article discusses the evolution of the country’s mineral and raw material base, as well as gives examples of technology whose development, production and implementation will effectively explore, produce and process hydrocarbon raw materials in new conditions. Separately, ways of comprehension, such as the development of human resources, international scientific and technical cooperation and the feasibility of attracting enterprises of the military-­industrial complex to create domestic equipment and technologies, are examined separately.
Keywords: oil and gas industry, technical policy, problems, risks, promising technology, import substitution, related industries, technological development.

Введение

Комплексные программы научно-­технического прогресса СССР на 20 лет (по пятилеткам) разрабатывалась с начала 1960-х годов [1]. Всего было сформировано четыре программы, последняя из которых не была реализована из-за развала Советского Союза. Первые варианты программы были подготовлены по инициативе Госплана СССР, последующие же разрабатывались в соответствии с постановлением ЦК КПСС и Совмина СССР. Разработка таких программ была вызвана замедлением темпов роста гражданских отраслей промышленности в 8–9-й пятилетках [2]. Они были нацелены на увеличение доли интенсивных факторов развития: инновационных решений, новых технологий, прогрессивных форм организации труда и других. В этих документах рассматривались все отрасли народного хозяйства, в том числе топливно-­энергетический комплекс. Программы были своего рода “форсайтом” того времени, но опыт в создании такого рода трудов и широкомасштабного анализа на государственном уровне был на некоторое время не востребован. Своевременно замеченные в СССР мировые тенденции научно-­технологического развития, укоренившиеся в США, Европе и Японии в 1950–1980 годы, не были учтены и реализованы в России в начале 90-х. Речь прежде всего идет об автоматизации промышленных производств, о насыщении экономики синтетическими материалами и продуктами, обладающими новыми свой­ствами, а также об экономии энергетических ресурсов [2].
В среднем разработка оборудования и технологий в нефтегазовой отрасли от идеи до серийного выпуска занимает более 10 лет [3]. При этом постоянно увеличивается стоимость новых разработок и повышаются требования к компетенциям компаний, производящим наукоемкое, высокотехнологичное оборудование.
Необходимость ориентиров на долгосрочную перспективу для разработчиков и производителей нефтегазового оборудования, а также недропользователей, имеет первостепенное значение с учетом особенностей текущего периода: риск глобальной рецессии, энергетический переход [4], внедрение элементов Индустрии 4.0 [5] и ухудшение качества минерально-­сырьевой базы. В данной статье рассматриваются наиболее важные составляющие, которые должны быть закреплены в программе технического развития нефтегазовой отрасли.

Своевременно замеченные в СССР мировые тенденции научно-­технологического развития в США, Европе и Японии в 1950–1980 годы не были учтены

Минерально-­сырьевая база

Эволюция минерально-­сырьевой базы является одним из основных факторов, определяющих приоритетные отраслевые технологии. Недостаточность разведанных запасов может иметь значительное влияние на программы разработки месторождений, и в долгосрочной перспективе перерасти в нехватку предложения.
В период с 2008 по 2018 гг. затраты на геологоразведку изменялись в диапазоне от 79 до 200 млрд руб­лей [6]. Операторы существенно сокращали затраты на геологоразведку два раза, в 2008 и 2014 годах, что было связано с резким падением цен на нефть и мировыми финансовыми кризисами. Это приводило к сокращению общего числа открытий новых месторождений (с 75 до 55) [7]. Снизилось так же и общее количество геологоразведочных проектов с 205 до 52 [7]. Компании в основном были сосредоточены на переоценке запасов разрабатываемых участков и вовлечении в добычу ранее открытых месторождений. Государство, в свою очередь, на протяжении последних 10 лет стабильно финансирует начальный этап геологоразведки, что положительно отразилось на общем числе открытий. Степень разведанности начальных суммарных ресурсов составляет около 46 %. Это означает, что более половины предполагаемых запасов еще предстоит найти [7].

Добыча нефти на шельфе Сахалина
Источник: invest.minvr.ru

В 2019 году в России добыто около 560 млн тонн нефти и больше 730 млрд кубометров газа [8]. Рекордные объёмы продиктованы необходимостью обеспечивать потребителей по международным контрактам и загружать отечественные нефтеперерабатывающие заводы. Однако удержать добычу на «полке» 550–560 млн тонн возможно только при определенном уровне развитии техники и технологий. Существенная часть нефтегазовых месторождений в России вступила в стадию снижения добычи. Уровень их выработанности достигает в отдельных случаях 55 % [8]. Добыча нефти на новых участках с традиционными коллекторами с трудом перекроет данное падение. Это вынуждает операторов постепенно вовлекать в добычу трудноизвлекаемую нефть и осваивать арктический шельф. Такие проекты отличаются высокой капиталоемкостью. Так, например, в Западной Сибири на действующих месторождениях безубыточная цена добычи находится в районе 10 долларов США [9] за баррель, а на арктическом шельфе – на уровне 80 долларов США за баррель [9].
Пессимистичный вариант развития событий необходимо учитывать в том числе из-за отрицательной динамики развития минерально-­сырьевой базы. Роснедра и Минэнерго в 2019 году провели инвентаризацию месторождений с запасами нефти более 5 млн т. Она показала, что суммарные рентабельно извлекаемые запасы этих участков составили 11 млрд тонн или 64 % от технологически извлекаемых объемов, в том числе по разрабатываемым месторождениям – 9,4 млрд т (69 %) [10]. Из этого следует, что при текущих темпах добычи, рентабельных запасов может хватить менее чем на 20 лет. В связи с этим необходимо уделять особое внимание не только объёмам проводимых геологоразведочных работ, но и их качеству, а также рентабельности месторождений, которые ставятся на баланс.
Стоит отметить, что в государственном балансе на первое января 2019 года учтены более 400 малых месторождений нефти (с запасами менее 5 млн тонн). Из них менее 40 % на текущий момент находятся в разработке. В основном это месторождения, расположенные в непосредственной близости от крупных активов нефтегазовых компаний. Каждый год компании открывают от 5 до 10 таких месторождений. Рентабельность их освоения редко превышает 10 % в первую очередь из-за отсутствия эффективных методов разработки. Первостепенно стоит развивать технику, технологии и научные методы комплексного освоения минерально-­сырьевого потенциала при соблюдении требований по охране окружающей среды и экологической чистоты производства.

Рис. 1. Динамика изменения доли трудноизвлекаемых запасов нефти в России


С 1960-х годов, доля трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ) в структуре месторождений растет. На данный̆ момент она превышает 65 % от общего объема [11]. В ближайшие 5–10 лет, для поддержания добычи компании будут вынуждены осваивать запасы, требующие высокотехнологичного, капиталоемкого оборудования.
Для полного понимания термина «трудноизвлекаемая нефть», необходимо рассмотреть характеристики флюида. Среди трудноизвлекаемых нефтей выделяют [12]:

Нефти с аномальными свой­ствами:

  • тяжелые (плотность более 0,88 г/см3);
  • вязкие (вязкость более 30000 сП);
  • сернистые (содержание серы более 13 %);
  • парафинистые (содержание парафинов по массе более 6 %);
  • с аномальной газонасыщенностью (более 500 и менее 200 м3/т);
  • с высоким содержанием сероводорода (по объёму более 5 %).

Нефти в сложных условиях залегания:

  • залегающие в слабопроницаемых коллекторах (<50,7 мДа); залегающие в коллекторах с низкой пористостью (<8 %); большие глубины залегания (>4500 м);
  • пластовая температура (<20 °C).

По характеристикам можно проследить, какие численные значения различных параметров существенно влияют на химико-­физические свой­ства нефти, и, как следствие, на дальнейшие способы ее эффективного извлечения. Перечисленные параметры редко можно выделить в единичном виде. Как правило, трудноизвлекаемая нефть характеризуется совокупностью осложняющих свой­ств.
Более 50 % трудноизвлекаемых запасов в государственном балансе приходится на вязкую и высокопарафинистую нефть. Коллектора с низкой проницаемостью и пористостью достигают примерно 30 % от общего объёма. За последние 10 лет значительных изменений средних значений, пористости коллекторов не происходило. Показатели колебались от 19 % до 20 %. Это объясняется тем, что низкопроницаемые коллектора массово не вводились в разработку. Максимальная пористость по действующим месторождениям достигает сегодня 39 %. Пористость коллекторов будет постепенно снижаться из-за ввода новых месторождений. Снижение не будет критичным, и к 2035 году ожидается на уровне 17 %.
На изменение средней проницаемости горных пород в последние 10 лет влияла в основном постановка на баланс месторождений с низко проницаемыми коллекторами. Значения проницаемости колебались в диапазоне от 200 до 150 мДа в разные годы. Из-за дальнейшей переоценки запасов показатель постепенно выровнялся на отметке 200 мДа. Ожидается, что он будет постепенно снижаться из-за ввода в разработку новых месторождений и пластов с низкой проницаемостью (например, Баженовская свита, где значения проницаемости находятся в пределах от 0,04 до 1 мДа [13]) и к 2035 году составит 148 мДа.

Ямал СПГ
Источник: ПАО «Новатек»

Средняя глубина залегания пластов находится в пределах диапазона 2040–2100 метров (глубина разрабатываемых коллекторов достигает сегодня 5390 метров), существенного увеличения средней глубины коллекторов до 2035 года не ожидается. Тем не менее, прогнозируется значительное увеличение среднего отхода от вертикали при бурении эксплуатационных скважин с 500 метров в 2019 году до 1000 метров и более в 2025 году.
Показатель обводненности находится примерно на одинаковом уровне с 2007 года (45 %). Это прежде всего связано с введением в разработку новых участков. Однако, в общей структуре добывающих скважин показатель обводненности изменяется в широких диапазонах, достигая в ряде случае более 98 % [14]. По мере истощения действующих месторождений и вовлечения в добычу новых пластов, ожидается падение уровня обводненности месторождений до 29 %. Тем не менее по старому фонду, наоборот, ожидается увеличение обводненности до 60–65 %.
Средняя температура пластов за последние 10 лет сильно колебалась в пределах от 62oС до 45oС. Это связанно в первую очередь c постановкой на баланс месторождений глубокого залегания и в отдаленных регионах. Максимальная температура разрабатываемого коллектора сегодня достигает 155oC при глубине около 3900 метров (Байджановское месторождение в Ставропольском крае). К 2018 году средняя температура вернулась к отметке 55оС. Ввод в разработку трудноизвлекаемых запасов может привести к снижению средней температуры пластов.
К 2035 году ожидается продолжение роста показателя средней плотности нефти из-за ввода ТРИЗ с соответствующими физико-­химическими параметрами (с 0,865 г/см3 до 0,88 г/см3). Так же это относится к средней вязкости, которая вырастет примерно до 500 ксП.
Кроме того, в будущем ожидается повышение среднего содержания серы в нефти до 1,23 %, парафинов – до 4,89 %, а смол и асфальтенов до 15,5 %.

Установка для гидроразрыва пласта
Источник: remsol.co.uk

Параметры коллекторов месторождений природного газа, по оценкам Министерства природных ресурсов и экологии РФ, до 2035 года кардинально не изменятся.
Создание техники и технологий для эффективной разработки ТРИЗ является приоритетом на ближайшие годы, так как размер запасов, условия залегания и наличие инфраструктуры способствуют их коммерциализации. Изменения минерально-­сырьевой базы также напрямую влияют на требования к смежным отраслям по производству материалов и комплектующих для нефтегазовой отрасли России. В первую очередь, это необходимость разработки и производства материалов с новыми физико-­химическими свой­ствами. Например, необходимы эластомеры и уплотнения для работы в агрессивных средах (высокое содержание CO2, H2S, различные буровые растворы) и при высокой температуре (до 150–175оС для отдельных месторождений с глубоким залеганием пластов). Все больше востребованы немагнитные аустенитные хромо-­марганцевые стали с пределом текучести не менее 950 МПа для производства корпусных элементов компоновки низа бурильной колонны (КНБК). В текущих условиях крайне важно повсеместно сокращать операционные затраты. Это является большим вызовом для смежных отраслей в условиях повышения требований к качеству выпускаемой продукции.

Импортозамещение

Развитие инженерных компетенций и выпуск высокотехнологичной продукции является приоритетом для России. Выпуск оборудования на своей территории позволяет существенно (до 30 %) сократить транзакционные и логистические издержки.
С 2014 года были достигнуты высокие результаты при реализации корпоративных планов импортозамещения и программ локализации. В частности, можно привести пример реализации четвертой очереди проекта Ямал СПГ [15] с применением отечественной технологической схемы сжижения природного газа. Ожидается, что она будет запущена в 2020 году. Разработчики технологии самым скрупулезным образом собрали для нее все возможные способы улучшения процессов охлаждения и сжижения. Каждый из них обеспечивает небольшое преимущество, но их совокупность дает снижение затрат на 30 % и возможность уменьшить объем инвестиций на этапе капитального строительства [16]. Все комплектующие этой линии (главный криогенный теплообменник, испарители и криогенные насосы, криогенные детандеры) – на 100 % российские [16].
ТЭК сегодня выступает драйвером развития как нефтегазового машиностроения, так и смежных отраслей. По различным оценкам [17] рынок нефтегазового оборудования сегодня составляет более 780 миллиардов руб­лей в год. Прогнозируется рост в диапазоне от 2 до 4 % в год. Отечественные предприятия по производству оборудования, согласно постановлению Правительства № 925 от 16 сентября 2016 года, имеют приоритет над иностранными конкурентами при закупках государственными компаниями, в том числе нефтегазовыми. Более широкий набор преференций предусмотрен в постановлении Правительства № 878 для радиоэлектронной аппаратуры.

Рис. 2. Этапы нефтегазового производства, объём рынка и доля отечественных предприятий

Несмотря на очевидные успехи в рамках программ импортозамещения, в 2019 году отмечается высокая степень зависимости от высокотехнологичных технологий для разведки, добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья [18]. В частности, программное обеспечение для обработки и интерпретации геологических данных является на 100 % иностранным. Существенная импортозависимость наблюдается в производстве оборудования для бурения. Базовые элементы компоновки низа бурильной колонны производятся отечественными компаниями, а высокотехнологичные модули, например, роторно-­управляемые системы, расширенные комплексы измерений во время бурения, необходимые для разработки месторождений ТРИЗ, на данный момент в основном иностранного производства. Стоит отметить, что на текущий момент также отсутствуют отечественные технологии для разработки шельфовых месторождений.
По ряду направлений в области нефтепереработки наблюдается значительная зависимость от иностранных технологий: каталитический риформинг с непрерывной регенерацией и производство гранулированной серы зависят от иностранных технологий на 70 %, гидрокрекинг вакуумного газойля – на 80 %, а процессы гидроочистки вакуумного газойля, производства ароматики и сероочистки природного газа практически полностью [19]. Отечественная индустрия нефтехимии, в свою очередь, почти на 100 % зависит от иностранных поставщиков катализаторов, в том числе в области синтеза крупнотоннажных полимеров, таких как полиэтилен и полипропилен [19].

Рис. 3. Примеры ключевых технологий по мнению компаний нефтегазового сектора до 2030 года
1 – Комплексные системы анализа и интерпретации геологических данных (Big Data, машинное обучение, интеграция данных, облачные вычисления, цифровое моделирование и т. д.); 2 – Геоинформационные системы; 3 – Технологии моделирования свой­ств породы – Цифровой керн; 4 – Технологии воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи; 5 – Новые методы анализа породы в режиме реального времени в скважинных условиях; 6 – Инструменты секвенционно-­стратиграфического моделирования; 7 – Технологии для бурения в условиях мелководья; 8 – Системы дополненной реальности для контроля бурения и наблюдения за пластом; 9 – Спутниковые радиолокационные методы исследования; 10 – Технологии высокоскоростного обмена данными, автоматизации, интерпретации данных в процессе бурения; 11 – Создание ледостойкой добывающей платформы; 12 – Высокотехнологичные суда сопровождения; 13 – Создание энергетических установок для нужд разработки арктического шельфа; 14 – Разработка новых судов обеспечения; 15 – Технологии контроля миграции газа при цементировании газовых скважин.

Для улучшения динамики по импортозамещению необходимо:

  • повышать надежность оборудования при конкурентоспособном уровне себестоимости, в качестве ориентира принимая международные стандарты;
  • гармонизировать стратегии развития смежных отраслей, снабжающих сырьем и комплектующими, импортозамещающие производства в ТЭК;
  • гармонизировать национальные стандарты с международными (EN, ISO, DNV, API, и др.);
  • разработать организационно-­правовые схемы для обеспечения притока частных инвестиций в нефтегазовое машиностроение и смежные отрасли;
  • ориентировать импортозамещающие производства на внешние рынки и удовлетворить спрос российских предприятий-­экспортеров отечественными промежуточными и инвестиционными товарами;
  • создавать специализированные сервисные и ремонтные подразделения на базе производителей оборудования, в том числе для поддержания в рабочем состоянии иностранной техники;
  • использовать существенный инженерно-­производственный потенциал отраслей оборонно-­промышленного комплекса.

Приоритетные направления развития техники и технологии нефтегазового сектора

Для определения общих приоритетов научно-­технологического развития, в 2019 году авторы провели опрос предприятий нефтегазовой отрасли. По результатам опроса, из более чем 500 технологий компании, выбрали наиболее перспективные с точки зрения коммерческой выгоды и возможности локализации на территории Российской Федерации. Примеры результатов опроса представлены на рисунке 3.
В результате консолидации отраслевого мнения и предложений научного сообщества составлен список приоритетных направлений техники и технологий. Итоговый список представлен в Энергостратегии 2035 года (Приложение В). В отраслевой технической политике необходимо указать расширенный список техники и технологий, благодаря которым будут выполнены поставленные стратегические задачи:

  • достижение уровня добычи нефти выше базового сценария, в том числе за счет стабилизации производства в Западной Сибири;
  • более эффективное, доступное и качественное удовлетворение внутреннего спроса на нефтепродукты;
  • введение в экономический оборот малых месторождений, малодебитных и высокообводненных скважин, ТРИЗ (в том числе Баженовской свиты);
  • формирование нефтегазовых минерально-­сырьевых центров в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и в Арктической зоне России, в том числе обеспечивающих освоение континентального шельфа в пределах Баренцева, Карского, Печорского и Охотского морей.

Для достижения поставленных перед отраслью целей требуется сокращать средние сроки бурения скважин при увеличении их общего количества. Из-за санкций США и других стран оборудование для разработки ТРИЗ и арктического шельфа не может быть закуплено за рубежом, а значит должно быть разработано и произведено отечественными предприятиями.
Для решения задач по эффективному освоению минерально-­сырьевой базы операторам требуются комплексные решения – в первую очередь это высокоэффективные автоматизированные модульные буровые комплексы с системой предиктивной аналитики для предсказания и предупреждения об осложнениях во время бурения (далее Буровая 2.0).
Ожидается, что применение технологии Буровой 2.0 при разработке месторождений позволит:

  • сократить в два раза количество требуемых скважин (повысить скорость проходки);
  • снизить на 30 % затраты на бурение многоствольных скважин с большим горизонтальным отходом.
Рис. 4. Потребность РУС до 2030 года

рогнозируется, что спрос на такие комплексы составит от 5 до 15 единиц в год. Дополнительным фактором к увеличению спроса будет устаревание общего парка буровых в России. Уже сегодня более 65 % буровых установок в стране старше 20 лет и нуждаются либо в перевооружении, либо в замене [20].
Повсеместный переход к наклонно-­направленному и горизонтальному бурению предъявляет особые требования к компоновке низа бурильной колонны и включению в её состав роторно-­управляемых систем. Спрос на такие системы будет стабильным (до 80 штук в год).

Рис. 5. Потребность рынка в новых флотах ГРП до 2030 года

На текущий момент в России работает 127 комплексов оборудования для гидравлического разрыва пласта, которые были произведены за пределами страны и не могут быть использованы для разработки ТРИЗ. Для создания отечественного флота ГРП в первую очередь необходимо разработать двигатели высокой мощности (более 2500 л. с.), восьмиступенчатые автоматические трансмиссии, насосы высокого давления (1000 атм.), гидравлические системы, системы АСУ ТП и программное обеспечение. Отечественные компании активно работают над созданием отечественного флота, появление первых опытных образцов техники ожидается уже в ближайшие 2–3 года. С экономической точки зрения это полностью оправдано, так как в перспективе до 2035 года сохранится устойчивый спрос при любом варианте развития отечественного нефтегазового сектора.

Восточно-Мессояхское месторождение
Источник: Газпром нефть

В качестве примера перспективной для нефтехимической отрасли можно привести технологию пиролиза, необходимую для получения мономеров (этилена, пропилена, бутадиена, стирола и т. д.) из углеводородного сырья (нафты, СУГ, газойлей и т. д.), которые в свою очередь используются для синтеза полимеров. К 2025 году в России планируется ввести шесть установок пиролиза суммарной мощностью 8 млн тонн. В настоящее время отсутствует перспективное отечественное технологическое решение, а старые установки дают низкий выход целевых продуктов. Для создания отечественной технологии в первую очередь необходимо наладить производство змеевиков печей. Это даст возможность заменить все устаревшие установки, а также снизить риски при строительстве новых заводов.
В нефтеперерабатывающей отрасли одной из наиболее перспективных является технология замедленного коксования, которая необходима для увеличения глубины переработки нефти и снижения выработки мазута. В условиях ужесточающихся требований к содержанию серы в судовых топливах это представляется особенно важным. К 2025 году планируется ввести в эксплуатацию семь установок, суммарная мощность которых будет превышать 12 млн тонн. Существуют перспективные отечественные разработки, но в настоящий момент они еще не пришли на замену иностранным аналогам.
Компаниям-­разработчикам и производителям оборудования зачастую необходим крупный консолидированный заказ (в основном государственный) для того, чтобы начать производство того или иного наукоемкого высокотехнологичного оборудования. В этой связи крайне важно понимать спрос на приоритетные технику и технологии, а также изначально закладывать в новые проекты возможность выпуска мелкосерийных партий широкой номенклатуры. В отраслевой технической политике, помимо перечня приоритетов, должны быть определены механизмы, которые помогут отечественным предприятиям создавать конкурентоспособную продукцию, необходимую нефтегазовым предприятиям как в долгосрочной, так и краткосрочной перспективе.

Пути достижения целей

Уровень сложности решений для нефтегазового комплекса сопоставим с самыми передовыми направлениями науки и техники. В связи со снижением государственного оборонного заказа появилась возможность использовать конструкторские и производственные мощности оборонно-­промышленного комплекса для разработки необходимого оборудования и технологий для нужд ТЭК. Наиболее эффективной формой работы при этом может стать цепочка: недропользователь – нефтесервисная компания – разработчик оборудования/технологии – производитель оборудования. Это будет способствовать снижению сроков разработки (на 1–2 года), а финансовая нагрузка будет распределена между всеми частями цепочки.
В ряде случаев необходимый для разработки оборудования и/или технологии фундаментальный задел отсутствует или был утерян, а технология необходима уже сегодня. В таких случаях целесообразно привлекать партнеров из дружественных стран к совместной разработке и производству, либо покупать лицензии на уже готовые решения. Сегодня существуют успешные примеры сотрудничества стран БРИКС, ШОС, G20 при достижении общих научно-­технологических задач [21].

Заключение

Производственно-­технологические условия добычи углеводородного сырья усложняются. Снижается объем добычи нефти в традиционных условиях (а значит, на освоенных технологиях) и возрастает доля ТРИЗ в структуре добычи, что уже сегодня требует решения целого ряда научно-­технических проблем. Несмотря на все достижения по импортозамещению, отечественной промышленности, необходимо продолжать развитие компетенций российских предприятий в области создания ключевых технологий.
Отраслевая техническая политика – важный стратегический документ, который определяет цели, задачи и мероприятия государственной политики для развития техники и технологий отраслей ТЭК. Данный документ необходим компаниям нефтегазового сектора, разработчикам и производителям нефтегазового оборудования, а также предприятиям смежных отраслей для понимания, какие техника и технологии требуются в России в следующие 10–15 лет. Также в документе должны быть закреплены основные положения о том, как эффективно развивать высокотехнологичное и наукоемкое производство.
В случае успешной реализации отраслевой технической политики, государство обеспечит энергетическую безопасность как внутри страны, так и в тех странах, куда поставляется российские сырьё и продукты переработки. Документ будет полезен предприятиям ОПК в качестве ориентира в рамках реализации программ диверсификации.
Перед электроэнергетическим и угольным сектором также стоят масштабные вызовы (например, повышение надежности и качества энергоснабжения потребителей при обеспечении экономической эффективности таких услуг; повышение эффективности удовлетворения внутреннего спроса на угольную продукцию), которые невозможно решить без внедрения прогрессивных технологических решений. В технической политике отраслей ТЭК должны быть отражены приоритетные направления развития топливно-­энергетического комплекса России.

Использованные источники

  1. Клепач А.Н., Куранов Г.О. Вопросы экономики 2013. №8. Развитие социально-экономического прогнозирования и идеи А.И. Анчишкина. – URL: https://institutiones.com/personalities/2241-razvitie-socialno-ekonomicheskogo-prognozirovaniya-idei-anchishkina.html
  2. Комков Н.И. Проблемы прогнозирования 2014. – URL: https://cyberleninka.ru/article/n/kompleksnoe-prognozirovanie-nauchno-tehnologicheskogo-razvitiya-opyt-i-uroki/viewer
  3. Ganesh Thakur/ Journal of Petroleum Technology SPE-1211-0012 2012/ SPE’s Efforts on Young Technology and Innovative Ideas – URL: https://www.onepetro.org/journals/Journal%20of%20Petroleum%20Technology/63/12
  4. Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации / 26.02.2018 / – URL: https://ac.gov.ru/news/page/energeticeskij-perehod—centralnyj-vopros-budusego-energetiki-16022
  5. Клаус Шваб / Библиотека Сбербанка, Том 63. Четвертая промышленная Революция.
  6. Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации, Федеральное агентство по недропользованию / Итоги работы Федерального Агентства по недропользованию в 2018 году и планы на 2019 год.
  7. Wood Mackenzie / Russian Federation Upstream Summary 2019.
  8. Wood Mackenzie/ The last frontier: Taimyr Peninsula/ February 2017.
  9. ТАСС/ 4 Декабря 2019/ Минэнерго перенесло завершение инвентаризации месторождений на I полугодие 2020 года. – URL: https://tass.ru/ekonomika/7261989
  10. Петр Шмелев / Журнал «Сибирская Нефть» №149, Март 2018 / ТРИЗ как объективная реальность. – URL: https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/2018-march/1489610/
  11. Красельников С.В. Журнал «Промышленный электрообогрев и электроотопление» № 2, 2018. – URL: https://sst.ru/press/expert-articles/hard-to-recover-oil-reserves-and-problems-of-their-production
  12. Абдрахимов Ю.Р., Федосов А. В., Апликаева В.М. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» №4, 2015. Перспективы освоения аномальных зон Баженовской свиты месторождений Ханты-Мансийского автономного округа. – URL: http://ogbus.ru/files/ogbus/issues/4_2015/ogbus_4_2015_p1-18_AbdrahimovYR_ru.pdf
  13. Кочнева О. Е., Ендальцева И.А. Вестник Пермского Университета 2012 / Причины и анализ обводненности Башкирско-Серпуховской залежи Уньвинского нефтяного месторождения Соликамской депрессии. – URL: https://cyberleninka.ru/article/n/prichiny-i-analiz-obvodnennosti-bashkirsko-serpuhovskoy-zalezhi-unvinskogo-neftyanogo-mestorozhdeniya-solikamskoy-depressii
  14. «Нефть и Капитал», 10 Августа 2018. Строительство 4-й очереди завода «Ямал СПГ» одобрено банками. – URL: https://oilcapital.ru/news/companies/10-08-2018/stroitelstvo-4-y-ocheredi-zavoda-yamal-spg-odobreno-bankami
  15. Митрова Татьяна / Том 2. Российский мало-и среднетоннажный СПГ. Региональная серия. «Арктика», Ноябрь 2019. – URL: https://www.researchgate.net/publication/337894141_Tom_2_Rossijskij_malo-i_srednetonnaznyj_SPG_Regionalnaa_seria_Arktika
  16. Григорий Выгон / РБК ТВ/ Григорий Выгон о перспективах импортозамещения в нефтегазовом секторе. – URL: https://vygon.consulting/pressroom/tv/160/
  17. Ежемесячное информационно-аналитическое издание НЕФТЕГАЗ/ Дайджест №4, 2018. – URL: https://www.neftegaz-expo.ru/common/img/uploaded/exhibitions/neftegaz/doc_2018/Neftegaz_Digest_2018.04.pdf
  18. Российская энергетическая неделя 2019 / Открытое заседание рабочей группы по вопросам снижения зависимости нефтеперерабатывающей и нефтегазохимической промышленности от импорта оборудования, комплектующих, технологий и услуг (работ) при Экспертном совете Минэнерго России. – URL: https://rusenergyweek.com/programme/business-programme-2019/#translation_modal
  19. REnergyCO / Добыча нефти и газа и нефтесервисный рынок России, 2018.
  20. Российская академия наук / Страны БРИКС: Стратегии развития и механизмы взаимодействия и сотрудничества в изменяющемся мире, 2016. – URL: http://inion.ru/site/assets/files/2657/2016_briks.pdf