Санкционное давление западных стран и ограничения технологического сотрудничества с зарубежными компаниями не повлияли на решение отечественных нефтегазовых холдингов реализовать основные инвестиционные проекты. За последние восемь лет компании существенно нарастили долю отечественного оборудования и технологий, а некоторые решения даже превзошли зарубежные. Новые ограничения подтолкнут отечественную промышленность к созданию новых конкурентоспособных технологий.
Импортозамещение ускоренными темпами
Термин «импортозамещение» плотно вошел в обиход российских экономистов и политиков после внешнеполитического кризиса 2014 г. Тогда Евросоюз и США ввели санкции в отношении России, в том числе секторальные – против российских нефтегазовых компаний. Они ограничили поставки оборудования, оказание услуг и проведение работ по добыче нефти в Арктике, на глубоководном шельфе и трудноизвлекаемых месторождениях.
В 2014 г. доля импортного оборудования и услуг в нефтегазовой отрасли, по данным Минпромторга России, составляла 60%. На апрель 2022 г. доля импортного оборудования составила уже 40%, говорил министр промышленности и торговли Денис Мантуров.
На дальнейшее снижение показателя нацелены Доктрина энергетической безопасности и Энергетическая стратегия РФ до 2035 г. Новые санкции, введенные западными странами в феврале 2022 г. и включающие в себя эмбарго на поставки в Россию оборудования и технологий для нефтедобычи, производства сжиженного природного газа (СПГ), нефтепереработки и т. д., ускорят процесс импортозамещения.
В условиях жестких технологических ограничений российским компаниям придется сосредоточить усилия на тех направлениях, где уже создан задел по замещению критически важных образцов импортного оборудования, комплектующих и расходников, которые будет сложно или невозможно приобрести у дружественных и нейтральных стран, уверен заместитель гендиректора Фонда национальной энергетической безопасности Алексей Гривач.
Нефтесервис и машиностроение
Одной из самых импортоориентированных отраслей традиционно был нефтесервис (бурение, ремонт, геофизические исследования скважин, сопровождение бурения и сейсморазведка). По данным Vygon Consulting, в 2020 г. объем рынка нефтесервисных услуг в России составил около $21,9 млрд. При этом на долю отечественных компаний пришлось лишь 48% рынка. Ключевыми поставщиками высокотехнологичных решений стали иностранные сервисные предприятия, отмечают авторы исследования. По их данным, лидирующие позиции были у Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, RFD, Roxar.
Некоторые российские нефтегазосервисные компании за последние годы достигли значительных успехов в замещении иностранных технологий и в некоторых случаях даже превзошли зарубежных конкурентов, но эффективное импортозамещение в отрасли сдерживалось желанием заказчиков по разным причинам продолжать работать с иностранными компаниями и решениями, говорил «Российской газете» президент Национальной ассоциации нефтегазового сервиса Виктор Хайков. Технологии российских нефтесервисных компаний не уступают по эффективности и качеству зарубежным, однако крупные нефтяные компании все равно предпочитали импортных поставщиков, соглашается генеральный директор нефтесервисной компании «Акрос» Петр Рябцев.
До 2022 г. доля иностранных компаний составляла 10–15% в низкотехнологичных сегментах нефтедобычи (разделение сырья на фракции за счет физических процессов) и до 80% – в высокотехнологичных (интеллектуальные системы закачивания скважин, системы для роторного управляемого бурения и т. д.), оценивает Рябцев. Он полагает, что в первую очередь российские компании заменят иностранцев в сегментах производства оборудования для гидравлического разрыва пласта (ГРП; высокорентабельный метод интенсификации добычи нефти и газа), цементирования, создания и применения буровых растворов. По словам Рябцева, вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК) завершат работу по оценке потенциала импортозамещения до конца 2022 г. и в 2023–2025 гг. этот потенциал будет реализован.
Несмотря на санкции, российские производители нефтегазового оборудования исполняют контракты, а их заказчики сохраняют планы по реализации основных инвестпроектов, уверяют в Минпромторге (соответствующее заявление ведомство выпустило в апреле 2022 г.). Отечественные производители успешно реализуют проекты по разработке и внедрению российских роторно-управляемых систем (оборудование для бурения наклонно-направленных, горизонтальных и многоствольных скважин) оборудования для ГРП, морского геолого-разведочного оборудования, оборудования подводного добычного комплекса, катализаторов и технологического оборудования для нефтепереработки, СПГ-оборудования и многие другие. По данным Vygon Consulting, в 2018 г. доля импорта в этих технологических направлениях составляла от 65 до 95%, в 2024 г. она должна снизиться до 10–50%.
Трудноизвлекаемые запасы
К приоритетным направлениям импортозамещения Минэнерго РФ относит технологии гидроразрыва пласта – одну из ключевых операций при добыче трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) нефти.
Метод основан на закачке жидкостей и специального вещества (пропанта) в нефтяной пласт под высоким давлением. В результате в породе образуются трещины, обеспечивающие приток нефти к скважине.
На долю ТРИЗ приходится не менее 17% от запасов нефти России, писал в декабре 2021 г. в авторской колонке для журнала «Энергетическая политика» вице-премьер России Александр Новак. К 2030 г. общий объем дополнительной добычи ТРИЗ достигнет 45 млн т, благодаря чему бюджет России может пополниться на 200–250 млрд руб. в год. При этом запасы могут сформировать рынок технологий по добыче в России объемом 200 млрд руб. в год, а также создать тысячи новых рабочих мест, писал Новак.
По данным Минэнерго, в 2019 г. добыча ТРИЗ не превышала 10% от общероссийской добычи. Через 10 лет почти 100% добычи нефти придется на трудноизвлекаемую нефть, говорил в 2021 г. замминистра энергетики Павел Сорокин. В этих условиях технологии ГРП становятся критически важными для поддержки текущего уровня добычи и разработки новых категорий запасов.
По данным Центрального диспетчерского управления ТЭК (ЦДУ ТЭК), в 2020 г. 38% операций гидроразрыва пласта на российском рынке приходилось на иностранные компании. Лидеры в этом сегменте – американские Weatherford, Schlumberger и Halliburton, австрийская PeWeTe и канадская Calfrac. В России, по данным ЦДУ ТЭК, действует около 90 комплексов (флотов) ГРП импортной комплектации и сборки. Свыше 80% комплексов выпущено 10 и более лет назад. Их потребуется заменить в ближайшие годы за счет отечественных разработок, пишут эксперты ЦДУ ТЭК. Успехи на этом направлении уже есть: в 2021 г. на мощностях Федерального научно-производственного центра (ФНПЦ) «Титан-Баррикады» в Волгограде был создан первый отечественный комплекс ГРП, состоящий из 12 высокотехнологичных агрегатов. В 2022 г. он пройдет заводские испытания на базе ФНПЦ, а в 2023 г. начнет работать на реальных объектах.
Лаборатория инновационных исследований «РН-БашНИПИнефть» (входит в «Роснефть») проводит работы по изучению деформационных свойств жидкостей и смесей гидроразрыва пласта с пропантами. Объединенный центр исследований и разработок (РН-ЦИР, структура «Роснефти») разработал полимерный пропант – инновационный материал для закачки в нефтяной пласт. Технические характеристики пропанта позволяют отнести его к категории высокоэкологичных. По оценкам РН-ЦИР, через новый материал нефть фильтруется в 15–20 раз лучше, чем через зарубежные аналоги. Сегодня он применяется на скважинах Самотлорского месторождения.
Цифровая трансформация
Спрос российского ТЭКа на передовые цифровые технологии в 2020 г. оценивался Институтом статистических исследований и экономики знаний НИУ ВШЭ в 30,7 млрд руб. с перспективой роста в 13,5 раза к 2030 г. – до 413,8 млрд руб. Цифровая трансформация российских нефтегазовых компаний опирается на проект «Цифровая энергетика» нацпрограммы «Цифровая экономика». Однако конкретные направления работы и перспективные проекты ВИНК определяют самостоятельно.
«За счет внедрения цифровых решений для повышения эффективности управления проектами, операционной деятельности и цепочки поставок передовые нефтегазовые компании планируют получить значительные конкурентные преимущества», – говорится в исследовании Vygon Consulting. В частности, эффект только за счет развития методов искусственного интеллекта в российской нефтегазовой отрасли может составить для компаний 2,95 трлн руб., для государства – 2,45 трлн руб. в 2025–2040 гг., утверждают исследователи. По их оценке, внедрение цифровых технологий позволит снизить стоимость подготовки запасов нефти в России более чем в 3 раза.
В НК «Роснефть», по словам представителя компании, начали цифровизацию «снизу»: с процессов на месторождении, использования технологий предиктивной аналитики, 3D-визуализации реального производства, создания цифровых двойников на уровне процессов внутри цеха добычи или регионов добычи. На базе этих разработок в 2019 г. на Илишевском месторождении, входящем в структуру «Башнефти», была запущена программа «Цифровое месторождение», позволившая все основные производственные объекты на месторождении перевести в цифру.
Внедрение цифровых технологий позволило на 56% сократить время простоя скважин на Илишевском месторождении, за счет этого на 63% сократить потери нефти, на 53% – логистические затраты при управлении скважинами, отмечают в «Роснефти». К системе «Цифровое месторождение» подключено более 5000 скважин. Все цифровые решения «Роснефти» проходят оценку экономической эффективности, рентабельные технологии масштабируются.
К началу 2022 г. корпоративная линейка наукоемкого ПО «Роснфети» насчитывала 16 IТ-продуктов в области разведки и добычи нефти, восемь из которых доступно для внешних заказчиков. Одним из самых востребованных на рынке, по данным «Роснефти», стал цифровой программный комплекс (ПК) «РН-ГРИД», который обеспечивает выполнение всех операций и инженерных расчетов для проектирования гидроразрыва пласта. При этом на математический обсчет модели, который у зарубежных аналогов занимает в среднем около 30 минут, «РН-ГРИД» требуется всего 30 секунд, говорит представитель компании. В линейке востребованных продуктов также ПК для геологического моделирования с технологиями искусственного интеллекта «РН-ГЕОСИМ», ПК для геомеханического моделирования при бурении «РН-Сигма», программный инструмент геологического сопровождения бурения скважин и стволов «РН-Горизонт+», гидродинамический симулятор для создания и анализа трехмерных цифровых моделей месторождений «РН-КИН».
«Вопрос использования инструмента санкционного давления для ограничения доступа предприятия нефтепереработки к новейшим технологиям не является новым. При проработке требований для разрабатываемых продуктов отдельно учитывается вопрос использования импортонезависимых компонентов. В настоящее время все IТ-проекты реализуются с условием использования импортонезависимого ПО», – заверяет представитель «Роснефти». По оценке специалистов компании, с внедрением корпоративного ПО эффективность всех производственных процессов повысилась примерно на 10%.
Катализаторы для НПЗ
Долгое время российская нефтегазовая отрасль оставалась крайне зависимой от импорта катализаторов. В 2014 г. доля отечественных катализаторов в нефтепереработке в общем объеме потребления в России составляла 31,8%. В 2021 г. эта доля выросла до 69,5%, писал Новак в колонке для «Энергетической политики».
Заметный вклад в импортозамещение в этом сегменте внесла «Роснефть». В 2021 г. компания полностью перешла на собственные катализаторы гидроочистки дизельных фракций, которые обеспечивают получение дизельного топлива стандарта «Евро-5». Катализатор был разработан подразделением «Роснефти» – «РН-Кат». «По своей эффективности он значительно превосходит ранее использовавшиеся на предприятиях компании импортные аналоги. Его стартовая температура эксплуатации ниже на 10–15 градусов по Цельсию, что дает возможность увеличить межрегенерационный цикл эксплуатации катализатора в 2 раза по сравнению с импортными аналогами», – говорит представитель «Роснефти».
В 2020 г. «Роснефть» полностью отказалась от закупок импортных катализаторов гидроочистки дизельного топлива и вакуумного газойля, заменив их собственными. Компания сможет производить до 4000 т в год таких катализаторов гидроочистки.
Более 50 различных катализаторов процессов нефтепереработки и нефтехимии производит сегодня Ангарский завод катализаторов и органического синтеза (предприятие принадлежит «Роснефти). В том числе катализаторы для производства топлив специального назначения, водорода, метанола, риформинга бензина, а также ряд осушителей и сорбентов. На предприятии планируется запустить установку по производству современных платиносодержащих катализаторов риформинга и изомеризации бензина мощностью 600 т в год. «Это позволит в значительной мере обеспечить потребности всех нефтеперерабатывающих заводов России в современных катализаторах данного типа», – утверждают в «Роснефти».
Санкции – это катализатор для импортозамещения, подчеркивает заместитель гендиректора Института национальной энергетики Александр Фролов. При всех очевидных минусах происходящего есть и чуть менее очевидные плюсы: сейчас многие процессы в этом направлении ускорятся, в том числе те, которые не получили должной скорости развития в предыдущие восемь лет.