Современные вызовы нефтегазовой отрасли

## Абиогенное происхождение нефти

## Основные запасы нефти

Его считают одним из основоположников представлений о нефтематеринских свитах. Совершенно аналогичные мысли на 15—25 лет позже Михайловского стали развивать многие советские и зарубежные ученые. Причём общая картина, нарисованная Г. П. Михайловским, была показана в книге Учение о нефти (Губкин, 1932).

При фоссилизации (захоронении) органического вещества (остатков зоопланктона и водорослей) сапропелевого типа в водно-осадочных отложениях происходит его постепенное преобразование. В условиях древних тёплых морей, богатых питательными веществами, органическое вещество поступало на дно быстрее, чем могло разложиться. При погружении осадков на глубину 3-6 км с повышением температуры свыше +50 °C органическое вещество (кероген) подвергается термическому и термокаталитическому распаду полимерлипоидных и других компонентов, при котором могут образовываться жидкие углеводороды, в том числе низкомолекулярные (C5-C15). Жидкие нефтяные углеводороды имеют повышенную подвижность и микронефть может мигрировать из нефтематеринских пород по коллекторам, собираясь в ловушках. В результате движения континентов некоторые ловушки могут остаться на территории континентов или шельфа, однако бо́льшая часть органических осадков при движении океанической коры попадает в зону субдукции.

При изучении молекулярного состава углеводородов были обнаружены хемофоссилии — молекулярные структуры биогенной природы.

Выделяют следующие стадии нефтеобразования:

## Современные изыскания и их влияние на теорию

Литература об основных теориях происхождения нефти, в хронологическом порядке:

- Проблемы происхождения нефти и газа — А. Н. Дмитриевский, Институт проблем нефти и газа РАН, 2013.
- Микроначала современных нефтяных запасов, 2010\. (Перевод статьи Broad W., Tracing Oil Reserves to Their Tiny Origins).

## Эффективное управление производством в нефте- и газоперерабатывающей индустрии возможно, невзирая на уход мировых вендоров

Эффективное управление производством и планированием в нефте- и газоперерабатывающей индустрии требует сложных аналитических инструментов, глубоко интегрированных в производственный процесс. До недавнего времени использовавшиеся в российских нефтегазовых компаниях автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) и важные аналитические системы, вроде MES, APS и SCM-систем, преимущественно имели иностранный паспорт.

Трудности, с которыми столкнулся рынок переработки газа и нефти

В новых экономических условиях российская нефтегазовая отрасль столкнулась с несколькими трудностями, связанными с импортозамещением и заменой иностранных решений:

1. Зависимость от иностранных поставщиков: большинство оборудования и программного обеспечения для переработки поставлялось из-за рубежа, что привело к зависимости от иностранных поставщиков.

2. Исчезновение иностранных решений: в связи с массовым уходом иностранных производителей решений, отрасль осталась без замены для стандартных иностранных продуктов.

3. Вызовы в области управления и оптимизации: необходимость замены иностранных решений в области управления и оптимизации производства представляет серьезные вызовы для рынка.

Как помогают решения NAUKA

Компания NAUKA предлагает российским предприятиям решения, которые помогают преодолеть трудности, связанные с импортозамещением и заменой иностранных решений. Ее продукты в области управления и оптимизации производства становятся альтернативой иностранным аналогам и позволяют отрасли эффективно работать.

Современные технологии и решения компании NAUKA позволяют российским компаниям освоить собственное производство и управление, минуя зависимость от иностранных поставщиков.

Вывод

Импортозамещение в российской нефтегазовой отрасли представляет серьезные вызовы, но с появлением российских альтернативных решений, таких как продукты компании NAUKA, рынок находит способы преодолевать эти трудности и эффективно управлять своим производством.

Роль АСУ ТП и аналитических систем в нефте- и газопереработке

Как я могу судить, рыночные условия сложились таким образом, что российским производителям было выгоднее сфокусироваться на максимальных объемах производства в минимально возможные сроки. Другими словами, участникам рынка было гораздо выгоднее купить готовые решения, чем инвестировать в разработку собственных, потому что последнее снизило бы их рентабельность в среднесрочной перспективе.

Но дело тут не только в погоне за прибылью. Во-первых, рынок действовал из предположения, что санкции не коснутся нефте- и газопереработки. Долгое время предположение оправдывалось: с 2014 года и до 2022 года, в период обострения геополитической обстановки в отношениях между Россией и Западом, санкции вводились регулярно, но нефте- и газоперерабатывающая отрасль оказывалась вне пристального внимания западных регуляторов. Соответственно, рынок не видел острой необходимости в срочном импортозамещении.

Во-вторых, иностранные решения от упомянутых выше и других производителей из-за своей глобальной распространённости де-факто стали отраслевым стандартом. Для российских компаний, получавших большую долю прибыли с иностранных рынков, стремление к соответствию этим стандартам выглядело вполне разумной стратегией.

И с уходом иностранных поставщиков всё встало?

Разумеется, уход иностранных поставщиков не остановил отрасль полностью, однако сложности с поиском замены оборудованию и ПО для переработки нефти и газа возникли. У российских производителей есть свои наработки в этих областях, но после многолетнего пребывания в тени западных игроков было бы преждевременно ожидать от них идеального соответствия мировым стандартам.

Кроме того, рынку нужны качественные АСУ ТП и работающие поверх них аналитические системы. В частности, MES (Manufacturing Execution Systems), APS (Advanced Planning and Scheduling) и SCM-системы (Supply Chain Management), которые могли бы помогать с анализом, настройкой и планированием процесса производства.

За что отвечают эти системы?

Производство в нефте- и газопереработке — это чрезвычайно сложная комбинация технологических процессов, требующих постоянного мониторинга и регулировки. Результат деятельности этих процессов должен суммироваться в качественном товарном продукте.

Russian Translation

Задачи по сбору информации с датчиков оборудования, контролю правильности исполнения технологического процесса, реагированию на нештатные ситуации решаются с помощью АСУ ТП. Программно-аппаратные комплексы, предназначенные для этих целей — это своего рода нервная система предприятия, которая позволяет аккумулировать огромное количество данных о том, как работает производство.

Но сами по себе эти данные не дают дополнительной ценности без должной обработки. MES-решения как раз про это: они анализируют данные от АСУ ТП и позволяют координировать и оптимизировать производственный процесс в соответствии с целями бизнеса. APS-системы, в свою очередь, позволяют это производство планировать на календарном и/или операционном уровне, SCM — на стратегическом. То есть если АСУ ТП — это периферийная нервная система производства, то MES, APS и SCM — его мозг.

Начало развития на отечественном рынке

На российском рынке такие системы до недавнего времени тоже имели преимущественно иностранное происхождение, и их тоже нужно менять. К счастью, в отличие от оборудования и тесно интегрированных с ним АСУ ТП, решения для управления процессом производства и его планирования — это прежде всего программное обеспечение.

В России накоплено достаточно экспертизы как в разработке ПО, так и в знаниях деятельности нефте- и газоперерабатывающих предприятий. Оба фактора позволяют разрабатывать конкурентоспособные программные продукты. По крайней мере, мы уверены, что наши продукты именно такие.

Отечественные системы лучше ушедших западных?

Смотря как сравнивать. Как я уже сказал, западные АСУ ТП, MES, APS и SCM-системы, работая в интеграции с западным же оборудованием, по сути, создавали отраслевой стандарт. Так что, если сравнивать продукты ушедших игроков и отечественные разработки, то первые, скорее всего, выиграют на уровне соответствия этим стандартам.

Однако если сравнивать по существу, то есть выяснять, решают ли эти продукты поставленные перед ними задачи, то отечественные разработки окажутся не хуже иностранных. В чём российские решения точно выигрывают, так это в отсутствии санкционных рисков, а это дорогого стоит.

Кроме того, российские системы имеют русифицированный интерфейс, что облегчает взаимодействие с ними, и предлагают более гибкие лицензионные условия. Например, наши клиенты имеют возможность получить бессрочную лицензию на продукты NAUKA, в то время как иностранные игроки, насколько нам известно, применяли ограничения по времени лицензирования.

Ну и главное: на российском рынке присутствуют ИТ-решения, способные заместить ушедших поставщиков на всех участках нефте- и газопереработки, где требуется интеллектуальное управление. По крайней мере, мы в NAUKA подходим к формированию нашего продуктового портфеля именно так.

О каких конкретно участках идёт речь?

Мы говорим о всех участках нефте- и газопереработки, где требуется интеллектуальное управление. Это может включать в себя мониторинг и контроль процесса, планирование производства, анализ данных, реагирование на нештатные ситуации и другие аспекты, влияющие на эффективность производства. Все эти участки могут быть успешно покрыты отечественными ИТ-решениями, что делает их привлекательными для предприятий в России.

Markdown

## Отечественные системы лучше ушедших западных?

Смотря как сравнивать. Как я уже сказал, западные АСУ ТП, MES, APS и SCM-системы, работая в интеграции с западным же оборудованием, по сути, создавали отраслевой стандарт. Так что, если сравнивать продукты ушедших игроков и отечественные разработки, то первые, скорее всего, выиграют на уровне соответствия этим стандартам. 

Однако если сравнивать по существу, то есть выяснять, решают ли эти продукты поставленные перед ними задачи, то отечественные разработки окажутся не хуже иностранных. В чём российские решения точно выигрывают, так это в отсутствии санкционных рисков, а это дорогого стоит.

Кроме того, российские системы имеют русифицированный интерфейс, что облегчает взаимодействие с ними, и предлагают более гибкие лицензионные условия. Например, наши клиенты имеют возможность получить бессрочную лицензию на продукты NAUKA, в то время как иностранные игроки, насколько нам известно, применяли ограничения по времени лицензирования. 

Ну и главное: на российском рынке присутствуют ИТ-решения, способные заместить ушедших поставщиков на всех участках нефте- и газопереработки, где требуется интеллектуальное управление. По крайней мере, мы в NAUKA подходим к формированию нашего продуктового портфеля именно так.

## О каких конкретно участках идёт речь?

Мы говорим о всех участках нефте- и газопереработки, где требуется интеллектуальное управление. Это может включать в себя мониторинг и контроль процесса, планирование производства, анализ данных, реагирование на нештатные ситуации и другие аспекты, влияющие на эффективность производства. Все эти участки могут быть успешно покрыты отечественными ИТ-решениями, что делает их привлекательными для предприятий в России. 

Мы выделяем три большие области, на которых требуется интеллектуальный подход к анализу и планированию. Во-первых, производственный учёт. Производство продуктов из нефти и газа обычно включает в себя много различных технологических процессов, для каждого из которых нужны свои объемы и типы сырья, энергии, технологические условия и т. д. Тут очень важно иметь возможность видеть показатели как конкретного процесса, так и то, как он влияет на другие, и наоборот.

Во-вторых, планирование. Рынок нефте- и газопереработки динамичный. На него влияют рыночные параметры, включая цены на сырьё, продукцию и энергоресурсы. Один и тот же продукт можно произвести с разными показателями себестоимости и, соответственно, маржинальности. Поэтому для успеха в этом бизнесе производителям важно учитывать экономические факторы.

Наконец, это отрасль непрерывного производства: простои и ошибки стоят очень дорого. Вместе с тем внедрение новых технологических процессов и оптимизация действующих — это критическая необходимость, напрямую влияющая на две предыдущие области. Чтобы минимизировать простои, настройку дорогостоящей инфраструктуры и убедиться в том, что текущие процессы работают в оптимальном режиме, технологические процессы нужно уметь моделировать. Это третья большая область, которую мы выделяем, когда говорим об интеллектуальном управлении.

Какие вызовы есть у нефте- и газоперерабатывающих компаний с производственными учётом?

Для эффективного производственного учёта в нефте- и газопереработке необходимо уметь анализировать большое количество информации с разных участков производства за минимальное время. Потоковая модель производства сулит высокую эффективность, но только при условии, что все участки производственной цепочки грамотно отражены в модели производства, так как в противном случае недочёты на одном участке неминуемо окажут негативное влияние на другой и так далее каскадом.

Нужно учитывать объемы поступления, хранения и передачи сырья в производство; объемы выработки фракций и компонентов технологическими установками; объемы приготовления полуфабрикатов и смешения готовой продукции в резервуарных парках товарно-сырьевой базы и парка смешения топлив; материальные балансы установок и всего производства в целом, а также объемы готовой продукции.

Наше решение для производственного учёта создано, чтобы контролировать и оценивать работу производства и иметь возможность принимать управленческие решения, основанные на качественной аналитике процессов.

Если вкратце, то сначала собираются данные с приборов учёта и лабораторных систем и оценивается их полнота и достоверность. На следующем этапе происходит расчёт материальных балансов, описывающих фактическое состояние на производстве: объем сырья и его качество; как оно движется внутри предприятия; сколько на выходе получается готовой продукции; сколько для этого нужно энергоресурсов, ресурсов для хранения и многое другое. На третьем этапе полученные первичные данные анализируются и решается математическая задача согласования данных между объектами, что позволяет сформировать скорректированный материальный баланс исходя из закона сохранения массы. Это гарантирует, что какой объем мы взяли в производство с учетом запасов, то получим такой же объем продукции с учетом потерь и накопления продуктов и полуфабрикатов.На финальном четвёртом этапе формируется окончательная производственная отчётность, которая включает в себя в том числе и фактическую себестоимость продукции.

C учётом разобрались. А что с планированием? С какими вызовами компании сталкиваются на этом этапе?

Прежде всего, с неопределённостью многих внутренних и внешних факторов, влияющих на себестоимость производства и маржинальность бизнеса. Для оптимального планирования предприятию нужно учитывать изменение спроса и предложения, динамику цен на конечную продукцию, количество, качество сырья и его влияние на конечные продукты. Нужно иметь в виду возможные технологические режимы работы производства, включая остановы оборудования на ремонты и модернизацию, переходящие запасы и остатки по периодам, а также зависимость норм потребления энергоресурсов и вспомогательных материалов от сезона и загрузки производства, их стоимость.

О некоторых таких параметрах существуют ретроспективные данные, но делать на их основе предположения на будущее можно, только вооружившись сложными математическими инструментами, которые учитывают взаимное влияние параметров друг на друга и их вариативность. Простой пример: на производстве есть возможность переработки сырья на наборе типовых установок. Каждая из этих установок имеет свои технологические особенности, которые в конечном итоге выражаются в возможностях производства полуфабрикатов различного качества при разном потреблении энергоресурсов. Получившиеся полуфабрикаты следуют дальше по технологической цепочке. И таких связей в заводской технологической схеме может быть множество. Эти варианты взаимосвязей между объектами — технологическими установками — тяжело комбинировать и просчитывать без использования математического аппарата. Собственно, наше решение для оптимального планирования производства как раз такое. Оно содержит в себе достаточно мощный математический аппарат, который просчитает наиболее оптимальные параметры производства с учётом внутренних и внешних факторов. С его помощью можно рассчитать сразу несколько моделей производства, определить потребление энергоресурсов в разных режимах загрузки, маржинальность продукции решить ряд других задач.

В сухом остатке «Оптимальное планирование» позволяет, прежде всего, формировать наилучшую товарную корзину, оптимизировать поставки сырья и экономить на энергоресурсах. Кроме того, если у НПЗ возникает потребность в инвестициях для его развития, решение позволяет подкрепить её с помощью обоснованных цифр и проверенных математических методов.

Мы обсудили вызовы производственного учёта и планирования. Какая роль у моделирования технологических процессов и в чём основная их трудность?

Моделирование технологических процессов, если оно работает в связке с планированием и учётом, позволяет добиться ещё большей эффективности производства. Моделирование еще более раскрывает потенциал НПЗ: позволяет снижать издержки за счёт увеличения его энергоэффективности, оптимального расхода вспомогательных компонентов, а также позволяет увеличивать выручку за счёт увеличения объемов и качества продукции.

Ну и особняком стоят возможности, которые открываются при проектировании новых и модернизации действующих производственных объектов. Моделирование дает возможность детально представить то, как могут выглядеть и работать проектируемые объекты — то есть предусмотреть недочёты, ошибки и трудности, с которыми в противном случае пришлось бы иметь дело уже на практике. Оно существенным образом снижает потребность в дорогостоящих испытаниях и экономит компании деньги. Наш продукт создан как раз для этого: оптимизировать существующие процессы и планировать новые при минимальных издержках. Всё это — с помощью уникальных математических инструментов. По нашим подсчетам, использование использование такого программного инструмента может привести к увеличению прибыли до 20% и рентабельности до 15−20%. Эти цифры говорят сами за себя.

Мы обсудили три разных кластера задач и три разных решения под эти кластеры. Это должно как-то работать вместе, верно?

Верно. Хотя каждый из этих продуктов способен принести значительную пользу, даже если он работает на производстве в отрыве от других решений, однако изначально мы задумывали их как три части единого целого — единой концепции интеллектуального управления производством — системой, которая учитывала бы и технологические, и экономические факторы.

Такая система становится актуальной (и необходимой) в тот момент, когда на предприятии появляется возможность аккумулировать исходные данные о производстве: его технологические параметры и то, как они изменяются во времени. Когда эта задача решена, НПЗ обретает возможность делать коммерческий учёт и планирование на основе учёта технологического. Это как раз та область, где помогает наш «Производственный учёт на предприятии». Решив задачи сбора первичной информации, целесообразно использовать их для оптимизации: повышения эффективности использования энергетических ресурсов, оптимизации локальных технологических процессов, производства в целом.

Следующий этап — оптимальное планирования производства. В основе лежит несколько упрощенная модель производства, которая использует данные о текущем состоянии производства и дополняется экономическими и технологическими показателями, а также описаниями различных условий производства.

Ещё один этап — локальная оптимизация технологических процессов. Для решения таких задач используются системы инженерного (технологического) моделирования. Системы такого класса позволяют подобрать параметры технологического процесса таким образом, чтобы увеличить эффективность производственного узла не только в части энергетической эффективности, но и экономической, а именно оптимизировать выпуск целевых компонентов производственной цепочки как в объемных показателях, так и в качественных. И это работа для нашего «Моделирования технологических процессов».

Хотя внедрение трех разных типов систем может быть поэтапным, в идеальном сценарии учёт, планирование и моделирование живут в тесной взаимосвязи друг с другом. Учтённые данные напрямую повлияют на то, каким будет планирование и моделирование, а результаты моделирования, в свою очередь, повлияют на параметры, которые попадут в планирование. Планированием же, исходя из того, каких результатов НПЗ рассчитывает достичь, будут определяться параметры моделирования. Список примеров подобных взаимосвязей можно продолжать. Мы верим, что по-настоящему эффективное производство в нефте- и газоперерабатывающей отрасли возможно только при интеллектуальном подходе во всех трёх сферах. В этом суть нашей концепции.

Действительно, в последние годы на рынке превалировали решения от иностранных производителей, просто потому что они были рыночным стандартом. Однако это не значит, что российские разработки отсутствовали всё это время. Например, компания NAUKA существует уже более 30 лет, и наши эксперты имеют достаточно глубокое погружение в нюансы отрасли. Без такого погружения просто невозможно сделать продукты, которые мы сделали. Рыночные условия всё это время позволяли нам растить внутреннюю экспертизу, вести научно-исследовательские работы и обходиться без помощи подрядчиков. В результате мы имеем богатый опыт разработки ПО, твёрдую научную базу и понимание специфики отрасли переработки нефти и газа. Это и заставляет нас думать, что мы способны удовлетворить запрос рынка на решения для интеллектуального управления производством.

Обсудить публикацию статьи экспертов NAUKA в Вашем издании

Оставьте контакты. Оперативно свяжемся, обсудим детали, организуем встречу.

Почему клиенты доверяют нам?

Эксперты в предметной области

Каждый проект сопровождают аналитики и эксперты в производственных процессах, финансах, ТОиР, капитальном строительстве и документообороте с подтвержденной сертификатами экспертизой и релевантным опытом

Надежный партнер и работодатель

Ежегодно подтверждаем финансовую стабильность компании, уверенно растём и вкладываем средства в инновации, наём и развитие сотрудников

Чётко выполняем обязательства перед нашими клиентами, партнерами и сотрудниками, соблюдаем нормы трудового и налогового законодательства

Так как арктический шельф в России является богатым источником полезных ископаемых, но при этом является одним из самых удаленных и суровых климатических регионов страны, при его освоении возникает множество проблем. Основными из них являются отсутствие инфраструктуры и высокая стоимость ее строительства, а также зависимость от иностранных технологий и оборудования.

Особое внимание необходимо уделять развитию собственной нефтехимической промышленности, которая позволит переработать высвободившиеся объемы нефти. Это позволит увеличить доходы компаний и бюджета за счет реализации более высокотехнологичной, а следовательно, и более маржинальной продукции.

Нефтеперерабатывающая промышленность столкнулась с крупными проблемами в 2022 году. Под санкции попало не только оборудование, но и технологии переработки нефти. Это привело к тому, что модернизацию нефтеперерабатывающих заводов пришлось отложить на неопределенный срок. Доля отечественного оборудования и технологий в нефтеперерабатывающей промышленности невысока, поэтому данная отрасль болезненно восприняла введенные санкции. Только за 2021 год страны Европы поставили оборудования для переработки нефти на сумму более 1 млрд евро. В частности, российская нефтеперерабатывающая промышленность зависела от иностранных катализаторов. Сегодня данная проблема решается путем запуска собственного производства.

Проблемы нефтеперерабатывающей отрасли также являются существенными. Так как главный удар западных санкций пришелся на нефтегазовый и военно-промышленный секторы российской экономики, то сильная зависимость от иностранного оборудования и технологий сказалась очень существенно. Глубина нефтепереработки в России составляет в среднем 80 %, а индекс Нельсона составляет в районе 6. Причем таких показателей удалось достичь за счет внедрения иностранных технологий в производственных процессах. Зависимость проявляется в сложном программном обеспечении, критически важном и уникальном оборудовании, а также в необходимости проводить техническое обслуживание данного оборудования. Часть проблем данной отрасли стала решаться, так как Россия является крупным поставщиком нефтепродуктов. Удалось заключить контракты на поставку необходимого оборудования с другими контрагентами, а также развить собственное производство, например катализаторов.

Минимальный эффект санкций на текущее состояние нефтегазовой отрасли связан с тем, что они рассчитаны на долгосрочный период. Главная задача введенных санкций – создать невозможные условия для реализации существующих и будущих нефтегазовых проектов на арктическом шельфе Российской Федерации, а также затруднение разработки уже открытых нефтегазовых месторождений. Санкции привели к установлению приоритетов импортозамещения за счет развития отечественных технологий, сотрудничества со странами Азии и либерализации доступа к континентальному шельфу. Но страны АТР на данный момент могут поставить далеко не все технологии, необходимые предприятиям российского ТЭК.

Капитализация нефтяных и газовых компаний до конца 2022 года серьезно не пострадала. Это обусловлено прекращением разведки месторождений с высокой себестоимостью, а также снижение издержек за счет прекращения ряда крупных инвестиционных проектов. Например, было отложено начало добычи на Русановском, Ленинградском и Штокмановском месторождениях на неопределенный срок.

Положительным для российских компаний являлось отсутствие эмбарго на экспорт энергоносителей из России, пока 5 декабря 2022 года не был установлен потолок цены на нефть марки Urals в 60 долларов за баррель. Вместе с этим ряд европейских стран объявил об отказе от российской нефти. Данные политические решения существенно сказались на доходах бюджета в декабре 2022 и январе 2023 года. Стоимость нефти Urals составляла ниже 60 долларов за баррель. Ее средняя стоимость за указанный период составила 54–55 долларов за баррель, при этом минимальная стоимость опустилась ниже 51 доллара за баррель. Резкая потеря большой доли рынка и необходимость перенаправлять большие потоки нефти за короткие сроки заставили продавать российскую нефть с дополнительным дисконтом к рыночной стоимости. Дополнительные проблемы нефтяникам создало эмбарго на российские нефтепродукты, которое вступило в силу 5 февраля 2023 года. Потолок цен составил 45 долларов за баррель на продукцию нефтепереработки с дисконтом (мазут) и 100 долларов за баррель за премиальные нефтепродукты (дизель, керосин, бензин).

В совокупности введенные ценовые ограничения должны существенно сказаться на капитализации российских компаний, а также на нефтегазовых доходах бюджета. Поэтому стоит обратить внимание на нефтепереработку внутри страны, как это сделал Иран для развития собственного производства.

В результате введения экономических санкций российская нефтегазовая отрасль столкнулась с беспрецедентными вызовами. Серьезное негативное воздействие на процессы реализации нефтегазовых проектов оказало ограничение доступа к высокотехнологичному оборудованию и программному обеспечению, а также сворачивание крупных международных проектов.

Отставание Российской Федерации от ведущих стран в области разведки и добычи углеводородов на шельфе является угрозой для реализации проектов на шельфе и в Арктике. Перспективными направлениями развития нефтегазовой отрасли России является разработка буровых установок, установок горизонтального бурения, морских плавучих платформ, а также насосного оборудования и отечественного программного обеспечения. Данные разработки помогут снизить риски по реализации проектов на арктическом шельфе и развить собственную промышленность. Наличие собственных технологий позволит повысить привлекательность российских компаний на международной арене. В частности, российские компании смогут участвовать в иностранных шельфовых проектах и расширять сферу влияния.

Следует отметить возрастание неопределенности, связанной с экологическими, технологическими и инвестиционными рисками в нефтегазовой отрасли. Наличие экологических и технологических рисков значительно увеличивает риски инвестиционные. Это приводит к невозможности компаний самостоятельно осуществлять крупные проекты и необходимости участия государства в таких проектах в виде смягчения налоговой нагрузки и прямого софинансирования.

Особенности российского законодательства таковы, что правом на разработку шельфовых месторождений обладают только крупнейшие компании с государственным участием, такие как «Газпром» и «Роснефть». При этом разработка данных месторождений силами только российских компаний затруднительна в силу отсутствия определенных технологий и оборудования.

Высокая степень зависимости от зарубежного программного обеспечения и оборудования в условиях санкций приводит также к снижению темпов геологоразведочных работ. С учетом того, что в настоящее время отмечается истощение традиционных месторождений и возрастают потребности разработки трудноизвлекаемых запасов в сложных геологических условиях, указанное обстоятельство может повлечь за собой снижение качества запасов нефти и газа.

В связи с тем, что доля отечественного оборудования низка и в нефтепереработке, данная отрасль также столкнулась в 2022 г. с серьезными проблемами. Решить их могут позволить меры государственной поддержки отрасли в рамках многосторонних государственно-корпоративных соглашений в сфере модернизации НПЗ.

Необходимо подчеркнуть, что введенные санкции, с одной стороны, затрудняют реализацию многих нефтегазовых проектов, но, с другой стороны, становятся важным стимулом к развитию отечественных технологий в области разведки, добычи и переработки углеводородов.

2. Аганбегян А. Останется ли ТЭК драйвером экономики России? / Энергетическая политика. – 2022. – № 2. С. 44–53.

3. Казанцев С.В. Оценка влияния антироссийских санкций на топливно-энергетический и оборонно-промышленный комплексы России / Мир новой экономики. – 2018. – № 12. – С. 46–57.

4. Лундек Л.П. Развитие государственной поддержки в развитии проекта «Ямал СПГ» и «Приразломное» / Л.П. Лунден, Д.Б. Фьертофт / Институциональные аспекты развития энергетики. – 2014. – Выпуск 4. – С. 52–60.

5. Мастепанов А.М. Влияние западных санкций на развитие энергетики России. Регулирование энергетической политики / Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2019. – № 6. – С. 5–24.

6. Митрова Т. Перспективы российской нефтедобычи: жизнь под санкциями / Т. Митрова, Е. Грушевенко, А. Малов / Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО. – 2018. – Март 2018. – С. 1–45.

7. Мокрова Е.М. Антироссийские экономические санкции США в нефтяном секторе: вызов или стимул для внешней политики РФ / Власть. – 2022. № 2, том 30. – С. 77–83.

8. Назаров В. Арктический нефегазовый шельф Росси на этапе смены мирового энергетического базиса / В. Назаров, О. Краснов, Л. Медведева / Энергетическая политика. – 2021. – № 7. – С. 70–84.

9. Нуреев Р.М. Экономические санкции против России: краткосрочные и среднесрочные последствия для нефтяной и газовой промышленности / Р.М. Нуриев, Е.Г. Бусыгин / Journal of Economics Regulation. – 2017. – № 3, том 8. – С. 6–22.

10. Проскурякова Л.Н. Прогнозирование «энергетического» приоритета Российской научно-технической стратегии / Обзоры энергетической стратегии. – 2019. – № 26. – С. 1–12.

11. Череповицын А.Е. Инновационный подход к освоению минерально-сырьевого потенциала Арктической зоны РФ / А.Е. Череповицын, С.А. Липина, О.О. Евсеева / Записки Горного института. – 2018. – Т. 232. – С. 438–165.

12. Carayannis Elias G. The Future of Energy and the Case of the Arctic Offshore: The Role of Strategic Management / Elias G. Carayannis, А.А. Ilinova, А.Е. Cherepovitsyn / Journal of Marine Science and Engineering. – 2021. – № 9. – pp. 1–20.

13. Kryukov V. Does Russian unconventional oil have a future? / V. Kryukov, A. Moe / Energy Policy. – 2018. – № 119. – pp. 41–50.

14. Sedrakyan G.S. Ukraine War-induced Sanctions against Russia: Consequences on Transition Economies / Journal of Policy Modeling. – 2022. – № 44. – pp. 863–885.

15. Smirnova N.V. Tendencies, problem and prospects of innovative technologies implementation by Russian oil companies / N.V. Smirnova, G.V. Rudenko / Journal of Industrial Pollution Control. – 2017. – № 33. – pp. 937–943.

16. Vatansever A. Put over a barrel? «Smart» sanctions, petroleum and statecraft in Russia / Energy Research and Social Science. – 2020. – № 69. – pp.1–10.

17. Zakaev D. Problems of Oil Refining Industry Development in Russia / D. Zakaev, N. Nikolaichuk, I. Filatova / International Journal of Engineering Research and Technology. – 2020. – № 2. – рр. 267–270.

Статья «Современные вызовы нефтегазовой отрасли» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№8, Август 2023)

Основная статья: Добыча нефти и газа

Технологически извлекаемых запасов нефти в РФ хватит на 39 лет – Роснедра

Рентабельных запасов нефти в РФ хватит на 33 года, а технологически извлекаемых – на 39 лет, заявил глава Роснедр в сентябре 2022 г.

Нефти в России хватит на 21 год

В середине сентября 2021 года в Федеральном агентстве по недропользованию (Роснедра) оценили запасы нефти в России.

По его словам, указанный период будет увеличиваться по мере развития технологий для трудноизвлекаемых запасов нефти. Глава Роснедр добавил, что самым перспективным российским регионом для разведки запасов нефти и газа является Западная Сибирь.

В Роснедра оценили, что нефти в России хватит на 21 год

Здесь еще работать и работать. Здесь потенциал для работы еще на много-много лет, — указал он.

Разработка месторождений углеводородов в Восточной Сибири, по его словам, пока нерентабельна из-за отсутствия необходимой инфраструктуры.

В апреле 2021 года предыдущий руководитель Роснедр Евгений Киселев говорил «Российской газете», что запасов нефти в России хватит на 58 лет, из них рентабельных — только на 19 лет, а запасов газа — более чем на 60 лет.Интервью TAdviser: Управляющий по ИТ «ВкусВилла» Дмитрий Апаршев — о приоритетах цифровизации

Министр природных ресурсов и экологии Александр Козлов в мае 2021 года в разговоре с РБК сообщал, что при тогдашнем уровне добычи российских запасов нефти хватит на 59 лет, а природного газа — на 103 года.

По данным Westwood Global Energy, 70% из обнаруженных в мире объемов запасов нефти и газа приходится на Россию. Чтобы поддерживать рост добычи и существенный объем конкурентоспособного экспорта нефти до 2035 года, российские компании должны прирастить запасы в объеме не менее 10,4 млрд тонн, говорится в исследовании.

Шестая страна в мире по подтвержденным запасам нефти

Геологические запасы нефти и конденсата в РФ в 2019 г. увеличились почти на 2 млрд тонн.

Прирост запасов нефти и конденсата России за счет проведения геологоразведочных работ по итогам 2019 года по сумме всех категорий (А+В1+С1+В2+С2) предварительно оценивается в 1,952 млрд тонн, по газу – 1,354 трлн куб.

Нефтяные компании завышают объем запасов

Значительная часть запасов нефти и газа в России, о которых рапортуют сырьевые компании и которые ставятся на государственный баланс, не подтверждается в результате переоценки, разведки и добычи.

Об этом в мае 2020 г сообщила Счетная палата в отчете о состоянии минеральной сырьевой базы страны в 2015-19 гг. Нефтегазовые компании склонны переоценивать разведанные залежи, докладывая государству о природных богатствах. В среднем каждый год Россия списывает с госбаланса оказавшиеся «фейковыми» запасы углеводородов почти в таком же объеме, какой ежегодно выкачивает из недр.

В сумме с 2016 года были признаны не существующими в реальности запасы нефти и конденсата на 2,278 млрд тонн, что составляет почти пять годовых объемов добычи.

За тот же период по причине неподтверждения пришлось списать 6,041 трлн кубометров газа – более девяти годовых объемов добычи.