Битва за технологический суверенитет

Впрочем, российские компании не унывают. Да, будет задержка ввода новых проектов, придется потратить время на перепроектирование, создание собственных или поиск заменителей технологий, но никто не опускает руки. К тому же такой сценарий предполагался, а кое-что уже удалось создать самим или найти аналоги.

Снизу вверх

Россия живет в условиях санкций в нефтегазовой отрасли с 2014 года, после вхождения Крыма в состав РФ. Тогда кроме финансовых ограничений на ряд нефтегазовых компаний был наложен запрет на поставку оборудования и участие в проектах по добыче сланцевой, глубоководной нефти и нефти на арктическом шельфе. Отдельно досталось газовому Южно-Киринскому месторождению, которое рассматривалось как ресурсная база для третьей очереди СПГ-завода «Сахалин-2».

Новый виток ухудшения взаимоотношений в течение 2022 года привел к уходу почти всех западных компаний с российского рынка. Теперь в РФ запрещено поставлять ряд технологий нефтепереработки, нефтедобычи, сжижения природного газа, определенный ассортимент специальной химии и катализаторов для нефтепереработки и нефтехимии.

Некоторые компании уходили сразу из-за так называемых самосанкций, другие терпеливо выжидали конкретики и пытались по максимуму использовать выдаваемые послабления, чтобы исполнить уже заключенные контракты.

Сейчас можно констатировать, что западные компании ушли, но российские не опустили руки: да, будет сложно, однако за минувшие несколько лет многие осознали, что санкции и ограничения — это надолго, и планомерно вели работу по импортозамещению.

Нефтедобыча

Еще в 2014 году Минпромторг РФ при участии крупнейших нефтегазовых компаний сформировал план по импортозамещению нефтегазового оборудования, в частности флота для гидроразрыва пласта, подводных добычных комплексов, аппаратуры для сейсморазведки.

В России констатировали, что 80–100% программного обеспечения в нефтедобыче является импортным. Из-за рубежа поставляется около 70% турбин, котельного оборудования, 50–60% насосно-компрессорного оборудования, 30–40% арматуры. Только на рынке труб и металлопродукции доля импорта составляла всего 20%.

При этом на традиционных месторождениях страны почти 80% современных технологий приходится на российские и локализованные технологии, а вот на трудноизвлекаемых — только 50%, на шельфе РФ — вообще лишь 20% отечественных технологий.

Нужно отметить, что развитие собственных компетенций было обусловлено не только введением санкций: «легкая» нефть заканчивается, добыча уходит на сложные, глубокозалегающие пласты, в тяжелые климатические условия с отсутствием инфраструктуры и на шельф. По оценке Минэнерго, в российской Арктике сосредоточено порядка 100 млрд тонн запасов, в глубоких горизонтах Западной Сибири — 25 млрд тонн.

В 2020 году Минэнерго оценивало стоимость разработки запасов углеводородов в РФ в $10–30 за баррель, стоимость некоторых ТРИЗ к 2030 году — в $70–75 за баррель, арктических запасов — до $80 за баррель.

В ответ на санкции 2014 года в России поставили задачу в 2016 году разработать свои технологии горизонтального бурения и ГРП, в 2018-м — завершить разработку технологий по добыче ТРИЗ, а также отечественного программного обеспечения, необходимого для добычи и геологоразведки. В 2020 году ведомство рассчитывало разработать российские технологии добычи углеводородов на шельфе и производства сжиженного природного газа.

За прошедший период удалось создать свои технологии, в частности по ГРП и роторным системам управления, необходимым для бурения сланцевой нефти (в нашей терминологии к ней относятся залежи бажена, доманика, абалакской и хадумской свит).

В марте 2023 года министр энергетики РФ Николай Шульгинов констатировал, что российская промышленность может удовлетворить большую часть потребности в оборудовании для нефтегазовой отрасли. По его словам, в стране создан первый отечественный комплекс установок для ГРП, и уже идут промысловые испытания флота ГРП.

В компании «Яков и Партнеры» (ранее — МcKinsey) отмечают, что 52% рынка ГРП в России в 2022 году было представлено компаниями из «недружественных» стран, доля отечественного оборудования ГРП составляет менее 1%.

«В условиях ужесточения санкций единственным поставщиком флотов ГРП остается Китай. Поэтому в рамках санкционной экономики России необходимо развивать отечественные технологии и наладить выпуск российского ГРП-оборудования для удовлетворения растущего спроса. К 2030 году потребность отрасли с учетом планируемого бурения возрастет до 160 единиц (в 2022 году — 135 единиц)»,

— полагают эксперты.

В России успели сформироваться и крупные независимые нефтесервисные компании: буровая компания «Евразия» с долей рынка 6%, «РусГазБурение» — 5%, «Аргос» — 3%, «Росгео» — 2%, «Борец» — 2%, прочие — 2%. Еще 10%, по оценке экспертов, занимают средние и малые компании, такие как «Новомет», «Геотэк», «ФракДжет-Волга», «Пакер Сервис» (каждая по 2%).

Что касается шельфа, пока таких проектов в России немного, но даже платформа «Приразломная» «Газпром нефти» смогла продолжить свою работу после 2014 года.

«Газпром», который США «подрезали» с освоением газового Южно-Киринского месторождения, начал активные попытки локализации производства подводных добычных комплексов (ПДК), чтобы начать добычу газа в 2023 году. Но пока этот срок перенесен на 2025 год. «Газпром» публично хвастался проектированием FEED месторождения, которое доказывало осуществимость его разработки.

«Роснефть» также разрабатывает программное обеспечение, охватывающее все ключевые процессы нефтегазодобычи. В частности, программный комплекс «РН-Цифровой керн» позволяет спрогнозировать содержание углеводородов в пласте и подобрать наиболее эффективные методы разработки для увеличения его нефтеотдачи.

Но эксперты освоение шельфа считают пока нерентабельным. Директор практики «Разведка и добыча нефти и газа» компании «Выгон Консалтинг» Сергей Клубков согласен:

«Добыча на шельфе сейчас не будет приоритетом в стратегии России, так как отсутствует экономическая целесообразность».

Он считает, что с технологической точки зрения санкции практически не затронули действующие добычные проекты в РФ.

Одной из самых острых проблем является зависимость от программного обеспечения иностранного производства. Для замещения отраслевых цифровых продуктов и решений, включая программно-аппаратные комплексы, в прошлом году при участии Минэнерго были созданы индустриальные центры компетенций «Нефтегаз, нефтехимия и недропользование» и «Электроэнергетика». Этими центрами суммарно отобрано 56 проектов по ключевым направлениям импортозамещения, где ведется активная работа в части создания продуктов, превосходящих по своим возможностям зарубежные аналоги.

Следующий уровень

Усложнение условий добычи происходит также за счет того, что, например, газ, залегающий на более глубоких пластах, имеет более «жирный» состав, то есть требует извлечения конденсата, широкой фракции углеводородов (ШФЛУ) и этана. Это ценные фракции для нефтепереработки и нефтегазохимии, которые также подверглись технологическим санкциям. Под запрет попали и технологии сжижения природного газа (СПГ), нефтепереработки, а также поставки специальной химии и катализаторов.

В перечень подсанкционного оборудования для нефтепереработки включены: установки алкилирования и изомеризации, установки производства ароматических углеводородов, атмосферно-вакуумные установки перегонки нефти, установки каталитического риформинга/крекинга, коксователи замедленного коксования, установки флексикокинга, реакторы гидрокрекинга, корпуса реакторов гидрокрекинга, технология производства водорода, технология извлечения и очистки водорода, технология установки гидроочистки, установки изомеризации нафты, блоки полимеризации, установки сольвентной деасфальтизации, установки по производству серы, установки сернокислотного алкилирования и регенерации серной кислоты, установки термического крекинга, установки трансалкилирования, висбрекеры, установки гидрокрекинга вакуумного газойля, технология очистки топливных газов НПЗ и получения серы (включая установки аминовой очистки, установки очистки серы, установки очистки хвостовых газов).

В списке оборудования для СПГ — технологические установки для охлаждения газа в СПГ-процессе, технологические установки для разделения и фракционирования углеводородов в процессе СПГ, технологические установки для сжижения природного газа, холодильные камеры в СПГ-процессе, криогенные теплообменники в процессе СПГ, криогенные насосы в процессе СПГ.

И хотя в 2014-м СПГ-технологии не находились под санкциями, была поставлена задача создать свою технологию крупнотоннажного СПГ-завода к 2020 году.

За прошедшее время НОВАТЭК смог разработать среднетоннажную технологию производства СПГ «Арктический каскад». Такая линия была запущена на крупнотоннажном СПГ-заводе «Ямал СПГ» и теперь работает с превышением установленной мощности. Кроме того, на заводе «Криогаз-Высоцк» функционирует некоторое российское оборудование.

Что касается строящихся по западным технологиям крупнотоннажных СПГ-заводов, сотрудничество с иностранными компаниями прекратилось у всех российских компаний.

По словам главы НОВАТЭКа Леонида Михельсона, самым критичным для крупнотоннажного завода «Арктик СПГ 2» являлась замена мощных газовых турбин, которые производила американская Baker Hughes. Проблему было предложено решить с помощью электроприводов, поставляемых российскими производителями, и электростанций.

Еще одному детищу Леонида Михельсона — СИБУРу — из-за санкций пришлось отложить сроки запуска Амурского газохимического комплекса (АГХК). Установка пиролиза была завезена еще до введения санкций, и здесь речь лишь о том, что монтировать оборудование и управлять стройкой будут уже не западные компании, а российский НИПИГАЗ. Установки по производству полиэтилена и полипропилена придется перепроектировать под другие доступные технологии. Пока срок запуска АГХК отодвинут с 2024 на 2026 год.

Что касается нефтепереработки, то, по словам заместителя генерального директора Института национальной энергетики Александра Фролова, в ряде областей удалось переключиться на альтернативных импортеров.

«А в области катализаторов, весьма болезненной для нефтеперерабатывающей отрасли любой страны, не первый год идут процессы импортозамещения. К примеру, „Роснефть“ запустила производство катализаторов гидропроцессов в 2022 году, а „Газпром нефть“ в 2023-м планирует ввести в эксплуатацию новый катализаторный завод, который сможет по некоторым позициям на 100% закрыть потребности российского рынка»,

— сказал он.

Вера в нефть

Отметим, что несколько лет назад вера в необходимость добычи нефти была подорвана «зелеными инициативами», что привело к снижению инвестиций в сектор и нынешним опасениям дефицита. Теперь же стоит вопрос, какой регион, какая страна сможет выдерживать конкуренцию в условиях растущих издержек производства нефти.

Сейчас основными конкурентами России среди производителей нефти являются, конечно же, страны ОПЕК, в первую очередь ближневосточные, а также США, Канада, Гайана, Бразилия, Норвегия и другие. Оценки относительно перспектив и желания США увеличивать добычу нефти пока разнятся и во многом зависят от политических решений.

Между тем прогнозы спроса на нефть в перспективе повышательные. Однако политика санкций привела к ухудшению экономики и логистики для всех производителей и потребителей нефти, поэтому есть смысл создавать новые союзы, чтобы экономить на издержках.

«Потому что ни одна отдельно взятая страна сама не вытянет создание всей линейки оборудования. Вместе это сделать гораздо проще и гораздо менее затратно. Поэтому это должно стать одним из основных фокусов на обеспечение энергетической безопасности»,

— считает первый замминистра энергетики РФ Павел Сорокин.