Совет директоров рассмотрел и утвердил Отчет о ходе реализации за 2016 год Программы инновационного развития ПАО «Газпром» до 2025 года, а также принял к сведению информацию об эффективности освоения средств, выделяемых на научно-исследовательские, опытно-конструкторские и технологические работы (НИОКР).

Отмечено, что успешное выполнение мероприятий, предусмотренных Программой, позволяет компании последовательно повышать технологический уровень развития, улучшать производственные процессы за счет оптимизации использования всех видов ресурсов. Инновационные исследования направлены на разработку и внедрение отечественного высокотехнологичного оборудования и материалов, а также сложных технологических комплексов, не имеющих мировых аналогов.

Одним из приоритетных направлений работы «Газпрома» является реализация проекта по созданию технологии производства метано-водородных смесей. Их применение позволяет решать задачи по повышению энергоэффективности газоперекачивающих агрегатов и снижению выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов от газотурбинных установок.

Совместно с Российской академией наук «Газпром» работает над созданием компактных долговечных систем хранения газа в сорбированном состоянии. В настоящее время создан опытный образец такой системы - он представляет собой адсорбционный газовый терминал, который позволяет аккумулировать и выдавать потребителю почти в два раза большее количество природного газа, чем аналогичная по размерам и давлению емкость для хранения газа в компримированном (сжатом) виде.

В нефтяном бизнесе Группы «Газпром» одним из ключевых направлений инновационного развития является совершенствование технологий горизонтального бурения и многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП), в том числе для рентабельного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти. Так, летом 2016 года впервые в России специалисты «Газпром нефти» провели 30-стадийный ГРП.

«Газпром» - один из лидеров по инвестициям в инновации среди российских компаний. В прошедшем году на объектах Группы было внедрено более 440 результатов НИОКР. Общий ожидаемый эффект от их использования оценивается более чем в 279 млрд руб.

Кроме того, компания совершенствует систему управления инновационной деятельностью, развивает научно-техническое сотрудничество с зарубежными партнерами, расширяет взаимодействие с российскими образовательными организациями. Так, количество опорных вузов «Газпрома» в 2016 году было увеличено с 9 до 12. По итогам прошлого года в этих учебных заведениях в стадии выполнения находились три программы научных исследований и разработок в интересах «Газпрома», сформированы две новые программы. В настоящее время готовятся еще пять таких программ.

Совет директоров рассмотрел и одобрил проводимую компанией работу по реализации проектов в сфере импортозамещения в 2016–2017 годах. Утвержден Отчет о реализации корпоративного плана импортозамещения в 2016 году. Правлению поручено продолжить работу в данном направлении, включая развитие сотрудничества с отечественными поставщиками в нефтегазовой отрасли для совершенствования производства, стимулирования технического, экономического прогресса и повышения конкурентоспособности российских товаров.

Совет директоров рассмотрел и одобрил предложения по учету рекомендаций аудитора по результатам проведения аудита реализации Долгосрочной программы развития «Газпрома» за 2015 год.

Программа инновационного развития ПАО «Газпром» до 2025 года была утверждена в июне 2016 года. Основная цель Программы - постоянное повышение технологического и организационного уровня развития компании для поддержания позиций глобальной энергетической компании и надежного поставщика энергоресурсов.

Развитие нефтяной промышленности подчиняется тем же законам, что и развитие любого другого производства и экономики в целом. Речь идет о дискретности, технологических прорывах, становящихся ответом на изменение внешних условий и определяющих вектор дальнейшего развития отрасли на десятилетия. Изобретение двигателя внутреннего сгорания и вытеснение им практически всех альтернативных типов силовых установок повлекло за собой технологическую революцию в сферах добычи и переработки нефти, до середины XIX века извлекавшейся из земли кустарными методами и применявшейся практически только для освещения. Колоссальный рост отраслевых масштабов и эффективности производства был связан с появлением технологий скважинной механизированной добычи, сменой ударного бурения вращательным и с началом применения глубинных насосов.

Более свежий пример - уже из советской действительности: техническое перевооружение отрасли, связанное с послевоенным восстановлением экономики, внедрение в 50‑х годах прошлого века в СССР систем разработки месторождений с поддержанием пластового давления позволили увеличить добычу нефти (с газовым конденсатом) с 1950 по 1960 год в четыре раза - с 37,9 до 147,9 млн тонн. Результатом развития геолого‑поисковых и геофизических технологий и методов стало открытие уникальных западносибирских месторождений, таких как Самотлор.

Западные компании, в отличие от советских нефтяников не обеспеченные доступной ресурсной базой, организовали настоящую отраслевую научно‑техническую революцию: освоение сложных и морских месторождений потребовало нового уровня автоматизации, разработки инновационных конструкционных материалов и передовых способов бурения. Революция оказалась успешной - например, освоение битуминозных песков в провинции Альберта довело долю Канады в структуре мировых запасов нефти с 3 до 15%. А последний технологический прорыв нефтяной отрасли - освоение технологий добычи сланцевой нефти - грозит перекроить всю нефтяную карту мира, сделав к 2020 году импортонезависимыми североамериканские государства - США, Канаду и Мексику. Сегодня в России шансы на открытие новых уникальных месторождений легкодоступной нефти также фактически равны нулю - а значит, переход на рельсы инновационного развития неизбежен.

Революционная ситуация

По данным, приводившимся при разработке генеральной схемы развития нефтяной отрасли России, в стране разведано 2750 месторождений нефти. 1580 из них находятся в разработке, здесь сосредоточены 78% всех запасов страны. И практически все действующие промыслы характеризуются высокой степенью выработанности разведанных запасов - более 60%. 1170 месторождений не введены в разработку из‑за наличия каких‑либо сложностей: удаления от инфраструктуры, сложных геологических условий, нестандартных свойств нефти или небольших масштабов залежей...

Лишь треть всех разведанных в стране запасов - активные; 67% - трудноизвлекаемые. При этом показатели эффективности при утверждении запасов госкомиссией остаются неизменными уже на протяжении 60 лет: коэффициент извлечения нефти (КИН) в среднем колеблется между 30 и 40%. И это в обычных условиях, а при освоении низкопроницаемых коллекторов коэффициент нефтеотдачи - 16-20%, высоковязкой нефти - 5-35%,подгазовых зон - 10-30%. Технологически неготовой в начале XXI века встретила российская нефтянка и необходимость освоения месторождений Ямала и севера Красноярского края, шельфа арктических морей, где между тем скрыт основной потенциал расширения ресурсной базы страны.

Не стоит забывать и о том, что инновации обеспечивают доступ к новым ресурсам, в том числе за счет сокращения затрат на производство. По подсчетам специалистов, при существующих технологиях и сложившихся уровнях эффективности удельные капиталовложения на тонну новой мощности и трудоемкость добычи тонны нефти возрастают - соответственно при освоении низкопроницаемых коллекторов в среднем в 3,8 и 2 раза; подгазовых залежей - в 5,5 и 2,7 раза; высоковязкой нефти - в 6,8 и 2,9 раза. А примеров «работы» новых технологий в этом направлении более чем достаточно. Например, в 1985 году при цене нефти $30 за баррель освоение сверхтяжелой нефти бассейна реки Ориноко было нерентабельным. Для получения эффективных технологий извлечения таких углеводородов понадобилось чуть более 10 лет - в конце 1990‑х ExxonMobil, Total, ConocoPhillips уже запускали в регионе крупные проекты, причем при гораздо худшей конъюнктуре: цена нефти упала до $15 за баррель.

Заграница нам поможет

Российская нефтянка не обновляла технологический багаж несколько десятков лет, проедая, по сути, советское наследие и как максимум используя самые простые наработки, такие как гидроразрыв пласта. Этого уже явно недостаточно не только для освоения новых территорий, но и для поддержания приемлемого уровня падения базовой добычи, обеспечения внутреннего рынка нефтепродуктами необходимого качества. И механизм инновационного развития был запущен.

В добыче - в основном при помощи создания альянсов с ведущими международными компаниями, обладающими необходимыми технологиями. Например, «Роснефть» планирует разрабатывать арктический шельф вместе с ExxonMobil, «Газпром нефть» вслед за «Газпромом» заключила стратегическое соглашение с Shell. Меморандум, который в апреле подписали глава «Газпрома» Алексей Миллер и председатель совета директоров Royal Dutch Shell Plc Йорма Оллила, определяет принципы сотрудничества в разведке и разработке запасов углеводородов арктического шельфа России, а документ, подписи под которым поставили председатель правления «Газпром нефти» Александр Дюков и исполнительный вице‑президент Royal Dutch Shell Plc Эндрю Браун, касается разведки и добычи баженовско-абалакской свиты, по своей структуре во многом близкой к месторождениям сланцевой нефти. Компании создадут специальное совместное предприятие, которое, по сути, будет выполнять функцию российского центра компетенций по освоению запасов нефтеносных сланцев.

Впрочем, на более традиционных проектах современные технологии, такие как горизонтальное бурение с многостадийным гидроразрывом пласта, применяются уже достаточно активно. Здесь партнерами российских нефтяников, в том числе и «Газпром нефти», выступают западные сервисные компании, такие, например, как Schlumberger.

В сфере переработки инновационное развитие также пока базируется на использовании процессов, лицензии на которые принадлежат иностранным компаниям. Это позволяет в короткие сроки значительно повысить технологический уровень НПЗ. Есть, впрочем, и исключения: например, на Омском и Московском НПЗ «Газпром нефти» используется отечественная технология изомеризации легкой нафты - одного из ключевых процессов производства высокооктановых бензинов.

Но это именно исключение, и на современном этапе поиск, отбор и адаптация «чужих» технологий под собственные нужды - пожалуй, единственный для российской нефтянки способ оперативно ответить на новые вызовы. Однако очевидно, что инновационное развитие - единственный сегодня способ получения конкурентных преимуществ. И российские нефтяные компании разрабатывают собственные стратегии инновационного развития, гармонизированные по целям и ресурсам с корпоративными стратегиями. В нынешнем году инновационная стратегия, дополняющая и детализирующая действующую программу инновационного развития «Газпрома», появилась и у «Газпром нефти».

Инновационные ожидания

В программе инновационного развития «Газпром нефти», рассчитанной на срок до 2020 года, научно‑исследовательские и опытно‑конструкторские работы сгруппированы по тем же технологическим приоритетам, что и в газпромовской стратегии. Основные задачи - эффективная разведка и разработка месторождений в сложных геологических и климатических условиях; экономически рентабельная и энергоэффективная добыча из истощенных месторождений, а также развитие нефтепереработки и нефтехимии.

По расчетам специалистов компании, повышение нефтеотдачи и производительности скважин за счет использования технологии электронного месторождения, внедрение новых методов гидроразрыва пласта и зарезки боковых стволов в комплексе с реализацией программы повышения энергоэффективности дадут снижение темпов падения базовой добычи на 10%. Вовлечь 500 млн тонн низкопродуктивных запасов в рентабельную разработку позволят применение высокоразрешающей сейсмики, развитие программы бурения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта, освоение технологий добычи высоковязкой нефти в подгазовых залежах и методов работы на суше и шельфе Арктики. Разработка технологий добычи сланцевой нефти принесет компании еще до 150 млн тонн запасов, а потенциал роста добычи за счет повышения КИН с помощью технологий щелочь‑ПАВ‑полимерного заводнения и закачки воздуха с внутрипластовым горением составляет еще около 170 млн тонн.

Большая доля программы инновационного развития нефтепереработки завязана на уже реализующиеся программы модернизации НПЗ компании. Реконструкция и ввод новых установок позволят значительно сократить выработку мазута (с 17% в общем объеме производства в 2013 году до 3% в 2020-м), увеличить выход светлых нефтепродуктов (с 64,1 до 77,6%) и глубину переработки (с 80 до 93%).

Впрочем, инновационные планы не ограничиваются проектами, основанными на внедрении уже существующих технологий. Специалисты «Газпром нефти» в партнерстве с учеными работают и над проектом принципиально новых технологий, таких как переработка попутного нефтяного газа в синтетическую нефть, гидроконверсия гудрона на наноразмерных катализаторах, алкилирование на твердых катализаторах. Однако решение столь масштабных задач требует симметричной организационной поддержки.

Заплаты для науки и образования

Одно из важнейших организационных изменений - введение проектного управления в области инноваций. Для оценки и удовлетворения технологических потребностей компании будет внедряться система технологического менеджмента. А для сбора информации о лучших практиках внутри компании, ее распространении, формирования среды для создания новых знаний внутри организации и обеспечения возможности коллективного формирования идей в 2013 году начинается построение системы управления знаниями.

Впрочем, для того чтобы новые организационные механизмы работали, причем не только сейчас, но и в перспективе, необходимо обеспечение инновационных процессов кадрами соответствующей квалификации. При этом специалисты должны быть изначально «включены» в проблемы компании и отрасли. Эту задачу призвана решить программа сотрудничества с высшими учебными заведениями, которые будут заниматься целевой подготовкой специалистов, а также переподготовкой и повышением квалификации сотрудников «Газпром нефти». За семь лет (до 2020 года) в спонсорскую поддержку вузов планируется вложить 554 млн рублей.

Такие программы существуют и у других российских нефтяных компаний, которые, по сути, закрывают бреши, образовавшиеся в системе профильного образования в 1990-е. Ликвидировать последствия еще одного провала - в системных отраслевых прикладных научных исследованиях - призвана программа сотрудничества с крупными профильными научными организациями и научно-исследовательскими институтами. К проведению научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР) будут привлекаться и вузы. Пример такого сотрудничества - открытие в 2012 году Объединенного научно-исследовательского центра инновационных технологий (ОНИЦ), соединившего компетенции и кадровые ресурсы научно-технического центра «Газпром нефти» и национального минерально-сырьевого университета «Горный».

До 20% должна вырасти доля добычи углеводородов в «Газпром нефти» за счет инновационных технологий.

«Цементировать» возрождающуюся отраслевую систему инновационного развития призваны, в том числе, частно-государственные технологические платформы, такие как «Технологии добычи и использования углеводородов» и «Глубокая переработка углеводородных ресурсов», участие в работе которых - составная часть инновационной стратегии «Газпром нефти».

Экономическая связь

Декларация становится стратегией лишь тогда, когда получает четкие, оцифрованные цели. Для оценки эффективности инноваций в «Газпром нефти» разработана система ключевых показателей. Например, за счет применения инновационных технологий эксплуатационные затраты в проектах до 2020 года должны снизиться не менее чем на 5%; производительность труда в разведке и добыче вырасти на 2-5% в год, в переработке - на 7% за семь лет, а доля добычи углеводородов за счет инновационных технологий в общем объеме - увеличиться с 0 до почти 20%. Однако, говоря о целях, стоит вспомнить об одном из информационных входов, играющем важную роль при разработке инновационных стратегий, - прогнозе изменения внешней ситуации. С этим в России все непросто. Работа отечественной нефтянки при существующем налоговом режиме равносильна работе при цене барреля нефти в $30-35. Но инновационные технологии начинают эффективно работать на сокращение издержек, только после того как они перестают быть инновационными. Поиск же и внедрение новых методов - крайне дорогостоящий процесс. А если говорить о добыче трудноизвлекаемых запасов, то технологии становятся эффективными только при высоком уровне цен на нефть. «Высокие цены на нефть в мире позволяют использовать дорогие технологии извлечения из недр нефти, которая раньше считалась неизвлекаемой, - пояснил начальник департамента стратегического планирования „Газпром нефти“ Сергей Вакуленко. - Да, извлечь ее стоит $50, 60, 70 за баррель, но в 100‑долларовом мире это имеет смысл. Можно сравнить это с добычей золота: когда‑то искали самородное золото, потом стали промывать тонны песка ради крупинок, а затем стали добывать золото из руды с помощью химических реакций и через десятки сложных процессов - каждый переход означал удорожание добычи на порядок, но цена золота позволяла применять эти технологии».

Запустить на полную мощность технологическое развитие отрасли могло бы исключение затрат на НИОКР из налогооблагаемой базы, однако пока комплексного решения по поводу инновационного стимулирования отрасли у государства нет. Определенные условия для разработки трудноизвлекаемых нетрадиционных запасов создаются за счет предоставления налоговых льгот, но в то же время речь вновь идет о повышении налога на добычу полезных ископаемых.

«Безусловно, заявления о планах по пересмотру и повышению налоговой нагрузки заставят нефтяные компании пересчитать инвестиционные проекты и программы, - прокомментировал эту возможность в недавнем интервью телеканалу „Россия 24“ председатель правления „Газпром нефти“ Александр Дюков. - Но для нефтяников важен не только уровень налоговой нагрузки, но ее стабильность, предсказуемость. Так получается, что за последнее время вопросы пересмотра акцизов, НДПИ, экспортной пошлины поднимаются достаточно регулярно, и это, конечно, мешает компаниям принимать долгосрочные инвестиционные решения».

Появление инновационных стратегий у российских нефтяных компаний - подтверждение того, что восстановление технологической конкурентоспособности становится одним из приоритетов бизнеса. Если эта направленность будет поддержана на государственном уровне, выиграет не только ТЭК. Рост объемов добычи нефти за счет снижения удельной налоговой нагрузки, вовлечения в разработку новых запасов обеспечит увеличение и суммарных объемов налоговых поступлений и развитие других отраслей экономики. Достаточно только вспомнить, какой технологический импульс в 1960-1970‑х годах развитие нефтегазового комплекса в Западной Сибири придало сферам строительства, авиа- и кораблестроения, машиностроения.

МНЕНИЕ

С ергей Вакуленко, начальник департамента стратегического планирования «Газпром нефти»:

«Газпром нефть» вполне осознанно выбрала сегодняшнюю инновационную философию. В технологическом развитии есть такое понятие - «проклятие первопроходца»: кто-то очень много времени и сил тратит на создание технологий, а другие идут за ним. Мы сейчас обладаем некоторым преимуществом догоняющего, видим на полке достаточное количество технологий, которые в изрядной мере уже коммерциализированны, и нам не надо тратить время, деньги на их разработку, натыкаться на препятствия.

У нас есть еще несколько лет, чтобы грамотно поискать необходимое в библиотеке уже вызревших технологий, отобрать то, что может быть применимо у нас, адаптировать к нашим условиям и распространить. Мы сегодня позиционируемся как грамотный интегратор. Это один из углов нашей стратегии, и ничего зазорного в этом нет. Мы просто правильно выбираем из существующей базы инструменты для наиболее качественной разработки тех месторождений, которые есть у нас в портфеле. То есть наша инновация - в способности достаточно быстро отслеживать то, что происходит на рынке, и внедрять это в производство.

Мы уже сейчас работаем и над созданием собственных прорывных технологий, но это - работа на будущее, пока позиция умного покупателя оптимальна для того этапа развития, на котором сегодня находится «Газпром нефть».

Текст: Игорь Свириз

Приоритетом инновационного развития «Газпром нефти» являются технологии, обеспечивающие достижение стратегических целей по рентабельному увеличению добычи и повышению технологичности и эффективности нефтепереработки.

3,7 млрд руб. инвестиции в Программу инновационного развития в 2017 г.

Компания исследует и создает совместно с лидерами рынка эффективные решения, адаптируя их к условиям конкретных активов. Параллельно «Газпром нефть» развивает рынок технологий, стимулируя партнеров к созданию новых прорывных решений. Уникальные решения, отсутствующие на рынке, разрабатываются Компанией совместно с отечественными и зарубежными партнерами.

В Компании действует Программа инновационного развития, в основе которой – внедрение технологий, повышающих продуктивность скважин, разработка баженовской свиты, совершенствование третичных методов увеличения нефтеотдачи на истощенных месторождениях, а также разработка и производство катализаторов нефтепереработки. Важное место в Программе инновационного развития занимают проекты цифровизации производства в добывающем, нефтеперерабатывающем и сбытовом сегментах.

Основные элементы инновационной инфраструктуры Компании

Разведка и добыча

• ООО «Газпромнефть НТЦ» – обеспечивает аналитическую, методическую и научно-техническую поддержку всех ключевых производственных и технических функций Блока разведки и добычи.
• Центр управления добычей – управляет добычей углеводородов, используя «цифровые двойники» месторождений – виртуальные модели, которые меняются на основе постоянно обновляемой информации с датчиков на объектах. «Цифровые двойники» позволяют «Газпром нефти» предвидеть возможные технические, технологические осложнения, которые могут произойти, помогают принимать оптимальное решение по ремонту оборудования и тем самым снижать затраты на эксплуатацию объектов.
• Центр управления бурением «ГеоНавигатор» – осуществляет круглосуточный мониторинг, контроль и дистанционную инженерную поддержку процесса строительства высокотехнологичных скважин на месторождениях Компании.
• Проект «Когнитивный геолог» – предполагает создание самообучающейся модели геологического объекта. Это позволяет сократить время анализа с двух лет до нескольких месяцев, создать тысячи вариантов разработки месторождения и выбрать наилучший.
• Проект «Когнитивный инжиниринг» – с помощью искусственного интеллекта для анализа больших данных позволяет рассчитывать оптимальные решения в условиях высоких геологических, технических и экономических неопределенностей.
• Система «Электронная разработка активов (ЭРА)» – направлена на развитие ИТ-проектов в сфере разведки и добычи. Она включена в Технологическую стратегию «Газпром нефти» и является одним из ключевых ее направлений. На текущий момент в работе находится более 30 проектов, входящих в «ЭРА».

Переработка и сбыт

• Центр цифровых инноваций Открыт в апреле 2018 г. – создан для поиска и внедрения технологических решений в сфере работы с большими данными, предиктивного управления, создания «цифровых двойников» инфраструктуры. Задача Центра – разработка инновационных цифровых продуктов для развития единой технологической платформы «Газпром нефти» в сфере логистики, переработки и сбыта.
• Технопарк промышленной автоматизации «Газпром нефти» (г. Омск) – площадка для разработки и тестирования высокотехнологичных решений в области автоматизации нефтеперерабатывающих заводов.
• Центр управления эффективностью нефтепереработки и сбыта – охватывает управление цепочкой добавленной стоимости, производством, надежностью оборудования и системой нефтеконтроля, а также обеспечивает переход к полностью предиктивной модели управления производством.
• Проект «Цифровой завод» – является частью проекта «Газпром нефти» по созданию первой в России единой цифровой платформы для логистики, производства и сбыта нефтепродуктов. Цифровая платформа будет в онлайн-режиме интегрировать, хранить и обрабатывать данные, предоставляя визуализацию изменения ключевых производственных параметров.
• Система «Нефтеконтроль» – предоставляет аналитикам оперативную и достоверную информацию о производстве и движении нефти и нефтепродуктов на всех этапах: от нефтеперерабатывающего завода до АЗС, заправочного комплекса в аэропорту или судового причала.
• Проект «Цифровая АЗС» – обеспечивает централизованное управление автоматическими АЗС Компании из единого диспетчерского центра в Ярославле, где в режиме реального времени отслеживаются все параметры работы оборудования и качества нефтепродуктов.
• Проект «Цифровой ТЗК» – пилотный проект по внедрению автоматики на этапе заправки самолета реализован в одном из крупнейших аэропортов Европы – московском Шереметьево. В аэропорту тестируется первый топливозаправщик, оборудованный автоматизированным модулем коммерческого учета. Процесс заправки теперь также практически полностью автоматизирован. Оператор топливозаправщика авторизуется с помощью смарт-карты, вводит данные о необходимом количестве топлива. Во время заправки на электронном табло в онлайн-режиме отображается вся необходимая информация о параметрах и режиме подачи топлива. При достижении заданного объема система автоматически прекращает заправку, на принтере распечатывается чек, и с помощью GSM-модуля отчет о заправке поступает на сервер «Газпромнефть-Аэро». Автоматизированный коммерческий учет авиационного топлива позволит отправлять авиакомпаниям счета-фактуры и контролировать дебиторскую задолженность в онлайн-режиме. Установка новых модулей станет важным элементом стратегического проекта полного коммерческого учета, меняющего не только ИТ-ландшафт Компании, но во многом и сами принципы ведения бизнеса.
• Проект«Цифровые продажи» – позволяет точно настраивать продуктовое и сервисное предложение под каждого клиента в любом из каналов сбыта, быстро создавать и выводить на рынок новые продукты и сервисы, предоставлять потребителю моментальный доступ к необходимому решению.

Ключевые партнеры «Газпром нефти» в области разработки и внедрения технологий: Институт проблем переработки углеводородов и Институт катализа Сибирского отделения РАН, Институт нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева РАН, Сколковский институт науки и технологий, Инжиниринговый центр МФТИ, РГУ нефти и газа им. Губкина, Тюменский государственный университет, Фонд «Национальное интеллектуальное развитие», «Яндекс.Терра», Shell.

Объекты интеллектуальной собственности (ОИС) Источник: данные Компании

980 млн руб. инвестиции в научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы в 2017 г.

Заявки Источник: данные Компании

Цифровая трансформация

Важнейший аспект стратегии развития «Газпром нефти» – цифровая трансформация бизнеса.

Во всех сегментах деятельности Компании создаются системы управления производством нового поколения. Они предусматривают интегрированное управление всеми службами для максимизации ценности актива, использование «цифровых двойников» для оптимизации режимов работы и планов технического обслуживания, развитие корпоративной системы распространения знаний. Проекты реализуются на всех этапах цепочки создания стоимости от добывающих предприятий до сбыта нефтепродуктов.

«Мы уже сформировали цифровую экосистему, которая охватывает все стороны нашей работы: от геологии и добычи до процесса распространения знаний внутри Компании. Приоритетное для нас направление – создание электронных советников, когнитивных помощников, которые будут обрабатывать информацию и проводить расчеты, чтобы предлагать инженерам уже готовые решения по дальнейшим действиям».

Марс Хасанов Глава Дирекции по технологиям, генеральный директор Научно-технического центра «Газпром нефти»

>110 проектов выполнялось в рамках Технологической стратегии в 2017 г.

С 2014 г. в Компании действует Технологическая стратегия в области разведки и добычи, объединившая технологические вызовы по приоритетным направлениям. В числе ключевых технологических задач – вовлечение в разработку трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов, увеличение нефтеотдачи на зрелых месторождениях, повышение эффективности бурения, разработка карбонатных и трещиноватых коллекторов. По каждому направлению Технологической стратегии разработана Долгосрочная технологическая программа и реализуются проекты, направленные на решение технологических вызовов.

Управление реализацией Технологической стратегии осуществляется Управляющим комитетом под председательством первого заместителя Генерального директора Компании.

Ключевые события года

• В 2016 г. бурение на Пальяновской площади двух горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) обеспечило промышленный приток нефти из баженовской свиты. Программное обеспечение РОСТ МГРП, разработанное Компанией в рамках исследовательского консорциума в 2017 г., прошло апробацию на скважинах баженовской свиты. Это решение – первый в мире симулятор ГРП в условиях баженовской свиты – позволяет моделировать формирование трещин в пласте, прогнозировать приток нефти и подбирать оптимальные параметры гидроразрыва
• «Газпром нефть» и Правительство ХМАО – Югры договорились о создании на территории ХМАО – Югры центра развития технологий добычи из баженовской свиты – «Технологического центра «Бажен». Открытие центра – нового юридического лица со статусом технологического полигона – запланировано на 2018 г.
• На Западно-Салымском месторождении завершается активная фаза пилотного проекта сода-ПАВ-полимерного заводнения. По результатам реализации проекта прирост коэффициента извлечения нефти (КИН) составил 15 %, что свидетельствует о высокой технологической эффективности нового решения
• В «Газпромнефть-Хантосе» начал работу Центр управления добычей (ЦУД), созданный в рамках программы «Цифровое месторождение». Центр объединил ранее разработанные решения по повышению эффективности отдельных производственных процессов добычи в единую интегрированную среду. Работа Центра позволит снизить операционные затраты на 15 %
• В партнерстве с Инжиниринговым центром МФТИ создан Центр научно-технического сопровождения гидроразрыва пласта
• На Царичанском месторождении оптимизирован дизайн скважины. В рамках успешно завершенного проекта впервые в Российской Федерации применена двуххвостовиковая конструкция, а также комплекс технологических решений (геомеханика, пенное цементирование), который позволяет бурить и цементировать в условиях катастрофических поглощений бурового раствора. На основе данного подхода пробурено 17 скважин. Общая сумма экономии более чем в четыре раза превосходит затраты на проект. Общее снижение затрат на бурение составило более 840 млн руб.
• Компания работала над созданием комплекса ИТ-решений по направлению «Когнитивный помощник геолога», который позволит кратно повысить эффективность подготовки решений в геологии: более чем в два раза увеличить скорость обработки данных, на треть сократить затраты на извлечение информации

Первая ИТ-платформа для сейсморазведки

В 2017 г. «Газпром нефть» в сотрудничестве с компаниями «Яндекс.Терра», «Пангея», МФТИ начала создание первой в России интегрированной платформы для обработки и интерпретации данных сейсморазведки, способной сопровождать весь цикл сейсмических исследований – от постановки задач до завершения проектов. Программное обеспечение будет способно решать задачи от выбора перспективных участков и интерпретации данных до предложения идей по созданию сейсмогеологических моделей. В дальнейшем прототип будет дополнен алгоритмами обработки больших данных (Big Data) и принятия решений. Разработка новых программных продуктов ведется в рамках программы «Электронная разработка активов» («ЭРА»). Программа охватывает все основные направления деятельности Компании в сегменте разведки и добычи: геологоразведку, бурение, разработку, добычу и обустройство месторождений.

«В современной нефтегазовой отрасли принятие решения базируется на данных, объем которых растет экспоненциально. Big Data-парадигма позволяет адаптировать бизнес-стратегии под такие «взрывающиеся» темпы роста, а современные методы анализа данных, такие, например, как машинное обучение и сверточные нейронные сети, позволяют дать принципиально новый подход к решению актуальных проблем».

Тимур Тавберидзе Генеральный директор Инжинирингового центра МФТИ

30 НИОКР выполнялось в 2017 г.

В сегменте нефтепереработки действует долгосрочная стратегия НИОКР, в соответствии с которой сформирован портфель инновационных проектов по приоритетным направлениям технологического развития. Внедрение их результатов на нефтеперерабатывающих заводах Компании позволяет увеличивать выход высокомаржинальных продуктов с учетом технологических условий конкретного завода, а также снижать операционные затраты.

Ключевые события года

• В Блоке логистики, переработки и сбыта создан Центр управления эффективностью (ЦУЭ) нефтепереработки и сбыта. Задача ЦУЭ – построение единой цифровой платформы управления эффективностью цепочки добавленной стоимости от поступления нефти на нефтеперерабатывающий завод до реализации нефтепродуктов конечному потребителю. В реальном времени 250 тыс. датчиков автоматизированного мониторинга и десятки систем производственных процессов транслируют в ЦУЭ сведения о спросе на нефтепродукты, состоянии оборудования, качестве сырья. В ЦУЭ развернуто «озеро данных», где на основе их анализа принимаются управленческие решения. ЦУЭ обеспечит значимый экономический эффект за счет оптимизации всех процессов и роста надежности производства
• В рамках проекта «Газпром нефти» по развитию производства катализаторов нефтепереработки успешно внедрены собственные катализаторы и технологические решения:
  • каталитический крекинг: новая марка катализатора «Авангард»: выход бензина увеличен на установке каталитического крекинга на 3,7 %;
  • олигомеризация: новый катализатор КОБ1 – увеличены межрегенерационный пробег в два раза и выход высокооктанового компонента бензина на 30 %;
  • изодепарафинизация: новый катализатор без драгоценных металлов обеспечил производство дизельного топлива зимнего и арктического сортов в соответствии с производственной программой;
  • новый процесс реактивации катализатора гидроочистки дизельного топлива: реактивированный катализатор эффективно проработал на Омском НПЗ год вместо запланированных шести месяцев, сократив затраты на закупку свежего катализатора на 55 %
• Заключены генеральные соглашения до 2025 г. между Компанией и ее стратегическими научными партнерами – Институтом катализа им. Г. К. Борескова (Новосибирск) и Институтом проблем переработки углеводородов Сибирского отделения РАН (Омск) в области создания катализаторов нефтепереработки

Твердокислотное алкилирование

В 2017 г. проектный комитет при Минэнерго России одобрил проект «Газпром нефти» по созданию экологически безопасной технологии твердокислотного алкилирования – инновационной безотходной технологии производства высокооктанового компонента автомобильного бензина стандарта «Евро-5». Промышленное внедрение технологии на Московском НПЗ обеспечит производство более 100 тыс. т алкилбензина в год. В рамках проекта в Электрогорске завершено строительство первой в России опытно-промышленной установки твердокислотного алкилирования мощностью 300 т в год по продукту.

«Процесс, предложенный специалистами «Газпром нефти», обеспечивает уникальные преимущества, связанные с работой с некоррозионной средой, с получением более высокого октанового числа, с более низкими капитальными затратами, чем на установках с минеральными кислотами».

Юрий Злотников Директор департамента переработки нефти и газа Минэнерго России

Анализ приоритетов «Программы инновационного развития ОАО «Газпром» до 2020 г.»

В 2002-2012 гг. инновационное развитие ОАО «Газпром» реализовывалось по варианту догоняющего развития и локальной технологической конкурентоспособности ориентирован на перевооружение экономики на основе импортных технологий, а также на локальное стимулирование развития российских разработок. Спрос на инновационные отечественные технологии производства оборудования и технологий построения газотранспортной системы ОАО «Газпром» определялся, в основном, финансовыми ограничениями возможностей компании для развития на основании импорта новейшего иностранного оборудования и технологий. Сектор фундаментальной и прикладной науки сегментировался, концентрировался и финансировался ОАО «Газпром» вокруг тех направлений, которые имели коммерческое применение как создание конкурентоспособного импортозамещающего оборудования и импортозамещающих технологий.

Создание новейших проектов экспортных магистральных газопроводов «Голубой поток» (Россия - дно Черного моря - Турция) в 2001-2003 гг. и «Северный поток» (Россия - дно Балтийского моря - Германия) в 2009-2012 гг. выполнено на базе создания международных концернов, которые предоставили оборудование и специальные трубы для морских трубопроводов высокого давления, суда и технологию глубоководной прокладки трубопроводов, а также новейшие газоперекачивающие агрегаты, которые обеспечили бескомпрессорную подачу газа на морских участках на расстояниях от 400 км («Голубой поток») до 1200 км («Северный поток»).

Если в проекте «Голубой поток» (2002-2003 гг.) на морском участке трубопровода не использовались газовые трубы отечественного производства, то инициирование ОАО «Газпромом» развития металлургической и трубопрокатной промышленности России позволило в проекте «Северный поток» (2009-2012 гг.) выиграть международный тендер на поставку 25% одношовных труб высокого давления диаметром 1220 мм с толщиной стенки 41 мм и длиной 12 м для морского участка трубопровода, изготовленных на новейшем оборудовании Выксунского металлургического завода (Россия) с освоением прокатки трубных листов высокопрочной стали класса К65 (Х80) на новейшем отечественном прокатном стане «5000».

Цель разработки «Программы инновационного развития ОАО «Газпром» в 2011-2020 гг.» - определение и систематизация основных направлений и задач деятельности в области инновационного цикла, оптимизация имеющихся ресурсов и установление показателей инновационного развития на планируемый период .

Цель «Программы инновационного развития» - постоянное повышение технологического уровня ОАО «Газпром» для поддержания позиций технологического лидера в мировом энергетическом бизнесе.

В табл. 1.2 и на графиках рис. 1.1 приведены результаты проведенного ОАО «Газпром» технологического аудита показателей технологического уровня развития ОАО «Газпром» и 19 ведущих нефтегазовых корпораций мира .

Таблица 1.2. Сопоставление показателей технологического уровня развития ОАО «Газпром»

Рис. 1.1.

На основании выводов сравнительного технологического аудита для выделения наиболее актуальных для ОАО «Газпром» направлений инновационного развития (технологических приоритетов) проведена оценка потенциального экономического эффекта от внедрения инновационных технологий в рамках каждого из бизнес-процессов компании (добыча, транспортировка, переработка и реализация газа), результаты которой приведены на рис. 1.2.

Как показывает анализ результатов, приведенных на рис. 1.2, ключевыми областями технологических приоритетов для ОАО «Газпром» являются:

Транспортировка газа;

Развитие подземных хранилищ газа.

Рис. 1.2.

Приоритетность технологий транспортировки и хранения газа для ОАО «Газпром» связана со следующими характеристиками:

1. Единая система газоснабжения (ЕСГ) ОАО «Газпром» в России является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и включает в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и перераспределения газа.

2. В состав ЕСГ входят 155 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 268 компрессорных станций(КС) с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов (ГПА) 44,8 млн. Квт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 24 объекта подземного хранения газа.

3. Как результат, технологии, обеспечивающие повышение эффективности магистрального транспорта газа и диверсификацию способов поставки газа потребителю, дадут ЧДД на уровне 159.2 млрд. руб. при суммарном ожидаемом уровне ЧДД от внедрения инновационных технологий во всех бизнес-процессах ОАО «Газпром» на уровне 449,7 млрд. руб. (за период 2011-2020 гг.).

Внедрение инновационных технологий, обеспечивающих повышение эффективности магистрального транспорта газа и диверсификацию способов поставки газа потребителю, приведет к:

Снижению капитальных вложений в строительство линейных частей магистральных трубопроводов на 8-11%;

Снижению капитальных вложений в строительство компрессорных станций на 7-10%;

Снижению эксплуатационных затрат на 4-5%;

Снижению затрат на реконструкцию на 10%.

Снижению капитальных и эксплуатационных затрат на подземное хранение газа на 10%.

Основными инновационными технологиями, направленными на реализацию выделенного приоритета «Транспортировка и хранение газа» являются:

1. Технологии строительства и эксплуатации трубопроводов высокого давления;

2. Технологии высокоэффективного компримирования газа в газоперекачивающих агрегатах нового поколения;

3. Технологии транспортировки газа в сжиженом и многофазном состоянии;

4. Технология получения энергии за счет утилизации тепла детандер-генераторами в технологических процессах на компрессорных (повышение давления газа) и газораспределительных (снижение давления газа) станциях;

5. Технологии получения электроэнергии для эксплуатации устройств на линейных частях магистральных трудопроводов с использованием нетрадиционных и возобновляемых источников энергии;

6. Технологии создания «интеллектуальных» подземных и наземных хранилищ газа для поддержания стабильного круглогодичного режима работы магистральных трубопроводов;

7. Технологии хранения газа в сжатом и гидратированном состоянии в хранилищах вблизи потребителей - новый рынок наземных хранилищ газа вблизи потребителей на экспортных газопроводах.

В табл. 1.3 приведены основные направления инноваций в реализации технологического приоритета - «Внедрение новых технологий строительства и эксплуатации трубопроводов высокого давления» с объемом инвестиций 2,608 млрд. руб. (2011-2017 гг.).

Таблица 1.3. Технологический приоритет 5.1 «Технология строительства и эксплуатации трубопроводов высокого давления»

Код технологии	Подкод технологии
	Создание оборудования и системы управления техническим состоянием и целосностью ГТС (СУТСЦ) в составе поддерживающих технологий
	Разработка технологий и создание оборудования и материалов для строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов высокого лавления
	Создание оборудоания для производства трубных заготовок из сталей класса прочности Х100 - Х120 с толщиной листа 40 - 48 мм для изготовления одношовных труб диаметром до 1420 мм и длиной 18 - 32 м под внутреннее давление 250 -300 кг/см2
	Создание оборудования, технических средств для адаптивной автоматической дуговой сварки толстостенных высокопрочных труб
	Создание оборудования, технических средств для автоматической контактно-дуговой сварки для строиетльства газопроводов из толстостенных высокопрочных труб
	Создание оборудования, технических средств для автоматического ультразвукового контроля и диагностики газопроводов многоэлементными акустичискими системами
	Создание оборудования, технических средств для автоматической внутритрубной очистки и осушки полостей газопроводов
	Создание оборудования, технических средств для комплексного дистанционного коррозионного мониторинга морских участков газопроводов большого диаметра
	Создание утяжеленных бетонных покрытий на основе евробетона для морских участков и подводных переходов газопроводов
	Разработка технологий газотермического нанесения металлических коррозионностойких нанопокрытий на детали технологического оборудования газопроводов, работающие в кислой среде
	Создание летучих мигрирующих ингибиторов коррозии и ингибированных лакокрасочныхпокрытий для гапроводов, включая станции подземного хранения газа
	Создание энергосберегающего оборудования очистки природного газа для трубопроводов высокого давления (до 11,8 Мпа - 120 кг/см2)
	Исследование и разработка нормативной документации по сварке газопроводов нового поколения из высокопрочных труб, в т.ч. с повышенной сейсмостойкостью
	Розработка методов оценки надежности, риска и безопасного срока эксплуатации многониточного газопровода «Бованенково - Ухта», проходящего в сложных севреных природно-климатических условиях и в зонах многолетнемерзлых пород
	Разработка технологических решений и технических средств сварки трубных сталей при строительстве и ремонте магистральных газопроводов
	Разрабока критериев оценки трещинностойкости труб большого диаметра из сталей Х80 - Х120 для магистральных газопроводов высокого давления нового поколения
	Разработка технологии удаленной параметрической диагностики и мониторинга текущих показателей технического состояния ГПА на КС ЕСГ ОАО «Газпром»
	Разработка маметатической модели и технологии диспетчерского управления запасами газа в ПХГ

В табл. 1.4 приведены основные направления иннований в реализации технологического приоритета - «Внедрение технологии высокоэффективного компримирования газа» с объемом инвестиций 0,897 млрд. руб. (2011-2014 гг.).

Таблица 1.4. Технологический приоритет 5.2 «Технология высокоэффективного компримирования газа»

технологии	технологии	Сущность инновационной технологии
	Разработка концепции применения ГПА мощностью 32-35 Мвт для реконструкции действующих КС на линейных участках магистральных газопроводов
	Создание газового компрессора с осевым входом мощностью 32-35 Мвт и КПД 89-90%
	Создание газотурбинной установки авиационного типа мощностью 32-36 Мвт и КПД 40%
	Разработка, изготовление малоэмиссионной горелки с применением проницаемого элемента для модернизации камер сгорания приводов ГПА

В табл. 1.5 приведены основные направления иннований в реализации технологического приоритета - «Внедрение технологий снижения общих затрат при транспортировке и хранении газа» с объемом инвестиций 0,2 млрд. руб. (2011-2017 гг.).

Таблица 1.5. Технологические приоритеты 5.3 - 5.5 «Технологии снижения общих затрат при транспортировке и хранении газа»

«Газпром» рассматривает развитие инновационной активности и повышение технологического уровня компании в качестве приоритетных направлений своей деятельности, так как только на этой основе может быть обеспечено эффективное и устойчивое развитие нефтегазового сектора и российского ТЭК в целом.

«Газпром» вкладывает значительные средства в научные исследования и разработки.

По этому показателю мы являемся лидерами среди российских энергетических компаний и входим в десятку ведущих энергетических компаний мира.

Инновационная деятельность Группы «Газпром» предусматривает разработку перспективных планов и программ для устойчивого развития ТЭК России, развитие сырьевой базы и создание новых технологий для эффективной добычи природного сырья.

В июне 2011 года была утверждена Программа инновационного развития ОАО «Газпром» до 2020 года. Этот документ содержит целый комплекс мероприятий по разработке и внедрению новых технологий, инновационных продуктов и услуг на объектах добычи, транспортировки, переработки газа и нефти, а также производства электроэнергии.

Работа Компании по развитию инновационной деятельности также регулируется еще одним основополагающим документом - «Перечнем приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром «». Все передовые идеи и предлагаемые решения поступают в Научно-технический совет ОАО «Газпром», в состав которого входят высококвалифицированные специалисты. Здесь происходит рассмотрение имеющихся предложений с точки зрения возможности их применения для разработки и обустройства месторождений, модернизации существующих мощностей и т.д.

Выдающиеся научно-исследовательские, проектные и опытно-конструкторские разработки по приоритетным направлениям выдвигаются на соискание Премии ОАО «Газпром».

Одним из важнейших элементов деятельности ОАО «Газпром» является эффективное управление объектами интеллектуальной собственности. Благодаря этому обеспечивается реализация стратегического курса государственной политики по переходу к инновационному развитию страны, улучшаются экономические и финансовые показатели компании.

Маркетинг

Основной задачей маркетинговой стратегии «Газпрома» на внутреннем рынке является обеспечение бесперебойного газоснабжения страны при увеличении рентабельности продаж.

Российский рынок является самым большим и потенциально самым привлекательным рынком газа для «Газпрома». На внутреннем рынке Группа «Газпром» реализует более половины продаваемого газа. В 2010 году выручка от реализации газа Группы (за вычетом НДС и акциза) на внутреннем рынке достигла 614,7 млрд руб., превысив на 24% уровень 2009 г. Объемы продаж составили 262,1 млрд куб м газа (в 2009 году - 262,6 млрд куб. м).

Небольшое снижение по сравнению с 2009 годом связано с вхождением в состав Группы «Газпром» в декабре 2009 года компании ОАО «ТГК-1», продажи газа которой в объеме 6,2 млрд куб. м классифицируются с этого периода как внутригрупповые.

В настоящее время в России функционирует модель рынка газа, включающая регулируемый и нерегулируемый секторы. Доминирующее положение занимает регулируемый сегмент рынка. В этом сегменте основным поставщиком является «Газпром».

Газ, добываемый «Газпромом», в соответствии с Законами РФ и Постановлениями Правительства РФ реализуется российским потребителям по регулируемым государством ценам. В 2011 г. рост оптовых цен на газ в России составил в среднем 15% по сравнению с 2010 г.

Параметры изменения регулируемых оптовых цен на газ определяются Правительством Российской Федерации. Конкретные регулируемые оптовые цены на газ, дифференцированные по ценовым поясам с учетом удаленности потребителей от регионов добычи газа и категорий потребителей, утверждаются Федеральной службой по тарифам (ФСТ России). Розничные цены на газ для населения устанавливаются администрациями субъектов Российской Федерации.