Сайт журнала "Экологический Вестник России"

Разведка и добыча: новые возможности старых нефтегазодобывающих регионов России

18 декабря 2014 г. заслушав и обсудив выступления председателя Комитета Государственной Думы по энергетике И.Д. Грачева, первого заместителя председателя Комитета Государственной Думы по энергетике В.М. Тарасюка, генерального директора Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию (далее – ФБУ «ГКЗ») Шпурова И.В., первого заместителя председателя Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию (далее – ЦКР Роснедра) Растрогина А.Е., директора Института проблем нефти и газа РАН Дмитриевского А.Н., вице-президента Союза нефтегазопромышленников России Андреевой Н.Н., представителей отраслевых научных институтов и общественных объединений, нефтегазового бизнеса, участники «круглого стола» отмечают следующее.

Россия обладает уникальным минерально-сырьевым потенциалом, являясь мировым лидером по запасам природного газа, входит в первую пятерку стран по запасам нефти, никеля, золота, угля, железных руд. Минерально-сырьевой комплекс России продолжает играть значительную роль в развитии страны, обеспечивая около 50% доходов бюджета Российской Федерации, более 70% экспортных поступлений, рабочие места для миллионов россиян в добывающих и смежных отраслях промышленности.

Основные направления реализации государственной политики в области геологии и недропользования на средне- и долгосрочную перспективу определены в ключевых отраслевых документах стратегического планирования.

К таким документам, определяющим задачи геологической отрасли, относятся Стратегия развития геологической отрасли Российской Федерации до 2030 г., а также государственная программа Российской Федерации «Воспроизводство и использование природных ресурсов», включающая подпрограмму «Воспроизводство минерально-сырьевой базы, геологическое изучение недр», в которой устанавливается цели, задачи, целевые показатели ежегодного прироста изученности территории Российской Федерации и её континентального шельфа, а также прироста запасов важнейших видов полезных ископаемых. Программой предусматривается прирост к 2020 году более 6 млрд. т нефти, 12,6 трлн. куб. м природного газа, более 7 млрд. т угля и около 100 тыс.т урана.

Ситуация с восполнением запасов нефти. Вместе с тем, существуют проблемы, препятствующие развитию нефтедобывающей отрасли России. Повышение сложности горно-геологических условий добычи (разработки) месторождений углеводородного сырья (далее – УВС) затрудняет восполнение нефтедобывающей отрасли извлекаемыми запасами, обеспечивающими поддержание стабильной добычи нефти и газа на перспективу. При этом отмечено сокращение объема поисково-разведочных работ в три раза за последние 15-20 лет и в большой степени отсутствие интереса у современных недропользователей к обеспечению полноты извлечения разведанных запасов из недр в силу ряда причин:

● необходимости дополнительного финансирования, направленного на создание новых технологий и повышение нефтеотдачи пластов;

● высокая степень износа основных фондов ТЭК: почти 60% в нефтегазовой промышленности;

● негативное влияние на экономику сырьевых регионов политики, направленной на централизацию доходов (в виде налогов) на федеральном уровне, а также отсутствие гибкой схемы налогообложения;

● нефтяные компании под предлогом коммерческой тайны засекретили все вопросы воспроизводства минерально-сырьевой базы (далее - ВМСБ), разработки и применения новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи (далее - МУН) и редко допускают ученых и специалистов к анализу ситуации из-за боязни критики за свои действия и бездействие;

● резкое снижение профессионального уровня планирования, прогнозирования, управления и контроля процессов геологоразведки, оценки воспроизводства запасов, рациональной и рачительной разработки месторождений со стороны федеральных органов управления.

● ухудшения качества проектирования разработки;

● ограничения функций промыслово-геологической службы на добывающих предприятиях;

● отсутствия контрольно-надзорных функций разработки месторождений УВС;

● недостаточного восполнения научных и педагогических кадров высшей квалификации;

● отсутствие реально действующего механизма дифференциации НДПИ.

Проектирование разработки до сих пор ведется по регламентам, утвержденным в 1990-х годах. Однако основные понятия и принципы рациональной разработки нефтяных месторождений, сформированные в советское время для командно-административных отношений, в новых условиях оказались неработающими. В тоже время следует отметить, что взамен «Правил разработки нефтяных месторождений» советского периода в 2009 году выпущены национальные стандарты «Правила разработки месторождений УВС».

Таким образом, отрасль оказалась без фундаментальной основы проектирования рациональной разработки нефтяных месторождений. К тому же разрушена действовавшая в советское время система обеспечения единства геофизических измерений, что самым негативным образом отразилось на качестве определения начальных и текущих ресурсов углеводородов, а также мониторинге КИН и разработке месторождений.

Такое состояние организации производства в нефтегазовой сфере вызвано объективными факторами системного характера. 95% разрабатываемых сегодня гигантских, крупных и средних месторождений на территории России были открыты еще в советские времена, когда министерство геологии СССР передавало открытые месторождения на баланс Миннефтепрома и Мингазпрома, занимавшихся дальнейшими вопросами обустройства, разработки, добычи и транспорта углеводородов. Именно поэтому практически все нефтегазовые вертикально интегрированные компании исторически никогда не занимались в необходимых масштабах поисково-разведочными работами, а с 2002 года государство постепенно отказалось от выполнения большей части геологоразведочных работ (далее - ГРР), предоставив право поиска и разведки коммерческим геологоразведочным и нефтегазодобывающим компаниям.

В начале 1990-х резко сократился объем добычи. По сути, все дальнейшее наращивание производства нефти шло за счет реанимации старых скважин и ускоренного ввода в разработку ранее разведанных территорий. Ввиду отсутствия источников финансирования резко сократились темпы разведки новых участков, в частности, почти полностью прекратилось разведочное бурение, которое всегда вдвое-втрое дороже эксплуатационного, а на шельфе - дороже на порядок. Кроме того, ценовая конъюнктура мирового рынка нефти была далеко не радужной. Например, оценка объема инвестиций в проект «Сахалин-2» составила $20 млрд, что сопоставимо с бюджетом России середины 1990-х годов.

Одним из способов решения проблемы стало привлечение иностранных инвесторов на условиях соглашения о разделе продукции (далее - СРП). То есть иностранная нефтяная компания не допускалась к владению бизнесом, а лишь получала на каждый доллар, вложенный в оборудование или производство работ, определенный объем добытого сырья, распоряжаться которым могла по своему усмотрению. Такой механизм был реализован на немногих крупных месторождениях: «Сахалин-1», «Сахалин-2» и Харьягинском месторождении.

По утверждению экспертов, повышение добычи на старых месторождениях достигалось практически всеми отечественными нефтяниками путем применения гидроразрыва пласта как единственного способа повышения нефтеотдачи. При этом в добывающую скважину закачивается проппант с песком крупных фракций, в результате вокруг скважины образуется зона трещин, обеспечивающих высокий приток углеводорода из пласта. Сам по себе гидроразрыв пласта – высокотехнологичный метод.

По сравнению с традиционным заводнением, подразумевающим бурение новых скважин, гидроразрыв значительно дешевле, но дает лишь кратковременный эффект: дебит скважины держится на высоком уровне около трех месяцев, а потом возвращается к исходному. Каждый последующий гидроразрыв пластов (далее – ГРП) на одном и том же участке приносит все меньший результат. Более того, после гидроразрыва может меняется структура эксплуатационного месторождения. По образовавшимся в результате разрыва трещинам идет вода, и отбор нефти становится все более затрудненным.

Появились заброшенные участки, лицензии на разработку которых продавались частным компаниям. Когда участок (месторождение) выставляется на аукцион, потенциальным недропользователям, естественно, выдаются все имеющиеся данные геологоразведки, в том числе и оценка запасов. По мнению специалистов, покупка такой лицензии напоминает лотерею, поскольку практически невозможно точно оценить сложность будущей разработки и объем реальных запасов. А если участок приобретает структура, вообще не имеющая реального опыта в разработке месторождений (таких было много), то ситуация становится и вовсе драматической. После изысканий новичок в недропользовании убеждался в том, что запасов в пласте явно меньше, чем предполагалось, а трудозатрат и инвестиций для их извлечения нужно значительно больше, чем планировалось. Участок забрасывали, пока владельцу не удавалось его перепродать.

Следует отметить, что любые налоговые и финансовые льготы и преференции современным недропользователям не дают ожидаемого эффекта по увеличению объемов геологоразведочных работ (далее – ГРР) и коэффициента извлечения нефти (далее - КИН). Это связано с системными противоречиями между интересами государства и нефтегазовых компаний. Для государства важнейшим фактором экономической безопасности является кратное опережение прироста запасов углеводородов по отношению к объемам добычи, а также технологически возможное и экономически целесообразное увеличение конечного КИН, в то время как для недропользователей основными критериями выгоды и развития является максимальная прибыль при минимальных затратах на увеличение добычи и беспрепятственный «доступ к трубе». Именно поэтому так высока роль Роснедр (ГКЗ и ЦКР).

В нефтяной отрасли сложилась парадоксальная ситуация: с одной стороны, добыча нефти в необходимых ежегодных объемах не базируется на достаточном в стратегической перспективе уровне прироста запасов, с другой стороны, запасы нефти у нас на уже открытых, оцененных и разрабатываемых месторождениях значительно больше, чем это представляется. Однако компании стараются показать их как трудноизвлекаемые, что не всегда очевидно.

В настоящее время большинство основных месторождений страны по окончании длительного периода их разработки с отбором 75-85% утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти (далее – НИЗ) вступили или вступают в четвертую (позднюю) стадию разработки.

Уже в конце 60-х годов прошлого века было признано целесообразным выделять четыре стадии в истории разработки нефтяных месторождений. Первые три стадии (1+2+3) составляют основной период разработки продолжительностью 25-30 лет (по наиболее крупным объектам более), в течение которых при разных характеристиках объектов и разном уровне совершенствования разработки отбирают 70-85% извлекаемых запасов нефти. За основным периодом следует 4-ая стадия, в течение которой при среднем темпе добычи менее 2% от НИЗ весьма долгое время отбирают оставшиеся 15-30% утвержденных извлекаемых запасов.

Сложность четвертой (поздней) стадии разработки месторождений зависит от геологического строения продуктивных пластов, степени неоднородности коллекторов, режимов залежи, качества нефти, технического состояния фонда скважин и объектов обустройства и др. В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в четвертой (поздней) стадии разработки необходимо обеспечить детализацию геологического строения эксплуатационных объектов и уточнение неоднородности пластов с использованием новых методических подходов обработки всей накопленной геолого-геофизической информации и выделением более мелких участков (блоков, геологических тел) в качестве самостоятельных объектов разработки.

Исключительную роль в состоянии остаточных запасов в четвертой (поздней) стадии разработки играют эффективность реализуемых систем разработки в основной период, полнота промывки продуктивных пластов, состояние контроля и регулирования процессов выработки запасов. Задача увеличения нефтеотдачи и интенсификации процесса выработки запасов нефти в четвертой (поздней) стадии разработки месторождений может решаться путем поиска и реализации мероприятий по вовлечению в разработку остаточных запасов, увеличению охвата залежей процессами вытеснения и повышения эффективности этих процессов. Это требует применения специальных методов, технологий, технических средств, организационных усилий и дополнительных финансовых затрат.

Перспективным направлением разработки месторождений на четвертой (поздней) стадии разработки является дальнейшее совершенствование проектирования, предусматривающее:

● современные методы увеличения нефтеотдачи пластов (гидродинамические, физико-химические, физические, газовые, тепловые, микробиологические);

● дальнейшее разукрупнение объектов разработки;

● оптимизацию сетки эксплуатационных скважин;

● бурение боковых, в том числе горизонтальных, стволов в скважинах;

● специальные технологии гидроразрыва пластов в определенных геологических условиях;

● эффективные и современные методы вскрытия продуктивных пластов;

● регулирование процессов вытеснения.

Проблема снижения КИН. Известно, что КИН на нефтяных месторождениях в нашей стране редко превышает 30% и колеблется от недопустимо низких 20 до 30 процентов. В пластах остается 70 и более процентов нефти, составляющие разницу между геологическими и извлекаемыми запасами. Колоссальные объемы нефти, оставшиеся в пластах, невозможно извлечь, применяя предусмотренные в проектных документах технологии и способы добычи. Требуется дополнительное изучение механизма извлечения нефти и создание новых методик разработки, основанных на современных методах цифрового моделирования. В итоге, в настоящее время страна обладает огромным, пока не реализованным дополнительным резервом уже оцененных, но не извлеченных запасов нефти. Именно поэтому самое пристальное внимание со стороны государства должно уделяться качеству и своевременности уточнения цифровых геолого-фильтрационных моделей.

Кроме этого, при современном подсчете запасов учитываются нефть и газ, насыщающие породы-коллекторы, из которых можно извлечь флюиды в процессе освоения скважины. В тоже время не всегда корректно выделяются сами коллекторы, ввиду условности границы с альтернативными породами. В настоящее время извлечение из данных отложений углеводородного сырья традиционными методами сегодня не отличается высокой эффективностью. Настоятельно требуется проведение исследований с целью создания новых технологий по освоению данных участков залежей.

Так, на некоторых мелких по первоначальной оценке запасов месторождениях Северного Кавказа, Азербайджана, Средней Азии и других регионов добыча производится с конца позапрошлого века до настоящего времени. В Татарстане крупные месторождения (в том числе Ромашкинское) разрабатывались весьма интенсивно на протяжении более полувека, в результате чего из недр извлечено нефти значительно больше, чем числилось на балансе. Добыча на месторождениях продолжается и сейчас.

Однако, в целом в России постоянно происходит снижение как текущего, так и конечного коэффициента извлечения нефти и увеличивается количество месторождений

с, так называемыми, «трудноизвлекаемыми запасами», которые либо разрабатываются неэффективно, либо вообще не вводятся в разработку. Запасы таких месторождений исчисляются миллиардами тонн. К ним можно отнести месторождение Русское,

с высоковязкой нефтью, большое число месторождений с порово-трещинным типом коллектора, таких как Талинское, многие подгазовые, газоконденсатные и нефтяные залежи, запасы УВ в баженовских отложениях Западной Сибири, хадумской свиты в Предкавказье, доманикоидов Волго-Уральского региона, южная часть Астраханского газоконденсатного месторождения под дельтой Волги и др. Часто у специалистов не хватает «фантазии», чтобы предложить для нетрадиционных запасов нетрадиционную технологию разработки. Например, совершенно не рассматриваются варианты периодической эксплуатации месторождения с возможностью «релаксации» пласта с целью эффективного использования пластового давления.

Страна долгое время добывает больше, чем приращивает. За последние 10 лет соотношение добычи нефти к приросту запасов составляет 10 к 7. Более того, растрачиваются лучшие активные запасы с единственной целью – получение максимальной прибыли. Месторождения эксплуатируются в основном путем интенсификации добычи на высокопродуктивных участках, часто губительной для конечной нефтеотдачи месторождений в целом. Столь неэффективная работа нефтяников непосредственно связана с существующей в отрасли системной проблемой проведения мониторинга ГРР, а также работ по освоению месторождений. Действительно, в мире принята теория разработки, указывающая на необходимость первоочередного освоения именно привлекательных запасов, однако при этом значительная часть средств инвестируется в дальнейшее изучение запасов и разработку новых технологий извлечения. Между тем, в газовой отрасли сложилась иная ситуация и уже доказанных запасов природного газа на сегодняшний день при годовой добыче в 600 млрд. куб.м хватит на более, чем 100 лет.

О снижении лицензионной активности недропользователей. За последние два-три года значительно снизилась лицензионная активность недропользователей, что закономерно связано с исчерпанием наиболее очевидно перспективных участков, выявленных и подготовленных структур и, тем более, открытых месторождений. Действующий до сих пор механизм в большой степени ориентирован на создание благоприятных условий проведения геологоразведочных работ на этапах доразведки, разведки и поздних стадиях поискового этапа. На момент своего создания он полностью соответствовал существовавшим экономическим условиям и степени разведанности недр, и как следствие, долгое время позволял решать задачи государственного управления геологоразведочной отраслью. Однако в настоящее время использован полностью задел, оставшийся от СССР. По мнению исследователей, положение о лицензировании недр необходимо адаптировать к новым условиям и разработать систему, в которой бизнес станет вкладывать деньги уже на начальных этапах поисков и разведки новых месторождений нефти и газа.

О мониторинге работ в области недропользования. В настоящее время отсутствует единая система государственного мониторинга работ, проводимых недропользователями как в сфере поисков и разведки при выполнении лицензионных соглашений, так и в сфере эффективного освоения месторождений, с точки зрения повышения конечного нефтеизвлечения. Для реализации системных решений по мониторингу недропользования необходимо минимизировать государственные затраты, возложив финансовые обязанности по организации автоматизированной системы мониторинга и «пообъектного» контроля на самих недропользователей, включив эти мероприятия в лицензионные соглашения и обеспечив неукоснительное выполнение проектных решений.

В целях решения задачи роста добычи нефти необходимо провести ревизию всех месторождений с «трудноизвлекаемыми запасами», которые разрабатываются неэффективно, и подготовить для них программу по повышению эффективности недропользования. Настоятельно требуется обеспечить на законодательном уровне стимулирование повышения КИН на разрабатываемых и вводимых в разработку месторождениях.

О рынке сервисных геолого-геофизических и буровых услуг. Ранее упоминалось, что государство отказалось к настоящему времени от выполнения большей части ГГР, поэтому не случайно российский рынок сервисных геолого-геофизических и буровых услуг представлен в основном иностранными компаниями (Baker Hughes, Schlumberger, Halliburton, Landmark и др.). Учитывая негативные последствия введения в августе и сентябре 2014 года санкций США и ЕС в отношении России, включая ограничения на поставки в Россию технологий и оборудования для «глубоководных, арктических шельфовых или сланцевых проектов с потенциалом добычи нефти» в целях эффективного освоения недр на арктическом шельфе, труднодоступных залежей и залежей, содержащих трудноизвлекаемые запасы, необходимо провести мероприятия по изменению структуры указанного сервисного рынка с преимущественным привлечением на него продукцию и услуги отечественных производителей. В связи с этим необходима государственная поддержка инициативе Правительства Республики Башкортостан по развитию крупнейшего в стране геофизического кластера. В настоящее время кластер обеспечивает 40% потребностей отечественного сервисного рынка в геофизической технике. Потенциал кластера позволяет в сжатые сроки создать и произвести в необходимом количестве импортозамещающую геофизическую технику, попавшую под санкции.

В Послании Президента Российской Федерации Федеральному Собранию Российской Федерации 4 декабря 2014 года об основных направлениях внутренней и внешней политики В.В.Путин уделил данному вопросу особое внимание и в связи с этим поставил задачу перед Правительством Российской о снятии критической зависимости от зарубежных технологий и промышленной продукции, включая станко- и приборостроение, энергетическое машиностроение, оборудование для освоения месторождений и арктического шельфа.

Одновременно Президент Российской Федерации призвал сырьевые и инфраструктурные компании при реализации крупных нефтяных, энергетических, транспортных проектов ориентироваться на отечественного производителя, формировать спрос на его продукцию. Предложено создать в рамках Правительства Российской Федерации специальный координационный центр, который должен обеспечить согласование реализации крупных проектов с размещением заказов на российских предприятиях, развитием отечественной производственной и исследовательской базы, локализацией продукции. За рубежом должно приобретаться действительное уникальное оборудование и технологии. Здесь важно поработать экспертам, чтобы понять критические области обеспечения нефтегазодобывающего производства и сформировать классификатор отечественной продукции, выпуск которой можно организовать в сжатые сроки.

О государственной политике в области развития недропользования. За последние десять лет на ведущие позиции в мире по обеспеченности ресурсами/запасами углеводородов выдвинулись такие страны, как Канада, США и Венесуэла. По мнению специалистов, в основе успеха в этих странах лежат не только научно-технический прогресс, но и, прежде всего для Канады и США, деятельность государства, направленная на поощрение инициативы, формирование благоприятных экономических условий, устранение барьеров на пути желающих принять на себя риск предпринимателей и др. Иной подход отличает прямое участие государства в собственности компаний, активно осуществляющих проекты освоения (примеры - венесуэльская PdVSA, а также российская «Роснефть»).

Первый подход более результативен в долгосрочной перспективе, в то время как второй может дать результат в течение относительно короткого промежутка времени, но не обеспечивает поступательный и устойчивый переход к новым и все менее традиционным видам углеводородов.

В рамках первого процесса государство усиливает свое участие по мере усложнения ситуации (в смысле новизны типов углеводородов и их источников). В Канаде прямое участие государства носит «запускающий» характер, например, финансирование создания и развития технологий освоения и разработки залежей битуминозных песков в провинции Альберта. Когда базовые технологии созданы, основная доля участия переносится «на плечи» частных добывающих и сервисных компании.

В США выдастся единая «сквозная» лицензия па разработку месторождения, что гарантирует инвестору, арендовавшему участок, право на разведку и разработку, добычу и реализацию нефти и газа. Участок земли сдается в аренду па 10 лет (с момента принятия Закона об энергетической политике в 1992 г.), однако впоследствии договор продлевается, если проводятся работы по бурению или ведется коммерческая добыча. Если этого не происходит, то договор аренды автоматически разрывается.

Эффективность и простота норм и правил, связанных с предоставлением лицензий и вопросами собственности на землю, привели в США к стремительному росту числа лицензий на право пользования недрами: к 2012 г. их число достигло 63000 (в России - чуть более 3000). Вся система регулирования нефтегазового сектора США ориентирована на стимулирование недропользователей к применению новых методов добычи.

Нельзя не упомянуть и о льготах недропользователям в зависимости от уровня дебита скважин. С 1995 г. в США действует закон «О добыче и сохранении нефти и газа», который предоставляет налоговые льготы по скважинам с суточным дебитом менее 3,4 т и обводненностью более 95%.

Важно, что отдельные штаты имеют свою значимую нишу в стимулировании инновационной деятельности в нефтегазовом секторе. В Техасе, например, действует закон, согласно которому в случае применения методов увеличения нефтеотдачи пласта предоставляются значительные налоговые льготы на период до 10 лет. Доминантой политики в области регулирования нефтегазового сектора в США является стимулирование недропользователей к принятию повышенных рисков при испытаниях и освоении новых инновационных методов добычи. Следует заметить, что к 2011 г. количество квалифицированных специалистов, занятых в нефтегазовом секторе США, достигло почти 2 млн. человек. Причем их число мало изменилось в связи с бумом добычи сланцевого газа. Это свидетельствует о том, что в основе «сланцевой революции» - применение накопленных знаний и опыта, а также возможность их распространения в рамках сектора, чему способствует рост числа и разнообразия компаний, осуществляющих добычу углеводородов (более 16000), при многократно большем числе компаний, оказывающих специализированные технические и прочие услуги.

Пример США подтверждает, что результат может быть достигнут только в рамках определенной среды, а распределение рисков между всеми участниками процесса является важнейшим лейтмотивом государственной политики в данной области. Вполне очевидно, что новые знания, технологии и умения применяются системно и последовательно тогда, когда у компаний отсутствует возможность получения «незаработанного дохода» (например, за счет необоснованных льгот и преимуществ, манипулирования условиями ведения бизнеса и т.д.). Наличие конкурентной среды - необходимое (но недостаточное) условие успешного развития нефтегазового сектора в инновационно-ориентированном направлении.

«Традиционная» и «нетрадиционная» нефти. Нефть принципиально делится на два основных типа – «традиционная» (conventional), в основном разрабатываемая в настоящее время, и «нетрадиционная» (nonconventional) или трудноизвлекаемая.

Отличие «традиционной» от «нетрадиционной» нефти весьма условно. «Границей раздела» можно считать геологическую породу, в которой она содержится. Так, например, «тяжелая нефть» относится, скорее, к традиционной, поскольку содержится в менее плотных породах. Близка она к традиционной нефти и по критерию затрат на извлечение, подготовку и переработку. Обычно это остаточная нефть традиционных залежей, которая требует использования методов повышения нефтеотдачи пластов (Enhanced Oil Recovery); ее извлечение связано с применением высоких температур и высокого давления (HPHT – High Pressure Higt Temperature). Как правило, залежи традиционной «тяжелой нефти» весьма значительны по размерам.

К нетрадиционным относятся нефть и газ плотных пород (Tight oil\gas), сланцевых залежей (Shale oil/gas), а также метановый газ угольных залежей (CMB – Coal bed methane). Залежи нетрадиционных углеводородов имеют более локальный характер (что связано с низкой проницаемостью и высокой плотностью пород, в которых они обнаруживаются). Поэтому добыча нетрадиционных углеводородов имеет существенную специфику - процесс освоения и разработки залежей включает значительное число индивидуальных подпроектов (в зоне влияния, как правило, одной скважины). Высокая плотность пород не позволяет (по крайней мере, до настоящего времени) обеспечивать перетоки углеводородов в пределах обширных зон и пластов, как в процессе добычи традиционных залежей нефти и газа.

Постепенно в освоение и разработку вовлекаются все более и более нетрадиционные залежи углеводородов. Драйвером данного процесса являются не только технологии и уровень цен (которые позволяют окупать понесенные затраты), но и инновации в нефтегазовом секторе и связанных с ним обеспечивающих отраслях и видах деятельности. В свою очередь, инновации - технологические и организационно-экономические - меняют представление о запасах углеводородов, которые экономически эффективно могут быть освоены, добыты и реализованы. В результате и происходит смещение от «традиционной» нефти к «нетрадиционной». В тоже время в основе новых научно-технических решений лежат результаты фундаментальных научных исследований и передовых инженерно-технических решений (включая создание новых устройств и технологий на их основе).

Традиционные «тяжелые нефти». Разработка и освоение «тяжелой нефти» и нетрадиционных углеводородов, требующих больших затрат на добычу и переработку, активно начинаются тогда, когда ресурсы «легкой» традиционной нефти приближаются к истощению.

За последние годы в мире наблюдается тенденция увеличения доказанных запасов за счет тяжелой и сверхтяжелой нефти, которая ранее при подсчете запасов не учитывалась. Первыми на этом пути стоят запасы традиционной «тяжелой» и «сверхтяжелой нефти» (с плотностью ниже 9°АРI, повышенными содержанием серы и кислотным числом (TAN)). Крупнейшие мировые запасы нефти такого типа сосредоточены в Канаде (битуминозные пески в провинции Альберта), а также в Венесуэле в нефтеносном поясе реки Ориноко.

Хотя разработка залежей традиционной «тяжелой нефти» требует повышенных инвестиций, объемы и концентрация запасов позволяют осуществлять их эффективную разработку (до 1970-х годов это было экономически нецелесообразно). Развитие технологий (на начальном этапе - при самой активной поддержке государства: в Канаде, например, - со стороны правительства провинции Альберта), а также рост цен на нефть вывели традиционную «тяжелую нефть» в число экономически эффективных видов углеводородов. Уже в 2003 г. Канада вышла на второе место по запасам нефти в мире (после Саудовской Аравии) (в рамках классификации запасов по системе SPE). Объем доказанных запасов нефти в Канаде увеличился в 37 раз (с 4,8 до 180 млрд барр.) за счет того, что была признана технически возможной и экономически эффективной добыча нефти из нефтеносных песков в Альберте, на долю которых приходится 98% ресурсной базы нефти в стране. В настоящее время Канада является единственной страной в мире, где из битуминозных песков в значительных объемах добываются традиционная «тяжелая нефть» и битум (в 2010 г. - 93,5 млн т).

Прирост запасов нефти в Венесуэле произошел в 2011 г. - их объем увеличился вдвое, с 99 до 211 млрд барр., а в 2013 г. - еще на 41%, до 297 млрд барр. В результате в настоящее время Венесуэла обладает крупнейшими запасами нефти в мире.

Проблема освоения месторождений тяжелых нефтей (далее - ТН) крайне актуальна для нашей страны, особенно в «старых» нефтедобывающих регионах на территории европейской части Российской Федерации, где других источников поддержания текущих уровней добычи практически нет. Промышленное освоение ТН идет медленными темпами ввиду низкой рентабельности (или нерентабельности) их освоения.

В России ТН относят к альтернативным источникам углеводородного сырья, т.к. они отличаются от обычных нефтей не только повышенной плотностью, но и комплексным составом. Кроме углеводородов ТН содержат нафтеновые кислоты, сульфокислоты, простые и сложные эфиры, редкие цветные металлы в кондиционных концентрациях.

Эти особенности предопределяют необходимость использования специальных технологий добычи, транспортировки и переработки. Кроме того, разработка ТН осложнена решением ряда экологических проблем, таких как токсические выбросы в атмосферу, содержащие серу и соединения металлов, значительный забор воды из водоемов с её последующей очисткой, необходимость обезвреживания и утилизации нефтешламов и т.д. Все это требует повышенных затрат на добычу ТН и влияет на конкурентоспособность проектов, связанных с их промышленным освоением.

Подавляющая часть ТН на территории европейской части России относится к высоковязким, т.е. характеризуется вязкостью в пластовых условиях выше 30 мПа-с. Как правило, именно высокая вязкость ТН требует использования интенсивных технологий добычи, в т.ч. дорогостоящих и энергоемких тепловых методов. Особые сложности возникают при разработке сверхвязких нефтей (далее - СВН); в настоящее время к последней категории относят и многие месторождения природных битумов (далее – ПБ).

Большая часть запасов ТН категории АВС1 (59%) сосредоточена на территории Приволжского федерального округа в регионах: Республика Татарстан, Республика Удмуртия, Пермская и Самарская области (извлекаемые запасы более 50 млн. т), Республика Башкортостан и Ульяновская область (около 30 млн. т). В Северо-Западном ФО сосредоточены 38% запасов ТН в Республике Коми и Ненецком автономном округе, извлекаемые запасы которых оцениваются более 50 млн. т.

По объемам добычи ТН лидирует Республика Татарстан (40%), темп прироста добычи за 2005-2010 гг. составляет 36%. На месторождениях Республики Татарстан в настоящее время добывается больше нефти, чем в Республике Удмуртия, Республике Коми и Самарской области вместе взятых, годовая добыча ТН при этом увеличилась на 1,4 млн. т.

За период с 01.01.2006 по 01.01.2011 суммарные запасы ТН европейской территории Российской Федерации выросли более чем на 300 млн.т., суммарная добыча - более чем на 3 млн. т. Доля ТН в добыче по отдельным регионам составляла от 9 до 65%, лидировали по этому показателю Ульяновская область, Республика Татарстан, Республика Удмуртия и Республика Коми. Но увеличение темпов освоения ТН в этих регионах отстает от роста их доли в запасах.

О методах увеличения нефтеотдачи. В Республике Татарстан разработана комплексная программа освоения ПБ и СВН, но несмотря на положительную динамику, ее практическая реализация идет медленными темпами. В настоящее время на Ашальчинском месторождении продолжаются опытно-промышленные работы по добыче СВН методом парогравитационного дренирования. Работы ведутся на основании утвержденной технологической схемы разработки с максимальной добычей нефти 297 тыс. т в 2015 г., при фонде 118 добывающих, 74 нагнетательных скважин. По технике и технологиям разработки Ашальчинского месторождения получено 12 патентов Российской Федерации на изобретения, ведется зарубежное патентование.

Проведенные в Республике Татарстан исследования и опытно-промышленные работы по изысканию скважинных методов извлечения СВН и ПБ показали перспективность их разработки с применением тепловых методов (внутрипластовое горение, вытеснение паром, парогазом, волновые методы увеличения нефтеотдачи пластов, сочетание горизонтального бурения с парогравитацией).

Наиболее эффективными показали себя технологии освоения месторождений ТН горизонтальными скважинами. При этом на опытном участке Мордово-Кармальского месторождения при разработке скважинными методами с применением внутрипластового горения получена высокая нефтеотдача - около 35%. Применение волновых технологий также показало существенное улучшение показателей процесса нефтеизвлечения. Однако со временем многое незаслуженно забыто, и в настоящее время ряд подобных технологий покупается на Западе.

В ОАО «Удмуртнефть» (Республика Удмуртия) созданы принципиально новые патентно - защищенные технологии, относящиеся к полимерным и термополимерным методам воздействия на пласт в различных модификациях. Применение указанных технологий на Мишкинском, Лиственском и Гремихинском месторождениях позволило значительно повысить эффективность разработки залежей высоковязкой нефти.

Значительный прирост доли ТН в запасах в Республике Коми прежде всего связан с переоценкой коэффициента извлечения нефти на Усинском месторождении за счет использования более совершенных технологий.

Мониторинг состояния ресурсной базы ТН показал, что применение новых технологий нефтеизвлечения приводит к увеличению извлекаемых запасов месторождений, причем это увеличение запасов происходит значительно быстрее, чем увеличение темпов разработки вследствие использования данной технологии.

Анализ текущего состояния промысловых работ на месторождениях Татарстана, Коми и Удмуртии показывает, что внедряются разнообразные новые эффективные технологии добычи ТВН, которые за счет повышения нефтеотдачи пластов и с учетом действующих налоговых льгот обеспечивают рентабельную добычу на промышленных объектах.

Успехи в Татарстане несомненно способствуют активизации деятельности российских недропользователей на других старых высокопродуктивных месторождениях в целях достижения существенного увеличения извлекаемых запасов за счет роста КИН с 0,4–0,5 до 0,6–0,7 и выше. В этом случае, на период разработки указанных месторождений государству необходимо оказать поддержку предпринимателям, например, обнулить все налоги и платежи до выхода на окупаемость проектов разработки, а затем оставить один налог – на прибыль. Этого будет достаточно, чтобы истощенные месторождения обрели вторую и третью жизнь. Таким образом, существенное отставание России во внедрении более мощных и дорогих МУН в перспективе можно из недостатка превратить в большое преимущество. Но первое слово здесь за государством, а нефтяным компаниям необходимо найти и привлечь к управлению разработкой нефтяных месторождений новых творчески мыслящих геологов и инженеров.

Прорыв в технологиях бурения и добычи поднял планку извлекаемости ресурсов на старых месторождениях. Осложненные условия добычи привели к созданию технологий, обеспечивающих доступ к ресурсам в глубинных водах, с морского дна, в условиях высокого давления, высоких температур и кислотности газовых залежей.

В тоже время следует заметить, что каждое месторождение по геолого-физической характеристике индивидуально, поэтому любое приобретенное оборудование, технику и технологии необходимо адаптировать к конкретным геологическим условиям каждого месторождения. Данная процедура достаточно трудоемкая, занимает немало времени и требует дополнительного финансирования. В итоге часто наблюдается снижение показателя эффективности МУН, предлагаемых различными сервисными компаниями.

Удовлетворение существующего растущего спроса на нефть может быть обеспечено вложением инвестиций, направленных на продление сроков эксплуатации старых месторождений для увеличения объемов добычи и доходов.

Кроме того, значительным резервом нефтеотдачи в Российской Федерации являются остаточные запасы нефти, промытые в процессе эксплуатации пластов и участков. Как показывает многолетний опыт, по мере выработки месторождений, нефть в них не кончается. На позднем этапе разработки, когда запасы нефти в ловушке на целом ряде месторождений были практически исчерпаны, добыча нефти продолжалась. Как правило, это объяснялось применением более эффективных систем заводнения, применением МУН, внедрением новых технологий и технологических решений. Несомненно, влияние этих мероприятий существует и именно они обеспечивают уменьшение темпов падения добычи.

Большим резервом увеличения добычи в России могут стать тяжелые нефти и природные битумы, огромные перспективы в освоении углеводородов из баженовских отложений Западной Сибири, залегающих на огромной площади – около 2,3 млн км2.

Но все эти ресурсы могут быть задействованы при большой заинтересованности и целенаправленной работе государства.

Меры, направленные на стимулирование освоения низкорентабельных трудноизвлекаемых залежей полезных ископаемых:

● отсутствие налога на добычу полезных ископаемых для данных проектов на срок выхода на рентабельность работ;

● доступ к транспортной (в том числе, трубопроводной) инфраструктуре, а также к нефтеперерабатывающим мощностям ВИНК. Наличие эффективных компаний-подрядчиков, обладающих современными технологиями и навыками ведения работ;

● доступ инновационных компаний к источникам заемного финансирования. Одним из таких источников мог бы быть Фонд национального благосостояния. В случае успеха движения в данном направлении фонд не только не потеряет, а приобретет еще более устойчивую основу пополнения;

● современный минерально-сырьевой сектор динамично развивается не только благодаря усилиям ведущих компаний, но и, во многом, благодаря гибкому и динамичному балансу между мощью гигантов и гибкостью мелких и средних инноваторов (в США более 60% добычи нефти обеспечивают в настоящее время малые и средние компании, и сланцевая революция - во многом их рук дело).

О развитии малого и среднего нефтяного бизнеса в России. Мировая практика свидетельствует, что среди участников процесса освоения (доосвоения) новых «нетрадиционных» объектов и залежей, а также выработанных (и нерентабельных в современных условиях) объектов, должны присутствовать не только игроки национального масштаба (такие как «Роснефть», «Газпром нефть», «Сургутнефтегаз» или ЛУКОЙЛ), но и, прежде всего, малые и средние компании, имеющие знания, опыт и желание работать с подобными объектами. Именно малые и средние нефтяные компании способны значительно повысить эффективность реализации освоения наиболее сложных нефтегазовых месторождений с маргинальными экономическими параметрами, осуществляя наиболее полное извлечение нефти.

Для достижения полноценного вовлечения малого и среднего бизнеса в нефтегазовую отрасль прежде всего необходимо закрепить статус малого нефтяного бизнеса как объекта законодательного регулирования. В пакете мер поддержки указанного вида бизнеса следует предусмотреть льготную систему налогообложения, правовые аспекты передачи малым предприятиям нерентабельных месторождений и фонда скважин для обеспечения более полной отработки истощенных и малых по запасам месторождений нефти. Необходимо на законодательном уровне закрепить за данным бизнесом участие в лизинговой деятельности.

Малый нефтяной бизнес может компенсировать худшие условия своей деятельности по сравнению с ВИНК только за счет жесткого контроля над издержками, гибкости и оперативности в принятии решений, а также инновационной активности. Можно привести успешные примеры эффективной деятельности таких компаний как ОАО «РИТЭК», ОАО «Печоранефтегаз», ОАО «Полярное сияние» и др.

Таким образом, для стимуляции добычи нефти из залежей с трудноизвлекаемыми, остаточными запасами, внедрения МУН и продления работы малодебитных, высокообводненных скважин настоятельно требуется пересмотреть законодательство о недрах в части его либерализации и провести полномасштабную налоговую реформу, следует поднять роль государства в добыче нефти и газа, повысив управляемость нефтегазового сектора, необходимо усилить роль науки.

На основании вышеизложенного, Комитет рекомендует:

Правительству Российской Федерации:

1. Продолжить реализацию Постановления Совета Федерации Федерального Собрания Российской Федерации от 18 июня 2014 года № 257 «О состоянии геологического изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы».

2. Поддержать решение восьмого заседания Консультативного совета по взаимодействию предприятий нефтегазового комплекса со смежными отраслями промышленности при председателе Комитета Государственной Думы по энергетике на тему «Импортозамещение в проектах на нефтегазовом шельфе», прошедшего в ноябре 2014 года.

3. Рассмотреть возможность разработать комплекс мер по созданию системы стимулирования НИОКР, выполняемых российскими предприятиями и нацеленных на создание импортозамещающей продукции и соответствующих производств.

4. Рассмотреть возможность внести изменения в статью 342 части второй Налогового кодекса Российской Федерации в части отмены привязок ставок налога на добычу полезных ископаемых для нефти и газа от мировых цен на нефть и рублевого курса доллара США. (Для справки: данный пример есть: договор между Россией и КНР в 2014 году о взаиморасчётах по газовому контракту в своих национальных валютах)

5. Рассмотреть возможность включить в план работы Правительственной комиссии по вопросам топливно-энергетического комплекса, воспроизводства минерально-сырьевой базы и повышения энергетической эффективности экономики на 2015 год обсуждение вопроса на тему: «О соответствии организационного, кадрового и финансового обеспечения геологического изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы всех видов полезных ископаемых и совершенствовании методов воздействия на продуктивные пласты: гидродинамические, физико-химические, химикосейсмические и микробиологические».

6. Рассмотреть возможность включить в состав Государственной программы «Воспроизводство и использование природных ресурсов» подпрограмму «Возрождение старых нефтегазодобывающих регионов России».

7. Рассмотреть вопрос о введении отдельного кода ОКВЭД для предприятий нефтегазового сервиса. Закрепить статус нефтегазосервисного бизнеса как отдельного субъекта законодательного регулирования.

8. Рассмотреть возможность разработать и внедрить программу поддержки предприятий нефтегазосервисной отрасли на уровне Правительства Российской Федерации (в том числе создать условия для предприятий нефтегазосервиса для предоставления им кредитов на длительные сроки под льготный процент).

9. Подготовить законодательную инициативу, предусматривающую оказание поддержки в виде льготы по НДС и налогу на прибыль недропользователям и предприятиям нефтегазового сервиса, выполняющим работу по поиску новых возможностей в разведке и нефтедобыче на старых высокопродуктивных месторождениях.

Комиссии при Президенте Российской Федерации по вопросам стратегии развития топливно-энергетического комплекса и экологической безопасности

Рассмотреть возможность включить в план работы Комиссии на 2015 год вопрос

«О ходе работ по созданию условий для замещения западной промышленной продукции и специализированных сервисных услуг в нефтегазовом комплексе», в рамках которого предлагается обсудить следующее:

● законодательное обеспечение обязательности российского участия в крупных нефтегазовых проектах по аналогии с Федеральным законом Российской Федерации

от 30 декабря 1995 года №225-ФЗ «О соглашениях о разделе продукции»;

● обязательность публикации информации о планируемых закупках оборудования с длительным циклом изготовления и нефтегазосервисных услуг, а также проведение встреч для диалога недропользователей с потенциальными российскими поставщиками;

● законодательное обеспечение возможности реализации долгосрочных скоординированных инвестиционных проектов по созданию отечественного оборудования, технологий и программного обеспечения, и развития нефтегазосервисных услуг в соответствии с положениями федерального закона от 28.06.2014 №172-ФЗ

«О стратегическом планировании в Российской Федерации», предусмотрев необходимость координации отраслевых стратегий с инвестиционными программами компаний с государственным участием, а также стимулирование заключения долгосрочных контрактов с российскими производителями;

● совершенствование нормативных правовых актов в части реализации мер долгосрочной государственной поддержки разработки, производства и стимулирования спроса российских товаров, работ и услуг - аналогов импортозамещаемых;

● целесообразность разработки долгосрочной Государственной программы инновационного развития (замещения импортной продукции). При создании и разработке программы импортозамещения нефтегазового оборудования предложить рассматривать в качестве важнейшего базового фактора импортозамещение комплектующих общепромышленного применения и элементной базы.

Министерству энергетики Российской Федерации рассмотреть возможность:

● приступить к созданию нормативно-правовых актов, обеспечивающих приоритетное развитие российских инжиниринговых компаний, работающих для обеспечения потребностей российского ТЭКа;

Оказать государственную поддержку геофизическому кластеру Республики Башкортостан в реализации проектов по созданию и производству для ТЭК Российской Федерации следующих видов импортозамещающей техники:

● флоты ГРП и колтюбинга;

● геофизические комплексы MWD, LWD для навигации и исследований в процессе бурения горизонтальных скважин на суше и шельфе;

● высокотехнологичная геофизическая техника для исследования месторождений с трудно извлекаемыми запасами углеводородов;

● отечественная интеллектуальная геофизическая станция для работы на морских платформах, управляемая береговым центром удалённого мониторинга.

Министерству природных ресурсов и экологии Российской Федерации совместно с Министерством энергетики Российской Федерации, Министерством экономического развития Российской Федерации, Министерством финансов Российской Федерации рассмотреть возможность:

1. Разработать методы и подходы стимулирования компаний-недропользователей и нефтегазосервисных предприятий, занимающихся разработкой залежей с высокой выработанностью запасов с целью повышения конечного извлечения нефти и снижения себестоимости продукции.

2. Для определения эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на залежах с высокой выработанностью запасов, организовать под руководством Минприроды России проведение научно-исследовательских работ по изучению различных методов повышения нефтеотдачи (МУН) для данных залежей с участием ФБУ «ГКЗ», ЦКР Роснедр по УВС, ведущих компаний-недропользователей и компаний-производителей МУН. Пилотные работы должны включать:

● анализ существующих на рынке технологий по методам повышения нефтеотдачи;

● апробирование технологий МУН на конкретных полигонах;

● создание методических рекомендаций по определению эффективности методов повышения нефтеотдачи;

● увязку налогообложения нефтегазовой отрасли со стадиями разработки месторождения.

3. Для эффективного внедрения методов повышения нефтеотдачи для залежей с высокой выработанностью запасов разработать стратегию применения указанных методов.

4. Поддержать инициативы Ханты-Мансийского АО и Саратовской области по рациональному использованию недр.

5. Организовать разработку Подпрограммы «Изучение и освоение трудноизвлекаемых и нетрадиционных видов углеводородов» в рамках Государственной программы Российской Федерации «Воспроизводство и использование природных ресурсов», направленную на освоение ныне не рентабельных «забалансовых» и трудноизвлекаемых запасов месторождений углеводородов.

6. Привести в соответствие с изменившейся рыночной конъюнктурой и состоянием геологической изученности объектов действующие нормы лицензирования перспективных участков недр.

7. Создать и внедрить систему автоматизированного мониторинга нефтегазового недропользования, начиная с этапа лицензирования, до стадий разработки месторождений, основываясь на объединении деятельности ФБУ «ГКЗ» и ЦКР Роснедр по УВС.

8. Разработать систему повышения инвестиционной привлекательности поисковых проектов и стимулирования недропользователей и нефтегазосервисных предприятий на ранних стадиях проведения геологоразведочных работ.

9. В целях совершенствования законодательства в сфере недропользования разработать законодательные меры по стимулированию:

● инновационной активности организаций минерально-сырьевого и топливно-энергетического комплекса на всех этапах комплексного геологического изучения недр, воспроизводства минерально-сырьевой базы, освоения месторождений;

● расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы;

● повышения эффективности процессов доразработки месторождений нефти и газа с "падающей" добычей;

● внедрения современных и новых технологий по повышению нефте-, газо-, конденсатоотдачи пластов;

● поиска, разведки и добычи нетрадиционных и трудноизвлекаемых источников углеводородов;

● полного извлечения всех попутных компонентов, содержащихся в добываемой нефти и природном газе и их рациональное использование (этана, пропана, бутана, гелия и др.);

● увеличения глубины переработки нефти;

● проектирования, создания и производства отечественного нефтегазового оборудования и приборостроения;

● становления отечественной индустрии нефтегазового сервиса;

● развития государственной поддержки и государственно-частного партнерства в стратегических капиталоемких проектах нефтегазового комплекса.

10. Разработать меры экономического стимулирования геологоразведочных работ на нетрадиционные и трудноизвлекаемые виды углеводородного сырья, в том числе:

● предоставление права вычета из налога на добычу полезных ископаемых экономически обоснованных, документально подтвержденных и фактически понесенных затрат на отдельные виды поисково-оценочных работ, а также

● включение в лицензию на право пользования недрами условия о рассрочке разовых платежей за пользование недрами в случае ее предоставления лицам, открывшим указанные месторождения.

Министерству промышленности и торговли Российской Федерации рассмотреть возможность:

1. Разработать и включить мероприятия по созданию судов специального назначения и технологического оборудования для геологического изучения, поиска, разведки и освоения шельфовых месторождений углеводородного сырья, в государственную программу Российской Федерации «Развитие судостроения на 2013 - 2030 годы»;

2 Совместно с ОАО «Росгеология» и участниками нефтегазового бизнеса подготовить перечень оборудования, технических устройств, комплектующих (в т.ч. элементной базы), программного обеспечения для работ на нефтегазовом шельфе, подлежащих импортозамещению в краткосрочном, среднесрочном и долгосрочном периоде.

3. Совместно с Министерством энергетики Российской Федерации, Министерством природных ресурсов и экологии Российской Федерации и ОАО «Росгеология», организовать разработку средне- и долгосрочной Программы отраслевых НИР и НИОКР по конкретным направлениям и видам работ в области импортозамещения геологоразведочного оборудования, технологий и программного обеспечения для изучения и освоения ресурсов углеводородного сырья на континентальном шельфе, выполняемых за счет госбюджета (НИР, НИОКР).

4. Совместно с Министерством энергетики Российской Федерации, нефтегазовыми компаниями, ОАО «Росгеология», а также компаниями, оказывающими нефтесервисные услуги, определить на базе действующих предприятий нефтегазового машиностроения в Российской Федерации «пилотные проекты» с целью создания центров компетенций по проектированию, разработке и производству геологоразведочного оборудования для поиска, разведки и освоения месторождений углеводородного сырья континентального шельфа России. Определить ОАО «Росгеология» оператором (системным интегратором) программы импортозамещения оборудования, аппаратурно-технических средств и программного обеспечения в геологоразведочном комплексе, наделить ОАО «Росгеология» функциями заказчика по формированию отраслевого государственного заказа по обеспечению оборудованием, аппаратурно-техническими средствами и программным обеспечением для геологоразведочной отрасли.

5. Совместно с Министерством энергетики Российской Федерации, Министерством природных ресурсов и экологии Российской Федерации и ОАО «Росгеология» разработать программу импортозамещения в области высокотехнологичных компонентов машиностроительной продукции общепромышленного назначения, включающую создание конкурентоспособных продуктов и производств микроэлектронной, электрической и гидравлической компонентой базы, а также иных компонентов и комплектующих, играющих ключевую роль в обеспечении качества и технического уровня комплектного технологического оборудования.

6. Совместно с Министерством энергетики Российской Федерации и

ОАО «Росгеология» разработать дорожную карту развития критически важных технологий и создания соответствующего оборудования для нужд энергетического сектора.

7 Активизировать работы в сфере импортозамещения, в том числе укрепить министерство кадрами в области импортозамещения, в части модернизации ТЭК и работ с поставщиками и подрядчиками нефтегазового комплекса.

8. Совместно с Министерством Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий, с целью исключения разработки специальных технических условий для каждого проектируемого объекта, дополнить существующие нормативные документы по пожарной безопасности требованиями к огнестойкости шельфовых сооружений.

9. Совместно с Министерством обороны Российской Федерации, Министерством природных ресурсов и экологии Российской Федерации, Министерством энергетики Российской Федерации проработать механизмы синхронизации отраслевого государственного заказа по обеспечению оборудованием геологоразведочной отрасли с оборонным заказом в части обеспечения доступа ОАО «Росгеология» к результатам разработок продукции двойного назначения для использования их при реализации программ импортозамещения геологоразведочного оборудования, технологий и программного обеспечения.

10. Проработать вопрос о создании и локализации Центров производства оборудования для геологоразведочного и топливно-энергетического комплекса, осуществляющих свою деятельность в формате консорциумов, объединяющих потребителей и производителей, с приоритетным финансированием программ по созданию новой продукции отечественными производителями, в том числе осуществить дополнительные меры по ускорению локализации производства в Российской Федерации буровых платформ, судов сейсморазведки и вспомогательного флота.

11. Создать единую открытую и обновляемую базу данных российских предприятий, обеспечивающих импортозамещение в нефтегазовом комплексе, для ознакомления потенциальных заказчиков с их возможностями.

Министерству образования и науки Российской Федерации:

1. Совместно с Министерством природных ресурсов и экологии Российской Федерации, Федеральным агентством по недропользованию, ОАО «Росгеология», геологическими и горнодобывающими компаниями скоординировать усилия по системной ежегодной организации производственной (полевой) практики студентов ВУЗов горно-геологических специальностей.

2. Разработать проект федерального закона по комплексному стимулированию НИОКР и в целом инновационной деятельности российских предприятий, организаций и граждан, включающий все стадии реализации инновационных проектов от инициативы до стимулирования спроса российских компаний на отечественные инновационные продукты, а также механизм реализации положений указанного законодательного акта.

Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору

Предложить привести в соответствие современным международным требованиям действующие правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе, а также правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Росстандарту предложить:

1. Создать на базе ГУП ЦМИ «Урал-Гео» Федеральный центр государственных эталонов горных пород углеводородов для обеспечения в стране единства геофизических измерений и повышения качества определения ресурсов месторождений.

2. Подготовить предложения по формированию нормативной базы импортозамещения при освоении нефтегазового шельфа.

3. Разработать национальные стандарты по организации работ на шельфе, требования к оборудованию и средствам освоения шельфа.

4. Провести анализ обоснованности обязательного использования американских стандартов (API, ASME) в проектах на шельфе.

Федеральной таможенной службе совместно с Министерством экономического развития Российской Федерации предложить:

1. Внести изменения в ТН ВЭД России с целью выделения оборудования для нефтегазового комплекса из других видов промышленной продукции и получения достоверной информации об импортных закупках;

2. Ежеквартально публиковать объемы закупок по импорту основных видов промышленной продукции для нефтегазового комплекса;

3. Ввести в Таможенный кодекс Таможенного союза определение понятия «первичная геологическая информация» в целях обеспечения данной информации соответствующим правовым режимом.

Российской академии наук, Академии горных наук, Российскому геологическому обществу:

1. Совместно с ОАО «Росгеология», геологическими и горнодобывающими компаниями создать межведомственную рабочую группу по совершенствованию системы государственного управления геологическим изучением недр и воспроизводством минерально-сырьевой базы, а также по разработке проекта федерального закона

«О геологическом изучении недр».

2. Разработать рекомендации для публикации в средствах массовой информации данных об открытых новых месторождений полезных ископаемых и оценке их прогнозных ресурсов и доказанных запасов.

Федеральному Собранию Российской Федерации:

Ввести в практику работы Государственной Думы и Совета Федерации при проведении парламентских мероприятий включать обсуждение хода реализации принятых решений (постановлений, рекомендаций).

Субъектам Российской Федерации предложить изучить положительный опыт по реализации проектов, обеспечивающих увеличение добычи нефти и газа на старых месторождениях и вовлечение в добычу перспективных бездействующих скважин в нераспределенном фонде.

Участникам нефтегазового бизнеса:

1. Подготовить и направить в адрес Межведомственной рабочей группы при Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации по снижению административных барьеров предложения по совершенствованию законодательства, отраслевых (ведомственных) нормативных актов, направленных на повышение эффективности деятельности организаций минерально-сырьевого и топливно-энергетического комплекса на всех этапах комплексного геологического изучения недр, воспроизводства минерально-сырьевой базы, освоения месторождений.

2. Предложить при прочих равных условиях пользоваться услугами российских нефтегазосервисных компаний и производителей оборудования.

3. При заключении договоров с нефтегазосервисными предприятиями предложить предусматривать сроки оплаты за выполненные работы (услуги) не более 30 календарных дней.