По мере усложнения ресурсной базы технологии становятся одним из ключевых факторов устойчивого развития нефтегазовой отрасли. Они позволяют вовлекать в разработку трудноизвлекаемые запасы, повышать эффективность зрелых месторождений, снижать стоимость геологоразведки и бурения, а также обеспечивать надёжную работу инфраструктуры в сложных климатических условиях – в том числе в Арктике.
Сегодня для российского ТЭК особенно важны не только создание новых решений и локализация критически важного оборудования, но и ускоренное проведение испытаний, подтверждение эффективности и последующее масштабирование технологий в реальных производственных условиях.
«ИнфоТЭК» обсудил эти вопросы с начальником департамента по технологическому развитию «Газпром нефти» Богданом Костюком.
– Что изменилось в подходах компании к технологическому развитию?
– Два года назад «Газпром нефть» приняла технологическую стратегию 3.0. Она изменила не только набор технологических приоритетов, но и саму модель управления разработками. По сути, мы начали управлять полным циклом – от технологического запроса бизнеса до промышленного тиражирования. Для нас результат проекта – это не сам факт успешного испытания, а экономический эффект в производстве и возможность повторить его на других активах компании.
За последние два года средний срок реализации технологических проектов сократился примерно с 5,5 до 3 лет. По проектам 2026 года этот показатель составляет около 1,5 лет: от старта проекта до завершения испытаний. То есть мы практически вдвое ускорили путь технологии до промышленной проверки.
Одновременно мы существенно повысили тиражируемость разработок. Коэффициент тиражирования вырос примерно в три раза: успешная технология всё чаще применяется не на одном объекте, а сразу в нескольких дочерних предприятиях.
– Какие этапы развития нефтегазовых технологий вы бы выделили за последние 15 лет?
– Я бы выделил четыре этапа. Первый – промышленное освоение трудноизвлекаемых запасов. Массовое распространение горизонтального бурения и многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) позволило вовлечь в разработку ресурсы, которые раньше считались экономически недоступными.
Второй этап – цифровизация. Цифровые двойники, аналитика и инструменты поддержки решений стали не отдельным направлением, а сквозным технологическим слоем, который помогает точнее работать с геологической неопределённостью и сложными производственными системами.
Третий этап – технологический суверенитет. После 2021–2022 годов отрасль ускоренно создавала собственное оборудование, программное обеспечение, материалы и сервисы. По большинству критичных направлений работоспособные российские решения уже появились, и по ряду из них мы переходим к серии.
Сейчас начинается четвертый этап – технологическое лидерство. Для остаточных запасов зрелых месторождений, новых классов ТРИЗ и новых нефтяных провинций недостаточно повторить существующие решения. Нужно создавать технологии, которых сегодня зачастую нет нигде в мире: новые методы увеличения нефтеотдачи, более сложные скважины и ГРП, автономные производственные системы и новые материалы.
– Какие российские технологии уже применяются в компании?
– Один из наиболее показательных примеров – российский флот для гидроразрыва пласта. Несколько лет назад задача состояла в том, чтобы доказать, что такой комплекс в принципе можно создать в России. Сегодня опытный флот прошел эксплуатацию, первый серийный уже работает на месторождениях компании, а по действующему контракту планируется выпуск ещё как минимум двух серийных флотов. То есть задача уже не в импортозамещении единичного образца, а в переходе к серийному производству и в перспективе – к экспорту технологии.
Другой пример – первый российский сверхтяжёлый флот гибких насосно-компрессорных труб, который проходит отраслевые испытания в Восточной Сибири. Такое оборудование позволяет выполнять сложные внутрискважинные операции на глубоких скважинах с протяжёнными горизонтальными участками. Здесь логика та же: подтвердить промышленную надежность в сложных условиях и затем масштабировать решение.
– Какую роль в увеличении добычи играет повторный многостадийный гидроразрыв пласта?
– После первого гидроразрыва производительность скважины со временем снижается. Повторный многостадийный ГРП позволяет заново вовлечь в работу участки пласта, которые со временем перестали эффективно дренироваться, и получить дополнительную добычу из уже построенной скважины.
Для наклонно направленных скважин повторный ГРП давно применяется. Более сложная задача – научиться эффективно проводить его на горизонтальных скважинах с многостадийным ГРП, которые являются основой разработки трудноизвлекаемых запасов.
По нашим расчетам, для части фонда повторный гидроразрыв может быть экономически целесообразен примерно раз в 3 года. Потенциальный периметр – тысячи скважин. Поэтому здесь мы уже говорим не о единичной технологии, а о переходе к программам промышленного масштаба на десятках скважин ежегодно.
Ключевое преимущество: мы получаем дополнительную добычу на существующей инфраструктуре, без строительства новой скважины и нового обустройства. Поэтому повторный ГРП становится одним из наиболее эффективных инструментов работы со зрелым фондом и трудноизвлекаемыми запасами.
– Как развивается российское оборудование для бурения?
– «Газпром нефть» активно участвует в испытаниях российских роторно-управляемых систем – оборудования, которое позволяет точно вести скважину по заданной траектории.
Для геологических условий средней сложности уже есть работоспособные российские комплексы. Следующий технологический рубеж – расширить их применение на наиболее сложные объекты: более длинные горизонтальные участки, высокие давления и температуры, сложные профили скважин. Здесь важно перейти от доказательства принципиальной работоспособности к стабильной эксплуатации в предельных условиях.
Параллельно развивается российская высокотехнологичная геофизика. Значительная часть исследований уже выполняется отечественными решениями, а следующий фокус – наиболее сложные классы измерений и интерпретации. Именно такие технологии позволяют точнее характеризовать пласт и снижать неопределённость при разработке сложных запасов.
– Какую роль российские технологии играют в повышении нефтеотдачи?
– Один из крупнейших технологических резервов отрасли – нефть, которая уже открыта и находится в обустроенных месторождениях, но остаётся в пласте после традиционного заводнения. Именно для работы с такими остаточными запасами мы реализуем программу КИН-45.
КИН-45 – это не одна технология, а целая платформа: химические, газовые и комбинированные методы воздействия на пласт. Один из первых промышленных шагов – ПАВ-полимерное заводнение. В июне 2026 года на Холмогорском месторождении «Газпром нефть» начала закачку поверхностно-активного вещества и полимера – впервые в компании с использованием российского ПАВ.
Параллельно мы развиваем полимерное заводнение, смешивающееся вытеснение газом и комбинированные методы. Для разных типов залежей нужен свой механизм, поэтому задача – сформировать набор промышленных решений для разных классов зрелых месторождений и перейти от отдельных пилотов к системному применению.
– Как работает этот метод?
— По мере разработки месторождения вода в первую очередь вытесняет наиболее подвижную нефть. При этом часть запасов остаётся в пласте, и обычными методами извлечь её уже не удаётся.
Поверхностно-активное вещество снижает межфазное натяжение и помогает мобилизовать нефть, которая удерживается в поровом пространстве. Полимер повышает вязкость вытесняющей жидкости и делает охват пласта более равномерным. В результате мы воздействуем сразу на два ограничения традиционного заводнения – на подвижность остаточной нефти и на охват пласта вытеснением.
– Почему для каждого месторождения нужен свой состав?
– У каждого месторождения свои свойства нефти и пластовой воды, минерализация, температура, проницаемость и другие параметры. Поэтому состав приходится подбирать индивидуально.
Именно здесь хорошо видно, как цифровые технологии становятся частью физической технологии добычи. Хемоинформатику мы уже используем для предварительного отбора наиболее перспективных составов. Параллельно апробируем микрофлюидику и цифровой керн, которые должны позволить дополнительно сократить количество длительных физических экспериментов и быстрее переходить к испытаниям наиболее перспективных решений.
Для Холмогорского месторождения подходящее российское ПАВ уже подобрано и сейчас закачивается в пласт.
– Где такие методы наиболее перспективны?
– В первую очередь – на зрелых месторождениях со сложившейся системой заводнения, где значительные объёмы нефти уже не могут быть эффективно извлечены традиционными методами. Здесь методы увеличения нефтеотдачи (МУН) позволяют получить дополнительную добычу на уже созданной инфраструктуре и продлить экономически эффективную разработку месторождения.
При традиционных подходах коэффициент извлечения нефти составляет в среднем порядка 30–35%. Стратегическая задача КИН-45 – приблизить этот показатель к 45% за счёт комплекса химических, газовых и комбинированных методов увеличения нефтеотдачи. Это не гарантированный эффект одной технологии: потенциал всегда определяется индивидуально для конкретного объекта.
Поэтому ключевая задача ближайших лет – перейти от отдельных пилотов к промышленному портфелю проектов и сформировать экономически эффективные российские реагенты и оборудование для их масштабирования.
– Какие направления технологического развития будут приоритетными в ближайшие годы?
– Я бы связывал приоритеты не с отдельными технологиями, а с тремя типами ресурсной базы.
Первый – остаточные запасы зрелых месторождений. Здесь нужны КИН-45 и повторный ГРП, которые позволяют получать дополнительную добычу на уже созданной инфраструктуре.
Второй – трудноизвлекаемые запасы: ачимовская и тюменская свиты и другие сложные объекты. Для них нужны всё более протяжённые и сложные скважины, новые системы заканчивания, управляемое бурение, более высокотехнологичный ГРП, новые материалы и жидкости.
Третий – новые нефтяные провинции: Восточная Сибирь, Арктика и шельф. Здесь технологический вызов – максимально автономная модель освоения, мобильная инфраструктура и решения для удалённых и климатически сложных территорий.
А цифровые технологии – это сквозной слой для всех трёх направлений: цифровые двойники, ИИ, большие данные и мультиагентные системы позволяют выбирать оптимальные инженерные решения и в режиме онлайн управлять производственной цепочкой.
– Как технологии помогают работать в Арктике?
– В Арктике задача шире, чем только устойчивость инфраструктуры на многолетнемёрзлых грунтах. Для новых удаленных провинций нам нужна максимально автономная модель освоения: меньше постоянного присутствия людей, локальное энергоснабжение, мобильная инфраструктура, дистанционное управление и прогнозный контроль состояния объектов.
Один из ключевых элементов этой системы – работа с криолитозоной. Мы объединяем геотехнический мониторинг и цифровые модели многолетнемёрзлых грунтов, чтобы заранее видеть изменения их состояния и учитывать их при проектировании и эксплуатации.
Параллельно испытываем новые конструкции и материалы для свайных оснований. Наиболее эффективные решения стандартизируются и закладываются в новые проекты. В итоге речь идёт не об одной технологии, а о комплексе решений, которые должны сделать освоение Арктики надежным, экономичным и все более автономным.
– Какую роль в процессе создания технологий играет TNF?
– Для нас ценность TNF – в том, что здесь встречаются три стороны, без которых сложный технологический проект не состоится: квалифицированный заказчик, разработчик и производитель. Хороший результат форума – не сама дискуссия, а конкретная договорённость о полном маршруте технологии: какую задачу она решает, какие параметры должна подтвердить, где проходит испытания и при каких результатах переходит в промышленную серию.
Сейчас именно переход от единичного решения к серии становится одним из главных вызовов отрасли. Поэтому площадки вроде TNF важны тем, что позволяют заранее сформировать технологический заказ, найти партнёров и договориться не только об испытании, но и о последующем промышленном спросе.