Технологии и производимая продукция

В компании «Татхимпродукт» разработаны и производятся химические реагенты, а также совершенствуются технологии процессов бурения, повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

На производственной площадке компании «Татхимпродукт» совместно с ООО «Нефтехимгеопрогресс»» освоен синтез поверхностно-активных веществ из отечественного сырья с применением импортных добавок. Уникальность технологии состоит в гибкости процесса производства, что позволяет получать широкий перечень ПАВ с различными по природе анионами и катионами. Основные направления использования производимых продуктов:

1. Технология обработки пластов водным раствором ПАВ серии «Сульфен-35»

Технология предусматривает использование инновационных синтетических ПАВ, которые не теряют эффективность в пластовой воде. Традиционные ПАВ (неонолы, полиэфиры, синтанолы, лапролы, сульфонолы, алкилбензолсульфонаты, алкилсульфаты и др.) в пластовой воде с высоким содержанием катионов кальция и магния снижают, а часто полностью теряют свою активность. Происходит это вследствие образования нерастворимых солей (анионактивные) и "сворачивания" (неионогенные) ПАВ. Специально разработанные ООО "Нефтехимгеопрогресс" поверхносто-активные вещества не теряют своей активности при любом составе и рН пластовых вод.

Закачка 3-5%-го водного раствора реагента "Сульфен-35" в добывающие скважины (при КРС, ПРС) позволяет увеличить проницаемость пласта, разрушить водо-нефтяные эмульсии и очистить поровое пространство пласта от нефтяной пленки и асфальто-смолистых отложений. Поверхностная активность в пластовой воде и, в конечном счете, эффективность химического реагента "Сульфен-35" существенно превосходит все используемые в отрасли химические реагенты (такие как сульфонол-порошок, различные неонолы, компаунды типа МЛ-80 и т.п.). Предварительная обработка призабойной зоны позволяет подготовить нефтенасыщенный пласт к последующей кислотной обработке и повысить степень реагирования кислоты (соляной или плавиковой) по нефтенасыщенным пропласткам. Эффективность обработки призабойной зоны раствором химического реагента "Сульфен-35" сопоставима, а в некоторых случаях превосходит обработку органическим растворителем, при этом экономические затраты на химреагент значительно ниже.

Также высокоэффективна залповая подача 1-2%-го раствора реагента "Сульфен-35" в нагнетательные скважины с целью "доотмыва" пленки нефти в нефтенасыщенном коллекторе, кроме того добавка химического реагента увеличивает эффективность МУН при полимерном заводнении.

2. Технология подготовки пласта к процедуре перфорации, гидроразрыва или других мероприятий связанных с необходимостью удаления глинистых составляющих в призабойной зоне пласта с использованием водно-органической смеси Реагента-Разглинизатора

При обработке скважин с закольматированной призабойной зоной продуктивного пласта в процессе первичного вскрытия и скважин, характеризующихся повышенным коэффициентом глинистости продуктивных коллекторов Реагентом-Разглинизатором обеспечивается полное диспергирование и вынос глин, увеличение проницаемости продуктивного коллектора. Технология особенно эффективна в сочетании с кислотными обработками и, в некоторых случаях, позволяет многократно увеличить коэффициент нефтеотдачи и дебит скважин.

3. Технология кислотной обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин с использованием реагента «Сульфен-35К»

Разработаны и опробованы различные варианты кислотных составов. В простых вариантах технология позволяет восстановить потенциальную продуктивность, а при кислотном гидроразрыве - многократно увеличить коэффициент нефтеотдачи и дебит скважин. Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти:

4. Технология интенсификации добычи для скважин с высоковязкой продукцией на основе реагента-деэмульгатора серии «Сульфен-35Д»

Комбинированное воздействие различных ПАВ на продукцию скважины позволяет существенно улучшить работу глубинно-насосного оборудования и снизить давление в системе нефтесбора. Использование химического реагента не требует специального технологического оборудования и универсально для любых типов насосов. Реагент улучшает качество подготовки нефти, одинаково эффективен для легких парафинистых и тяжелых асфальто-смолистых нефтей, скорость и глубина деэмульгирования продукции скважин на уровне широкоприменяемых реагентов-деэмульгаторов. На скважинах, оборудованных винтовыми насосами, наблюдается снижение их ампер-характеристик и в некоторых случаях существенное увеличение продуктивности. Дозировка реагента может осуществляться путем залповой обработки через затрубное пространство (4-10л в сутки) либо внутрискважинным дозатором в количестве 50-100 грамм на 1м3 добываемой жидкости.

5. Технология приготовления бурового раствора и жидкостей глушения на основе Реагента-термостабилизатора «СД-АПР»

Реагент является основой безглинистых и малоглинистых буровых растворов (содержание глинопорошка менее 8%) или жидкостей глушения. Реагент обеспечивает хороший смазывающий эффект и стабилизацию глинистых пропластков при бурении, что предотвращает их обвалы и поглощение бурового раствора. Проведенные испытания показывают возможность бурения на пресной воде с добавкой реагента, причем как для проходки (вертикальных и горизонтальных скважин), так и для вскрытия продуктивного пласта (водный раствор реагента полностью растворяет водонефтяную эмульсию). Отмечается стабильность параметров бурового раствора как в процессе бурения, так и хранения, а также повышенная термостойкость компонентов реагента (термостабилизатор до 3000С), что позволяет многократно использовать раствор (в среднем на 4 скважинах). Процесс приготовления бурового раствора или жидкости глушения может осуществляться непосредственно перед применением путем добавления от 0,5 до 2% реагента на объем готового раствора или технической воды.

6. Технология приготовления буровых растворов с использованием смазочной противоприхватной добавки «КСД»

Порошкообразный химический реагент разработан для обеспечения высокоэффективного бурения, в том числе в условиях освоения нефтяных месторождений в труднодоступных районах с высокими экологическими требованиями. Входящие в состав продукта компоненты придают буровому раствору высокие смазочные и противоприхватные свойства, снижают внутрискважное сопротивление и предотвращают прихват инструмента, обеспечивают увеличение долговечности и износостойкости бурового инструмента, повышают скорость бурения. «КСД» является эффективным заменителем любого типа смазывающих добавок к буровым растворам.

7. Технология замедления кислотных обработок призайбоных зон пласта на основе Универсального замедлителя кислот «ТХП-1»

Реагент «Сульфен-35»

1. Общее описание

Реагент «Сульфен-35»

2. Технологические свойства

Также высокоэффективна залповая подача 1-2%-го раствора реагента "Сульфен-35" в нагнетательные скважины с целью "доотмыва" пленки нефти в нефтенасыщенном коллекторе, кроме того добавка реагента увеличивает эффективность МУН при полимерном заводнении.

Основные преимущества:

использование инновационных синтетических ПАВ позволяет проводить эффективные обработки при любом составе и рН пластовых вод;
в результате обработки водным раствором реагента «Сульфен-35» призабоной зоны пласта, вмещающей устойчивую водо-нефтяную эмульсию первоначальный дебит скважины увеличивается в 2 и более раз;
эффективность обработки призабойной зоны раствором реагента «Сульфен-35» сопоставима, а в некоторых случаях превосходит обработку органическим растворителем, при этом экономические затраты на химический реагент значительно ниже;
предварительная обработка призабойной зоны позволяет подготовить нефтенасыщенный пласт к последующей кислотной обработке и повысить степень реагирования кислоты (соляной или плавиковой) по нефтенасыщенным пропласткам.

Предлагаемые составы:

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «Сульфен-35» – негорючая жидкость, не обладает кожно-резорбтивным воздействием на кожу, аллергенные свойства не выявлены. При хранении и использовании не выделяет вредных продуктов и не требует специальных мер предосторожности. Температура замерзания (потери подвижности) летней формы продукта 50С. Для зимней формы – минус 300С. После размораживания потребительские свойства реагента сохраняются.

Реагент «Сульфен-35»

Лабораторные исследования влияния на нефтевытеснение 10%-го водного раствора реагента «Сульфен-35»

Эксперимент проводился на одиночной водонасыщенной модели пласта, представляющей собой металлическую трубку длиной 330 мм и диаметром 33 мм, заполненную молотой карбонатной породой. Абсолютная проницаемость составила Кабс.=7.023 мкм2 пористость составила m =38,02 %.

Все этапы эксперимента проводились при температуре 23оС. Для создания реликтовой водонасыщенности модель под вакуумом была насыщена пластовой водой. Проницаемость исследуемой модели по воде составила 5,58 мкм2, объем пор 103,9 см3.

Таблица 1

Параметры исследуемой модели нефтяного пласта

До ввода реагентов

После ввода реагентов

Vпор

(см3)

kабс.,

(мкм2)

kвод.,

(мкм2)

kнеф.,

(мкм2)

Sост

kвод.

Ост н/н,

(мкм2)

Объем реагента,

(Vпор)

Sост

kвод.

Кон.,

(мкм2)

103,9

7,023

5,58

78,9

8,47

15,0

0,58

0,26

12,1

1,44

Для создания нефтенасыщенности воду из порового пространства вытесняли нефтью. Вытеснение проводили до полной стабилизации фильтрационных характеристик на выходе из пористой среды. Начальная нефтенасыщенность модели равна 78,92 %. В качестве образца нефти использовалась высоковязкая нефть из скв. №30 Ерыклинского месторождения (рис.1).

Рис. 1

При создании остаточной нефтенасыщенности модель была подключена к напорной емкости и проведено вытеснение нефти из порового пространства модели водой. Причем вытеснение нефти проводили до полной обводненности модели. Величина остаточной нефтенасыщенности модели составила 15,0% (рис. 1), проницаемость модели при этом составила 0,58 мкм2 (рис. 2).

После создания остаточной нефтенасыщенности в поровое пространстве модели нефтяного пласта, в соответствии с постановкой задачи в эксперименте, с обратной стороны была введена оторочка 10%-го водного раствора «Сульфен-35» в объеме 0,26 долей порового объема модели. После ввода реагента было продолжено вытеснение нефти водой в первоначальном направлении.

Рис. 2

При фильтрации в модели пластовой воды после ввода химического реагента проницаемость увеличилась и составила 1,44 мкм2 (рис 2.). После прокачки 2,79 поровых объемов модели пластовой воды коэффициент остаточной нефтенасыщенности составил 12,1 %, из модели дополнительно извлечено 2,9 % нефти (рис. 3).

Рис. 3

Проведенные исследования показали, что «Сульфен-35» позволяет увеличить проницаемость модели пласта с остаточной нефтенасыщенностью и повысить нефтевытеснение.

Реагент «Сульфен-35К»

1. Общее описание

Реагент «Сульфен-35К» - многокомпонентная смесь анионактивных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ и целевых добавок.

Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти:

в качестве добавки (5-10%) к соляной кислоте или глинокислоте для повышения эффективности обработок призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов;
в качестве эмульгатора (2-3%) нефтекислотных эмульсий при проведении кислотного гидроразрыва карбонатных пластов.

2. Технологические свойства

Входящие в состав реагента компоненты:

полностью растворяется в пресной, технической и пластовой воде, кислотных или щелочных составах;
поставляется в виде концентрата и является непосредственно готовым к применению;
обладают вязкостьпонищающим и отмывающим эффектом по отношению к флюидам в средне- и низкопроницаемых пропластках при использовании в соответствующих технологиях;

Основные преимущества:

позволяет регулировать вязкость углеводородно-кислотных и(или) нефте-кислотных эмульсий;
эффективен для обработок призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов с высоковязкой нефтью;
снижает коррозионную активность закачиваемых составов;
при использовании реагента не наблюдается образование «некондиции» после ОПЗ;
полностью совместим с пластовыми водами и нефтями;
проявляет эффект гидрофобизатора пород коллектора, что способствует увеличению проницаемости по нефти;
не оказывает влияния на процесс подготовки нефти.
система поставляется в виде концентрата (бочки, евротара);

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «Сульфен-35К» – негорючая жидкость. Реагент обладает кожно-раздражающим воздействием на кожу. Температура замерзания (потери подвижности) продукта – минус 3-50С. После размораживания потребительские свойства реагента сохраняются.

Реагент «Сульфен-35К» производится согласно ТУ 2481–001–72649752–2004 изм.1.

Гигиенический сертификат № 16.11.10.248.П.000311.03.10.

Реагент «Сульфен-35Д»

1. Общее описание

Реагент «Сульфен-35Д» - представляет собой композицию высокомолекулярных и низкомолекулярных анионактивных и неионогенных синтетических поверхностно-активных веществ и целевых добавок.

Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти. Реагент относится к водо-нефтерастворимым и проявляет наибольшую эффективность при обработке высоковязких эмульсий нефтей карбона и девона.

2. Технологические свойства

В результате использования реагента на скважинах отмечается снижение линейного давления и улучшение работы глубинно-насосного оборудования. На скважинах, оборудованных винтовыми насосами, наблюдается снижение их ампер-характеристик и в некоторых случаях существенное увеличение продуктивности. Дозировка реагента может осуществляться путем залповой обработки через затрубное пространство (4-10л в сутки) либо внутрискважинным дозатором в количестве 50-100 грамм на 1м3 добываемой жидкости.

Использование реагента не требует специального технологического оборудования и универсально для любых типов насосов. Скорость и глубина деэмульгирования продукции скважин на уровне широкоприменяемых реагентов-деэмульгаторов.

Основные преимущества:

эффективно снижает вязкость как эмульсионной продукции скважин, так и высоковязких безводных нефтей;
одинаково эффективен для легких парафинистых и тяжелых асфальто-смолистых нефтей;
улучшает качество подготовки нефти, скорость и глубина деэмульгирования продукции скважин на уровне широкоприменяемых реагентов-деэмульгаторов;
позволяет получить готовую нефть из промежуточных слоев и «некондиции» из амбаров.

Предлагаемые составы:

растворяются в пресной, технической и пластовой воде;
система поставляется в виде концентрата (бочки, евротара, цистерны);
поставляется в двух формах: «летняя» и «морозоустойчивая».

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «Сульфен-35Д» – негорючая жидкость, не обладает кожно-резорбтивным воздействием на кожу, аллергенные свойства не выявлены. При хранении и использовании не выделяет вредных продуктов и не требует специальных мер предосторожности. Температура замерзания (потери подвижности) летней формы продукта – 00С. Для зимней формы –300С.

Реагент «Сульфен-35Д» производится согласно ТУ 2481–001–72649752–2004 изм.1.

Гигиенический сертификат № 16.11.10.248.П.000311.03.10.

Реагент-гидрофобизатор «СД-Л»

1. Общее описание

Реагент-гидрофобизатор «СД-Л» - предназначен для использования в технологии водоизоляции высокопроницаемых зон и гидрофобизации пластов. Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти.

2. Технологические свойства

растворимость в пресной воде и органических растворителях;
сохранение подвижности при отрицательных температурах;
не оказывает коррозионного воздействия на оборудование;
отсутствие неприятного запаха и вредного воздействия на человека и окружающую среду;
система поставляется в виде концентрата (бочки, евротара, цистерны);

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «СД-Л»

Результаты лабораторного исследования Реагента-гидрофобизатора «СД-Л»

Свойства Реагента-гидрофобизатора «СД-Л» исследовались на одиночных моделях пласта с остаточной нефтенасыщенностью, представляющих собой металлическую трубку длиной 330 мм и диаметром 33 мм, заполненную молотой породой.

Проведенные исследования показали, что Реагент-гидрофобизатор «СД-Л» приводит к снижению проницаемости модели карбонатного и терригенного пласта для пластовой воды.

Рис.1 Изменение проницаемости по воде модели карбонатного пласта №1 до и после ввода Реагента-гидрофобизатора «СД-Л».

Рис.2 Изменение проницаемости по воде модели карбонатного пласта №3 до и после ввода Реагента-гидрофобизатора «СД-Л».

Проведено выявление условий образования гелей из Реагента-гидрофобизатора «СД-Л» в смеси с углеводородными растворителями и водным раствором гидроксида натрия (щелочи), который используется как раствор-сшиватель. Выявлена оптимальная концентрация Реагента-гидрофобизатора «СД-Л» в растворителе, которая составляет 20-30%. При контакте рабочего раствора Реагента-гидрофобизатора «СД-Л» и щелочного раствора-сшивателя гель образуется практически мгновенно.

Реагент-термостабилизатор «СД-АПР»

1. Общее описание

Реагент «СД-АПР» - является основой безглинистых и малоглинистых буровых растворов (содержание глинопорошка менее 8%) или жидкостей глушения. Реагент обеспечивает хороший смазывающий эффект и стабилизацию глинистых пропластков при бурении, что предотвращает их обвалы и поглощение бурового раствора. Проведенные испытания показывают возможность бурения на пресной воде с добавкой реагента, причем как для проходки (вертикальных и горизонтальных скважин), так и для вскрытия продуктивного пласта (водный раствор реагента полностью растворяет водонефтяную эмульсию). Отмечается стабильность параметров бурового раствора как в процессе бурения, так и хранения, а также повышенная термостойкость компонентов реагента (термостабилизатор до 3000С), что позволяет многократно использовать раствор (в среднем на 4 скважинах). Процесс приготовления бурового раствора или жидкости глушения может осуществляться непосредственно перед применением путем добавления от 0,5 до 2% реагента на объем готового раствора или технической воды.

2. Технологические свойства

Основные преимущества:

обладает комплексом оптимальных смазывающих, вязкостных и коркообразующих характеристик, позволяет вести бурение на температурах более 2000С;
позволяет осуществлять вскрытие продуктивного пласта без замены бурового раствора;
вскрытие пластов (склонных к образованию эмульсии в поровом пространстве) при концентрации Реагента «СД-АПР» в растворе около 5% позволяет минимизировать эмульгирование и добиться высоких параметров добычи;
повышенная термостойкость компонентов реагента препятствует их деструкции в процессе бурения, что позволяет использовать исходный буровой раствор повторно;
в необходимых случаях позволяет резко увеличить вязкость обычных глинистых буровых растворов путем добавки в количестве 1-2%.

Предлагаемые составы:

растворяются в пресной, технической и пластовой воде;
смешивается с нефтями;
сохраняют текучесть до температуры окружающей среды -300С.
система поставляется в виде концентрата (бочки, евротара, цистерны);

3. Сертификаты и нормативы

Реагент «СД-АПР» – представляет собой негорючую жидкость без запаха. Реагент не обладает кожно-раздражающим воздействием на кожу. Ввиду невозможности создания опасной концентрации, из-за низкой летучести, реагент не нуждается в гигиеническом регламентировании для воздуха рабочей зоны. При хранении и использовании не выделяет вредных продуктов и не требует специальных мер предосторожности.

Реагент «СД-АПР» производится согласно ТУ 2481–001–72650092–2005 изм.1.

Гигиенический сертификат № 16.11.10.248.П.003512.10.07

Анализ опытно-промышленных испытаний технологии приготовления и применения безглинистого бурового раствора на основе химреагента «СД-АПР»

Безглинистые буровые растворы (ББР) на основе химреагента «СД-АПР» разработаны для вскрытия продуктивных слабопроницаемых пластов с пониженными пластовыми давлениями на месторождениях и залежах с трудноизвлекаемыми запасами, а также для первичного вскрытия высокопроницаемых длительно разрабатываемых пластов, характеризующихся низким пластовым давлением. В качестве основы бурового раствора используется композиционный химреагент «СД-АПР» основными компонентами которого являются глицерин, полиглицерины и сложные эфиры. Глицерин и полиглицерины обеспечивают поглощение воды, что позволяет существенно уменьшить ее адсорбцию на глинистых частицах. Кроме того, «СД-АПР» проявляет высокую смазывающую способность, а также предотвращает образование газовых гидратов при газопроявлениях.

Технология приготовления и применения ББР на основе химреагента «СД-АПР» предназначена для максимального сохранения первоначальных коллекторских свойств нефтяного пласта при первичном вскрытии его бурением для достижения высокого дебита при вводе скважин в эксплуатацию. Процесс приготовления ББР основан на смешении пресной воды или базового полимер-карбонатного бурового раствора и химреагента «СД-АПР» в количестве от 5-10% на объем готового бурового раствора. Применение каждого типа ББР на основе химреагента «СД-АПР» определяется геолого-физическими условиями и состоянием разработки залежи в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола скважины. ББР на основе химреагента «СД-АПР» обеспечивает безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде. Плотность ББР для вскрытия газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

ББР на основе химреагента «СД-АПР» рекомендуется применять для вскрытия продуктивных пластов при строительстве отдельной или группы скважин, бурящихся на залежах или месторождениях высоковязких или обычных нефтей, эксплуатируемых как с применением систем поддержания пластового давления, так и на естественном режиме. Процесс бурения может осуществляться на любой стадии разработки нефтяного месторождения с применением стандартных нефтепромысловых технических средств без дополнительных затрат на капитальное строительство и оборудование.

Применение ББР на основе химреагента «СД-АПР» при вскрытии продуктивного пласта обеспечивает получение технологического эффекта по сравнению с базовой скважиной, вскрытие продуктивного горизонта которой проводилось обычным мультифазным буровым раствором (МФБР) на данной залежи, площади или месторождении нефти. МФБР представляет собой аэрированный глинистый буровой раствор с использованием нефти в количестве 10% в качестве смазывающей добавки.

Оценка успешности применения технологии производится на основании сравнения технологических режимов работы скважин, вскрытие пластов которых проводилось ББР на основе химреагента «СД-АПР» и МФБР. Анализировались данные по работе скважин за один месяц после освоения.

Испытания ББР на основе химреагента «СД-АПР» при вскрытии продуктивного пласта были начаты 21 октября 2007 года на скважине № 3583 Дачного месторождения. За семь месяцев пробурено 6 скважин №№ 9726, 9732, 9734, 9735, 9734, 9767, Краснооктябрьского месторождения ОАО «Шешмаойл» и 5 скважин №№ 3578, 3583, 3649, 3650, 3662 Дачного месторождения ОАО «Иделойл». Вскрытие продуктивного пласта производили при режимах бурения аналогично с технологией МФБР, т.е. при подаче бурового насоса 25 л/с, что обеспечивало ламинарный поток движения промывочной жидкости в кольцевом пространстве со скоростью на уровне выше критической (0,5 м/с) минимально необходимой для выноса выбуренного шлама. В среднем скорость бурения с применением ББР на основе химреагента «СД-АПР» составила 6 м/ч, проходка на долото 250м (средняя скорость бурения на мультифазном буровом растворе (МФБР) составляет 3 м/ч). Вскрытие продуктивного пласта бурением с промывкой провели без осложнений, поглощений бурового раствора и газоводонефтепроялений не наблюдалось. Скорость инструмента при спускоподъемных операциях находилась в пределах, предусмотренных действующими инструкциями и ГТН, затяжек и посадок инструмента при этом не наблюдалось.

Предварительную оценку эффективности применения ББР на основе химреагента «СД-АПР» при вскрытии продуктивного пласта Краснооктябрьского месторождения произвели на основании сопоставления дебитов скважин пробуренных на МФБР, расположенных на тех же кустовых площадках, эксплуатирующие общие горизонты и выбранных в качестве базовых.

Скважины №№ 9732, 9734 пробурены с применением ББР на основе химреагента «СД-АПР» и вскрыты на продуктивные отложения тульско-бобриковского горизонта нижнего карбона, скважина №9736 (базовая) пробурена на МФБР в однотипных горно-геологических условиях. Средний дебит скважин по нефти пробуренных на ББР на основе химреагента «СД-АПР» составляет 6,1 т/с, что в 5,9 раза превышает дебит по базовой 1,03 т/cyт.

Скважины № 9735, № 9743 пробурены с применением ББР на основе химреагента «СД-АПР» и вскрыты на отложения верейского и башкирского горизонта среднего карбона, скважина № 9742 (базовая) пробурена на МФБР в однотипных горно-геологических условиях. Средний дебит скважин по нефти пробуренных на ББР на основе химреагента «СД-АПР» составляет 3,9 т/сут, что почти в 2,5 раза превышает дебит по базовой 1,6 т/сут.

Анализируя данные приведенные в таблице (результаты освоения, дебит скважин по жидкости и нефти в процессе эксплуатации), следует что применение ББР на основе химреагента «СД-АПР» при вскрытии продуктивного пласта обеспечивает сохранение первоначальных коллекторских свойств продуктивного пласта, сокращение сроков освоения скважин и вывода их на режим. Полученный технологический эффект подтверждается результатами эксплуатации скважин, где средний дебит скважины по нефти на Краснооктябрьском месторождении составил 7,7 т/сут, на Дачном 16,7 т/сут.

По скважинам №№ 9726, 3650, 3662 (находятся в освоении), № 9767 (кап. ремонт), №№ 3578, 3583 (нет базовых скважин) анализ применения ББР на основе химреагента «СД-АПР» будет проведен позднее.

Скважины, вскрытые с применением ББР на основе химреагента «СД-АПР»

Базовые скважины, вскрытые с применением МФБР

Комплексная смазывающая противоприхватная добавка «КСД»

1. Общее описание

Комплексная смазывающая противоприхватная добавка КСД, представляет собой порошкообразную смазочную добавку для буровых растворов. Разработана специалистами ООО НПО «ТатХимПродукт» для обеспечения высокоэффективного бурения, в том числе в условиях освоения нефтяных месторождений в труднодоступных районах с высокими экологическими требованиями (северные районы, морской шельф, поймы рек и т.д.).

Входящие в состав продукта компоненты придают буровому раствору высокие смазочные и противоприхватные свойства, снижают внутрискважное сопротивление и предотвращают прихват инструмента, обеспечивают увеличение долговечности и износостойкости бурового инструмента, повышают безопасность и скорость бурения.

КСД является эффективным заменителем любого типа смазывающих добавок к буровым растворам.

2. Технологические свойства

Комплексная смазывающая противоприхватная добавка КСД:

применяется во всех типах буровых растворов на водной основе, система вводится непосредственно в буровой раствор;
обеспечивает высокий антисальниковый, противоприхватный эффект (продукт может быть использован как высокоэффективная "скорая помощь" при прихватах оборудования);
высокоэффективна при подготовке к спуску обсадных колонн в конц.1% (соответствие СТО Газпром);
не пенит, незначительно (на 15-20%) понижает фильтрацию;
совместима со всеми химреагентами бурового раствора;
порошкообразная товарная форма позволяет доставлять смазку в самые труднодоступные районы и применять в любое время года;
экологически безопасна (биоразлагаемость 90-95%), не оказывает вредного воздействия на окружающую среду, тара (бумажный мешок с п/э вкладышем) легко утилизируется;

Состав используется в нефтяной промышленности в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти.

2. Технологические свойства

При обработке скважин с закольматированной призабойной зоной продуктивного пласта в процессе первичного вскрытия и скважин, характеризующихся повышенным коэффициентом глинистости продуктивных коллекторов Реагентом-Разглинизатором обеспечивается полное диспергирование и вынос глин, увеличение проницаемости продуктивного коллектора. Технология особенно эффективна в сочетании с кислотными обработками и, в некоторых случаях, позволяет многократно увеличить коэффициент нефтеотдачи и дебит скважин.

Удаление глинистой корки из необсаженного ствола скважины перед цементированием позволяет гарантировать качественное сцепление цементного кольца с породой ствола скважины и снизить вероятность появления заколонных перетоков.

Реагент-Разглинизатор:

растворяется в пресной, технической и пластовой воде;
система поставляется в виде концентрата (канистры), раствор готовится согласно инструкции 1:20, приготовленный рабочий раствор (1:20) химпродукта «Разглинизатор» не вызывает коррозию нефтепромыслового оборудования, осложнений при добыче нефти и не ухудшает ее товарных характеристик.

3. Сертификаты и нормативы

Реагент-Разглинизатор – негорючая жидкость, обладает общетоксическим действием, по степени воздействия на организм относится к мало опасным веществам 3-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76, не обладает аллергенными свойствами, при попадании на кожные покровы вызывает сильное раздражение кожи и дыхательных путей, при хранении не выделяет вредных продуктов. Температура замерзания (потери подвижности) – минус 300С.

Универсальный замедлитель кислот ТХП-1

Универсальный замедлитель кислот ТХП-1 предназначен для получения ингибированной соляной кислоты пролонгированного действия по отношению к карбонатным породам.

Универсальный замедлитель кислот ТХП-1 производится по ТУ 2481-002-72650092-2010.

Универсальный замедлитель кислот ТХП-1:

обеспечивает защиту нефтепромыслового оборудования от кислотной коррозии;
замедляет скорость реакции соляной кислоты с карбонатными породами до 8 раз;
увеличивает глубину проникновения соляной кислоты в толще пласта;
увеличивает приток нефти к призабойной зоне;
улучшает вынос из пласта продуктов реакции соляной кислоты с карбонатными породами;
уменьшает образование солевых остатков;
препятствует образованию стойких эмульсий;
не вступает в химическое взаимодействие с соляной кислотой.
хорошо растворяется в водных и кислотных растворах.

Температурный диапазон применения от - 40 до +40°С.

Гарантийный срок хранения 1 год.

Норма расхода ТХП-1 к общей массе соляной кислоты составляет 2 - 4 масс. % .

ТХП-1 поставляется в металлических бочках по 200 кг.

Рис.1

Рис.2

Нефтегазовая отрасль России столкнулась с необходимость смены технологического развития. Так как добыча нефти в традиционных регионах характеризуется уменьшением объемов добычи «легкой» нефти и ростом трудноизвлекаемых запасов, а также исчерпанием нефтегазовых запасов на глубинах до 3 км. Для изменения сложившейся ситуации в нефтяной промышленности необходимо пополнить запасы активной нефти и создать эффективные технологии добычи трудноизвлекаемых нефтяных запасов. Данная задача может быть решена за счет активизации геологоразведочных работ в новых регионах (Восточная Сибирь, арктический шельф), а затем и промышленного освоения больших глубин. Инновационный процесс в нефтяном секторе России имеет место быть. И доминирующее положение занимают крупные вертикально интегрированные компании такие как, ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «РИТЭК».

трудноизвлекаемые запасы

инновационные технологии

повышение нефтеотдачи

1. Антониади Д.Г., Кошелев А.Т., Исламов Р.Ф. Проблемы повышения добычи нефти в условиях месторождений России // Нефть. Газ. Новации. – 2010. – № 12. – С. 61–63.

2. Дарищев В. Инновации ОАО «РИТЭК»// Нефтегазовая вертикаль. – 2011. – № 5.

3. Дмитревский А.Н.. Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России// Рациональное освоение недр. – 2013. – № 7. (www.roninfo.ru).

4. Россия в цифрах, 2013,2012 гг.

5. Итоги работы ТЭК России/www.forumter.ru

6. Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК России // ТЭК России. – 2000–2013. – № 1.

7. Сводные показатели производства энергоресурсов в Российской Федерации // Инфо ТЭК. – 2000–2013. – № 1.

8. Статистика // Разведка и добыча – 2005–2013. – № 1.

9. Филимонова И.. Современное состояние нефтяной промышленности России // Бурение и нефть. – 2013. – № 5.

10. НК Роснефть. Годовой отчет. 2013 года [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.rosneft.ru.

11. ОАО «Сургутнефтегаз» Годовой отчет 2013 года [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www. surgutneftegas.ru.

Истощение традиционных месторождений на глубинах, не превышающих 2000-3000 м, требует масштабного промышленного освоения глубин 3-5 км, а в некоторых регионах - 5-7 км. Означает, что в стране заканчивается время дешевой нефти и наступает новый этап в развитии российской нефтедобычи, который характеризуется все более возрастающей долей трудноизвлекаемых запасов. И как следствие применение и разработка новых инновационных подходов к добычи нефти, таких как система горизонтальных скважин, технология термогазового воздействия, водогазовое воздействие, технология на основе полимер-гелевой системы. Применение данных технологий позволит повысить нефтеотдачу из уже имеющихся скважин, так и позволит разрабатывать новые нефтегазоносные скважины.

Нефтяная промышленность России сегодня оказалась перед необходимостью смены технологического развития нефтегазового комплекса. Состояние нефтедобычи в традиционных регионах, которые являются основными поставщиками нефти и газа, характеризуется:

● концентрацией нефтедобычи на месторождениях с высокопродуктивными запасами;

● уменьшением доли активных и увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти;

● снижением среднего коэффициента нефтеотдачи как по отдельным регионам, так и по стране;

● завершением эпохи месторождений-гигантов с уникальными запасами нефти и газа, эксплуатация которых началась в 1960-1970-е годы;

● исчерпанием нефтегазовых запасов на глубинах до 3 км.

Достаточно трудно привести пример нефтедобывающей страны, которая бы решала в относительно короткий отрезок времени столь кардинальные и масштабные проблемы. Нас, как всегда подвело, наше богатство: большое число крупных и гигантских месторождений с легкой маловязкой нефтью, размещающейся в природных резервуарах с высокоемкими коллекторами. Для таких месторождений была создана тщательно отработанная технология поддержания пластового давления, что давало возможность оставлять «до лучших времен» часто очень крупные месторождения, но с параметрами, не позволяющими использовать эту технологию .

Существенное истощение традиционных месторождений на глубинах, не превышающих 2-3 км, подталкивает масштабному промышленному освоению глубин 3-5 км, а в некоторых регионах - 5-7 км. Большие глубины - это сложные горно-геологические условия, иная флюидодинамика, развитие измененных катагенетическими преобразованиями коллекторов нефти и газа, это более высокие температуры и давления. Для того, что обосновать нефтегазоносность глубин 7-10 км, и для реальной нефтегазодобычи с этих глубин, необходимо внедрение новых научно-технических и технологических решений.

Таким образом, в стране заканчивается время дешевой нефти и наступает новый этап в развитии российской нефтедобычи, который характеризуется все более возрастающей долей трудноизвлекаемых запасов.

Трудноизвлекаемыми можно назвать до 70 % российских запасов углеводородов. Именно в отношении этих запасов с успехом можно применять инновационную технологию. Достаточно важным является применение данных технологий и для освоения морских нефтегазовых месторождений, где затраты при бурении и разработку намного выше, чем на суше. Кроме того, гидроразрыв пласта в 3D формате позволит увеличить объемы добычи нефти, на традиционных месторождениях. На сегодняшний день в России добывается около 35 % углеводородов от всего запаса месторождений.

Применяя активно в последние годы методы интенсификации добычи и ввода в разработку новых крупных месторождений (Ванкорское и др.) удается поддерживать средний суточный дебит одной скважины, на уровне 10 тонн (таблица). В связи с тем,что происходит активное освоение месторождений на Востоке России это позволяет наращивать объемы эксплуатационного бурения скважин. Так, в 2011 г. и 2012 г. было пройдено, соответственно, 18 млн м и 19,8 млн м, в сравнении с уровнем 14 млн м годами ранее. Однако объем разведочного бурения продолжает оставаться на достаточно низком уровне. Так, в 2012 г. объем разведочного бурения был ниже соответствующего показателя 1990-х и начала 2000-х гг. .

Для изменения сложившейся ситуации в нефтяной промышленности необходимо пополнить запасы активной нефти и создать эффективные технологии добычи трудноизвлекаемых нефтяных запасов. Поставленная задача может быть решена в результате активизации геологоразведочных работ в новых регионах (Восточная Сибирь, арктический шельф), а затем и промышленного освоения больших глубин.

Отдельные технико-экономические показатели работы нефтяной промышленности России в 1995-2012 гг.

Показатель
Добыча нефти, млн т.
Добыча нефти по способам эксплуатации скважин, %
насосный
компрессорный
фонтанный
Среднесуточный дебит одной скважины, т.
Эксплуатационный фонд скважин, тыс. шт.
Бездействующий фонд скважин, тыс. шт.
Удельный вес бездействующего фонда, %
Объем бурения на нефть, млн м.
эксплуатационного
разведочного
Средняя глубина законченных эксплуатационным бурением скважин, м.

Российские нефтяные компании все тщательнее присматриваются к месторождениям, при разработке которых требуется применение инновационных подходов. К данным месторождениям можно отнести залежи углеводородов в низко проницаемых сланцевых породах, которые достаточно сложно бурить. Запасы сланцевых углеводородов фактически безграничны - их хватит не на 20-30 лет, как газа и нефти в традиционно разрабатываемых месторождениях, а на 200-300, считают аналитики.

Тем не менее, инновационный процесс в России в нефтяном секторе все же имеет место. Доминирующее положение здесь занимают крупные вертикально интегрированные компании.

Примером тому может служить ОАО «Сургутнефтегаз», использование инновационных технологий является основным принципом деятельности и важнейшим конкурентным преимуществом. Экономический эффект получаемый от использования объектов интеллектуальной собственности за 2012 год составил 66,1 млн руб. За прошедшие десять лет Компанией было оформлено около 400 интеллектуальных разработок, при этом общая стоимость нематериальных активов составляет свыше 417 млн руб. Использование передовых технологий позволяет Компании вводить в промышленную эксплуатацию залежи нефти с трудноизвлекаемыми запасами, разработка которых ранее не велась, и осваивать новые месторождения со сложным горно-геологическим строением.

В сфере нефтегазодобычи ОАО «Сургутнефтегаз» в 2013 году было выполнено 232 мероприятий по освоению новых технологических процессов, новых видов производств и оборудования с экономическим эффектом более 10 млрд руб., проведено 97 мероприятий по испытанию образцов новой техники и технологий. Наибольший экономический эффект был достигнут в сфере повышения нефтеотдачи пластов (47 %) и текущего и капитального ремонта скважин (27 %).

Разработка ОАО «Сургутнефтегаз» залежи АС4-8 Федоровского месторождения системой горизонтальных скважин (что позволило вовлечь в разработку дополнительно 140 млн т запасов нефти)

Другая крупная нефтяная компания ОАО «НК «Роснефть» инновационная деятельность, которой направлена на достижение уровня мирового технологического лидера энергетической отрасли. Внедрена технология освоения низко проницаемых коллекторов на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз». В 2013 году было пробурено 32 скважины, объем дополнительной добычи составил 167 тыс. тонн. По оценкам специалистов Компании потенциалом внедрения является ввод в разработку 100 млн тонн трудноизвлекаемых запасов, и ожидаемый экономический эффект превысит 5 млрд рублей. В 2013 года открыты новые нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи на территории Иркутской области на Могдинском лицензионном участке. Завершена разработка технологии скважинной разбуриваемой системы для устранения протяженных негерметичностей эксплуатационной колонны. Внедрение данной технологии позволит Компании вводить в эксплуатацию в течение 10 лет более 400 скважин, находящихся в бездействии, с дополнительной добычей более 47 тыс. тонн нефти в год и экономическим эффектом более 240 млн рублей в год .

К компаниям «продвинутого типа» также можно отнести ОАО «РИТЭК», которое в настоящее время добывает свыше 3 млн т нефти преимущественно с использованием современных технологий. Данная компания занимается не только реализацией проектов разработки новых месторождений (как правило, имеющих пониженные и низкие показатели продуктивности, что затрудняет применение традиционных технологий), но и осуществляет разработку новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов. В настоящее время ОАО «РИТЭК» владеет 93 объектами интеллектуальной собственности. Инновационные объекты техники и технологии, принадлежащие ОАО «РИТЭК», внедряются не только на собственных месторождениях, но и реализуются на основе лицензионных соглашений в других компаниях. К базовым инновационным технологиям можно отнести:

● Термогазовое воздействие - это технология, которая должна вовлечь в промышленную разработку нетрадиционные углеводородные ресурсы баженовской свиты, в которых содержится около 50-150 млрд тонн легкой нефти. Применяя данную технологию, позволит увеличить степень извлечения углеводородов из залежей баженовской свиты с 3-5 % до 30-40 % при применении термогазового воздействия.

● Водогазовое воздействие: это технология призвана для повышения нефтеотдачи пласта путем попеременной закачки в пласт воды и газа. Данное решение позволяет повысить нефтеотдачу пластов с 15-25 % до 30-50 %.

● Технологии на основе полимер-гелевой системы РИТИН. РИТИН-10 представляет собой композицию полимерных веществ. При смешении реагента РИТИН-10 с водой образуется полимер-гелевая система без введения дополнительных компонентов. Применение полимер-гелевой системы РИТИН-10 в нефтедобывающей промышленности позволяет:

Повышать вытесняющую способность закачиваемого в пласт агента;

Уменьшать обводненность добываемой продукции;

Изменять направление фильтрационных потоков жидкости;

Повышать нефтеотдачу высокообводненных пластов на поздней стадии разработки;

Вводить в разработку ранее не работавшие пласты и прослои;

Увеличивать коэффициенты охвата пластов заводнением;

Выровнять профиль приемистости нагнетательной скважины .

Обобщающим показателем, который способен охарактеризовать развитие инновационных процессов, это доля добычи нефти новыми методами. По оценкам экспертов, в России дополнительная добыча нефти за счет использования новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи пластов составляет около 60 млн т (или примерно 20 % от общего объема добычи по стране). Таким образом, в перспективе объемы добычи нефти в России будут зависеть от использования перспективных технологий в нетрадиционных месторождениях. В связи, с чем добыча нефти может к 2020 г. Возрасти до 500-520 млн т .

На сегодняшний день для развития российской нефтегазодобывающей отрасли необходима инновационная стратегия развития, которая должна будет обеспечить условия для максимального использования достижений научно-технического прогресса. И в результате отрасль получит возможность:

Разрабатывать и применять оборудование и технологии, которые будут обеспечивать высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов, и в первую очередь нефти для условий низкопроницаемых коллекторов, остаточных запасов нефти обводненных зон, высоковязких нефтей, запасов нефти в подгазовых зонах;

Внедрять существующие и создавать новые методы воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи, а также планировать и управлять состоянием фонда скважин и развивать природоохранные (ресурсосберегающие) технологии добычи.

Библиографическая ссылка

Белозерцева О.В., Белозерцева О.В. ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2015. – № 8-3. – С. 502-505;
URL: https://applied-research.ru/ru/article/view?id=7137 (дата обращения: 27.04.2019). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА ЭКОНОМИКИ И УПРАВЛЕНИЯ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ

НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине

Экономика предприятия

на тему

ИННОВАЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ

ВЫПОЛНИЛ

Мартемьянова С.С.

ЭГз-03-01

ПРОВЕРИЛ

ПРЕПОДАВАТЕЛЬ

Поздеева Н.Р.

УФА 2006

С
Введение	3
1. Инновационная деятельность предприятия	5
1.1 Основные понятия инновационной деятельности	5
	8
2. Источники инноваций в нефтегазодобывающем комплексе	11
	11
	12
2.3 Инновационное развитие	14
	18
	20
3. Особенности организационных форм инновационной деятельности в нефтяной и газовой промышленности	23
4. Оценка эффективности инновационной деятельности	29
	29
	30
	34
Заключение	40
Список использованной литературы	42

ВВЕДЕНИЕ

О трудностях в развитии инновационной деятельности в нашей стране сказано уже немало. Действительно, существуют правовые, финансовые, организационные и иные недоработки в обеспечении процесса создания новых товаров на основе результатов исследований и разработок. Нельзя не отметить, что многое все-таки делается, прежде всего, усилиями и инициативой Минпромнауки России по развитию инновационной инфраструктуры.

Вместе с тем, опыт стран, в которых, с нашей точки зрения, эти вопросы решены несопоставимо лучше, показывает, что постоянно существует необходимость совершенствовать законодательство и придумывать все более эффективные способы государственной поддержки инновационной деятельности. Развитие институциональной среды носит постоянный процесс.

С институциональной точки зрения среда - это некая совокупность политических, социальных и юридических правил, в рамках которых протекают процессы производства и обмена. Особое значение имеют такие институты как традиции, обычаи, а не только собственно правовые нормы.

В высокорисковой инновационной деятельности многое определяется построением баланса интересов участников процесса, который не только результат договорных отношений, но и результат сложившихся ожиданий, сложившегося понимания справедливости при распределение будущих доходов. Какие бы ни были аргументы у экспертов, но если участники процесса не верят этим объяснениям, то сотрудничество не сложится. Потому важнейшей является культурный аспект адекватного понимания собственных интересов участниками инновационного процесса.

Можно выделить шесть основных групп участников инновационного процесса: авторы разработок; руководители научно-технических организаций; менеджеры, формирующие бизнес-предложение и управляющие проектами; чиновники, принимающие решения о государственной поддержке; стратегические партнеры, включающие инновации в свою стратегию и инвесторы, рискующие реальными средствами.

В нашей стране культура инновационной деятельности находится на начальном этапе своего развития, и, к сожалению, почти о каждом из участников можно сказать, что они часто неадекватно понимают свои истинные интересы. Речь идет не только о некомпетентности, но и о реальных противоречиях, которые несет в себе процесс коммерциализации результатов исследований.

1. ИННОВАЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1 Основные понятия инновационной деятельности

В мировой экономической литературе «инновация» интерпретируется как превращение потенциального научно-технического прогресса в реальный, воплощающийся в новых продуктах и технологиях. Проблематика нововведений в нашей стране на протяжении многих лет разрабатывалась в рамках экономических исследований НТП.

Термин «инновация» стал активно использоваться в переходной экономике России как самостоятельно, так и для обозначения ряда родственных понятий: «инновационная деятельность», «инновационный процесс», «инновационное решение» и т. п.

Инновационная деятельность предприятия есть система мероприятий по использованию научного, научно-технического и интеллектуального потенциала с целью получения нового или улучшенного продукта либо услуги, нового способа их производства для удовлетворения как индивидуального спроса, так и потребностей общества в новшествах в целом.

Целесообразность выбора способа и варианта технико-технологического обновления зависит от конкретной ситуации, характера нововведения, его соответствия профилю, ресурсному и научно-техническому потенциалу предприятия, требованиям рынка, стадиям жизненного цикла техники и технологии, особенностям отраслевой принадлежности.

Инновационная деятельность предприятия по разработке, внедрению, освоению и коммерциализации новшеств включает:

– проведение научно-исследовательских и конструкторских работ по разработке идей новшества, проведению лабораторных исследований, изготовлению лабораторных образцов новой продукции, видов новой техники, новых конструкций и изделий;

– подбор необходимых видов сырья и материалов для изготовления новых видов продукции;

– разработку технологического процесса изготовления новой продукции;

– проектирование, изготовление, испытание и освоение образцов новой техники, необходимой для изготовления продукции;

– разработку и внедрение новых организационно-управленческих решений, направленных на реализацию новшеств;

– исследование, разработку или приобретение необходимых информационных ресурсов и информационного обеспечения инноваций;

– подготовку, обучение, переквалификацию и специальные методы подбора персонала, необходимого для проведения НИОКР;

– проведение работ или приобретение необходимой документации по лицензированию, патентованию, приобретению ноу-хау;

– организацию и проведение маркетинговых исследований по продвижению инноваций и т.д.

Совокупность управленческих, технологических и экономических методов, обеспечивающих разработку, создание и внедрение нововведений, представляет собой инновационную политику предприятия. Ее цель – предоставить предприятию существенные преимущества по сравнению с фирмами-конкурентами и в конечном итоге увеличить рентабельность производства и сбыта.

Мотивами инновационной деятельности выступают как внешние, так и внутренние факторы. Внешними мотивами наиболее часто служат:

– необходимость приспособления предприятия к новым условиям хозяйствования;

– изменения в налоговой, кредитно-денежной и финансовой политике;

– совершенствование и динамика рынков сбыта и потребительских предпочтений, то есть давление спроса;

– активизация конкурентов;

– конъюнктурные колебания;

– структурные отраслевые изменения;

– появление новых дешевых ресурсов, расширение рынка факторов производства, то есть давление предложения и т.д.

Внутренними мотивами инновационной деятельности предприятия являются:

– стремление увеличить объем продаж;

– расширение доли рынка, переход на новые рынки;

– улучшение конкурентоспособности предприятия;

– экономическая безопасность и финансовая устойчивость предприятия;

– максимизация прибыли в долгосрочном периоде.

Для развития инновационной деятельности предприятия важное значение имеют количественные и качественные показатели:

– материально-технические, характеризующие уровень развития НИОКР, оснащенность опытно-экспериментальным оборудованием, материалами, приборами, оргтехникой, компьютерами, автоматическими устройствами и пр.;

– кадровые, характеризующие состав, количеству, структуру, квалификацию персонала, обслуживающего НИОКР;

– научно-теоретические, отражающие результаты поисковых и фундаментальных теоретических исследований, лежащих в основе научного задела, имеющегося на предприятии;

– информационные, характеризующие состояние информационных ресурсов, научно-технической информации, текущей научной периодики, научно-технической документации в виде отчетов, регламентов, технических проектов и другой проектно-конструкторской документации;

– организационно-управленческие, включающие необходимые методы организации и управление НИОКР, инновационными проектами, информационными потоками;

– инновационные, характеризующие наукоемкость, новизну и приоритетность проводимых работ, а также интеллектуальный продукт в виде патентов, лицензий, ноу-хау, рационализаторских предложений, изобретений и т.д.;

– рыночные, оценивающие уровень конкурентоспособности новшеств, наличие спроса, заказов на проведение НИОКР, необходимые маркетинговые мероприятия по продвижению новшеств на рынок;

– экономические, показывающие экономическую эффективность новшеств, затраты проводимые исследования, рыночную стоимость интеллектуальной продукции; показатели, оценивающие стоимость как собственных, так и сторонних патентов, лицензий, ноу-хау и других видов интеллектуальной собственности;

– финансовые, характеризующие инвестиции в новшества и их эффективность.

1.2 Виды инноваций и их классификация

Управление инновационной деятельностью может быть успешным при условии длительного изучения инноваций, что необходимо для их отбора и использования. Прежде всего, необходимо различать инновации и несущественные видоизменения в продуктах и технологических процессах (например, эстетические изменения, то есть цвет и т.п.); незначительные технические или внешние изменения в продуктах, оставляющие неизменными конструктивное исполнение и не оказывающие достаточно заметного влияния на параметры, свойства, стоимость изделия, а также входящих в него материалов и компонентов; расширение номенклатуры продукции за счет освоения производства не выпускавшихся прежде на данном предприятии, но уже известных на рынке продуктов, с цель. Удовлетворения текущего спроса и увеличения доходов предприятия.

Новизна инноваций оценивается по технологическим параметрам, а также с рыночных позиций. С учетом этого строится классификация инноваций.

В зависимости от технологических параметров инновации подразделяются на продуктовые и процессные.

Продуктовые инновации включают применение новых материалов, новых полуфабрикатов и комплектующих; получение принципиально новых продуктов. Процессные инновации означают новые методы организации производства (новые технологии). Процессные инновации могут быть связаны с созданием новых организационных структур в составе предприятия (фирмы).

По типу новизны для рынка инновации делятся на: новые для отрасли в мире; новые для отрасли в стране; новые для данного предприятия (группы предприятий).

Если рассматривать предприятие (фирму) как систему, можно выделить:

1. Инновации на входе в предприятие (изменения в выборе и использовании сырья, материалов, машин и оборудования, информации и др.);

2. Инновации на выходе с предприятия (изделия, услуги, технологии, информация и др.);

3. Инновации системной структуры предприятия (управленческой, производственной, технологической).

В зависимости от глубины вносимых изменений выделяют инновации: радикальные (базовые); улучшающие; модификационные (частные).

Перечисленные виды инноваций отличаются друг от друга по степени охвата стадий жизненного цикла.

Российскими учеными из научно-исследовательского института системных исследований (РНИИСИ) разработана расширенная классификация инноваций с учетом сфер деятельности предприятия, в которой выделены инновации: технологические; производственные; экономические; торговые; социальные; в области управления.

Достаточно полную классификация инноваций предложил А. И. Пригожин:

1. По распространенности: единичные; диффузные.

Диффузия - это распространение уже однажды освоенного новшества в новых условиях или на новых объектах внедрения. Именно благодаря диффузии происходит переход от единичного внедрения новшества к инновациям в масштабе всей экономики.

2. По месту в производственном цикле: сырьевые; обеспечивающие (связывающие); продуктовые.

3. По преемственности: замещающие; отменяющие; возвратные; открывающие; ретровведения.

4. По охвату: локальные; системные; стратегические.

5. По инновационному потенциалу и степени новизны: радикальные; комбинаторные; совершенствующие.

Два последних направления классификации, учитывающие масштаб и новизну инноваций, интенсивность инновационного изменения в наибольшей степени выражают количественные и качественные характеристики инноваций и имеют значение для экономической оценки их последствий и обоснования управленческих решений.

Оригинальное инновационное наблюдение было сделано Н. Д. Кондратьевым в 20-х годах, который обнаружил существование так называемых «больших циклов» или, как их называют за рубежом, «длинных волн». Н. Д. Кондратьев указал на наличие взаимосвязи длинных волн с техническим развитием производства, привлекая к анализу данные о научно-технических открытиях, показывая волнообразный характер их динамики. Он исследовал динамику нововведений, отличая их от открытий и изобретений. Динамика нововведений исследуется в разрезе фаз большого цикла. В исследованиях Н. Д. Кондратьева впервые просматриваются основы так называемого кластерного подхода. Н. Д. Кондратьев показал, что нововведения распределяются по времени неравномерно, появляясь группами, то есть говоря современным языком, кластерами. Рекомендации Н. Д. Кондратьева могут быть использованы при выработке инновационной стратегии.

2. ИСТОЧНИКИ ИННОВАЦИЙ В НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕМ СЕКТОРЕ

2.1 Путь развития российской экономики

Широко распространена точка зрения, что дальнейшее развитие российской экономики возможно: либо (как и прежде) на основе использования сырьевого потенциала; либо (как альтернатива) на основе опережающего роста наукоемкого, высокотехнологичного сектора.

При этом считается, что первый путь является «ущербным», ведущим к технологическому отставанию России от развитых стран мира, к усилению нашей экономической зависимости.

Второй путь в современных условиях априори считается более предпочтительным, так как связан прежде всего с использованием интеллектуального потенциала страны.

Однако такое упрощенное противопоставление двух подходов является совершенно неправомерным хотя бы по двум причинам.

Развитие национальной экономики должно осуществляться на основе рационального, эффективного использования всех факторов роста, и нельзя противопоставлять одни факторы другим. Необходимо продуманное, отвечающее конкретным историческим, экономическим и политическим условиям, сочетание (баланс) всех доступных факторов.

В современных условиях минерально-сырьевой сектор экономики (прежде всего – нефтегазовая промышленность) перестал быть «простым» в технологическом отношении. Добыча сырьевых ресурсов осуществляется с использованием постоянно усложняющихся технологий, в создание которых вкладываются многие миллиарды долларов и над которыми работают интеллектуальные силы многих стран мира. Поэтому можно с полной уверенностью утверждать, что с каждым годом нефть, газ и другие сырьевые продукты становятся во все большей степени продуктами наукоемкими.

При выборе приоритетов социально-экономического развития в ХХI веке нет и не может быть места упрощенному противопоставлению двух подходов: высокотехнологичного и сырьевого. Развитие национальной экономики должно осуществляться на основе рационального, эффективного использования всех факторов роста: природных, экономических, интеллектуальных. Нельзя противопоставлять одни факторы другим. Необходимо продуманное, отвечающее конкретным историческим, экономическим и политическим условиям той или иной страны, сочетание (баланс) всех доступных факторов роста.

Вряд ли в современном мире можно найти хоть одну страну с богатыми природно-сырьевыми ресурсами, которая добровольно бы отказалась от их освоения. Поэтому социально-экономическое развитие России и в дальнейшем должно быть связано с использованием того огромного природного потенциала, которым располагает наша страна. Вопрос лишь в том, каким образом осваивать имеющийся природно-ресурсный потенциал?

Уповать ли только на то, что дано самой природой, в надежде на высокую «естественную» конкурентоспособность ресурсов.

Или же добиться того, чтобы освоение природных ресурсов (прежде всего - нефтегазовых) стало по-настоящему эффективным и послужило бы основой для изменения темпов и качества роста в масштабах всей экономики.

Первый путь для нас «заказан» хотя бы по той простой причине, что Россия - это не Кувейт. Ни по своей концентрации, ни по своему качеству наши ресурсы углеводородного сырья не пригодны для того, чтобы всерьез рассматривать их как «почву» для безбедного существования такой огромной страны. Следовательно, нет никакой альтернативы второму пути, предполагающему динамичное и цивилизованное (на основе рыночных принципов в сочетании с эффективным государственным регулированием) развитие минерально-сырьевого сектора экономики в интересах всего общества.

2.2 Усиление инновационной роли нефтегазовых ресурсов

Существует целый ряд обстоятельств, под действием которых из года в год усиливается инновационное значение ресурсов нефти и газа:

– истощение и ухудшение качества запасов нефти и газа во многих странах мира (в России, США, Канаде, Норвегии, Великобритании и др.);

– усиливающаяся «угроза» появления и развития альтернативных источников энергии;

– усиление нестабильности мирового рынка энергоресурсов, на котором понижательные и повышательные тенденции сменяют друг друга зачастую в непредсказуемом порядке;

– ужесточение институциональных рамок развития нефтегазового сектора, что обусловлено прежде всего ростом «ценности» прав собственности на ресурсы нефти и газа.

И хотя перечисленные факторы далеко не в одинаковой степени затрагивают развитие нефтегазового сектора в разных странах мира, их действие является общераспространенным и обусловливает прежде всего усиление конкуренции между производителями в самых различных ее формах:

– ценовой конкуренции;

– борьбы за захват рынков;

– конкуренции за право доступа к ресурсам нефти и газа.

В современных условиях реальные и устойчивые конкурентные преимущества получают те производители, которые добиваются постоянного сокращения издержек (хотя бы относительного - по сравнению с конкурентами). В свою очередь, устойчивое сокращение издержек обеспечивается за счет постоянного обновления технологий по всей цепи движения нефтегазовых ресурсов, начиная с разведки запасов и заканчивая продажами конечных продуктов потребителям.

Российские производители вольно или невольно вынуждены участвовать в конкурентной борьбе и на «своей» территории, и за ее пределами, а следовательно, вынуждены присоединиться и к той «перманентной технологической революции», которая происходит в мировой нефтегазовой промышленности. Чтобы оценить возможности участия России в названном процессе необходимо прежде найти ответы на три вопроса:

Каковы характер и интенсивность действия конкретных «инновационно-стимулирующих» факторов, и каков их общий баланс в национальном нефтегазовом секторе?

К какому уровню конкурентных преимуществ следует стремиться?

Каков современный базис и каковы наши будущие возможности для осуществления технологических инноваций в нефтегазовом секторе?

Последний вопрос требует самого пристального внимания, поскольку в последние 10-12 лет процессы технологического обновления в нефтегазовом секторе резко замедлились, а научно-инновационный потенциал страны был в значительной степени подорван.

2.3 Инновационное развитие

В последние 20-30 лет приверженность инновациям является общей тенденцией в развитии мировой нефтегазовой промышленности (особенно в индустриально развитых странах). Но это не означает, что все нефте- и газодобывающие страны действуют по какому-то единому шаблону. Существуют разные подходы и модели. Выбор конкретной модели в той или иной стране зависит от множества факторов: уровня и характера развития национальной экономики, «возраста» нефтегазового сектора, социально-политической ситуации, национальных целей и приоритетов, менталитета нации и проч.

Как две крайние альтернативы можно назвать модели инновационного развития нефтяного сектора, сложившиеся, с одной стороны, в Великобритании, а с другой - в Норвегии:

в Соединенном Королевстве (первая модель) в нефтяной сектор вошли ведущие компании мира со своими технологиями, а за ними - шлейф сервисных и наукоемких компаний. Как следствие, и не была создана национальная наукоемкая нефтяная промышленность;

в Норвегии (вторая модель) имело место целенаправленное (под контролем государства) формирование условий для становления национальных наукоемких сервисных компаний и системы научно-технологических центров. В результате постепенно сложилась высокотехнологичная национальная нефтегазовая промышленность.

Великобритания и Норвегия показывают примеры совершенно противоположных моделей инновационного развития нефтегазовой промышленности. Но очень важно то, что эти модели не являются какими-то «застывшими» схемами. И «британская», и «норвежская» модели постепенно видоизменяются вследствие изменения тех или иных условий деятельности в сфере нефтегазового бизнеса. Причем развитие названных моделей идет во встречном направлении: для «британской модели» характерно некоторое усиление регулирующей роли государства, а для «норвежской» - частичная либерализация и расширение частнопредпринимательского начала.

А что же Россия? По какому пути инноваций нам нужно двигаться? Наша страна по условиям развития нефтегазовой промышленности заметно отличается и от Великобритании, и от Норвегии. С одной стороны, Россия имеет более чем 100-летнюю историю нефтедобычи. У российских нефтяников и газовиков накоплен огромный опыт освоения месторождений - причем в самых разнообразных природно-климатических и геологических условиях. В стране работают десятки машиностроительных заводов и научно-технологических центров, обеспечивающих функционирование нефтегазового сектора. А с другой стороны, есть масса нерешенных проблем, порожденных переходным периодом и тем «балластом» ошибок, который был накоплен за годы плановой экономики.

Поэтому будущие пути инновационного развития нефтегазового сектора в России во многом предопределяются той негативной ситуацией, которая сложилась к настоящему времени. Развитие нефтегазового сектора в нашей стране «зажато» двумя дефицитами: дефицитом инвестиций и дефицитом новых технологий. В последние 10 лет основная часть капиталовложений в нефтегазовом секторе осуществлялась за счет собственных средств предприятий и компаний. Такого нет нигде в мире. Финансовые ресурсы для инвестиций в значительной степени привлекаются «со стороны»: либо через фондовый рынок (эта форма доминирует, например, в США и Великобритании), либо через банковскую систему (как в Японии, Южной Корее и ряде европейских стран). Соответственно, расширяются инвестиционные возможности нефтегазовых компаний. Последние, в свою очередь, покупая продукцию и услуги материально-технического назначения финансируют инвестиционный процесс в других отраслях экономики. Поскольку российские нефтегазовые компании вынуждены в основном ограничиваться собственными средствами, то и объемы инвестиций оказываются слишком малыми, и стимулирующая роль этих капиталовложений для развития национальной экономики (и ее инновационного сектора) оказывается слишком слабой. Отсюда во многом вытекает дефицит новых отечественных нефтегазовых технологий.

Несмотря на то, что российский нефтегазовый сектор в основном находится на инвестиционном «самообеспечении», его инновационное развитие происходит во многом благодаря притоку иностранного капитала. Совместный приток иностранных инвестиций и технологий имеет место в случае прямых капиталовложений зарубежных компаний (например, при создании предприятий со смешенным капиталом и реализации соглашений о разделе продукции / СРП) или вследствие использования связанных кредитов. Дальнейшее расширение иностранных инвестиций будет сопряжено и с нарастанием притока импортных технологий. Таким образом, в российском нефтегазовом секторе в настоящее время реализуется модель инновационного развития по формуле: «российские ресурсы + иностранный капитал и технологии». То есть Россия пока что идет примерно по британскому пути инноваций - в основном иностранные технологии, иностранные компании и участники.

Насколько нам это выгодно? Поскольку реализация сложившейся модели происходит в условиях, когда экономика страны только-только начинает выходить из глубочайшего кризиса, то происходит дальнейшее усиление сырьевой зависимости и продолжается стагнация в отечественной промышленности и науке в целом. Но даже такой путь инновационного развития имеет преимущества по сравнению с инерционным развитием. Технологическое обновление нефтегазового сектора, способствующее повышению его конкурентоспособности и сокращению издержек, снижает предельную «планку» роста цен на энергоресурсы на внутреннем рынке. Соответственно, в рамках национальной экономики расширяются инвестиционные возможности, которые следует использовать, прежде всего, для развития высокотехнологичных отраслей. Можно сказать, что непосредственное воздействие на экономику нынешней модели инновационного развития нефтегазового сектора является негативным. Но все же имеют место определенные косвенные эффекты, стимулирующие экономический и технологический рост.

Совершенно очевидно, что для нашей страны крайне актуальным является переход к иной модели развития, в основе которой лежит формула: «российские ресурсы и технологии + иностранный капитал». Но добиться этого можно только при условии проведения разумной и эффективной протекционистской политики со стороны государства. Грань, отделяющая разумный протекционизм от неоправданного, очень тонка и расплывчата. И государство должно научиться защищать интересы отечественных товаропроизводителей таким образом, чтобы не переступать через эту грань.

У производителей и потребителей нефтегазового оборудования и технологий сложилось прямо противоположное отношение к идее протекционизма. Представители машиностроительного комплекса, естественно, выступают за государственный протекционизм в различных его формах, например, обязательное квотирование закупок российского оборудования при реализации СРП или предоставление налоговых льгот нефтяникам и газовикам в том случае, когда они отдают предпочтение отечественному оборудованию и технологиям, а не импортным. При этом, подразумевается, что качество техники, закупаемой у российских производителей, не должно быть ниже, чем у зарубежной. Но судить о качестве оборудования и технологий (особенно новых) не так уж и просто. Отсюда и вытекает позиция Союза нефтегазопромышленников, который настаивает не на поддержке отечественного производителя вообще (чтобы исключить «просящих и дающих»), а на осуществлении мер по повышению его конкурентоспособности. Тогда действительно может быть создана основа для устранения противоречий между производителями и потребителями оборудования и технологий.

В этом смысле очень показателен пример Норвегии, долгое время применявшей обязательное квотирование закупок продукции и услуг от национальных поставщиков при реализации нефтегазовых проектов. Вводя такие квоты, правительство было уверено в потенциально высокой конкурентоспособности норвежских фирм с точки зрения качества и стоимости самой продукции. Другое дело, что национальные производители не имели соответствующего авторитета в нефтегазовом бизнесе и опыта конкуренции с иностранными компаниями, не были «раскручены», не располагали достаточными средствами для проникновения на рынок. И протекционизм в данном случае был совершенно оправдан, что подтверждается последующим развитием событий. Выйдя при помощи государства на рынок нефтегазового оборудования и услуг, норвежские фирмы довольно быстро завоевали высокий авторитет и на деле доказали свою конкурентоспособность. И российскому государству тоже следует научиться поддерживать тех производителей, которые этого достойны - в противном случае протекционизм обернется невосполнимыми потерями и для нефтегазового сектора и всей национальной экономики.

2.4 Поддержка государства в развитии инноваций

Российский нефтегазовый сектор уже вступил на путь инновационного развития, но ориентируясь при этом на иностранные технологии («британская» модель). Чтобы значительно усилить позитивный эффект инновационного развития, распространить его воздействие на всю отечественную экономику, необходимо перейти к иной модели, схожей с «норвежской». Нельзя надеяться на то, что смена модели инновационного развития нефтегазового сектора произойдет сама собой. Переход к наиболее выгодной для страны формуле инновационного развития может произойти только в результате активного государственного вмешательства.

К сожалению, имеющийся опыт государственного управления научно-техническим прогрессом в нефтегазовом секторе не дает поводов для оптимизма. Разработанные федеральные программы и отдельные меры, предпринимаемые на региональном уровне, в большинстве своем не дали заметных результатов. Что же касается нефтегазовых компаний и корпораций с государственным участием, то оказалось, что национальная «принадлежность» применяемых инновационных ресурсов для них не имеет значения.

Для решения проблемы следует возродить такое понятие, как государственная научно-техническая (инновационная) политика в нефтегазовом секторе. При этом упор должен делаться отнюдь не на определении «приоритетных направлений развития науки и техники» или разработке отдельных программ. Главная задача: поиск «болевых» точек и построение эффективных механизмов воздействия, которые направили бы спрос предприятий и компаний нефтегазового сектора на наукоемкую продукцию в сторону внутреннего рынка инновационных ресурсов.

В рамках государственной научно-технической (инновационной) политики должны строго выдерживаться два принципа:

конкурентоспособности - стимулирование спроса на отечественную наукоемкую продукцию не должно трансформироваться в неоправданный протекционизм, способный в конечном счете привести к падению конкурентоспособности российских нефтегазовых ресурсов;

универсальности - стимулирующие меры должны распространяться на всех производителей нефти и газа, оперирующих на территории нашей страны, вне зависимости от их национальной принадлежности.

Второй принцип имеет исключительно важное значение в условиях притока иностранного капитала и проникновения иностранных компаний в российский нефтегазовый сектор. Вся экономика нашей страны (не говоря уже о нефтегазовом секторе) находится в сильной зависимости от конъюнктуры мирового рынка энергоресурсов. Но эта зависимость не является односторонней. Запад - и прежде всего европейские страны - в ощутимой степени зависят от поставок энергоресурсов из России. Следовательно, одна из главных задач государственной (федеральной) политики, направленной на поддержку инновационного сектора экономики, состоит в том, чтобы эффективным образом использовать зависимость зарубежных потребителей от поставок нефти и газа из России с целью подъема наукоемких отраслей отечественной экономики. При этом конкретные механизмы воздействия должны в значительной мере «материализоваться» в условиях привлечения иностранного капитала и иностранных компаний в российский нефтегазовый сектор.

Но при этом мы не должны забывать и об интересах инвесторов. Если Россия стремится стать полноправным участником мирового нефтегазового «пространства», то имеет смысл прислушаться к тому, как представители мирового нефтяного бизнеса оценивают ситуацию, сложившуюся в нашей стране. В мировом нефтяном бизнесе уже давно сформировалось мнение о том, что - первично, а что - вторично. На первом месте стоят инвестиции, а на втором - все остальное. Иными словами, запасы, добыча и переработка углеводородов считаются «функцией» от инвестиций. Поэтому иностранные нефтяные компании прежде всего и озабочены проблемой инвестиционного климата в России.

Речь идет о создании стабильной и прозрачной системы государственного регулирования, которая отражала бы цели, преследуемые государством, была бы понятна и приемлема для инвесторов.

Роль государства в развитии нефтегазового сектора (в том числе инновационном развитии) сегодня трудно переоценить. Важно только, чтобы государство в лице федеральных и региональных органов власти надлежащим образом исполняло свои функции, не пренебрегая «мелочами». Российское государство должно четко определить масштабы и рамки своего непосредственного участия в нефтегазовом секторе, достроить прозрачную и работоспособную систему регулирования и перевести в цивилизованное русло механизмы неформального влияния. При этом условии качество и эффективность исполнения государством функций вмешательства в развитие нефтегазового сектора будут адекватны его роли.

2.5 Конкретные пути инновационного развития

Инновационный путь развития нефтегазового сектора сопряжен с крупными долгосрочными инвестициями не только в добычу углеводородов, но и в развитие новой высокотехнологичной инфраструктуры и наукоемкого сектора экономики. Для осуществления таких инвестиций нужна долгосрочная стабильность. Поэтому главным элементом государственной политики является обеспечение стабильных «правил игры», закрепленных законодательным путем.

На основе законодательного «фундамента» должны быть разработаны и реализованы специальные комплексы мероприятий в трех основных сферах регулирования, охватывающих: процессы недропользования; развитие национального рынка инновационных ресурсов; инвестиционную деятельность.

В сфере регулирования процессов недропользования требуется прежде всего: усиление роли лицензионных соглашений в вопросах выбора и национальной принадлежности технологий освоения ресурсов нефти и газа (в противовес концессионным соглашениям, которые не обладают должными регулирующими функциями); систематизация норм и правил, регламентирующих научно-технические условия поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа.

В сфере регулирования рынка инновационных ресурсов, по крайней мере, на этапе его формирования необходимо: воссоздание системы государственных научно-технических центров (с определением статуса этих институтов, адекватного рыночным условиям); реализация в рамках данных центров интеграционных программ по приоритетным направлениям научно-исследовательских и опытно-конструкторских разработок (например, информатизации); бюджетное и ценовое регулирование, направленное на поддержку фундаментальных и прикладных исследований «прорывного» характера, на обеспечение «справедливого» распределения финансовых ресурсов между различными участниками рынка инновационных ресурсов.

В сфере регулирования инвестиционной деятельности требуется комплекс мер, различающихся в зависимости от конкретных инновационных проектов и областей их осуществления, включающий: меры, направленные на снижение неэкономических рисков инвестирования, административной и социальной нагрузки - в целях повышения конкурентоспособности отечественных инновационных проектов; применение долгосрочных тарифных гарантий и специальных инвестиционных режимов (для всех инвесторов независимо от национальной принадлежности), стимулирующих спрос на российские инновационные ресурсы; меры налогового стимулирования инвестиций в осуществление инновационных проектов в рамках собственно нефтегазового сектора и в рамках сопряженных наукоемких отраслей экономики.

К сожалению, примером одностороннего подхода явились шаги и меры, направленные на улучшение инвестиционного климата в 2002 года. За первую половину текущего года инвестиции в основной капитал выросли менее чем на 2 % по сравнению с 6 месяцами прошлого года. А прямые иностранные капиталовложения сократились за тот же период на 10 % по сравнению с 2001 годом. В итоге получается, что налоговые новации, которые должны были увеличить инвестиции, на самом деле привели к их фактической стагнации.

Российский нефтегазовый сектор вступает на путь инновационного развития. Чтобы значительно усилить позитивный эффект инновационного развития, распространить его воздействие на всю отечественную экономику, необходимо перейти к новой модели развития. Нельзя надеяться на то, что смена модели инновационного развития нефтегазового сектора произойдет сама собой. Переход к наиболее выгодной для страны формуле инновационного развития может произойти только в результате активного государственного вмешательства.

Перевод развития нефтегазового сектора на инновационный путь по новой модели должен стать долгосрочным общегосударственным приоритетом. А через инновационное развитие ТЭК страны будут созданы условия и обеспечено развитие других отраслей экономики, всего общества. Поэтому я, являясь сторонником инновационного развития ТЭК, выступаю за объявление нового курса, новой парадигмы развития нефтегазового сектора экономики нашего государства.

3. ФОРМИРОВАНИЕ ПОРТФЕЛЯ НОВШЕСТВ И ИННОВАЦИЙ

Управление научными исследованиями и разработками осуществляется в рамках постоянно меняющихся условий. Это обуславливает необходимость непрерывного совершенствования программ НИОКР. В любой момент может возникнуть непредвиденная техническая проблема и придется отложить или даже прекратить работу по проекту. Могут измениться требования потребителей и спрос, с связи с чет нужно провести переоценку жизнеспособности проекта.

Управляя программой НИОКР, менеджер должен помнить, что имеет дело с управлением динамичным проектом. Система планирования и управления должна быть достаточно гибкой, чтобы допускать необходимые модификации.

Эффективность НИОКР выявляется на рынке. Она зависит от того, насколько при постановке цели учтена рыночная потребность.

Основные характеристики сегмента рынка представлены четырьмя взаимосвязанными переменными: размер рынка, допустимая цена, требования к технической эффективности и время.

Большинство научных продуктов могут предлагаться в формах, различающихся по эффективности, цене и дате первого появления на рынке. Важно определить, какой уровень технической эффективности потребует конкретный рыночный сегмент с наибольшей вероятностью, т.к. научно-технические работники могут стремиться к очень высокому уровню параметров нового изделия. Это, безусловно, ведет к техническим идеям, но может не учесть реальные требования потребителей. Кроме того, может произойти завышение затрат на НИОКР и производство, а также увеличить время разработки. Все перечисленные моменты приведут к снижению потенциальной прибыльности продукта.

В современных условиях разработки проекта должна быть сфокусирована на конкретных рыночных потребностях.

Выбор проекта связки с активным поиском альтернативных решений. Механизм управления процессом НИОКР наглядно представлен на рис. 3.1.

Рис. 3.1. Механизм управления процессом НИОКР

Портфель НИОКР может состоять из разнообразных проектов крупные и мелкие; близкие к завершению и начинающиеся. Однако, каждый требует выделения дефицитных ресурсов в зависимости от особенностей проекта (сложности, трудоемкости и т. п.).

Портфель должен иметь определенные контуры, быть стабильным, чтобы рабочая программа могла осуществляться равномерно.

Количество проектов, находящихся в портфеле в конкретный период времени, зависит от размеров проектов, которые измеряются через общий объем ресурсов, необходимых для разработки и затрат на реализацию одного проекта.

Если например, на проведение НИОКР выделено 4000 д.е., а затраты на реализацию одного проекта 2000 д.е., то в портфеле может быть 2 проекта.

Таким образом, число проектов в портфеле (n) определяется из следующего соотношения:

Руководителю необходимо решить, сколько проектов могут одновременно управляться;

¨ если он сконцентрирует усилия на нескольких проектах;

¨ если распределит имеющиеся ресурсы на большее число проектов.

Портфель, состоящий, в основном, из крупных проектов, является более рискованным, по сравнению с портфелем, где ресурсы распределены между небольшими проектами.

По мнению специалистов, только 10% всех проектов являются полностью успешными. Это означает, что существует только 10% вероятность эффективного завершения каждого проекта из портфеля. С ростом количества проектов повышается вероятность того, что хотя бы один из них окажется успешным.

Преимуществом небольших проектов является то, что их легче адаптировать друг к другу с точки зрения соответствия наличным ресурсам. Крупный проект требует большого объема дефицитных ресурсов.

Однако небольшие проекты (требующие относительно небольших затрат на НИОКР) обычно реализуются в новых продуктах, имеющих скромных потенциал по объему продаж (и потенциалу прибыли).

Портфель небольших проектов может привести к равномерному потоку нововведений, большая часть из которых обладает ограниченным рыночным потенциалом, что является нежелательным с позиций номенклатуры продукции, формируемой отделами маркетинга.

Рассматривая те или иные проекты на предмет из возможного включения в портфель, необходимо учитывать возможное качество управления и последствия перераспределения затрат на проекты.

Рентабельность портфелей в целом

где и – средняя рентабельность соответственно портфелей А и Б.

На основе показателей рентабельности может быть рассчитан коэффициент предпочтения:

где К П – коэффициент предпочтения.

Однако, каждый проект имеет индивидуальную рентабельность (Ri) и определенную долю в затратах на формирование портфеля ().

Это значит, что средний или обобщающий коэффициент предпочтения () может быть представлен в виде системы коэффициентов предпочтения по рентабельности и по структуре затрат.

Коэффициент предпочтения по рентабельности:

Коэффициент предпочтения по структуре затрат:

Таким образом

Формирование портфеля заказов предполагает проведение работы с потенциальными потребителями результатов НИОКР.

Для современной ситуации, сложившейся в России сложно точно спрогнозировать спрос на научно-техническую продукцию, т.е. имеет место неопределенность спроса.

Рассмотрим некоторые направления изучения спроса на продукцию, являющуюся результатом инновационной деятельности.

Анализ спроса на научно-техническую продукция является одним из важнейших направлений в деятельности организаций, занимающихся НИОКР.

В условиях рыночной экономики анализ спроса на научно-техническую продукцию имеет первостепенное значение.

Перечислим направления анализа спроса на нововведение:

1. Анализ потребности в выпускаемой и (или) реализуемом новшестве или новой услуге.

2. Анализ спроса на нововведения и связанные с ним услуги и влияние на них различных факторов.

3. Анализ влияния спроса на результаты деятельности предприятия.

4. Определение максимальной возможности сбыта и обоснование плана сбыта с учетом решения первых трех задач, а также производственных возможностей фирмы.

Особенности анализа спроса на инновации

Особенности развития нововведений и различие их видов во многом предопределяет специфику анализа спроса на них в каждом конкретном случае.

Прежде всего, необходимо уточнить к каким нововведениям - базисным или усовершенствованным относится продукция, спрос на которую подлежит изучению. Такую идентификацию можно осуществить двумя способами: во-первых, с помощью построения кривых жизненных циклов продукции на основе данных об объемах длительности ее и предложения или сбыта на рынке. Если цикличная волна укладывается в более высокую и срок жизни продукции невелик относительно «большой» волны, речь идет об эволюционных или частичных нововведениях (см. рис. 3.2).

Рис. 3.2. Идентификация нововведений

Во-вторых, предприятие, производящее инновационную продукцию, проводит сравнительный анализ параметров ранее производимой и новой продукции по следующей схеме: наличие в конструктивной разработке нового изделия по сравнению со старым, принципиально иных подходов, например, неизвестных законов и закономерностей; количество новых деталей, узлов в изделии или операций в технологии; дополнительная сумма затрат на изменение изделия и ее доля в затратах на новое изделие.

В результате такого анализа новую продукцию можно сгруппировать в три группы: первая, которая ранее не существовала (например, лазерные диски); вторая, которая производилась ранее, но существенно изменена по материалу или конструкционному решению; третья, получившая только новое оформление.

Инновационная продукция весьма разнообразна по формам. Она может иметь (например, станки, товары для населения) или не иметь натурально-вещественную форму (ноу-хау, патенты, лицензии), различаться по назначению (для целей производства или конечного потребления), видам продукции и т.д.

Вследствие этого анализ спроса и создание информационной базы для его проведения имеет специфику в каждом конкретном случае.

4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

4.1 Эффективность использования инноваций

Инновационный проект отобран. Начинается следующий этап – использование инноваций.

Значимость определения эффекта от реализации инноваций возрастает в условиях рыночной экономики. Однако не менее важной она является и для переходной экономики.

В зависимости от учитываемых результатов и затрат различают следующие виды эффекта

Вид эффекта	Факторы, показатели
1. Экономический	Показатели учитывают в стоимостном выражении все виды результатов и затрат, обусловленных реализацией инноваций
2. Научно-технический	Новизна, простота, полезность, эстетичность, компактность
3. Финансовый	Расчет показателей базируется на финансовых показателях
4. Ресурсный	Показатели отражают влияние инновации на объем производства и потребления того или иного вида ресурса
5. Социальный	Показатели учитывают социальные результаты реализации инноваций
6. Экологический	Шум, электромагнитное поле, освещенность (зрительный комфорт), вибрация. Показатели учитывают влияние инноваций на окружающую среду

В зависимости от временного периода учета результатов и затрат различают показатели эффекта за расчетный период, показатели годового эффекта.

Продолжительность принимаемого временного периода зависит от следующих факторов, а именно:

¨ продолжительности инновационного периода;

¨ срока службы объекта инноваций;

¨ степени достоверности исходной информации;

¨ требований инвесторов.

Выше отмечено, что общим принципом оценки эффективности является сопоставление эффекта (результата) и затрат.

Отношение может быть выражено как в натуральных, так и в денежных величинах и показатель эффективности при этих способах выражения может оказаться разным для одной и той же ситуации. Но, главное, нужно четко понять: эффективность в производстве - это всегда отношение.

В целом проблема определения экономического эффекта и выбора наиболее предпочтительных вариантов реализации инноваций требует, с одной стороны, превышения конечных результатов от их использования над затратами на разработку, изготовление и реализацию, а с другой – сопоставления полученных при этом результатов с результатами от применения других аналогичных по назначению вариантов инноваций.

Особенно остро возникает необходимость быстрой оценки и правильного выбора варианта на фирмах, применяющих ускоренную амортизацию, при которой сроки замены действующих машин и оборудования на новые существенно сокращаются.

Метод исчисления эффекта (дохода) инноваций, основанный на сопоставлении результатов их освоения с затратами, позволяет принимать решение о целесообразности использования новых разработок.

4.2 Общая экономическая эффективность инноваций

Для оценки общей экономической эффективности инноваций может использоваться система показателей:

1. Интегральный эффект.

3. Норма рентабельности.

4. Период окупаемости.

1. Интегральный эффект Эинт представляет собой величину разностей результатов и инновационных затрат за расчетный период, приведенных к одному, обычно начальному году, то есть с учетом дисконтирования результатов и затрат.

где Тр – расчетный год; Рt – результат в t-й год; Зt – инновационные затраты в t-й год; at – коэффициент дисконтирования (дисконтный множитель).

Интегральный эффект имеет также другие названия, а именно: чистый дисконтированный доход, чистая приведенная или чистая современная стоимость, чистый приведенный эффект.

Рассмотренный нами метод дисконтирования - метод соизмерения разновременных затрат и доходов, помогает выбрать направления вложения средств в инновации, когда этих средств особенно мало. Данный метод полезен для организаций, находящихся на подчиненном положении и получающих от вышестоящего руководства уже жестко сверстанный бюджет, где суммарная величина возможных инвестиций в инновации определена однозначно.

В качестве же показателя рентабельности можно использовать индекс рентабельности. Он имеет и другие названия: индекс доходности, индекс прибыльности.

Индекс рентабельности представляет собой соотношение приведенных доходов к приведенным на эту же дату инновационным расходам.

Расчет индекса рентабельности ведется по формуле:

где JR – индекс рентабельности; Дj – доход в периоде j; Kt – размер инвестиций в инновации в периоде t.

Приведенная формула отражает в числителе величину доходов, приведенных к моменту начала реализации инноваций, а в знаменателе - величину инвестиций в инновации, продисконтированных к моменту начала процесса инвестирования.

Или иначе можно сказать – здесь сравниваются две части потока платежей: доходная и инвестиционная.

Индекс рентабельности тесно связан с интегральным эффектом, если интегральный эффект Эинт положителен, то индекс рентабельности JR>1, и наоборот. При JR>1 инновационный проект считается экономически эффективным. В противном случае JR<1 – неэффективен.

Предпочтение в условиях жесткого дефицита средств должно отдаваться тем инновационным решениям, для которых наиболее высок индекс рентабельности.

3. Норма рентабельности Ер представляет собой ту норму дисконта, при которой величина дисконтированных доходов за определенное число лет становится равной инновационным вложениям. В этом случае доходы и затраты инновационного проекта определяются путем приведения к расчетному моменту времени.

Данный показатель иначе характеризует уровень доходности конкретного инновационного решения, выражаемый дисконтной ставкой, по которой будущая стоимость денежного потока от инноваций приводится к настоящей стоимости инвестиционных средств.

Показатель нормы рентабельности имеет другие названия: внутренняя норма доходности. Внутренняя норма прибыли, норма возврата инвестиций.

За рубежом расчет нормы рентабельности часто применяют в качестве первого шага количественного анализа инвестиций. Для дальнейшего анализа отбирают те инновационные проекты, внутренняя норма доходности которых оценивается величиной не ниже 15-20%.

Норма рентабельности определяется аналитически, как такое пороговое значение рентабельности, которое обеспечивает равенство нулю интегрального эффекта, рассчитанного за экономический срок жизни инноваций.

Получаемую расчетную величину Ер сравнивают с требуемой инвестором нормой рентабельности. Вопрос о принятии инновационного решения может рассматриваться, если значение Ер не меньше требуемой инвестором величины.

Если инновационный проект полностью финансируется за счет ссуды банка, то значение Ер указывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, превышение которого делает данный проект экономически неэффективным.

В случае, когда имеет место финансирование из других источников, то нижняя граница значения Ер соответствует цене авансируемого капитала, которая может быть рассчитана как средняя арифметическая взвешенная величина плат за пользование авансируемым капиталом.

4. Период окупаемости То является одним из наиболее распространенных показателей оценки эффективности инвестиций. В отличие от используемого в нашей практике показателя «срок окупаемости капитальных вложений», он также базируется не на прибыли, а на денежном потоке с приведением инвестируемых средств в инновации и суммы денежного потока к настоящей стоимости.

Инвестирование в условиях рынка сопряжено со значительным риском и этот риск тем больше, чем длиннее срок окупаемости вложений. Слишком существенно за это время могут измениться и конъюнктура рынка, и цены. Этот подход неизменно актуален и для отраслей, в которых наиболее высоки темпы научно-технического прогресса и где появление новых технологий или изделий может быстро обесценить прежние инвестиции.

Наконец, ориентация на показатель «период окупаемости» часто избирается в тех случаях, когда нет уверенности в том. Что инновационное мероприятие будет реализовано и потому владелец средств не рискует доверить инвестиции на длительный срок.

Формула периода окупаемости

где К – первоначальные инвестиции в инновации; Д – ежегодные денежные доходы.

4.3 Расчет экономического эффекта

В мировой практике применяются многочисленные показатели, позволяющие анализировать технический уровень производства, экономичность новой техники, эффективность использования техники и др. Все это многообразие обобщающих и частных показателей, однако, можно свести к трем группам, характеризующим воздействие новой техники на динамику и эффективность интенсификации производства, т.е. на снижение материальных и трудовых затрат на единицу производимой продукции.

Первая группа оценивает воздействие орудий труда на техническую оснащенность производства. К данной группе относятся следующие показатели: коэффициенты обновления и выбытия техники, коэффициент механизации, коэффициент физического износа техники, средний возраст оборудования, фондоотдача и т.д. Вторая группа оценивает воздействие новой техники на предметы труда: материалоемкость, экономия сырья и материалов и т.д. Третья группа оценивает воздействие новой техники на рабочую силу: техническая вооруженность труда, коэффициент механизации труда, рост производительности труда как результат применения новой техники и технологии, снижение трудоемкости выпуска единицы конечной продукции и т.д.

Прежде всего необходимо четко различать понятия экономический эффект и экономическая эффективность новой техники и технологии.

Экономический эффект – это конечный результат применения технологического новшества, измеряемый абсолютными величинами. Ими могут быть прибыль, снижение материальных, трудовых затрат, рост объемов производства или качества продукции, выражаемого в цене, и т.п.

Экономическая эффективность – это показатель, определяемый соотношением экономического эффекта и затрат, породивших этот эффект, т.е. сопоставляются либо размер полученной прибыли, либо снижение издержек (на уровне предприятия), либо прирост национального дохода или валового внутреннего продукта (на уровне страны) с капитальными вложениями на осуществление данного технического мероприятия. Для расчета экономического эффекта или экономической эффективности используются следующие показатели.

Экономический эффект при технико-экономическом обосновании внедрения МУН определяется по формуле:

(4.1)

где Э мер – показатель экономического эффекта, руб.; Р мер – стоимостная оценка результатов проведения МУН, руб.; З мер – стоимостная оценка совокупных затрат на МУН, руб.

(4.2)

где – дополнительная добыча нефти за счет МУН, т; Ц – цена 1 тонны нефти, руб./т.

где З обр – затраты на проведение одной обработки скважины, руб.; N обр – количество обработок скважин реагентом, шт.; З доп – затраты на дополнительную добычу нефти, руб.

Затраты на проведение одной обработки складываются из расходов на заработную плату работников, занятых в обработке З ЗП, отчислений на социальное страхование З соц, материальных расходов на покупку реагента и пресной воды З мат, расходов на специально привлеченный транспорт З ТР, геофизических З геоф и цеховых расходов З цех:

где С Т i – часовая тарифная ставка рабочего i-го разряда, руб./час; t – продолжительность одной обработки, часы; ч i – численность рабочих i-го разряда; К П – премия по действующему положению; К Р – районный коэффициент (в Башкортостане К Р = 0,15);

(4.6)

где n – ставка единого социального налога, %. (26 %)

где V реаг, V пв – расход реагента и пресной воды соответственно для проведения одной обработки, т и м 3 ; С реаг, С пв – стоимость одной тонны реагента и 1 м 3 пресной воды соответственно, руб.

(4.8)

где З эксп i – затраты на эксплуатацию i-ой единицы транспорта, руб./ч; N – количество задействованных единиц транспорта, шт.;

Цеховые (геофизические, общехозяйственные) расходы обычно принимаются на уровне m процентов от расходов на заработную плату, расчетная формула имеет вид:

(4.9)

Эксплуатационные расходы на дополнительную добычу нефти рассчитываются:

(4.10)

где З уп – условно-переменные затраты на 1 т нефти, руб./т.

Прирост балансовой прибыли предприятия после проведения МУН определяется по формуле:

где С 1 , С 2 – себестоимость 1 т нефти до и после внедрения МУН соответственно, руб./т;

Q 1 , Q 2 – добыча нефти до и после внедрения МУН, т.

Себестоимость 1 т нефти после внедрения мероприятия рассчитывается по формуле:

(4.12)

(4.13)

где н – процентная ставка налога на прибыль, % (24 %).

При анализе эффективности новой техники необходимо сопоставлять возможности новой техники и цены на нее. В таких странах, как Россия, т.е. испытывающих дефицит в новой технике, и при наличии предприятий-монополистов, ее производящих, или при импортировании новой техники часто бывают случаи, когда прирост единичной мощности машины на 10-15-20% сопровождается увеличением ее стоимости (в неизменных ценах) на 100-200% и более, что резко снижает эффективность технического прогресса. Вот почему при сбыте новой техники всегда необходим точный экономический расчет предельно допустимого уровня цены, по которой потребитель согласится купить эту новую технику. Ведь потребитель согласится купить ее, лишь когда она обеспечит ему либо снижение издержек производства на единицу выпускаемой конечной продукции, либо более высокое качество производимого товара, гарантирующее его продажу по более высокой цене и получение дополнительной прибыли.

По приведенной выше методике рассчитаем основные показатели по внедрению новой технологии интенсификации добычи нефти. Исходные данные представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 – исходные данные для расчета

Показатель	Значение
Ожидаемая дополнительная добыча нефти за счет проведения мероприятия, т
Цена 1 т нефти, руб./т	1373
Сумма условно-переменных затрат на добычу 1 т нефти, руб.	498,95
Необходимое количество реагентов
ПАА, кг	1368
глинистый раствор, м 3	410
Цена на реагенты
ПАА, руб./кг	32
глинистый раствор, руб./м 3	110
Продолжительность мероприятия, ч	99
Суммарная часовая ставка рабочих, задействованных в мероприятии с учетом премий и дополнительной заработной платы, руб./ч
Стоимость 1 часа работы, руб./ч
- насосный агрегат	127
- автоцистерна	62
-автобус	45
Отработанное время, ч.
- насосный агрегат	99
- автоцистерна	92
-автобус	26
Средние затраты на 1 час работы по данным НГДУ, руб./ч
- цеховые	74,8
- общеуправленческие	65,8
- на прокат и ремонт оборудования	60,3
Затраты на геофизические услуги, руб./опер	2250

Для определения экономического эффекта при технико-экономическом обосновании внедрения МУН сначала рассчитаем заработную плату по формуле (4.5).

Сумму отчислений на социальное страхование рассчитаем по формуле (4.6):

руб.

Тогда прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия:

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Правительство РФ намерено взять за основу сценарий инновационного развития экономики на период 2005-2008 годов. Началось обсуждение с комитетами Госдумы проекта среднесрочной программы социально-экономического развития РФ по 2005-2008 годам. Среднесрочная программа далеко не совершенна, но делается попытка сориентировать развитие экономики по инновационному пути. В ходе обсуждения уже возникла масса вопросов. Они такие характерные и иллюстрируют не только сложность проблемы, но и неготовность авторов на них ответить. Необходимо найти баланс между радикально-либеральными воззрениями на развитие экономики и реалиями, которые на сегодняшний день переживаем.

Правительство пытается найти инструменты, которые позволили бы развиваться стране, становиться все более конкурентоспособной, повышать производительность труда и доходы населения, то есть выявлять внутренние факторы роста и на них опираться, чтобы сделать жизнь лучше. Исходя из уверенности, что с этой задачей удастся справиться, что Правительство намерено сделать обсуждение среднесрочной программы открытым и привлечь к дискуссии всех заинтересованных.

Минэкономразвития разработало три сценария социально-экономического развития РФ на среднесрочную перспективу. Первый вариант – инерционный. Это то, что практически имеем сегодня. Сценарий опирается на благоприятную внешнеэкономическую конъюнктуру и расчет на то, что сырьевой сектор обеспечит экономический рост, что носит временный характер и достаточно проблематично при долгосрочном планировании. Второй вариант – экспортно-инвестиционный. Такой вариант предполагает большее участие государства и создание условий для привлечения инвестиций и развитие отдельных секторов экономики. Третий сценарий – инновационного развития экономики. Предполагает осуществление качественного перелома и использование в больших масштабах достижения науки и техники. За основу берется третий сценарий. Но пока обсуждение не привело к пониманию того, как в практическом плане его реализовать, чтобы в ближайшие три года иметь экономические показатели, которые могли бы свидетельствовать о поступательном росте экономики и удвоении ВВП в течение 10 лет. Цель госполитики в области науки и технологий является переход нашей экономики на инновационный путь развития.

Согласно проекту среднесрочной программы МЭРТа, инновационно-ориентированный сценарий развития характеризуется более умеренными масштабами инвестиций в нефтегазовом секторе и на транспорте, но более амбициозными проектами в высокотехнологичной и информационной сфере. Этот сценарий можно рассматривать как сценарий активной диверсификации экономики и структурного сдвига в пользу обрабатывающих секторов и услуг. Он в большей степени, чем первые два сценария, предлагает развитие российской экономики в направлении постиндустриального уклада и экономики знаний.

В рамках третьего сценария за период 2005-2008 годов ВВП увеличивается, как и во втором сценарии, на 25-27% и примерно на 100-104% за период до 2015 года. В отличие от базового сценария, характеризующегося замедлением темпов роста в 2010-2015 годах (по сравнению с 2005-2007 годами), во втором и третьем сценариях они, напротив, в 2012-2015 годах ускоряются до целевой планки роста в 7 и более процентов в год. При этом в рамках третьего постиндустриального сценария имеет и более хорошие перспективы дальнейшего ускорения роста после 2015 года по сравнению со вторым ресурсоемким сценарием.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. В.Ф. Шматов и др. «Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности». – М.: Недра, 1999. – 410 с.

2. Экономика предприятия и отрасли промышленности. Серия «Учебники, учебные пособия». 4-е изд., перераб. и доп. – Ростов н/Д: «Феникс», 2001. – 544 с.

3. Экономика предприятия: Учебник/ Под ред проф. Н.А. Сафронова. – М.: Юристъ, 2002. – 608 с.

4. А.Д. Бренц и др. «Планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности». – 2-е изд, доп. и перераб., М.: Недра, 1999. – 332 с.

5. Земцов Р.Г., Силкин В.Ю. Проблемы инновационного развития нефтегазового сектора // Вестник НГУ. Серия Социально-экономические науки. - 2005. - Т. 5, № 1. - С. 41-50.

6. Крюков В.А., Шмат В.В. Инновационные процессы в нефтедобывающей промышленности России: свобода творчества при отсутствии правил? // ЭКО. - 2005. - № 6. - С. 59-68. Крюков В., Шмат В.

7. Инновационный процесс в нефтедобыче и народнохозяйственные интересы: гармонизирующий потенциал институционального подхода в госрегулировании отрасли // Российский экономический журнал. - 2005. - № 3. - С. 22-34.

На протяжении более 150 лет истории развития нефтегазовой отрасли ее движение вперед обеспечивалось доступом к ресурсам за счет инноваций и новых технологий. Технологическое развитие изменяло способы и методы поисков ресурсов, открывало доступ к освоению шельфовых месторождений, сланцевых залежей, повышало эффективность и безопасность реализации проектов по добыче нефти и газа. Новые проекты на глубоководном шельфе доказывают, как новые технологии меняют карту добычи и обеспечивают доступ к таким ресурсам, о которых несколько десятков лет назад не могли и предположить.

В экономически развитых странах (США, Канада, Япония и страны ЕС) топливно-энергетический комплекс является сектором национальной экономики, доля государственного участия в управления которым значительна. Важнейшим средством реализации энергетической политики является государственная научно-техническая политика в области энергетики.

Зарубежные нефтегазовые компании уделяют огромное влияние научно-техническому развитию. Компании располагают собственными крупными исследовательскими центрами и лабораториями, проектными и конструкторскими организациями. Помимо собственных программ компании финансируют совместные с другими компаниями исследования с привлечением лабораторий высших учебных заведений и государственных учреждений.

В области разведки и разработки нефтегазовых месторождений научно-исследовательскими подразделениями компаний проводятся работы по моделированию месторождений и характеристик продуктивных пластов, используемых для планирования объёмов добычи нефти с апробацией на месторождениях. Основные усилия направлены на совершенствование технологий бурения, которые значительно сократят затраты на строительство скважин при одновременном сокращении вредного воздействия на окружающую среду, а также на совершенствование вторичных методов извлечения углеводородов.

В области нефтегазопереработки исследования направлены на улучшение качества основных видов нефтепродуктов. В области производства усилия направлены на разработку более экономичных катализаторов и совершенствования технологических процессов, а также на разработку новых процессов, повышающих качество продукции. С целью выбора перспективных территорий для поисков и разведки разрабатываются новые аналитические и прогнозные методы оценки перспектив. В поисках альтернативных источников энергии ведутся исследования, имеющие целью освоение технологии производства жидкого синтетического топлива.

Результатом данных научных разработок станет технология конверсии газа, которая решит глобальные энергетические потребности путем создания коммерческих рынков сбыта, расположенных в отдаленных местах и недоступного для обычной транспортировки. Соответственно это приведет к отказу от строительства дорогостоящих магистральных газопроводов и мощных компрессорных станций, что приведет к снижению расходов.

В числе приоритетных разработок зарубежных компаний -- это исследования, которые будут способствовать сокращению вредного воздействия производства на экологию и на повышение безопасности труда. Приоритетными для нефтяных компаний являются разработки, которые имеют потенциальную экономическую эффективность.

Как показывает опыт зарубежных стран, нефтегазовая отрасль является одной из самых высокотехнологичных отраслей в мире. В последние годы приверженность инновациям является общей тенденцией в развитии мировой нефтегазовой промышленности. Опыт США, Канады, Австралии и Норвегии свидетельствуют о том, что нефтегазовый сектор экономики является мощным «генератором» спроса на наукоемкую и высокотехнологичную продукцию.

Существуют обстоятельства, под воздействием которых в мире усиливается значение разработок новых методик по внедрению новых технологий в сектор деятельности, связанной с добычей и использованием ресурсов нефти и газа.

Во-первых, в ряде стран мира (США, Канада, Норвегия, Великобритания и др.) происходит истощение запасов нефти и газа, возникла необходимость освоения месторождений на шельфах морей и глубоководных месторождений.

Во-вторых, возрастает появление и развитие альтернативных источников энергии. Их спектр расширяется, но их широкое применение сдерживается высоким уровнем издержек, а это приводит к низкой конкурентоспособности по сравнению с природными источниками энергии. Однако данные издержки постоянно снижаются и поэтому природные источники смогут быть конкурентоспособными только при условии, что стоимость их эксплуатации будет низкой. В современных условиях сокращение издержек -- это совершенствование технологии добычи, транспортировки и переработки.

В - третьих, нестабильность мирового рынка энергоресурсов.

В - четвертых, происходит ужесточение институциональных рамок развития нефтегазового сектора, это обусловлено ростом ценности прав собственности на ресурсы. Так как собственник ресурсов заинтересован в получении рентных доходов.

Данные факторы не в одинаковой степени затрагивают развитие нефтегазового сектора в разных странах, их действие является общераспространенным и обуславливает усиление конкуренции между производителями. В современных условиях конкурентные преимущества получают те производители, которые постоянно сокращают издержки. Устойчивое сокращение издержек обеспечивается за счет постоянного обновления технологий по всей цепи движения нефтегазовых ресурсов.

Важным инструментом развитых стран является стимулирование инновационной деятельности через налоговую систему. Существует три группы налоговых инструментов, стимулирующих инновации:

освобождение от налогов государственных и частных организаций (НДС, на имущество, на землю);

налоговые льготы, стимулирующие компании к увеличению расходов на исследования и разработки;

налоговые льготы для начинающих компаний на ранних этапах их деятельности.

Налоговые льготы из первой группы не дают серьезных стимулов к дополнительному инвестированию в сферу НИОКР. Так как если организации вынуждены будут платить все предусмотренные законодательством налоги, то государство должно компенсировать эти затраты путем увеличения объема финансирования.

Мировой нефтяной бизнес вплотную приблизился к стадии, когда роль нефтяных компаний стала сводиться к получению лицензии на право освоения или разработки месторождений, обеспечению финансирования и организации всех процессов. Всю производственную часть работ по разведке, освоению и разработке месторождений выполняют сторонние сервисные компании. Данная трансформация обусловлена возрастанием технологической сложности большого числа разнородных операций при разведке и эксплуатации месторождений.

Традиционно общее лидерство в инновационном развитии отрасли принадлежит крупным вертикально интегрированным компаниям, технологическая компетенция сервисных компаний существенно возросла. Наиболее крупные сервисные компании, такие как Halliburton, Shlumberger и Baker Huges, в настоящее время обладают мощными современными исследовательскими центрами при поддержке государства, что позволяет им занять свою нишу на инновационном рынке.

История становления инновационных экономик показывает разные примеры временных рамок, которые требовались для запуска, ускорения и поддержания внедрения новых технологий. Есть страны, которые планомерно двигались к инновационному развитию и те которые совершали инновационный рывок под воздействием государственной политики.

В Великобритании до начала ХХI века не проводилось целенаправленной политики по стимулированию и внедрению новых технологий. В 2003 году Министерством торговли и промышленности была опубликована стратегия правительства в сфере технологического развития, в 2004 году был создан Совет по технологическим стратегиям, который осуществляет инвестиции в создании новых технологий, поддерживает их развитие и коммерциализацию в сырьевом секторе и обмен на новые эффективные технологии. Государственное финансирование исследований реализуется по системе двойной поддержки. Оно производится через единовременные субсидии и параллельно Департамент инноваций финансирует Исследовательские советы, а они в свою очередь финансируют исследования в стране. На сегодня в Великобритании действует восемь центров инноваций и технологий.

Во Франции в 1999 году был принят Закон об инновациях и научных исследованиях, который должен был реорганизовать и модернизировать инновационную систему. Реализация этого закона в 2002 году привела к принятию специального инновационного плана, целью которого было создание правовой базы. Которая в свою очередь стимулировала развитие и внедрение новых технологий в добывающей и перерабатывающей отрасли. Более 50% государственных затрат на НИОКР обеспечивается добывающими компаниями и перерабатывающими компаниями недропользователей.

Испанская нефтяная компания Repsol разработала при поддержке государства Государственную стратегию по трансферту высоких технологий. Руководство осуществляет Министерство науки и инноваций Испании. Для реализации данной стратегии из бюджета страны с 2010 года и по настоящее время выделяется 6720 т млн. евро ежегодно.

В Нидерландах в 2003 году Министерством экономических отношений реализовало программу «Путь к инновациям, внедрение новых технологий в добывающей перерабатывающей отрасли. Данная программа должна была привести к улучшению инновационного климата. Стимулирование компаний происходило за счет таможенных преференций, освобождение и понижение налогов.

Ирландия перешла на инновационный путь развития в 2007 году, когда было выделено 8,2 млрд. евро на осуществление Стратегии науки, технологии и инноваций. Именно государство играет основную роль в процессе внедрения новых технологий в перерабатывающий сектор. Основным направлением по стимулированию развития наукоемких производств является выделение грантов на НИОКР, снижение ставок налогообложения.

В Дании важной частью инновационной системы являются GTS-институты («Godkendt Teknologisk Service» -- утвержденный технологический поставщик услуг в добывающий сектор), выступающие в качестве моста между государственными и частными субъектами. GTS- это частные независимые консалтинговые компании, занимающиеся разработкой и продажей прикладных знаний и технологических услуг. GTS был создан Министерством науки, технологии и инноваций.

В Германии первые венчурные фонды появляются в 1970-х годах и были направлены на развитие инновационных компаний в добывающем и перерабатывающем секторах. Происходит реализация программ частно-государственного партнерства в научно-исследовательской деятельности. И если в 70-х годах доля бюджетных финансов составляла 70% в расходах на НИОКР, то на сегодня это 30%. Законодательная база инновационной системы сформирована таким образом, что правовые акты условно делятся на три группы:

относятся к учебным заведениям;

к исследовательским организациям;

к сектору недропользования.

В Финляндии с 2000-х годов главным инвестором в инновациях для нефтегазового сектора становится государственный фонд Sitra. Уделяется огромное влияние развитию технопарков.

В Норвегии государство софинансирует НИОКР сырьевых компаний. Основной целью является создание научной среды мирового масштаба и накопление знаний в области нефтедобычи. Развитие НИОКР поощряется системой налоговых вычетов при осуществлении расходов на НИОКР. В то время как высокие налоги на нефтедобычу стимулируют нефтегазовые компании к разработке новых технологий, которые позволят снизить себестоимость добычи и повысить степень добычи нефти из пластов. Основное направление инновационной политики -- это привлечение к исследованиям предприятий добывающего и перерабатывающего сектора.

Япония не имея своей сырьевой базы пошла по вектору развития высоких технологий. В 1999 году был принят закон об экспорте технологий в обмен на сырье для Японии. В Швеции лишь в 2005-2008 годах были определены пять приоритетных сфер для финансирования НИОКР: биотехнология, устойчивое развитие, энергосбережение, окружающая среда и медицина. Центры высоких технологий представляют соединение научно- исследовательских и коммерческих сил в интересах эффективной коммерциализации новых технологий.

Инновационная политика США берет свое начало в 1990-х годах, наиболее ярко она выражена в приоритетах, которые были обозначены Б. Клинтоном в его докладе к Конгрессу «Наука и технология в добывающем секторе: формируя ХХI столетие». Особенностью развития американской инновационной сферы -- это появление независимых от федеральных государственных органов институтов инновационной сферы: технопарков и венчурных фондов.

Нефтегазовая промышленность - это тот сектор, где процессные инновации оказывают огромное влияние не только на конечные результаты деятельности отдельных компаний, но и на состояние национальной экономики в целом. Совершенно очевидно, что за последнее десятилетие нефтегазовая промышленность продемонстрировала целый ряд поразительных достижений по всему миру. Для большинства крупнейших нефтегазовых компаний инновации составляют важнейшую часть корпоративной культуры и миссии компании, и компании получают значительную выгоду от своей инновационной деятельности.

Наиболее актуальные задачи для нефтегазовых компаний в области инновационной деятельности -- это разработка правильной технологической стратегии и правильной операционной модели, выбор правильных деловых партнеров и использование правильного набора показателей деятельности, позволяющих оценить продвижение компании по пути инновационного развития.

Лидерство в области инноваций является важным фактором экономического роста компаний. Нефтегазовые компании последовательно и целенаправленно работают над тем, чтобы вывести свои производственные возможности на новый уровень. Технологические нововведения дают возможность извлекать из недр такие виды топлива, добыча которых еще 10-20 лет назад была невозможна. Предусматривается использование «кустовой площадки» для бурения множественных скважин на одном участке, это способствует повышению производительности, при этом отпадает необходимость расширения географического присутствия компаний сектора в отдаленных регионах. Согласно некоторым оценкам, всего за последние шесть лет производительность средней нефтегазовой скважины в Северной Америке возросла в четыре раза. Это соответствует результатам исследований на многих месторождениях, проводимых в течение нескольких десятилетий. Очевидно, что нефтяные и газовые компании уже сегодня правильно выстраивают свою работу по многим направлениям.

Приведем в качестве примера производство биологического топлива из водорослей. Исследования в этом направлении ведутся в течение многих лет. В настоящее время в Канаде разрабатывается пилотный проект в рамках программы Инновационного альянса разработчиков нефтеносных песков Канады (COSIA). Проект предусматривает, что НПЗ, работающий на биологическом топливе, будет выращивать водоросли, используя отходящее тепло и побочные продукты, образующиеся в процесс бурения. Добыча нефти из нефтеносных песков, а также газа из сланцев в недалеком прошлом считалась слишком сложной или дорогостоящей, а сегодня разработка таких ресурсов стремительно меняет ситуацию на рынке Северной Америки.

Увеличение добычи сланцевого газа - широко известный факт, но это далеко не единственный пример изменений в отрасли. В последние годы также наблюдается неуклонное повышение коэффициента извлечения нефти. Пермский нефтегазоносный бассейн - это район в США размером 250 на 300 миль, охватывающий западную часть штата Texac и восточную часть штата Нью-Мексико. Добыча нефти началась там еще в 1921 году. Еще десять лет назад добыча нефти из скважин в этом районе была прекращена, однако введение новых методов бурения (в частности, метода гидравлического разрыва пласта, или «гидроразрыва») привело к восстановлению добычи нефти в течение последних трех лет. В настоящее время на долю этого бассейна приходится 14% всего объема добычи нефти в США.

Однако метод гидроразрыва пласта - отнюдь не единственный новый метод бурения, оказывающий влияние на восстановление объемов добычи. Инновационная деятельность в нефтегазовом секторе ориентирована не только на увеличение добычи сырья. Еще одним важнейшим направлением является обеспечение безопасности операционной деятельности. Это может включать в себя поиски новых способов мониторинга механической целостности и технического состояния материалов при изменении условий окружающей среды или же создание новых систем для осуществления производственного контроля, технического обслуживания и ремонта. Поскольку предприятия отрасли все чаще ведут свою операционную деятельность в экстремальных условиях, инновации в области обеспечения безопасности производства и охраны труда приобретают все более актуальное значение. Для примера рассмотрим глубоководное бурение. Президент компании Anadarko сравнил методы глубоководного бурения с теми, которые используются для высадки человека на Луну. И это не преувеличение: некоторые участники отрасли сотрудничают с Национальным управлением по аэронавтике и исследованию космического пространства (США), например, в разработке оптоволоконных сенсорных систем, призванных повысить устойчивость и безопасность морских буровых платформ.

Наличие четко сформулированной инновационной стратегии отличает лучшие компании от остальных. Проанализировав интервью с руководителями нефтегазовых компаний, работающих во всех звеньях цепочки создания стоимости, включая как малые компании, так и очень крупных участников рынка, которые ведут свою операционную деятельность в сегменте разведки и добычи (включая обслуживание нефтяных месторождений) и в сегменте переработки и сбыта. Примерно 4/5 респондентов, представляющих нефтегазовый сектор, отметили важность инноваций для их бизнеса. Для 39% высших руководителей нефтегазовых компаний, инновации уже сегодня стали необходимым условием поддержания конкурентоспособности. Если рассмотреть этот вопрос в пятилетней перспективе, то указанная цифра увеличится до 48%, и это дает основания полагать, что инновации чрезвычайно важны для каждого сегмента нефтегазовой промышленности. Однако лишь около половины респондентов из тех же нефтегазовых компаний отметили наличие в их компаниях четко сформулированной инновационной стратегии, которую они реализуют в своей практической деятельности.

Это серьезная проблема для тех компаний, где отсутствует четкая концепция инновационного развития, поскольку практическое решение задач развития и роста начинается с формирования обоснованной и продуманной стратегии.

Вопросами инновационного развития должны заниматься все без исключения подразделения компании, а не только подразделение НИОКР. Для компаний, занимающихся геологоразведкой и добычей, безусловную актуальность имеют НИОКР в области новых технологий, бизнес-систем и процессов, а для компаний, занимающихся переработкой и сбытом, - новые разработки в области продуктов и услуг. Однако при этом важно не упускать из виду деловые возможности для роста и в таких областях, как бизнес-модели и цепочка поставок. Менее половины высших руководителей компаний нефтегазового сектора сказали, что у них имеется четко сформулированная инновационная стратегия (притом, что аналогичный ответ дали 79% лидеров в области инновационного развития в различных отраслях промышленности). Высшие руководители нефтегазовых компаний рассматривают инновационную деятельность в качестве жизненно важного фактора будущего успеха.

Одним их ключевых факторов роста является постоянное внимание компаний к вопросам обеспечения сбалансированности инновационного портфеля. Сбалансированность - это оптимальное сочетание инвестиций в разработку поэтапных, прорывных и радикальных решений на всех направлениях инновационной деятельности. Оптимальное сочетание инвестиций применительно к нефтегазовым компаниям будет зависеть от того, какое место они занимают в рамках производственно-сбытовой цепочки.

В центре внимания компаний - высококвалифицированные специалисты и корпоративная культура. Представители почти всех компаний, считают некоторые аспекты инновационного процесса достаточно сложными. К числу наиболее серьезных вызовов относятся следующие факторы: оценка и измерение успешности инновационных проектов, наличие высококвалифицированных специалистов, а также поиск и выбор оптимальных партнеров.

В поисках сегодняшних и завтрашних новаторов высшие руководители компаний нефтегазового сектора отмечают, что отсутствие высококвалифицированных кадров представляет собой определенную проблему для инновационного развития компании. Одним из аспектов этого вопроса в сегодняшних условиях является поиск высококвалифицированных специалистов-новаторов и привлечение их в компанию.

Руководители компаний нефтегазового сектора планируют развивать сотрудничество с широким кругом деловых партнеров. Большое значение также имеет степень взаимодействия этих специалистов со специалистами из других компаний. Компании, лидирующие в инновационном развитии, гораздо чаще используют стратегию сотрудничества, чем компании, наименее ориентированные на инновации, причем эта тенденция наблюдается во всех секторах. В нефтегазовом секторе актуальность сотрудничества с другими организациями и компаниями особенно велика в связи с большими затратами и длительными сроками подготовки и реализации проектов, направленных на технологическое усовершенствование процессов в нефтегазовой отрасли.

Совместные проекты с участием крупных и крупнейших нефтегазовых компаний, нефтесервисных компаний, а также стратегических партнеров, поставщиков и научно- исследовательских подразделений университетов сегодня становятся не исключением из практики, а нормой. И такое сотрудничество в настоящее время широко распространяется в масштабах мирового рынка. Рассмотрим, например, деятельность итальянской компании Eni. Эта компания заключила соглашения о партнерстве с рядом университетов Италии и Национальным научно- исследовательским советом страны. Она также сотрудничает с Массачусетским технологическим институтом. Компании планируют в ближайшие три года наладить сотрудничество с широким кругом организаций, включая стратегических партнеров, поставщиков, академические учреждения и даже конкурирующие компании, хотя планирующие развивать сотрудничество с конкурентами, пока еще остаются в меньшинстве. Партнерство с организациями из других отраслей может дать огромные преимущества. Например, сегодня в отрасли широко применяются методы магнитно- резонансной визуализации, первоначально разработанные для медицинских целей. С помощью этих методов стало возможным определять объем нефти в скальной породе. Более того, компания Shell сегодня сотрудничает с одной из голливудских кинокомпаний, участвующей в производстве мультипликационных фильмов о Шреке. Руководство Shell надеется, что такое сотрудничество позволит усовершенствовать визуализацию сейсмологических данных.

Некоторые компании в настоящее время приступают к разработке своих собственных корпоративных процессов, направленных на внедрение инноваций. Самым известным примером такой деятельности может служить программа GameChanger («изменяющий правила игры»), принятая компанией Shell. Программа включает в себя элементы таких методов, как открытая инновация, бизнес-инкубатор и корпоративные венчурные проекты. Кроме того, можно отметить созданный компанией Statoil интернет-портал, посвященный вопросам инноваций. Порталу принадлежит ведущая роль в освещении проблем и задач инновационной деятельности. Кроме того, именно здесь можно предложить свои новые идеи в свободной форме. Чтобы помочь потенциальным участникам обсуждения этой тематики, компания создала дискуссионную группу в социальной сети LinkedIn, что способствовало повышению качества и увеличению количества поступающих предложений.

Ашок Белани, исполнительный вице-президент по технологиям в компании Schlumberger, считает, что программные платформы -- это та область, в которой уже сейчас реализуется модель открытых инноваций в нефтегазовом секторе. Он отметил: «Например, когда мы передаем платформу Petrel компании Shell или компании Petrobras, наше программное обеспечение призвано не только предоставить необходимую функциональность и удобный для пользователя интерфейс, но и должно, что даже более важно, обеспечить его совместимость с их собственными системами, открывая для нефтегазовой отрасли новые просторы.

Чтобы найти решение некоторых сложных технических задач, связанных с поддержанием в рабочем состоянии глубоководных объектов бурения, компания Total объединяет усилия с французской инжиниринговой фирмой Cybernetix, специализирующейся на производстве робототехники, в целях разработки новой системы производственного контроля, техобслуживания и ремонта, получившей название SWIMMER. Система призвана осуществлять контроль за ходом подводных работ и техобслуживание объектов с помощью подводных аппаратов с дистанционным управлением, способных работать в условиях минимальной пространственной среды. Система SWIMMER сможет оставаться под водой в течение трех месяцев и действовать в радиусе 50 км.

Нефтяная сервисная компания Schlumberger сотрудничает с компанией Saint-Gobain в области кристаллографии и с компанией Lockheed Martin в области самых современных методов компьютерной обработки данных. И это лишь два примера из широкого списка деловых партнеров указанной компании. Инновационный центр нефтегазовых технологий в Хьюстоне (штат Техас), предоставляющий услуги абонентского обслуживания нефтехимическим компаниям, занимается профилированием технологий, разработанных в других отраслях, для их использования в нефтехимической промышленности. Наиболее актуальные технологии относятся к следующим категориям:

- изоляционные покрытия и материалы;
- средства связи и производство энергии;
- фильтрация и рабочие жидкости;
- охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды (ОТ ПБ и ООС);
- производственный контроль и мониторинг;
- управление движением;
- безопасность;
- сенсорные устройства;
- программное обеспечение.

Правительство Бразилии предоставляет финансирование, исчисляемое миллиардами долларов, в целях содействия научно- исследовательским разработкам, которые дадут возможность стимулировать разведку на шельфе. Власти Бразилии рассчитывают создать в стране развитую индустрию нефтесервисных услуг. При этом ведущая роль на этом направлении отводится государственной нефтяной компании Petrobras. Компания уже создала исследовательский центр, в работе которого принимают участие специалисты предприятий Baker Hughes, Schlumberger и Halliburton.

В нефтегазовых компания модель открытых инноваций -- это подход, имеющий самый большой потенциал с точки зрения увеличения доходов. Канадский инновационный альянс разработчиков нефтеносных песков (COSIA) представляет собой прекрасный пример объединения усилий нефтяных компаний для решения вопросов, связанных со снижением отрицательного воздействия операционной деятельности на окружающую среду. Организация COSIA была создана в марте 2012 года, и сегодня в ее состав входят 14 компаний. Компании, участвующие в деятельности COSIA, выявляют и разрабатывают инновационные подходы и передовые идеи в области совершенствования природоохранной деятельности при добыче нефти в нефтеносных песках и обмениваются идеями и информацией об этих подходах, уделяя основное внимание вопросам утилизации отходов, рационального использования земель, водных ресурсов и снижения выброса парниковых газов. По данным COSIA, к настоящему времени члены этой организации обменялись информацией о 446 уникальных технологических и инновационных решениях, разработка которых обошлась в сумму свыше 700 миллионов долларов США.

Еще одна важная тенденция в нефтегазовом секторе -- это разработка корпоративных венчурных проектов. Chevron, BP, Shell, ConocoPhillips и прочие компании имеют профильные подразделения, занимающиеся корпоративными венчурными проектами. Инвестирование в небольшие стартапы -- это еще один способ, с помощью которого компании сектора хеджируют вложенные средства и расширяют доступ к широкому кругу технологий в разных отраслях промышленности. Кроме того, некоторым компаниям такой подход позволяет поддерживать сбалансированность своего инновационного портфеля. Программа GameChanger компании Shell, получившая широкую известность, объединяет элементы всех трех указанных выше моделей инноваций.

Программа появилась еще в середине 90-х годов, в период спада в нефтегазовом секторе. В то время компании отрасли столкнулись с острой необходимостью снижения затрат, в том числе затрат на НИОКР, однако руководство Shell понимало, насколько важно не растерять идеи, которые будут определять рост бизнеса в долгосрочной перспективе. Программа GameChanger была разработана по образу и подобию экосистемы, созданной в Силиконовой долине. Программа, в частности, предусматривала проведение оценки коллегами и выполнение экспериментов на ранней стадии разработки в качестве составной части процесса. В рамках программы GameChanger компания Shell в 2002 году приступила к налаживанию партнерских отношений с университетами США и Западной Европы.

Руководители Shell начали активный поиск новых идей, не ожидая, когда разработчики инновационных решений сами придут к ним. Принятые меры включали в себя расширение сотрудничества с фирмами венчурного капитала, проведение конференций и специальных мероприятий, обеспечивающих более широкие контакты с представителями малого и среднего бизнеса. Вскоре после этого руководство компании приступило к организации «доменов», чтобы придать этому процессу более структурированный характер. Информационное поле таких доменов было достаточно широким, чтобы обеспечить охват разных аспектов.

Это позволило компании усилить взаимосвязь между идеями, поступающими «снизу вверх» в рамках программы GameChanger, и стратегическими планами руководства фирмы, которые доводились до сведения сотрудников по каналам информирования «сверху вниз». С 1996 года в ходе выполнения этой программы было инвестировано свыше 250 миллионов долларов США в разработку более чем 3 000 новых идей, 300 из которых были реализованы в рамках коммерческих проектов, помогающих сегодня компании Shell поставлять больше энергопродуктов своим клиентам. Одно из технологических решений, разработанных в рамках программы GameChanger, разбухающее резиновое уплотнительное кольцо, обеспечило повышение нефтеотдачи на 1,5 миллиона баррелей в течение трех лет. В своем нынешнем виде управление программой GameChanger осуществляется через центральную группу, деятельность которой охватывает весь бизнес компании. Новые идеи поступают через веб-платформу компании или по внутренним информационным каналам, и для работы с каждой из них назначается куратор. Члены центральной группы GameChanger рассматривают предлагаемые идеи и принимают решение относительно того, следует ли оформлять их в качестве официального предложения для последующей разработки. На следующем этапе предложение поступает на рассмотрение расширенной комиссии, в состав которой входят три члена центральной группы GameChanger и три технических специалиста в соответствующих областях. Они проводят оценку предложения и сразу же принимают решение относительно дальнейших шагов. Если принимается положительное решение, следующим шагом является включение предложения в программу финансирования экспериментальной проверки концепции, в рамках которой проводится периодическая оценка предложенной идеи. Как только начнется практическая разработка идеи, программа GameChanger также поможет обеспечить коммерческую реализацию этой идеи. Корпоративные венчурные проекты выполняются не только международными нефтяными компаниями. Это направление представлено и на уровне национальных нефтяных компаний, таких как Eni SpA, SaudiAramco и Statoil.

Подлинная мера успеха в области инноваций не может рассматриваться исключительно сквозь призму финансовых показателей. При определении показателей успеха инновационных решений ведущие компании выходят далеко за рамки традиционного показателя доходов на инвестиции. Одним из стандартных показателей для нефтегазовых компаний является мониторинг имеющихся лицензий. Прочие качественные подходы также могут быть весьма полезными. Вице-президент по технологической стратегии компании Shell считает, что подлинным мерилом успеха является способность компании привлекать лучших деловых партнеров. Итальянская компания Eni разработала комплексный подход к оценке эффективности своей программы НИОКР.

Различные бизнес-подразделения ориентируются на разные виды инноваций, и это отражено в системе ключевых показателей эффективности деятельности. Принятые в компании показатели разделены на четыре категории: ценность (выгода) для компании (как материальная, так нематериальная), эффективность и результативность портфеля, эффективность и результативность проектов и согласованность со стратегией компании. Одним из примеров материальной выгоды является экономия в части капитальных затрат. Этот показатель позволяет определить сумму экономии на уровне капитальных затрат, полученной за счет применения инновационной технологии вместо наилучшей из имеющихся традиционных альтернативных технологий. К числу нематериальных (нефинансовых) показателей эффективности относится количество патентов и публикаций, а также число уникальных наработок (ноу- хау), переданных прочим бизнес- подразделениям компании. По мере диверсификации инновационных портфелей контрольные показатели оценки прорывных и по-настоящему радикальных инноваций должны изменяться, чтобы адекватно отражать новые процессы и те выгоды, которые они обеспечивают компаниям.

Технологические инновации оказывают огромное влияние на все аспекты и звенья цепочки поставок. Технический прогресс, начиная с трехмерного и четырехмерного формата сейсмологических изысканий и заканчивая усовершенствованием технологий фракционной перегонки и изомеризации, сжижения газов и регазификации, оказывает огромное влияние на процессы разведки, бурения, добычи, переработки и сбыта нефти и газа. В будущем научно-технический прогресс будет набирать обороты. Компании топливно-энергетического комплекса уже сегодня рассматривают перспективы применения нанотехнологий, биотехнологий и экологически безопасных решений в области химии.

Компании, лидирующие в области инновационного развития, получат большие конкурентные преимущества. Инновационное развитие в нефтегазовом секторе требует тщательного планирования и четко сформулированной стратегии. Компании нефтегазовой отрасли отстают от лидеров в области инноваций с точки зрения наличия четкой и ясной стратегии в области инновационного развития.

Не ограничивать инновационную деятельность рамками НИОКР. Инвестиции в НИОКР составляют важную часть инновационного процесса, но они отнюдь не отражают всего содержания этой деятельности. Компании нефтегазового сектора занимают лидирующие позиции в вопросах, связанных с кардинальным усовершенствованием процессов и систем, но им необходимо применять инновационные подходы и решения в таких областях, как развитие бизнес- моделей и предлагаемых продуктов, повышение качества обслуживания клиентов (применительно к сегментам переработки и сбыта) и совершенствование цепочки поставок.

В центре внимания -- люди. Правильный выбор деловых партнеров из различных отраслей и сотрудничество с ними. Поиск и выбор надежных деловых партнеров из других отраслей является непростой задачей для многих компаний. Но решить её чрезвычайно важно, особенно в свете прочно устоявшейся репутации нефтегазовой отрасли как «интегратора технологий». Бурение скважины на глубину свыше двух с половиной километров на океанском шельфе требует применения таких же сложных технологий, как и запуск космического корабля с человеком на борту. Совместные проекты с участием крупных и крупнейших нефтегазовых компаний, нефтесервисных компаний, а также стратегических партнеров, поставщиков и научно- исследовательских подразделений университетов сегодня становятся не исключением из практики, а нормой. Нередко такие проекты являются частью инициатив в области открытых инноваций, но при этом также отмечается оживление интереса к корпоративным венчурным проектам.

Тщательная оценка и измерение степени успеха. Данное положение означает разработку правильных и адекватных ключевых показателей эффективности для разных видов инноваций и разных бизнес- подразделений. И хотя оценка инноваций с точки зрения финансовых показателей является важным компонентом системы КПЭ, не меньшую роль играют и нефинансовые показатели.

В Москве в эти дни проходит важнейшая для нефтегазовой отрасли России международная выставка и конференция «Нефть и газ – 2015» (MIOGE 2015).

Неотъемлемой частью программы отраслевого диалога и экспозиции технологических новинок отрасли стало участие сколковских нефтегазовых проектов и менеджмента ЭЭТ кластера.

Суть одной из главных проблем нефтегазовой отрасли (очень упрощенно, конечно) сводится к следующему простому факту: месторождения Западной Сибири, которые долгое время были основной житницей России (Самотлор, Ромашковское, Лангепас, Когалым, Урай и ряд других, в основном расположенных в ХМАО) более не могут таковыми являться. Причин много, главные – истощение и обводнение. При этом новые крупные перспективные месторождения далеко, в труднодоступных и суровых местах Восточной Сибири и Арктического бассейна. Их добыча становится все дороже и труднее. На конференции MIOGE, в частности, в рамках сессии «Нефтегазовая отрасль: новые вызовы и новые перспективы» (в ее работе принял участие вице-президент, исполнительный директор сколковского ЭЭТ кластера Николай Грачев) говорилось, что вполне рентабельное функционирование западно-сибирской нефтегазовой «житницы» еще можно было бы продлить лет на 70-80. Природа к нам щедра, но нужно внедрить принципиально новые технологии, инновационные решения 21 века, которые позволят этой щедростью воспользоваться эффективно и без ущерба для экологии.

Работа над сложными месторождениями, где требуются нестандартные прорывные технологии - одна из «мега-ниш», в которых инновационные компании могли бы отлично вписаться. Сергей Грачев считает, что для этого (среди прочего) нужно, во-первых, чтобы нефтегазовые компании обратились, востребовали потенциал инноваторов, который пока остается выше спроса. И, с другой стороны (вполне понятное требование) нефтегазовые ВИНКи, владеющие лицензиями на старые месторождения, должны изыскать возможность и предоставить неэксплуатируемые скважины для испытания новых технологий, направленных на повышение нефтеотдачи.

Нужны полигоны для апробирования новых технологий геологоразведки (и в Минэнерго, кстати, в свое время обещал помочь с этим вопросом), кроме того необходимо расширить практику более активного лицензирования на малые инновационные компании. Также отмечалось, что отраслью сегодня востребовано саморегулирование в малом и среднем нефтегазовом бизнесе, которое уже на практике доказало жизнеспособность и реальность. Такие инновационные компании были достаточно широко представлены на выставке, было из чего выбрать: сколковский стенд символично расположился в центре «инновационного», 2 павильона выставки и автор насчитал там 11 экспонентов. В их числе как уже довольно хорошо известные отрасли, так и совсем новые проекты, в том числе: Novas Sk, «Вормхоллс внедрение» (Wormwholes), «Полиинформ», «Геонавигационные технологии» (GeoSteering), «ЭНГО Инжиниринг», NGT, Axel (новый резидент ЭЭТ кластера), «Уникальные волоконные приборы», «Петролеум Технолоджи».

И в этом году впервые, совместно с ЭЭТ кластером, был представлен «Центр добычи углеводородов» Сколковского Института Науки и Технологий. «На выставке наш центр представил информацию о Сколтехе, о новых перспективных проектах, выполняемых центром, об инновационных исследованиях и своей образовательной программе. Особый интерес посетители выставки проявили к исследованиям и разработкам центра в области разведки и добычи нетрадиционных месторождений нефти и газа. Наиболее важной темой для посетителей стало обсуждение инновационного подхода к образованию в Сколтехе и к перспективам открывающимся студентам и исследователям в центре добычи углеводородов. Сотрудники центра обсудили с представителями индустрии возможные совместные проекты и ознакомились с технологическими трендами и вызовами в нефтегазовой отрасли», - сказал Sk.ru Алексей Черемисин, замдиректора ЦНИО по экспериментальным исследованиям, Центра Сколтеха по добыче углеводородов.

Марат Зайдуллин, руководитель Нефтегазового центра кластера энергоэффективных технологий Фонда «Сколково», отметив роль Сколтеха в экспозиции, подчеркнул также в интервью Sk.ru, что сколковские проекты на форуме выступили достойно и привлекли внимание посетителей (в том числе зарубежных), а также руководства отрасли: экспозицию посетил Кирилл Молодцов, зам. министра энергетики России. Молодцов курирует в Минэнерго департамент добычи и транспортировки, а также департамент переработки нефти и газа. Чиновник Минэнерго, по словам Зайдуллина, обратил серьезное внимание на несколько участников ЭЭТ кластера «Сколково», в том числе на компании «ЭНГО Инжиниринг», а также новичка кластера Axel, просил информировать министерство о развитии проектов, а также пригласил молодых инженеров к участию в других форумах.

"Мы собираемся формировать вокруг «Сколково» целый кластер нефтесервисных компаний, который будет предоставлять полный спектр услуг по сопровождению, геологоразведки и бурению скважин, и у нас есть хорошая основа для этого, при этом ряд наших резидентов работает над уникальными технологиями, которые ранее были доступны только в режиме импорта», - сказал Марат Зайдуллин. Название нефтегазового центра, про который говорил Марат Зайдуллин, было продемонстрировано посетителям MIOGE (как одно из названий, отраженных в оформлении стенда «Сколково»). Во второй день форума Николай Грачев, выступая на конференции форума, представил Нефтегазовый центр нефтяникам и газовикам, впервые анонсировав его на высоком отраслевом уровне.