Измерить нефть умом

Русский бизнес
Москва, 25.03.2019
«Эксперт Урал» №12-13 (792)
Для получения системного эффекта от цифровизации ТЭК необходимо объединение усилий государства, компаний, инновационного сообщества и науки

13 марта министерство энергетики РФ заявило о том, что сформирован проект «Цифровая энергетика» для трех секторов: электроэнергетики, нефтегазового комплекса и угольной промышленности. При ведомстве будут организованы отраслевые центры компетенций для отработки консолидированной позиции профильных компаний и регулирующих структур по цифровой трансформации топливно-энергетического комплекса (ТЭК), а также Совет по цифровой трансформации ТЭК под председательством министра энергетики России. Как подчеркнули в Минэнерго России, на текущий момент создается необходимая инфраструктура цифровизации.

В глобальном масштабе цифровизация стремительно набирает обороты и уже практически становится синонимом конкурентоспособности, отметил, выступая 25 января в Перми на межрегиональном совещании лидеров цифрового развития на тот момент первый заместитель министра энергетики РФ (а с 19 марта — врио губернатора Челябинской области) Алексей Текслер: «Разворачивается настоящая технологическая гонка. Компании и страны, которые вовремя воспользуются возможностями цифровизации, получат ключи к рынкам будущего».

По нулям

Основная задача сводится к снижению до минимального уровня затрат на добычу необходимого объема нефти и газа. При этом лидирующие позиции в сфере нефтегазового программного обеспечения в России заняты иностранными компаниями, по некоторым направлениям доходит до 100%. В отрасли высока степень зависимости от импортного оборудования, технологий.

Новые санкции США с 22 августа 2018 года направлены на российские нефтяные компании, использующие зарубежное оборудование. Госчиновники, производители, потребители говорят о том, что крайне важно обеспечить независимость топливно-энергетического комплекса от иностранных продуктов. Запрет на импорт в Россию технологий, оборудования и программного обеспечения может негативно сказаться на возможностях российских компаний продолжать модернизацию нефтеперерабатывающих заводов и развивать нефте- и газохимию.

Коэффициент извлечения нефти для разрабатываемых месторождений в России составляет в среднем 25%, тогда как в мире крупнейшими компаниями извлекается до 45%. Чтобы изменить ситуацию,

отечественных технологий нет, а западные из-за санкций недоступны. Сложности связаны с разработкой шельфовых месторождений, трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Значительной проблемой становится невозможность поддерживать добычу на стареющих месторождениях. Без технологий невозможно обеспечить экономически обоснованную рентабельность при разработке, транспорте и переработке углеводородного сырья.

Никто не может точно сказать, сколько времени потребуется на изменение ситуации. По данным Центра развития Высшей школы экономики, доля принципиально новых отечественных разработок в сфере топливно-энергетического комплекса упала с 30% в 2011 году до 0% в 2016 году. За время санкционного давления спрос на российские интеллектуальные продукты в нефтегазовой индустрии не рос, в минувшем 2018 году ситуация не изменилась. Импортозамещение в отрасли происходит в очень незначительных объемах.

Оптимизация и опыт

Цифровая экономика — одна из самых обсуждаемых тем, на Урале в том числе, она становится ключевым драйвером технологических перемен российского ТЭК. Актуальность вопроса собрала, например, на Тюменский нефтегазовый форум в сентябре 2018 года более двух тысяч представителей нефтяных компаний и экспертов отрасли из 16 стран и 80 городов России. Искали ответы на вопросы, какие именно цифровые инновационные технологии повлияют на отрасль в ближайшем будущем, что принципиально можно изменить с помощью оцифровки, каковы требования к цифровой инфраструктуре.

Опытом с коллегами делились специалисты компании «ЛУКойл — Западная Сибирь», которая в крупнейших энергетических регионах — Тюменской области, Югре и на Ямале — добывает более 40% углеводородов. О том, как намерен развиваться ЛУКойл, рассказал старший вице-президент по добыче нефти и газа Азат Шамсуаров. Стратегия «Цифровой ЛУКойл 4.0» включает задачи цифровой трансформации нефтегазодобычи на всех уровнях — от скважины до аппарата управления. Топ-менеджер рассказал о технологиях виртуальной реальности, которые внедряются для обучения и совершенствования навыков персонала на объектах повышенной опасности. Рутинные операции в компании выполняют машины. «Основная задача роботизации — не замещение человека, а безопасность людей», — подчеркнул Азат Шамсуаров. С этой же целью создаются специальные цифровые шлемы, очки, часы и другие технологические аксессуары. В компании полагают, что благодаря стратегии «Цифровой ЛУКойл 4.0» доход увеличится на 2 — 3%, а затраты на ремонт оборудования снизятся на 15 — 20%.

Цифровые технологии позволяют прогнозировать риски проведения технического обслуживания и ремонта оборудования предприятий компании. Одно из важнейших направлений — проект «Цифровая экосистема», предполагает создание платформы, с помощью которой работа подразделений контролируется на всех уровнях. В рамках проекта создана межсистемная интеграция, позволяющая уменьшить затраты и повысить использование всей действующей инфраструктуры.

Хорошего результата «ЛУКойл — Западная Сибирь» достигла в интегрированном моделировании, запустив пилотный проект на Большехетской впадине в ЯНАО. За два года Центр интегрированных операций на основании алгоритмов искусственных нейросетей внедрил управление добычей при использовании прокси-моделей.

В итоге существенно поднялась добыча и сократились операционные издержки. Один из последних проектов, программу интеллектуального месторождения для цифрового контроля за нефтяными вышками на шельфе Каспийского моря, подготовил для ЛУКойла российский производитель цифровых баз данных для промышленных объектов «OT-Oil». Датчики, размещенные на поплавках вокруг месторождения, на нефтяных вышках, и обходчики в виде беспилотных летательных аппаратов контролируют возникновение опасных ситуаций, прогнозируют возможность разлива, направление движения пятна и прочее. В Пермском крае компания внедрила интеллектуальную систему управления на скважинах на Кокуйском месторождении, постоянный мониторинг скважин помогает эффективнее управлять добычей.

Все крупные компании топливно-энергети­ческого комплекса страны, работающие в том числе в ХМАО и ЯНАО, за последние десять лет преуспели во внедрении тех или иных цифровых инструментов (в Тюменской области 60 крупных промышленных предприятий работают в сфере ТЭК). Для нефтегазового сектора в первую очередь актуальна цифровизация процессов управления месторождениями: умные скважины и умные месторождения (smart fields) собирают данные об окружающей среде и состоянии оборудования и на основании этой информации не только формируют рекомендации, но и корректируют работу.

Широкое применение в нефтегазовой отрасли получают дроны, которые применяются для инспекционного сервиса нефте- и газопроводов, а также используют компьютерное зрение для выявления нарушений и отклонений. Беспилотники значительно сокращают рутинные операции, требующие присутствия человека, снижают стоимость мониторинга инфраструктуры. Также для компаний актуальны вопросы цифровизации логистики, внутреннего документооборота. Бюджет компании на проект интеллектуального месторождения составляет в среднем до 10 млрд рублей.

Цифровые технологии в разведке, бурении, добыче значительно усовершенствовали многие процессы, отметил президент Schlumberger по России и Центральной Азии Гёкхан Сайг. Особое внимание он уделил роботизации: компания открыла в регионе новое предприятие, которое будет выпускать компоненты для насосов с элементами искусственного интеллекта. Новые бизнес-модели требуют гораздо большего взаимодействия с поставщиками нефти, с производителями и сервисными компаниями. Последние должны интегрировать свои сервисы в соответствии с ожиданиями нефтегазовых компаний, что позволяет делать новые платформы, отметил Гёкхан Сайг.

О потенциале всего upstream с точки зрения цифровой трансформации говорит директор дирекции цифровой трансформации «Газпром нефти» Андрей Белевцев.

В этой компании все, что касается первоначально геологоразведочных работ, последующего бурения, делается на основе цифровых моделей. Чем раньше по цепочке создания стоимости компания примет правильное решение, тем будет больше эффективность бизнеса, уверен Андрей Белевцев.

Что обеспечит маржу

14 — 16 марта на Ямальском нефтегазовом форуме в Новом Уренгое обсуждали стратегии развития ТЭК арктического региона до 2050 года. Одна из тем — как сохранить баланс между экологией и экономической целесообразностью. Сейчас на Ямале многие предприятия ТЭК кардинально поменяли подход при разработке месторождений. Маржу обеспечивает теперь доступ к технологиям. Нефтяники вынуждены защищать свою рыночную нишу: цифровизация и внедрение искусственного интеллекта позволяют им снижать затраты и увеличивать эффективность производства.

Директор по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Алексей Вашкевич признает: поиск и разработка новых нефтегазовых месторождений существенно осложнились. Компании должны применять новые технологии, строить горизонтальные скважины, проводить многостадийные гидроразрывы пластов. Но все это позволяет в лучшем случае удержаться на месте. Добиться прорывного развития без цифровизации нельзя. В планах компании по геологоразведке запустить так называемую виртуальную лабораторию — облачную платформу, которая объединит исследовательские центры нефтяных компаний, научных институтов и вузов. Честная конкуренция позволит кратно сократить сроки и цены исследований, повысив при этом их качество.

За время санкционного давления спрос на российские интеллектуальные продукты в нефтегазовой индустрии не рос

Аналогичная задача поставлена перед технологическим центром «Бажен» в Ханты-Мансийском автономном округе. Уже в конце этого года компании, участники проекта разработки баженовской свиты, смогут взаимодействовать в едином информационном поле посредством цифровой платформы, которая обеспечит доступ к базам всех данных о проекте, в том числе к результатам испытаний каждой скважины Бажена. На втором этапе развития платформы все участники проекта смогут автоматически создавать внутри системы партнерские соглашения и объединяться для создания оборудования или технологий.

Цифровые двойники

Компании ТЭК рассчитывают, что цифровизация позволит внедрить искусственный интеллект, который будет принимать решения, позволяющие более эффективно разрабатывать месторождения. К примеру, в ХМАО-Югре у компании «Газпром» уже есть офис, который занимается цифровизацией пилотных месторождений. Разработка месторождения осуществляется на базе предложений, которые делает искусственный интеллект в рамках внедренного АСУ ТП, — он выдает рекомендации, как лучше разрабатывать месторождение, для того чтобы наиболее эффективно его использовать.

Одним из самых интересных проектов эксперты считают создание Центра управления добычей на площадке одной из крупнейших дочек «Газпром нефти» компании «Газпромнефть-Хантос» (ведет добычу на месторождениях ХМАО и Тюменской области, работает на южной лицензионной территории первого из крупнейших месторождений в России — Приобского, ежегодно добывает более 15 млн тонн нефтяного эквивалента). Ключевой системой центра стал цифровой двойник месторождения — набор гибридных цифровых моделей, охватывающий всю цепочку от погружных насосов на скважинах до пункта коммерческой сдачи нефти. Особенность этих моделей заключается в функции самообучения: они способны самостоятельно калиброваться на основе динамично меняющейся информации, поступающей от средств автоматизации. Цифровой двойник позволяет осуществлять автоматизированный подбор оптимальных режимов работы элементов всего комплекса, заранее идентифицировать нештатные ситуации, вести превентивную оценку работы системы в случае изменения ее конфигурации (например, добавление в систему нового куста скважин или выключение одного из дожимных насосов). Экономический эффект от цифровизации производства в компании в течение трех лет может превысить 2 млрд рублей, а потенциал дополнительной добычи составит 1,5%.

У Сургутнефтегаза и Роснефти тоже работают цифровые двойники, но другие: цифровые модели нефтеперерабатывающих заводов, которые помогают оптимизировать расходы на НПЗ.

Ведущие компании российского ТЭК активно внедряют новейшие интеллектуальные технологии. Однако для получения макроэффекта нужно перейти от цифровизации производственных и бизнес-процессов на уровне отдельных компаний к трансформации ТЭК в целом. А для этого требуется объединить усилия государства, компаний, инновационного сообщества, науки.                   

У партнеров

    Реклама