Цифровой фонтан

Русский бизнес
Москва, 13.05.2019
«Эксперт Урал» №20 (796)
Нацеленность на несырьевой экспорт — своеобразный показатель нашей конкурентоспособности на мировом рынке. Нефтегаз имеет в этом смысле колоссальный потенциал

На Российском нефтегазохимическом форуме 21 — 23 мая в Уфе в качестве основной темы обсудят проблемы и перспективы цифровой трансформации нефтегазохимической отрасли России. Речь пойдет о государственной политике цифровизации и практических вопросах цифровой трансформации в области добычи нефти и газа, о современных системах автоматизации и интернете вещей для отрасли, о развитии нефтесервиса в условиях цифровизации месторождений и о подготовке кадров. Спикерами форума в Уфе станут известные ученые, руководители крупных промышленных холдингов, отраслевых министерств и комитетов, эксперты отраслевых ассоциаций и союзов.

Гонка за лидером

Для крупнейших отечественных компаний — цифровизация стратегический приоритет. В прошлом году набиралось 40 проектов интеллектуальных месторождений с суммарной добычей 140 млн тонн, это 27% от общего объема в стране. Есть возможность нарастить добычу до 607 млн тонн к 2035 году (так, научный руководитель Института ИПНГ РАН Анатолий Дмитриевский считает, что при использовании инновационных подходов добычу на Самотлорском месторождении можно продлить на 150 лет, а на Уренгойском — на 110 — 120 лет за счет извлечения нефти и газа с больших глубин). Цена реализации сценария «цифровая трансформация» — инвестиции 24 трлн рублей. Очевидно, для таких масштабных вложений нужны благоприятные условия, включающие государственное стимулирование и устранение факторов, препятствующих цифровой трансформации российской нефтедобычи (среди них высокая зависимость от иностранных технологий на фоне действия санкций). По словам генерального директора Института нефтехимпереработки Республики Башкортостан Дмитрия Шаронова, до сих пор в стране есть проблемы с импортозамещением, все еще продолжаются закупки иностранного оборудования. Решить проблему поможет переход от титульного формирования программы импортозамещения к конкретным проблемам и номенклатуре. У отечественных компаний есть технологии, но нефтяники не хотят ими пользоваться, сетует председатель СРПО ТЭК Борис Харас. Сейчас перед государством должен встать вопрос об эффективном внедрении российских технологий. Развитию собственных технологий мешает целый набор системных проблем: недостаточные стимулы у бизнеса для инвестиций в НИОКР, неразвитый рынок капитала, отсутствие венчурной инфраструктуры, слабая конкуренция на нефтесервисном рынке, наличие административных барьеров. Большая часть этих проблем присуща отечественной экономике в целом.

Но выбор пути предрешен: ведущие энергетические компании мира, широко внедряющие цифровые технологии с начала века, получают значительную фору на конкурентном рынке. Российские нефтяники понимают, что дальнейшее промедление может стоить им утраты позиций, поскольку цифра позволяет решать задачи быстрее, экономичнее. Буквально за три-четыре последних года лидеры значительно продвинулись в овладении цифровыми технологиями, но это лишь начало масштабной работы на долгую перспективу. Такие ожидания обусловлены масштабом бизнеса и озвученными планами. Лидерами по доле интеллектуальных решений в добыче и запасах являются «Газпром нефть», Роснефть,. Хорошие результаты демонстрируют ЛУКойл, Татнефть, Сургутнефтегаз, Транснефть.

Руководитель дирекции по цифровой трансформации компании «Газпром нефть» Андрей Белевцев рассказал о трех принципах стратегии цифровой трансформации, которых придерживаются в компании, — развитие цифровых платформ, управление данными и создание новых продуктов. Так, при автоматизации процессов нефтепереработки «Газпром нефть» на НПЗ активно использует виртуальные анализаторы качества — математические модели, позволяющие прогнозировать показатели без их фактического замера. Качественно новым уровнем автоматизации станет переход на централизованное управление производством. Разработкой и внедрением комплексной концепции цифровой добычи в компании занялись осенью 2013 года. В качестве площадки для отработки технологий выбрали «Газпромнефть-Хантос» — одно из самых современных и технологически продвинутых добывающих дочерних предприятий. Здесь в середине ноября 2017 года появился центр управления добычей (ЦУД), который позволяет комплексно управлять эффективностью всего предприятия. Одной из ключевых систем ЦУД стал самообучающийся цифровой двойник, обеспечивающий автоматизированный подбор наиболее оптимальных режимов работы элементов всего комплекса и позволяющий заранее идентифицировать нештатные ситуации и предлагать превентивные решения. Начальник департамента технологических партнерств и импортозамещения «Газпром нефти» Сергей Архипов подчеркнул: чтобы стать конкурентоспособными в мире, России необходимо не импортозамещение как таковое, а технологии до мирового уровня. Актуальны разработки по усовершенствованию оборудования для сейсморазведки, для производства СПГ, для трудноизвлекаемых запасов.

В ЛУКойле принята стратегия цифрового развития до 2030 года по четырем направлениям: цифровые двойники, экосистема, персонал и роботизация. Инструменты — промышленный интернет вещей, технологии взаимодействия, роботы и дроны, искусственный интеллект, мобильные устройства, облачные технологии, Big Data. Цифровизация добычи уже принесла компании дополнительный миллион тонн углеводородов. Первый успешный результат ЛУКойл получил несколько лет назад на Кокуйском месторождении в Пермской области: внедренная здесь система оперативно оценивает и корректирует основные параметры работы скважин и насосного оборудования. По словам вице-президента по стратегическому развитию ЛУКойла Леонида Федуна, сегодня фокус цифровизации должен сместиться от бэк-офиса, развития электронного документооборота, учетных технологий, в сторону фронт-офиса — производства. Нужна оцифровка всего, программы должны работать при минимальном участии человека. При этом себестоимость будет снижаться, а производительность труда увеличиваться. К 2030 году затраты упадут на 20 — 30%, прогнозирует Леонид Федун. 

Татнефти на Ромашкинском месторождении удалось значительно, почти на треть, снизить себестоимость добычи. На нефтеперерабатывающем комплексе Танеко Татнефть совместно с компанией ChemTech реализуют проект по созданию цифрового двойника установки первичного фракционирования нефти ЭЛОУ-АВТ-7. Перспективная по номинальной производительности установка обеспечивает переработку 7 млн тонн нефти в год. В ходе проекта обработаны данные за несколько лет работы установки, создана термодинамическая модель действующего производства, разработаны виртуальные анализаторы, предсказывающие состав технологических потоков, определены возможности оптимизации технологического режима. Обработка большого объема данных проводилась на базе платформы Azure в партнерстве с компанией Microsoft. Использование готовой платформы позволяет масштабировать проект и подключать новые сервисы, например инструменты аналитики PowerBI.

В результате модернизации глубина переработки нефти выросла до 98,2% и превысила средний показатель по России (81,5%).

Способы возврата

Снижение цен на нефть в середине 2014 года заставило компании, занимающиеся разведкой и добычей, искать новые способы возврата к рентабельности, технологические решения для повышения эффективности и сокращения расходов. Подъем эффективности требует глубокой перестройки операционной модели и изменения философии управления, и цифровые решения играют большую роль в ответах на эти вызовы.

Общемировая ситуация с падением цен на нефть в России дополнительно осложняется отсутствием крупных новых проектов добычи у большинства игроков. К тому же санкции ухудшили развитие добычи нетрадиционных запасов и арктические проекты перестали быть рентабельными. Поэтому компании стараются использовать цифровые технологии, как правило, для решения двух ключевых задач. Во-первых, для оптимизации добычи (повышения нефтеотдачи), во-вторых, для снижения количества отказов оборудования и, как следствие, затрат на эксплуатацию. Отдача на умных месторождениях уже сейчас на 2 — 10% выше, чем на традиционных, хотя это только экспериментальная фаза проектов.

На недавнем апрельском Национальном нефтегазовом форуме в Москве председатель совета Союза нефтегазопромышленников России Юрий Шафраник высоко оценил потенциал российской нефтегазовой отрасли, указав на необходимость освоения баженовской свиты и интенсивного развития нефтегазохимии. Разворот в сторону цифровизации даже самых консервативных компаний отметил руководитель департамента научных индустриальных исследований IBM по Восточной Европе и Азии Артем Семенихин, по его словам, теперь необходим переход от автоматизации отдельных систем к комплексной цифровой работе предприятий, в частности к внедрению облачных технологий и интернета вещей. По экспертным оценкам, комплексное использование ИТ позволит повысить коэффициент извлечения нефти на 2 — 7%, при этом сократить операционные затраты на четверть. В России к 2030 году цифровые технологии способны добавить к текущему уровню добычи 155 млн тонн нефти. За счет развития всех технологий извлекаемые запасы могут вырасти на 35%, а себестоимость — снизиться на 25%.

На форуме отмечалось, что растет спрос на услуги сервисных геофизических компаний, которые обрабатывают гигантские массивы данных, интерпретируя результаты сейсмических исследований. Благодаря прицельному бурению по наводке геофизиков кардинально улучшается результативность работ. В итоге на каждый доллар, вложенный в сейсморазведку 3D, нефтяники экономят до 5 — 7 долларов. Внедрение ИТ позволяет восстановить эффективную добычу легкой маловязкой нефти на обводненных месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки, в недрах которых еще остается 50 — 70% нефти, возродить старые регионы нефтегазодобычи.

Разведочные и добывающие компании запускают новую волну внедрения инновационных технологических решений. Потребности нефтяных компаний и их поставщиков совпадают: и те, и другие заинтересованы в поиске новой формы коммерческих отношений с опорой на цифровые технологии.

Из хорошо себя показавших информационных технологий в нефтегазовой отрасли эксперты прежде всего упоминают умные скважины и цифровые месторождения. Именно здесь достигнуты впечатляющие результаты, этот сектор будет локомотивом в работе с большими массивами данных. Умные скважины непрерывно собирают и анализируют всю информацию о себе и окружающей среде, корректируют режимы работы, позволяют снизить себестоимость эксплуатации месторождений примерно на 20%. При обвале мировых цен на нефть такая экономия играет критически важную роль в добыче углеводородного сырья.

Одной из главных особенностей современного этапа цифровой трансформации нефтегазовой отрасли становится переход от реагирования на проблемы к их предотвращению, что проявляется при переводе на НПЗ средств контроля на аналоговые и цифровые электронные системы. Перспектива здесь — полномасштабная автоматизация всех процессов. Системы расширенного управления процессами (APC — Advance Process Control) поддерживают установленный режим и заданные целевые функции, быстро и эффективно реагируют на любые отклонения от нормы. Поточные анализаторы позволяют контролировать характеристики сырья и продукции в реальном времени. Смежные установки объединяются в комплексы, что синхронизирует технологические процессы, обеспечивает управление ими из единого центра.

Но наибольшую экономическую отдачу и самые заметные результаты от внедрения цифровых технологий в нефтегазовой отрасли можно получить за счет повышения операционной эффективности бизнес-процессов в цепочке снабжения и поставок. В сбытовом сегменте применение цифровых решений позволяет поднять конкурентоспособность за счет эффективного реагирования на ситуацию: работают мониторинг и комплексный анализ массива данных, поступающих от каждого элемента системы вплоть до бензоколонки.

Новые решения появляются и на предварительном этапе геолого-разведочных работ, и в сферах нефтехимии и переработки, хранения и транспортировки углеводородов. Оборудование нефтехимических компаний оснащено большим количеством различных датчиков. Постоянно фиксируются множество параметров, собирается Big Data, но эти данные пока не используются так эффективно, как могли бы.

Развитие нефтехимии в России идет в рамках указа президента о росте несырьевого экспорта, а также дорожной карты по развитию нефтегазохимии, утвержденной в феврале 2019 года, отметил директор департамента переработки нефти и газа Минэнерго Антон Рубцов. У нас есть нацеленность на несырьевой экспорт — своеобразный показатель нашей конкурентоспособности на мировом рынке. И нефтегазохимия с учетом растущей базы имеет в этом смысле колоссальный потенциал. Мы понимаем, что это стратегическое направление развития российской экономики, подчеркнул Антон Рубцов.

По его словам, развитие нефтегазохимического производства может внести заметный вклад в экономику страны. В секторе сосредоточено более 40 млрд долларов инвестиций, больше 5 млрд долларов дополнительного несырьевого экспорта.

Развитие отрасли будет в числе прочего вестись в рамках специальной рабочей группы по нефтепереработке и нефтегазохимии, формирующейся в настоящий момент на базе экспертного совета при Минэнерго России.

Симулятор нам в помощь

На международных рынках нефтегазового сектора видны тренды масштабного внедрения компаниями все более прорывных технологий, активных инвестиций в технологии ранних стадий посредством корпоративных венчурных фондов, перехода ИТ-подразделений от модели «центра затрат» к модели «центра роста и развития». Российский рынок демонстрирует свою специфику. Здесь крупнейшие игроки

нефтесервисного сегмента и поставщики оборудования традиционно конкурировали за счет низкой цены, а не уникальных технологических решений. Многие из них, пострадав после падения цен на нефть и ужесточения политики заказчиков, до сих пор не могут инвестировать в развитие новых продуктов и компетенций. В целом они редко выступают инициаторами сотрудничества в области цифровизации с российскими вертикально-интегрированными нефтяными компаниями. Хотя санкции, безусловно, дали толчок развитию импортозамещения. Пока на рынок цифровых решений для отрасли в первую очередь пытаются выйти технологические компании. Решения в области больших данных, управления месторождениями, интегрированными проектами разрабатывают такие компании, как Яндекс, Мегафон, Росатом и другие лидеры цифровизации.

У многих компаний не получается сразу достичь значимого бизнес-результата. Среди причин — запуск одновременно большого количества проектов, которые из-за разрозненности оказываются не столь успешны: невозможно собрать необходимый объем данных. Другая проблема кроется в неэффективном формировании команд для цифровых решений: им не хватает нужных компетенций и глубокого знания производства. Как рассказал руководитель подразделения Honeywell «Промышленная автоматизация» в России и странах Таможенного союза Алексей Зенкевич, одна из серьезных проблем, с которой сегодня сталкивается нефтегазовая отрасль, — это старение кадров, нехватка квалифицированных сотрудников. В этих условиях у компаний возникает необходимость ускоренного обучения персонала. В качестве эффективного решения Honeywell использует симулятор на основе дополненной и виртуальной реальности: персонал отрабатывает навыки в интерактивной, максимально близкой к естественной среде и может безопасно изучать последствия принимаемых решений. Подход позволяет сократить время обучения на 60%.

У партнеров

    Реклама