На пути к новой реальности – Журнал «Сибирская нефть»

На пути к новой реальности

Нефтегазовая отрасль одной из первых запустила процесс индустриальной цифровой трансформации

Текст: Сергей Орлов
Иллюстрации: Дмитрий Коротченко

Интеллектуальные месторождения и заводы, роботы и беспилотники — все это уже реальность современного нефтегаза. Однако эксперты говорят о том, что это только начало и отрасль пока использует лишь малую часть возможностей, которые предоставляет новая промышленная революция

Цифровая революция в нефтегазовой отрасли в последние пару лет стала едва ли не главной темой обсуждения профильных СМИ, отраслевых специалистов, поводом для проведения масштабных форумов. Но революция ли это — или все же эволюционное развитие? Ведь применять вычислительную технику, например, для решения такой задачи, как моделирование пластов, начали еще в 60-х годах прошлого века, а в начале 1970-х применение больших рабочих станций для обработки промысловых данных позволило увеличить объем добычи на 1%. В 1990-х отрасль, освоив создание компьютерных 3D-сейсмомоделей, снизила затраты на поиск новых месторождений в среднем на 40%, в результате чего объем доказанных запасов вырос в 2,5 раза.

Теперь же мировой нефтегаз, как всегда одним из первых используя новейшие технические достижения, подхватил знамя цифровой трансформации. Для российской нефтянки это, пожалуй, однозначно революция, ведь во времена глобальной компьютеризации, то есть в последние два десятилетия ХХ века, отечественной отрасли было не до прорывов — она просто пыталась выжить и в меру сил использовала зарубежные цифровые наработки. В эпоху Индустрии 4.0 российские нефтяные компании входят почти с той же стартовой площадки, что и их западные коллеги. Поэтому и тенденции цифровой трансформации отечественной нефтегазовой отрасли практически полностью соответствуют общемировым.

Цифровые призы

Основной принцип новой промышленности — так называемой Индустрии 4.0. — переход от фрагментарной автоматизации отдельных стадий или производств к полностью автоматизированному цифровому производству, управляемому интеллектуальными системами в режиме реального времени. По информации экспертов Vygon Consulting, приведенной в исследовании «Цифровая добыча нефти: тюнинг для отрасли», пионерами в этой сфере стали BP и Shell, внедряющие новые цифровые технологии с начала 2000-х годов — то есть еще до официального старта цифровой перезагрузки мировой экономики. Сегодня цифровизация стала частью стратегий развития всех крупнейших нефтегазовых корпораций, включая российские. Объясняется такой интерес призами, которые позволит получить цифровая трансформация в будущем.

Например, BP в обзоре Technology Outlook, опубликованном в 2018 году, прогнозирует, что за счет технологического развития прирост извлекаемых запасов нефти в мире превысит 1 трлн баррелей к 2050 году при среднем снижении себестоимости добычи на 30%. Цифровизация должна обеспечить примерно треть от этого сокращения расходов. В свою очередь, Vygon Consulting оценивает потенциальный прирост извлекаемых запасов нефти в России за счет технологического развития отрасли в 6,8 млрд тонн, что при благоприятном сценарии позволит нарастить годовую добычу к 2035 году до 607 млн тонн. Правда, для этого российской нефтедобывающей отрасли необходимо инвестировать в развитие порядка 24 трлн рублей менее чем за 20 лет. Фокус для вложений уже определен: в BP считают, что максимальное влияние на снижение себестоимости добычи окажут технологии искусственного разума и когнитивных вычислений. С этой оценкой согласен и заместитель генерального директора SAP CIS Дмитрий Пилипенко, отметивший в интервью порталу «Нефтянка», что «технологии на основе машинного обучения открывают для нефтегазовой промышленности новые возможности»: «Особо пристальное внимание нефтегазовые компании начинают уделять работе с big data. Компании ежедневно собирают огромные массивы данных и активно работают над тем, как получить от них максимальную пользу и превратить во что-то полезное». В Vygon Consulting подсчитали, что среднее месторождение, оснащенное интернетом вещей, генерирует примерно 15 петабайт (15*1015 байт) информации в год, работать с которой без использования инструментов и методов обработки больших данных, конечно, невозможно.

Эксперты Software AG сделали прогноз основных направлений цифровизации в нефтегазовой отрасли на ближайший год и пришли к выводу, что в условиях жесткой конкуренции и нестабильных цен на энергоносители главной задачей нефтяных компаний станет получение аналитики о производственных и экономических процессах в режиме реального времени. А значит, на передний план выйдет разработка инструментов анализа и обработки данных, которыми руководители и менеджеры смогут пользоваться без помощи IT-специалистов и аналитиков. «Лидирующие нефтегазовые компании России уже достигли уровня автоматизации, который позволяет им собирать большие объемы информации из всех ключевых элементов производства, и теперь им предстоит научиться использовать ее для оптимального решения производственных задач», — считают в Software AG.

Интеллект для месторождения

Ухудшение качества ресурсной базы сегодня, пожалуй, основной вызов, стоящий перед нефтяной отраслью. Отсутствие новых крупных проектов добычи легкой нефти заставляет большую часть игроков отрасли максимально продлевать срок рентабельной эксплуатации зрелых месторождений. Цифровой рецепт для решения этой проблемы — это так называемые умные, или интеллектуальные, месторождения.

Принцип работы умных месторождений — в объединении технологий измерения, контроля и управления в реальном времени, формировании непрерывного информационного потока, позволяющего оперативно реагировать на ситуацию и принимать оптимальные решения. Ключевой элемент системы — умные скважины, которые непрерывно собирают информацию о ситуации в забое, проводят ее анализ и на основе полученных данных корректируют режимы работы. Первой программу Smart Fields запустила Shell еще в 2004 году. С развитием цифровых технологий идея интеллектуального месторождения стала еще актуальнее. Такие проекты объединяют в себе использование и больших данных, и интернета вещей, и цифровых двойников.

В России первые интеллектуальные месторождения появились около 10 лет назад, а в 2018 году, по подсчетам специалистов Vygon Consulting, в стране насчитывалось уже около 40 таких проектов, их суммарная добыча составляла порядка 140 млн тонн в год — 27% от общего объема российской добычи. По оценке экспертов Boston Consulting Group, российские нефтяные компании в рамках этих проектов решают две ключевые задачи: оптимизируют добычу — в первую очередь за счет повышения нефтеотдачи — и снижают количество отказов оборудования и, как следствие, затрат на эксплуатацию. Эта стратегия подкреплена и мировым опытом. Исследование Cambridge Energy Research Associates (CERA) говорит о том, что КИН на умных месторождениях на 2–10% выше, чем на традиционных. При этом, по экспертным оценкам, добыча в рамках интеллектуального месторождения дает снижение операционных затрат на 10%, а капитальных — до 50%.

Змеи и дроны

Использование технологий Индустрии 4.0 в апстриме, разумеется, не ограничивается исключительно умными месторождениями. Например, Chevron применяет искусственный интеллект в Калифорнии для определения новых мест бурения, анализируя исторические данные о скважинах в регионе. Это уже позволило компании увеличить добычу на 30%. Equinor (бывшая Statoil) разработала систему постоянного мониторинга резервуара месторождения Юхана Свердрупа в Северном море и теперь контролирует процесс бурения с платформы в автоматическом режиме, используя высокоскоростную телеметрию бурильной трубы и виртуальную систему измерения и управления потоком подводных скважин. Результат — значительный рост КИН по сравнению со средними показателями других месторождений. Вообще, норвежцы — одни из лидеров автоматизации морской добычи. На месторождении Осгард в Норвежском море Equinor планирует использовать робозмею Eelume для инспекции добывающего оборудования и трубопроводов и за счет этого снизить затраты на подводный контроль. Два таких подводных дрона будут жить и подзаряжаться в специальной док-станции на дне.

Наземные (а точнее надземные) беспилотники нефтяники, в том числе и российские, используют уже давно и успешно. Одна из основных профессий дронов — мониторинг трубопроводных систем. Для этого беспилотники оснащают специальным оборудованием для съемки и диагностики. По оценкам специалистов, в некоторых случаях использование беспилотных аппаратов позволяет снижать затраты на эксплуатацию трубопроводов до 85%.

В общем, сфер применения цифровых технологий в апстриме найдено уже очень много, и этот список постоянно пополняется. Wood Mackenzie оценивает эффект цифровизации на 10 крупнейших мировых проектах добычи в $20 млрд, или 40% от суммарного чистого приведенного дохода проектов (NPV). При этом огромен и потенциал развития цифрового направления. Исследователи из Accenture выяснили, что 36% нефтедобывающих компаний мира активно используют инструменты big data. Эти данные, в принципе, совпадают с прогнозом экспертов IDC FutureScape, по оценке которых в 2019 году порядка 40% нефтегазовых компаний будут использовать цифровые технологии в своем бизнесе, а к 2020-му эта цифра достигнет уже 80%, что повысит их эффективность на 10–50%.

Сети для заводов

В даунстриме маховик комплексной цифровизации запустился раньше, чем в апстриме. Катализатором этого процесса стал переход в 1980-х от пневматических систем контроля и управления технологическими процессами НПЗ сначала на аналоговые, а впоследствии и на цифровые. По оценке самих нефтепереработчиков, опрошенных в рамках исследования The Intelligent Refinery компании Accenture, на рост прибыльности в нефтепереработке сегодня максимально влияют использование систем усовершенствованного управления технологическим процессом (англ. advanced process control) и аналитические решения. Именно в эти системы перерабатывающие предприятия планируют в ближайшее время инвестировать наибольшую часть средств, выделенных на цифровые технологии.

По словам директора по маркетингу подразделения «Промышленная автоматизация» компании Honeywell в России, Белоруссии и Армении Сергея Попова, слова которого приводит ресурс «Энерголэнд», в России рост рынка систем автоматизации был обусловлен активным инвестированием в модернизацию НПЗ, в свою очередь вызванным налоговым маневром. По оценке господина Попова, «по уровню автоматизации российские НПЗ не только не уступают зарубежным предприятиям, но порой и обгоняют их». Главные же задачи, которые решают и отечественные, и западные нефтяные компании при цифровизации, — максимизация производительности за счет бесперебойной работы, повышение уровня промышленной и информационной безопасности и, конечно, сокращение издержек. Ответом на все эти вызовы стала концепция цифрового завода — производства, где в режиме реального времени ведется непрерывный мониторинг состояния каждой установки, каждого элемента оборудования и на основе проанализированной на лету информации принимаются управленческие решения. Цифровая информационная среда, создающаяся на современных предприятиях с помощью технологии промышленного интернета вещей (IIoT), уже вполне позволяет активно развивать эту концепцию.

Например, концепция такого «завода в сети» лежит в основе сервиса Connected Plant от Honeywell. «Согласно нашей идее, при подключении технологических процессов к облаку заказчик получает доступ к углубленной предметной экспертизе и аналитике, — рассказал в интервью EnergyLand.info вице-президент по глобальным продажам подразделения Honeywell „Промышленная автоматизация“ Уджвал Кумар. — Благодаря использованию облачных моделей реальных технологических процессов (цифровых двойников) заказчик может оценить целесообразность и безопасность изменения параметров техпроцессов или протестировать новую стратегию управления. Таким образом, возможно достичь увеличения объема выработки и выхода продуктов на 7%. При подключении активов применяются технологии предиктивного управления, которые помогают увеличить время безотказной работы оборудования и минимизировать простои, как следствие повышая коэффициент готовности на 2%». Похожие цифры называют и в SAP: до 7% прироста выработки и 4% снижения капитальных затрат за счет тотального учета информации о бизнес-процессах и применения технологий предиктивной аналитики.

Директор AspenTech по маркетингу в промышленности Рон Бек указывает на еще одно важное направление цифровизации — прескриптивную (предписывающую) аналитику как эффективную альтернативу традиционному календарному подходу к техническому обслуживанию промышленных активов. «Технологии прескриптивной аналитики исследуют потоки производственных данных и на их основе выявляют сложные сигнатуры и шаблоны предстоящих событий заранее перед их наступлением, — отмечает господин Бек. — Оператору передается информация не только о том, что в работе компрессора может произойти сбой, но также что данная проблема связана с утечкой жидкости в газопроводы, с указанием определенной концентрации или, например, с небольшим изменением давления, зарегистрированным системой. Прескриптивный подход к техническому обслуживанию не только выявляет надвигающуюся проблему, но также рекомендует меры по ее предотвращению». Правда, по оценке менеджера AspenTech, эта методология до сих пор находится в зачаточном состоянии.

«Нефтеперерабатывающие компании в настоящее время используют лишь малую часть преимуществ, доступных благодаря цифровым технологиям, — считает управляющий директор подразделения Global Resources Industry X.0 в компании Accenture Трейси Кантримен. — Следующий шаг — комбинирование и масштабное внедрение различных технологий, что позволит полностью переосмыслить бизнес-процессы и запустить трансформационные изменения на уровне всего предприятия».

Новый уровень

Очевидно, что трансформационные изменения ждут не только переработку, ведь умные месторождения и заводы — лишь сегодняшний верхний уровень промышленной цифровизации. Завтрашний — это объединение всех элементов производственно-сбытовой сети на общей платформе. Об этом, в частности, говорит Рон Бек из AspenTech: «Мы ожидаем развития нового тренда, который называем „сети отраслевой коопетиции“ (англ. networks of industry coopetition). Соединение элементов производственно-сбытовой цепи даст конкурентное преимущество компаниям, использующим возможности создания партнерских и деловых союзов в рамках всей производственно-сбытовой работы. Подобно компании Amazon, которая организовала работу системы цепочек транспортировки и доставки потребительских товаров, нефтегазовые предприятия будут соответственно реагировать на рыночные и производственные возможности и проблемы ценообразования».

Для создания таких экосистем продвинутые игроки нефтегазового рынка уже активно готовят площадки и в добыче, и в переработке, и в сбытовом сегменте, где также создаются интеллектуальные системы мониторинга и комплексного анализа массива данных, поступающих от каждого элемента сети — вплоть до каждой бензоколонки. Очевидно, что это тянет за собой цифровизацию и всех других сфер деятельности нефтяных компаний. Вместе с объединением производственных процессов подключаться к сети будут и люди. Именно это предусматривает концепция Connected Worker («Подключенный работник»), которая предполагает отслеживать местоположение и перемещения работников, обеспечивая их безопасность и эффективную работу. Благодаря носимым устройствам ремонтный и производственный персонал может моментально связаться с экспертами или обратиться к электронной базе данных, чтобы получить точные ответы на возникающие по ходу выполнения работ вопросы.

Новые коммуникационные инструменты, такие как симуляторы на основе виртуальной и дополненной реальности (AR/VR), обеспечивают возможность совместной работы в масштабах всего предприятия. Технологии AR/VR активно используются и при обучении сотрудников, к квалификации которых предъявляются все более жесткие требования. Например, совместный проект компаний Schlumberger и PTC позволяет обучать до 20 тыс. работников буровых установок в год, экономя 30% затрат за счет отказа от их выездов в учебные центры. При этом качество обучения не ухудшается, что критично важно, ведь, по данным Консорциума по управлению нештатными ситуациями (Abnormal Situation Management — ASM Consortium), 42% аварий на производстве связаны именно с ошибочными действиями операторов. «Виртуальная среда помогает отрабатывать любые сценарии — от изучения регламентов обслуживания промышленного оборудования до отработки действий сотрудников в нештатных ситуациях, — рассказал руководитель CROC VR (бизнес-юнит IT-компании КРОК, специализирующийся на применении иммерсионных технологий в промышленных индустриях) Илья Симонов. — Обучающие VR-инструменты уже применяются в нефтехимии, нефтегазовых, добывающих и энергетических компаниях. В ряде крупнейших индустриальных компаний России сейчас тестируются платформы дополненной реальности и решения ассистинговой реальности». В целом, по оценке TAdviser, суммарные затраты на проекты в направлении VR/AR в 2018 году в России составили порядка 1,6 млрд рублей, и, даже по пессимистичной оценке, объем российского рынка промышленных VR/AR-решений в 2022 году может составить 9,2 млрд рублей, то есть вырастет почти в шесть раз. И это только один, не самый большой сегмент цифровизации. Поэтому неудивительно воодушевление экспертов, когда они говорят о цифровом будущем нефтегаза. «Это по-настоящему захватывающие времена для отрасли», — уверен Рон Бек. «Топливно-энергетическая отрасль в наибольшей степени подвержена революционным изменениям в будущем», — вторит ему Трейси Кантримен. Так что о том, революция это или все же эволюция, мы узнаем уже совсем скоро.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ