В 2012 году «Газпром нефть» приступила к реализации стратегии развития цифровых проектов в сфере разведки и добычи — «Электронная разработка активов». Она охватывает все основные направления деятельности — геологоразведку, геологию, обустройство месторождений, бурение, разработку, добычу. Сегодня в компании реализуется уже 500 цифровых проектов. Например, в 2018 году на платформе «Приразломная» компания использовала технологию blockchain в логистике оборудования.
Стратегия цифровой трансформации
В конце 2019 года «Газпром нефть» представила стратегию цифровой трансформации, рассчитанную до 2030 года. Реализация её первого этапа запланирована на 2021 год. Эта программа направлена на поддержку новой бизнес-стратегии, цель которой заключается в том, чтобы войти в первую десятку крупнейших мировых нефтяных компаний.
Основные задачи стратегии цифровой трансформации связаны с повышением качества и скорости принятия решений в «Газпром нефти» и достижением отраслевых стандартов. Для этого предполагается создание цифровой компании, управляемой на основе цифровых двойников.
Намечена реализация 12 первоочередных приоритетных программ со всеми этапами производственной цепочки — от разведки и добычи до логистики и сбыта. Так, например, цифровая трансформация геологоразведки предполагает переход на интегрированное управление проектами, автоматизацию рутинных операций, системы сбора и аналитики данных, управление полевыми работами на основе цифровых двойников. Конечная цель — сокращение на 30% длительности выполнения работ и на 30% — затрат в геологоразведке.
Задача программы цифровой трансформации капитального строительства состоит в ускорении темпов производства и окупаемости объектов компании. Планируется сократить сроки реализации проектов на 40% и на 50% — время получения первой нефти.
Цифровая программа в области добычи ориентирована на достижения в работе на месторождениях, где, по данным компании, в эксплуатации находятся 32 тыс. скважин. От каждой из них ожидается прирост добычи — 3%, а также снижение затрат, связанных с подъемом жидкости на 5%.
В ближайшие пять лет инвестиции в цифровую трансформацию «Газпром нефти», по данным самой компании, могут составить до 5% от общих поступлений. Это означает 54–60 млрд руб. в год. Ожидается, что сумма экономической отдачи от цифровой трансформации после 2022 года составит 3–5% EBITDA ежегодно.
Беспилотники в небе и на земле
Оперативные данные с удаленных объектов инфраструктуры в «Газпром нефти» получают с помощью беспилотников. Дроны мониторят 60% трубопроводов компании. Только на месторождениях ноябрьского региона за 5 лет они совершили полёты протяженностью более 500 тыс. километров.
«Газпромнефть-Хантос» с начала прошлого года ведёт воздушный мониторинг нефтепроводов и производственной инфраструктуры в Ханты-Мансийском автономном округе. С помощью дронов контролируется состояние более 250 км нефтепроводов на месторождениях в Югре. С их помощью ведется мониторинг целостности магистралей и обстановки на производственных объектах.
Использование этой технологии для контроля строительства даёт возможность оптимизировать 85% затрат на инспекционные мероприятия. При этом точность измерения, отслеживания темпа работ и соблюдения графика повышается вдвое.
Дроны применяются компанией и для геофизической съемки на ранних этапах геологоразведки. Технология испытана на Новопортовском месторождении, где беспилотники смогли выполнить работы в два раза дешевле традиционных способов магнитометрической съемки территорий с самолетов. В планах компании намечено увеличение количества беспилотников для работы на нефтепромыслах Крайнего Севера к 2025 году.
В конце марта текущего года стало известно, что компания планирует использовать и другой вид беспилотного транспорта — отечественные автомобили для автоматизированной перевозки грузов в режиме автоколонны в зимнее время. В этой связи правительство Югры и компания «Газпром нефть» уже ведут работу в сфере применения искусственного интеллекта.
В нынешнем году в Петербурге планировалось открытие цифрового дома «Газпром нефти». В нем будут работать более 300 программистов и инженеров — команды разработчиков в области искусственного интеллекта, беспилотных аппаратов, робототехники и промышленной цифровой трансформации.
Интеллектуальная система интегрированного планирования
С помощью цифровизации в «Газпром нефти» ведётся оптимизация поставок. Компания разработала интеллектуальный инструмент интегрированного планирования производства и реализации продуктов нефтепереработки. Цифровая система охватывает 60% активов цепочки формирования добавленной стоимости. В 2021 году к ней будут подключены все активы логистики, переработки и сбыта компании, ожидается, что точность планирования возрастет до 98%.
Система интегрированного планирования собирает данные о потребностях рынка и анализирует их с учетом производственных возможностей
нефтеперерабатывающих активов и логистических параметров. С помощью комплексных математических моделей процессов и технологий обработки «больших данных» (англ. big data) система контролирует и обрабатывает более 20 тыс. параметров — технологические режимы и показатели качества продуктов. Внедрение цифровой системы позволило более чем в 15 раз сократить время планирования.
Оператором цифровой системы интегрированного планирования является центр управления эффективностью нефтепереработки и сбыта «Газпром нефти», где контролируются все технологические этапы цепочки формирования добавленной стоимости. Эти процессы направлены на создание единой цифровой платформы управления эффективностью во всех подразделениях компании. Здесь ведется мониторинг данных с датчиков и систем активов компании в блоках логистики, переработки и сбыта.
Геологическое моделирование в цифровом формате
Внедрение интеллектуальных технологий в сферу геологического моделирования в «Газпром нефти» началось недавно, но с их использованием компания связывает большие надежды. Например, крупные проекты «Новый порт» и «Мессояха» отличаются сложным геологическим строением, поэтому их реализация невозможна без использования цифровых геологических моделей. Более зрелые активы Приобского месторождения получили новый импульс развития благодаря цифровым технологиям, позволившим лучше разобраться в их геологии.
Сегодня доля трудноизвлекаемых запасов в балансе добычи «Газпром нефти», по данным компании, составляет 30%, а в структуре запасов — 40%. Компания движется к освоению ачимовских отложений и баженовской свиты. Без цифровых трехмерных геологических моделей это очень трудно сделать.
В 2019 году компания «Салым Петролеум Девелопмент» — совместное предприятие «Газпром нефти» и Shell пробурила 4 пилотные разведочные скважины в ачимовской свите, еще столько же намечено в планах.
Современная геологическая модель — это трехмерный цифровой аналог месторождения или целого бассейна, который создается на основе данных 3D-сейсмики. Трехмерные геологические модели в «Газпром нефти» используют для решения множества задач — локализации и подсчета запасов, создания технологической схемы разработки, сопровождения бурения, гидродинамических исследований, планирования геологоразведочных работ, поиска и вовлечения остаточных запасов, мониторинга разработки и прогнозирования добычи.
Использование геологических цифровых моделей в бурении позволило компании повысить эффективность проводки скважин с 60% до 85–90%, а также дать возможность обеспечить оперативное перестроение разреза и корректировку траектории скважины, что снижает потери в случае неэффективного бурения нефтяных скважин.
«Умные шины»
Курс на цифровую трансформацию производственной системы с использованием возможностей искусственного интеллекта «Татнефтью» был взят в 2014 году. Через год в компании начал работу центр моделирования для оптимального проектирования разведки и разработки геологических объектов. Здесь все новые скважины снабжаются цифровыми моделями с расчетом прогнозных показателей деятельности, что позволяет оптимизировать режимы работы скважин, рассчитывать варианты разработки, выявлять остаточные запасы нефти.
В 2016 году цифровые информационные платформы стали использовать в нефтегазодобыче, переработке нефти, нефтехимии и в нефтяном сервисе, что повысило прозрачность процессов и позволило оперативно принимать решения.
Цифровизация активно ведется и на других производствах. Примером тому является «умная шина» — цельнометаллокордная покрышка с RFID-чипом. Она вживляется в борт еще сырой покрышки и выдает потребителю информацию о ходе ее эксплуатации, что позволяет своевременно принимать меры по продлению жизни шины.
В начале 2020 года компания объявила о создании подразделения «Татнефть — цифровое развитие». Оно сформировано для дальнейшего совершенствования системы управления блоком информационных технологий предприятий. Изменения в структуре компании призваны повысить эффективность бизнес-процессов с помощью широкого применения цифровых инструментов.
Задачи нового подразделения неф-тяной компании из Татарстана заключаются в управлении планированием и результативностью ИТ-процессов, в разработке и внедрении современных решений, в информационно-технической и сервисной поддержке реализуемых информационных проектов.
«Цифровая платформа» «Татнефти»
Элементы технологии интеллектуального месторождения успешно опробованы «Татнефтью» в 2017 году на Ромашкинском месторождении. На определенном этапе удалось почти на треть снизить себестоимость добычи нефти. Опыт внедрения технологии интеллектуального месторождения показал, что несмотря на высокую выработанность актива, добычу здесь можно повышать на 0,5–2% в год.
В 2019 году «Татнефть» приступила к роботизации процессов добычи с помощью проекта «цифровая платформа», что позволило устранить проблемы, связанные с человеческим фактором. Для построения прототипа «цифровой платформы» определено Южно-Ашальчинское поднятие, где разработка сверхвязкой нефти (или природного битума) ведется с 2006 года.
Работа включает в себя два этапа. Первый — проектирование разработки месторождения. На основе изучения керна и ГИС-исследований оценивается нефтенасыщение пласта и рассчитываются извлекаемые запасы. На основе этой модели располагаются скважины для бурения. Затем рассчитываются извлекаемые запасы по каждой скважине и прогнозируемые экономические показатели.
Второй этап — эксплуатация месторождения. Здесь собирается информация по оптимизации режима работы скважин, необходимости проведения геолого-технических работ, а также данные по фактической добыче. На основе этого рассчитываются экономические показатели.
Модуль технико-экономического обоснования представляет собой блок, в котором можно получить аналитические данные о бурении, добыче и закачке, а также о капитальных затратах, эффективности инвестиций. Роботизированная «Цифровая платформа» позволит получить и обработать аналитические данные.
Вкратце
До 90% профильного программного обеспечения в российских нефтегазовых компаниях, по данным «Росгеологии», фактически замещено иностранными производителями, в первую очередь американскими компаниями. Основными импортными поставщиками такого ПО являются Schlumberger, Halliburton, Roxar, CGG, INova, Sercel.
Несбывшиеся надежды
Ряд начинаний по цифровизации отечественной нефтегазовой отрасли не были реализованы. Наиболее крупным из них стал проект «Геоплатформа». К его реализации планировали приступить в 2016 году на базе «Рос-атома» и геологического холдинга «Росгеология», чтобы к 2025 году обеспечить нефтегазовые компании отечественным ИТ-продуктом. Согласно расчетам «Росатома» и «Росгеологии», к этому времени будет реализовано 76 лицензий платформы.
Подразумевалось, что единый программный комплекс решит большинство задач геологоразведочных работ. Платформа позволила бы интегрировать решения сторонних разработчиков в единую, масштабную, импортозамещающую систему.
Главная цель проекта состояла в повышении конкурентоспособности российского программного обеспечения для предприятий нефтегазовой отрасли. Планировалось, что новое ПО будет сопровождать полный цикл работ от проектирования и оценки запасов до разработки. Согласно расчётам, его стоимость для нефтегазовых предприятий обошлась бы в 5 млн руб. за лицензию, для сравнения стоимость зарубежного аналога начинается от 17 млн рублей.
Проект ПК «Геоплатформа» прошел защиту на инвестиционном комитете холдинга «Росгеология» и рассматривался в Минприроды, Минэкономразвития, Минэнерго, Минкомсвязи. Первую версию должны были запустить в конце 2018 года, но работы не начались из-за того, что не нашлось средств на реализацию. Объем финансирования для создания платформы подра-
зумевал 2,21 млрд рублей. Из них 2,03 млрд руб. — средства федерального бюджета, а 180 млн руб. разработчики были готовы вложить сами.
155 млн т нефти за счёт цифровизации
Российские нефтегазовые компании в последнее время стали активнее инвестировать в цифровые технологии. В стране работают десятки «умных месторождений», крупнейшие ВИНК разрабатывают собственные технологические стратегии, создают современные инжиниринговые центры. В России существует значительный потенциал увеличения добычи. По мнению отраслевых экспертов, прирост будет возможен в случае разработки трудноизвлекаемых запасов, применения современных методов геологоразведочных работ и увеличения нефтеотдачи. Внедрение технологий, по данным «Выгон Консалтинг», позволит добыть дополнительные 210 млн т сырья к 2030 году. Цифровые технологии могут дать еще 155 млн т дополнительной добычи.
