Нефтегазовый сектор остался без цифры

Цифровые технологии за последние десять лет стали залогом стабильной работы компаний в нефтегазовой отрасли и объектом для колоссальных инвестиций. Их внедрение в процессе добычи углеводородов помогало недропользователям тормозить рост себестоимости производства и повышать эффективность операционного управления в сложных условиях сегодняшнего рынка. Но и так запаздывающий процесс цифровизации российского нефтегазового сектора резко затормозился в 2022 году из-за массового ухода зарубежных компаний с рынка IT-услуг. Драйверами возобновления цифровой трансформации топливно-энергетического комплекса (ТЭК) в России могут стать локализация инфраструктуры и переход на отечественные решения, но этот процесс займет не один год, считают эксперты.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Заразительный IT-пример

Себестоимость добычи нефти в РФ по итогам 2022 года выросла на 19% в сравнении с 2021-м, свидетельствуют данные Росстата. Производство дорожает уже не первый год в основном из-за того, что число крупных и высокорентабельных месторождений уменьшается, а доля трудноизвлекаемых запасов нефти, требующих масштабных вложений, в структуре общероссийской добычи постоянно растет. Аналогичный процесс идет во всем мире, где компании выходят на новые, геологически сложные территории. Основным инструментом сдерживания затрат и снижения производственных рисков в этой ситуации стали цифровые технологии.

По данным исследования McKinsey, нефтекомпании, инвестировавшие в адаптацию и внедрение технологических инструментов индустрии 4.0, смогли увеличить выручку в среднем на 122%. Эффективность, полученная после интеграции цифровых технологий в производство нефтяных компаний (НК), может меняться в зависимости от выбранных технологий. Так, Shell и Total делают акцент на применении роботов в нефтедобыче, для этих же целей Chevron и Shell широко применяют дроны. Statoil в целях мониторинга производственной деятельности использует инструменты 3D-визуализации, Chevron для предотвращения протечек нефтепроводов применяет инструменты видеоаналитики. ВР активно разрабатывает IT-проекты, основанные на применении промышленного интернета вещей, и испытывает их на морских нефтедобывающих платформах. Таким образом, спрос на IT-продукты для мирового рынка нефтедобычи продолжает активно расти.

Не обошел этот тренд и Россию. Первые проекты по внедрению цифровых решений в нефтегазовой отрасли были реализованы в 2008 году. Например, на Салымской группе месторождений в Ханты-Мансийском автономном округе (оператор — «Салым Петролеум», до марта текущего года СП «Газпром нефти» и Shell) фонд скважин был оборудован системами удаленного мониторинга и управления. Спустя десять лет в РФ насчитывалось уже около 40 реализованных проектов интеллектуальных месторождений, к текущему моменту их количество выросло еще на порядок. Но все же, отмечают эксперты, уровень цифровизации нефтегазовой отрасли РФ несколько отстает от мировой практики. «Тем не менее отечественные компании активно ведут работу по импортозамещению ПО, используемого при разработке трудноизвлекаемых запасов»,— говорит директор практики «Разведка и добыча нефти и газа» компании «Выгон Консалтинг» Сергей Клубков. Речь идет о ПО для контроля роторно-управляемых систем при бурении горизонтальных скважин, собственных комплексов оборудования для технологии гидроразрыва пласта, а также об интеллектуальных системах закачивания скважин и других технологиях добычи на поздних стадиях разработки. По его словам, наиболее активны в этом направлении «Роснефть», ЛУКОЙЛ и «Газпром нефть». Эксперты «Выгон Консалтинг» подсчитали, что при соблюдении заявленных компаниями сроков реализации проектов цифровизации годовой эффект в отрасли уже в 2025 году может составить около 50–60 млрд руб. за счет сокращения производственных затрат в среднем на 10–15% и снижения затрат на приобретение зарубежного ПО.

Цифровые технологии всегда рассматривались нефтяными компаниями прежде всего с точки зрения экономического эффекта и оптимизации процессов, убежден директор по развитию бизнеса в нефтегазовой и химической промышленности «К2Тех» Игорь Зельдец. Из приведенного им анализа мирового опыта следует, что внедрение на нефтяных промыслах информационных технологий приводит к увеличению проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) на 10–20%, скорость принятия управленческих решений возрастает на 20–40%, эксплуатационные затраты снижаются на 30–50%, тогда как прибыль увеличивается от 10% до 35%. «Каждая компания в отрасли реализует собственные проекты по цифровизации, которые способствуют достижению максимальных бизнес-эффектов»,— продолжает эксперт. Например, после запуска программы «Цифровое месторождение» на Илишевском месторождении «Роснефть» зафиксировала сокращение времени простоя скважин на 56%, благодаря чему удалось на 63% сократить потери нефти, на 53% — логистические затраты при управлении скважинами. Крупнейший российский производитель нефтехимии СИБУР также оценил эффект от цифровизации бизнес-процессов в области продаж, производства продукции, обслуживания и ремонта техники, повышения производительности оборудования и закупок — он составил порядка 10–11 млрд руб.

Оценки со стороны российских властей также звучали весьма оптимистично. Как заявлял в одном из своих выступлений заместитель главы Минэнерго РФ Павел Сорокин, суммарный экономический эффект от внедрения в нефтегазовой сфере цифровых технологий, в том числе искусственного интеллекта, в период с 2025 по 2040 год составит для отрасли 2,95 трлн руб., а накопленный прирост налогов в госбюджет за тот же период достигнет 2,45 трлн руб.

Вынужденная миграция

Но в 2022 году российским компаниям и властям пришлось вносить существенные корректировки в планы цифровой трансформации нефтегазовой сферы, так как зарубежные IT-компании стали массово покидать Россию. А на них, по оценкам экспертов, в последние несколько лет приходилось 75% российского IT-рынка. Используемые сегодня в России офисные программы на 97% являются разработками иностранных компаний. «Отдельно можно отметить засилье зарубежного ПО, достигающего доли 90% в таких направлениях, как геологическое и геомеханическое моделирование, интегрированное моделирование разработки месторождений, моделирование технологических процессов подготовки и переработки углеводородов, и прочих»,— добавляет Сергей Клубков.

Практически все российские нефтяные компании пользовались не только зарубежным софтом, но и сервисом, который предоставляли вендоры, подтверждают эксперты IT-отрасли. «В настоящее время в нефтегазовой сфере существует зависимость не только от иностранного ПО, но и от поставок аппаратной части и электронных компонентов, ведь российские решения работают на составных частях электронных схем зарубежных производителей,— говорит руководитель направления "Инфраструктурные решения" КРОК Александр Сысоев.— То же самое относится и к многочисленным системам автоматизации. Особенно остро стоит вопрос в высокопроизводительных аппаратных решениях для расчетных вычислений и моделирования. Этот сегмент сейчас на российском рынке особенно сильно снизил предложение».

Как рассказывают участники рынка информационных технологий, в некоторых случаях срочный уход западных вендоров мог обернуться для российской компании буквально приостановкой производственной деятельности — например, когда речь шла об отключении НК от облака и корпоративных IT-сервисов в очень короткий период. Помимо этого в части бесперебойности процессов, работающих на западных решениях, из-за ухода с рынка компаний-поставщиков выросла угроза отключения программного обеспечения, оборудования и приостановления техподдержки. Кроме того, без поддержки производителей начинается деградация информационных систем, без обновлений невозможно развивать текущую IT-архитектуру. К тому же она стала уязвимой к взломам, что очень важно для объектов критической инфраструктуры (КИИ). В этой ситуации наиболее логичным выходом, а в некоторых случаях — единственным для нефтегазовых предприятий, был переход на отечественные информационные решения и локализацию цифровой инфраструктуры в РФ.

Погоня за непрерывностью

С учетом этого сейчас вопрос сохранения непрерывности производственных и бизнес-процессов стоит особенно остро. Но процесс импортозамещения также сопровождается определенными рисками. Например, как объясняет Игорь Зельдец, существует вероятность несовместимости альтернативного ПО и оборудования с тем софтом, который применялся на предприятии ранее. Кроме того, после миграции пользователи вынуждены менять свои привычки и учиться заново работать с новыми интерфейсами, что влияет на скорость и эффективность работы сотрудников. «Если мы говорим о замещении решений, связанных с критичными для бизнеса данными, то риски еще больше возрастают,— считает он.— В первую очередь речь идет о потенциальной потере данных финансовых, производственных. Также существуют риски ухудшения производительности (скорости обработки данных), уменьшения функционала и так далее. Более того, замена таких систем очень трудозатратна: тот же перенос баз данных является очень масштабным проектом и может занять не один год».

Поэтому и проблема обеспечения непрерывности производства будет оставаться актуальной еще не один год. «Один из факторов, которые повышают риск стабильного функционирования нефтяного предприятия, связан с использованием разного рода иностранных компонентов в цифровых продуктах»,— говорит партнер департамента управленческого консультирования компании «Деловые решения и технологии» Сергей Кудряшов. Он отмечает, что по довольно большому количеству номенклатуры, применяемой в цифровых технологиях, сегодня есть сложности. Они связаны с их дефицитом или переходом на различные аналоги. И непонятно, как эти аналоги будут себя вести до тех пор, пока вопрос импортозамещения не будет решен. Поэтому в течение трех-четырех лет можно допустить достаточно высокую вероятность труднопрогнозируемых отказов, ремонтов и задержек в поставках необходимых комплектующих.

Тем не менее эксперты полагают, что уход западных компаний с нефтегазового рынка нефтяники смогут пережить благодаря российским альтернативам. «Смогут, вариантов тут нет,— согласен Сергей Клубков.— Основная задача — создать конкурентную среду среди IT-компаний. Например, "Роснефть" активно переходит на собственное ПО, и, по ее данным, доля такого ПО в разведке и добыче уже составляет около 75%, а по отдельным направлениям, таким как гидродинамическое моделирование, проектирование ГРП, геонавигация, этот показатель уже достиг 100%. Компания "Газпром нефть" также заявляет амбициозные цели по цифровизации своего бизнеса».

Представители российской IT-отрасли также убеждены в том, что имеющегося у них технологического потенциала сегодня достаточно для того, чтобы со временем заменить западные разработки в нефтегазовой отрасли. «Однако успех этого начинания сильно зависит от консолидации инвестиций и ресурсов как со стороны государства, так и со стороны корпораций ТЭКа»,— полагает Александр Сысоев. Но, говорит он, нужны годы на создание экосистемы зрелых продуктов для промышленности. Трудно рассчитывать, что за год-два удастся сделать то, над чем мировые разработчики трудились десятилетиями, вкладываясь в НИОКР и реализацию множества проектов. Но тот факт, что уже сейчас предприятия нефтегазового сектора активно инвестируют в цифровизацию производства и закупку российского ПО, говорит о перспективных возможностях технологического развития отрасли, считает эксперт.

Дарья Бошель