2024
ИТ-импортозамещение в нефтегазовом секторе: что уже сделано и какие перспективы - TA мнения
Согласно указу президента РФ Владимира Путина, с января 2025 года предприятиям нефтегазового сектора нельзя будет использовать иностранное ПО на критической инфраструктуре. Таким образом, у компаний данной отрасли остается 2,5 месяца на выполнение этого требования, и по всей видимости, им нужно больше времени. Об этом TAdviser поговорил с участниками рынка в середине октября 2024 года.
Менеджер группы разработки цифровых решений направления производственного консалтинга «Рексофт Консалтинг» Александр Чернов оценивает уровень ИТ-импортозамещения в нефтегазовой отрасли в 40-60%. К лидирующим направлениям импортозамещения в сектор собеседник TAdviser отнес операционные системы и офисное ПО. Также он обратил внимание на «определенные успехи в замещении систем учетного контура».
 | Что же касается таких направлений, как, например, специализированное прикладное ПО, ПО для виртуализации ИТ-инфраструктуры, вычислительное оборудование и системы хранения данных, то следует отметить, что импортозамещение сталкивается с определенными объективными затруднениями, поскольку возможности российских аналогов пока не полностью отвечают требованиям бизнеса, - добавил Чернов. |  |
В «Транснефти» заявили TAdviser, что компания укладывается в сроки президентского указа. По словам вице-президента «Транснефти» Андрея Бадалова, в рамках ИТ-ландшафта компании на российский стек технологий удалось перевести ряд основных компонентов корпоративных информационных систем и АСУТП в соответствии с указом президента России.Метавселенная ВДНХ 
Генеральный директор ИТ-компании RDN Group Дмитрий Россихин говорит, что ERP-системы замещены не везде в нефтегазовом секторе: большинство компаний все еще используют ПО SAP и других иностранных производителей. В категории CRM-решений наблюдается тенденции перехода нефтегазового бизнеса на российский «Битрикс24» и отечественные системы прогнозирования. Что касается BI-платформ, то многие компании в отрасли «находятся на Microsoft Power BI», но идет активное замещение на PostgreSQL или Post-Only, добавил Россихин.
По оценкам директора по развитию бизнеса Orion soft (выполняет заказы в том числе для предприятий ТЭК) Максима Березина, нефтегазовые компании импортозаместили свою инфраструктур менее чем на 30%. При этом многие участники этой отрасли заместили продукты VMware, а также перешли на российские ОС и офисные приложения, указал он.
Data Scientist Softline Digital Полина Ломинская отмечает, что на смену западным операционным системам постепенно приходит отечественный продукт РЕД ОС. «Ред База Данных» также подходит под требования нефтегазовой отрасли в качестве системы управления данными и хранилищами данных, уверена она.
По словам заместителя генерального директора «Ред софта» Рустама Рустамова, в нефтегазовом секторе уже переведены на российские ИТ-решения многие рабочие станции и серверы. Некоторые проекты по переходу на отечественное ПО к октябрю 2024 года находятся на активной стадии внедрения. Главной проблемой он назвал совместимость используемого программного обеспечения на местах.
Директор департамента Arenadata по работе с промышленным сектором Максим Власюк отметил, что в нефтегазовой отрасли остаются сложности с импортозамещением специализированного ПО для управления технологическими процессами, геологоразведки и добычи. Миграция здесь требует времени, поскольку западные программные продукты использовались десятилетиями и интегрированы во множество бизнес-процессов. Однако на рынке появляются отечественные решения, которые стремятся закрыть этот пробел, добавил он.
Некоторые предприятия создают собственные гидродинамические симуляторы. Так, у «Роснефти» есть свой симулятор и цифровая система для анализа разработки месторождений. В сотрудничестве с ИТ-компаниями разрабатываются и внедряются инструменты на основе компьютерного зрения, которые контролируют и предотвращают разливы нефти на кустах скважин.
На активное ИТ-импортозамещение в нефтегазовом секторе указывает то, что к середине октября 2024 года в реестре российского ПО по коду 12.06 (Программное обеспечение для решения отраслевых задач в области энергетики и нефтегазовой отрасли) согласно классификатору, утвержденному приказом от 22.09.2020 №486, указано 254 записи, отмечает руководитель департамента развития бизнеса решений Axoft Никита Черняков.
Директор по стратегическому маркетингу «ДоксВижн» Сергей Курьянов согласен, что миграция на российское ПО в нефтегазовом секторе проходит активно. Практически все компании в отрасли, по данным эксперта, уже выбрали основные решения по ОС и СУБД - как правило, это Astra Linux и Postgres Professional. В то же время несколько проектов такого рода стоит на паузе в связи с трудностями приобретения нового «железа» под них, сообщил Курьянов.
Генеральный директор «Трансэнеркома» (интегратор ИТ-решений в том числе для ТЭК) Олег Шевцов полагает, что для компаний топливно-энергетического комплекса установлены крайне жёсткие условия полного перехода на отечественное ПО и аппаратную часть. Например, в реестре радиоэлектронной продукции есть далеко не все требуемые компоненты, и зачастую они не удовлетворяют техническим требованиям, продолжает он. Шевцов также указал на такие проблемы, как слабая совместимость российских и зарубежных продуктов, завышенная стоимость отечественных ИТ-решений и нехватка специалистов.
В то же время эксперт обратил внимание на то, что активно развивается российский рынок ситуационных центров — программно-аппаратных комплексов системы мониторинга, диспетчеризации и управления — а также систем диспетчерского управления, систем мониторинга и передачи информации и АСУ ТП отдельных подстанций.
Руководитель Лаборатории стратегического развития продуктов кибербезопасности аналитического центра кибербезопасности компании «Газинформсервис» Дмитрий Овчинников отметил, что в нефтегазовом секторе успешна прошла замена базовых ИТ-сервисов, таких как DNS, DHCP. Также местами успешно заменили операционные системы на отечественные, а в сегментах АСУТП заместили активное сетевое оборудование. К октябрю 2024 года идет частичное обновление программируемых логических контроллеров и управляющих механизмов, однако здесь есть определенные сложности.
| | Подобного рода сегменты АСУТП зачастую завязаны на выполнение узких задач, где главный критерий – работает не трогай. Поэтому, у заказчиков можно спокойно найти Windows XP и иные legacy системы. Связано это с тем, что полная замена оборудования потребует очень серьезных затрат сопоставимых с открытием нового объекта. То есть, перед эксплуатацией ставиться задача не просто модернизировать нефтяной или газовый объект, а выполнить полный цикл перепроектирования, с получением соответствующих разрешений от надзорных органов, согласованием проектной и рабочей документации. Даже при наличии хорошего бюджета, подобные мероприятия не просто так выполнить быстро, — пояснил Овчинников. | |
В сегменте ИТ-оборудования дела с импортозамещением в нефтегазовых компаниях обстоят хуже, соглашаются многие собеседники TAdviser. По словам руководителя корпоративных практик ALP Group Александра Казеннова, некритичная инфраструктура местами переводится на решения китайских вендоров дисковых подсистем, а вот критически важное оборудование по-прежнему держится на ведущих зарубежных поставщиках, таких как Seagate, Western Digital и Hitachi. Поменялись только каналы поставок: компании закупают необходимые процессоры, дисковые подсистемы, серверные стойки и память не напрямую, а через параллельный импорт, уточнил Казеннов.
Руководитель направления по работе с предприятиями ТЭК компании «Сател» Тимур Рахимов говорит, что для перехода на российское ПО предприятиям ТЭК требуется вывести из эксплуатации базовое оборудование, такое как генераторы и трансформаторы, что может занять до шести месяцев и спровоцировать энергодефицит. Большие сложности вызывает и адаптация российских продуктов, особенно высокоспециализированных системах управления. Критическая инфраструктура требует непрерывности операций, и переход на отечественные аналоги без достаточного времени на тестирование и интеграцию создает риск сбоев в работе отрасли, подчеркнул собеседник TAdviser.
Опрошенные TAdviser участники рынка считают, что далеко не все нефтегазовые компании смогут выполнить указ президент о переходе на российское ПО. В ближайшие 1-3 года равно будут оставаться объекты с иностранным ПО. Дмитрий Овчинников отмечает, что часть таких объектов не выгодно переоборудовать, так как срок их эксплуатации подходит к концу.
Директор по платформенным продуктам ГК «Цифра» Владимир Молодых утверждает, что в ряде случаев отечественные решения к октябрю 2024 года находятся только на стадии апробации или даже выбора. Процесс импортозамещения усложняют повышенные требования к российским продуктам, указал он.
В октябре 2024 года Ассоциация крупнейших потребителей ПО и оборудования (АКП ПОО) , в которую входят такие предприятия, как «Росатом», «Газпром нефть», «Транснефть», «РЖД», «Дом.РФ», «Роскосмос», «Ростех», подготовила предложения по внесению изменений в законопроект о критической информационной инфраструктуре, суть которых заключается в корректировке сроков перехода на преимущественное использование российских решений по индивидуальному согласованию компании с профильными федеральными органами исполнительной власти. Одновременно стало известно о том, что Минцифры готовит отсрочку по требованию обязательной совместимости с двумя отечественными ОС для промышленного программного обеспечения из реестра российского софта. Для тяжелого ПО речь идет о 2026 года. Представитель Минцифры рассказал «Ведомостям», что «по отдельным классам ПО» будет действовать отсрочка «в зависимости от степени готовности продуктов». Не исключено, что нефтегазовый бизнес получит отсрочку.
По прогнозам Министерства энергетики РФ, цифровая трансформация нефтяной отрасли до 2035 года после ее завершения может начать приносить более 700 млрд рублей в год. Кроме того, она поможет сократить расходы на разведку и добычу на 10-15%, сроки ввода объектов - на 40%.
«Газпром» начал использовать роботов для выявления утечек метана. ВИДЕО
В октябре 2024 года стало известно о том, что ООО «Газпром трансгаз Томск» совместно с компанией Cognitive Pilot представили роботизированную мобильную платформу, предназначенную для обнаружения утечек метана на производственных объектах. Новая разработка, получившая название «Роботизированный многофункциональный мобильный обходчик», прошла первый этап испытаний в сентябре 2024 года на компрессорной станции «Володино». Подробнее здесь.
РФПИ запустил фонд инвестиций в цифровые технологии для нефтегазового сектора
26 сентября 2024 года Российский фонд прямых инвестиций (РФПИ) и ведущие российские нефтегазовые компании сообщили о создании инвестиционного фонда для развития критически важных технологий. Новая структура получила название «Технологии для нефтегазовой промышленности». Подробнее здесь
Цифровое будущее нефтегазовой индустрии: ключевые инсайты от Виктории Король
В эпоху стремительной цифровизации нефтегазовая отрасль стоит на пороге революционных изменений. Искусственный интеллект (ИИ) и, в частности, генеративный ИИ (Gen AI) открывают беспрецедентные возможности для оптимизации геологоразведки, бурения и добычи, повышения безопасности и эффективности. Виктория Король, эксперт с уникальным сочетанием опыта в области прикладной математики, компьютерных наук и нефтегазового сектора, делится своим видением ключевых вызовов и возможностей применения ИИ в отрасли. Подробнее здесь.
Как генеративный ИИ помогает российской нефтяной промышленности
В российской нефтяной промышленности начали активно использовать генеративный искусственный интеллект (ИИ) для решения сложных задач геологоразведки. Об этом стало известно в августе 2024 года.
Компания «Выгон Консалтинг» провела исследование, в рамках которого было оценено применение генеративных моделей ИИ для решения задачи оценки шанса геологического успеха (geological chance of success, gCoS). Эта задача является основной в процессе разведки углеводородного сырья и основывается на данных геофизических исследований, сейсморазведочных работ и анализа образцов горных пород. По словам представителей компании, корректная экстракция таких данных является критически важной для успешного проведения геологоразведочных работ, так как ошибки могут привести к значительным финансовым потерям.
По словам исследователей, современные генеративные ИИ-модели уже начинают играть важную роль в геологоразведке (ГРР), сокращая временные затраты на поиск и анализ данных, а также повышая результативность исследований. По словам аналитиков, модели помогают сократить временные затраты геологов на поиск и анализ данных и повысить результативность.
В России, по данным Роснедр, ежегодно открывается около 50 месторождений УВС, причем средний объем технически извлекаемых запасов нефти постепенно снижается и составляет всего около 4 млн т. При этом есть ряд новых регионов (глубокие горизонты Западной Сибири, Таймыр, Восточная Сибирь, шельфы северных морей и Дальнего Восток), где открытия могут быть значительными. В виду их недостаточной изученности инструмент для gCoS на базе LLM может быть очень полезен.
Кроме того, ассистент геолога может использоваться как частными нефтегазовыми компаниями, так и подведомственными структурами Роснедр для формирования структурированных баз данных на основе значительного объема накопленной геологической информации и создания инструментов экспертизы геологических отчетов, проектно-технических документов, а также для приоритезации региональных ГРР. В частности, речь идет об использовании генеративного ИИ для подбора месторождений-аналогов, технико-экономических параметров, оценки ресурсов.
В рамках исследования использовалась специально разработанная нейросеть, которая анализировала геологические отчеты. В исследовании были задействованы 50 статей, содержащих информацию о 830 образцах горных пород. Нейросеть проводила экстракцию данных, проверяя их с помощью верифицированных справочников, включающих данные о 900 геологических формациях в 37 нефтегазоносных бассейнах.
Результаты исследования показали, что закрытые иностранные модели ИИ, такие как Claude 3.5 Sonnet и GPT 4o, лучше справляются с извлечением данных, чем их аналоги. Однако российские модели пока уступают по качеству работы, что связано с ограничениями в их функциональных возможностях. Тем не менее, эксперты отмечают, что улучшение этих моделей возможно за счет дополнительных исследований и разработки.
Ученые Пермского Политеха разработали модель на основе ИИ для лучшего контроля нефтедобычи
Ученые Пермского Политеха разработали модель на основе искусственного интеллекта для лучшего контроля нефтедобычи. Об этом университет сообщил 8 июля 2024 года. Подробнее здесь.
Как суперкомпьютеры в России помогают нефтяникам исследовать недра
Российские нефтяники используют суперкомпьютеры, а также внедряют средства искусственного интеллекта и другие цифровые технологии для ускорения расчетов и повышения эффективности исследования недр. Об этом говорится в материалах, обнародованных в конце мая 2024 года.
Системы высокопроизводительных вычислений служат для анализа больших данных — прежде всего сейсмических. В России действует Центр хранения сейсмической информации «НК «Роснефть» (ЦХСИ). По состоянию на май 2024 года в нем содержится более 5 Пбайт данных сейсморазведки — это одна из крупнейших в мире баз в нефтегазовой отрасли. Работа центра основана на информационной системе «КБД «Геобанк-Сейсморазведка», разработанной в институте «РН-КрасноярскНИПИнефть» (входит в научно-проектный блок «Роснефти»). Это уникальная система, которая, как утверждается, не имеет аналогов в России и в мире. Навигация по информационной системе осуществляется как по интерактивной схеме недропользования, так и с помощью запросов к базе данных.
«Роснефть» оцифровала весь процесс добычи нефти и запустила проект «цифрового месторождения». Полномасштабный цифровой двойник позволяет удаленно в режиме реального времени отслеживать процесс добычи и транспортировки нефти, а также контролировать применение средств индивидуальной защиты, передвижение техники и персонала. Кроме того, цифровой двойник сопровождает весь цикл сейсморазведки и взаимодействие участников поисковых проектов «Газпром нефти».
Суперкомпьютерные платформы поддерживают работу ИИ-алгоритмов. К примеру, такие инструменты могут выделять модели разломов горных пород по данным сейсморазведки. На этапах обработки и интерпретации сейсморазведочных данных передовые добывающие компании используют кластерные вычисления и 3D-моделирование. Это в разы ускоряет расчеты и увеличивает скорость интерпретации данных. По результатам анализа, как отмечает газета «Ведомости», специалисты делают выводы о строении недр, принимают решения о бурении скважины, проверяют гипотезы, оценивают нефтеносные соседние участки и строят модели более крупных геологических объектов.[1]
Как генеративный ИИ поможет российским нефтегазовым компаниям заработать дополнительные 343 млрд рублей
Суммарный эффект от применения генеративного искусственного интеллекта (ГенИИ) для российских нефтегазовых компаний может составить до 343 млрд рублей в год. Это может быть достигнуто благодаря повышению производительности труда и эффективности производства, о чем говорится в исследовании «Выгон Консалтинга», результаты которого опубликованы 3 апреля 2024 года. Подробнее здесь.
2023
ИТ-расходы нефтегазовых компаний за год выросли на 17% и достигли ₽53 млрд
Расходы на информационные технологии в нефтегазовом секторе в России по итогам 2023 года достигли ₽53 млрд, что на 17% превышает показатели 2022-го. Об этом свидетельствуют данные аналитического агентства ИТ-холдинга Т1, которые были обнародованы 11 октября 2024 года.
Эксперты связывают рост затрат с необходимостью перехода на отечественное программное обеспечение и оборудование в условиях импортозамещения.
Заместитель генерального директора Т1 и управляющий директор компании НОТА Кирилл Булгаков отметил, что компаниям приходится не только переходить на российское ПО из-за отсутствия технической поддержки западных решений, но и менять оборудование, внедряя современные технологии для автоматизации процессов.
Исследование показало, что 43,8% ИТ-затрат нефтегазовых компаний были направлены на приобретение, адаптацию и интеграцию программных продуктов. При этом 19% от этой суммы пришлось на российское ПО. Однако переход на отечественные разработки происходит неравномерно: если системы анализа данных от российских разработчиков используют 79,2% компаний отрасли, то на российское системное ПО перешли только 28,8%.
Затраты на информационную безопасность составили 8,2% от общих ИТ-расходов, что эквивалентно примерно ₽4,5 млрд. Аналитики считают эту сумму недостаточной, учитывая, что большая часть объектов относится к критической инфраструктуре. Наиболее распространенными средствами защиты данных являются электронная подпись (90%), средства строгой аутентификации (85%) и брандмауэр (76%).
На ИТ-оборудование пришлось 22,7% затрат, однако уровень импортозамещения в этом сегменте остается низким. Так, персональные компьютеры российского производства используют только 12,7% нефтегазовых компаний, а отечественные серверы — лишь 6,3%.
Кирилл Булгаков прогнозирует, что в 2024 году динамика инвестиций в цифровую подготовку сохранится на уровне 10-20%.[2]
Расходы мирового нефтегазового сектора на ИИ-решения за год выросли до $2,8 млрд
Объем мирового рынка технологий искусственного интеллекта для нефтегазового сектора в 2023 году достиг $2,8 млрд. Для сравнения, годом ранее данный показатель равнялся примерно $2,5 млрд. В дальнейшем в рассматриваемой сфере ожидается устойчивый рост. Об этом говорится в исследовании BCC Research, результаты которого опубликованы в середине мая 2024 года.
Статистика BCC Research охватывает программное обеспечение, услуги и оборудование. При этом рассматриваются различные области применения ИИ — от поиска нефти и ее добычи до переработки и вспомогательных функций. Говорится, что технологии ИИ могут применяться для решения самых разных задач.
В частности, ИИ позволяет с высокой скоростью анализировать огромные массивы информации, включая показания датчиков, 3D-изображения, данные аэрофотосъемки и пр. На основе этих сведений могут формироваться карты ландшафтов и окружающей среды. Применение нейросетей позволяет повысить детализацию цифровых картографических моделей. В результате, ускоряется поиск новых месторождений: например, возможно автоматическое выделение нефтеносных слоев в структурной модели выбранной области с помощью компьютерного зрения.
Кроме того, ИИ может анализировать каротажные диаграммы, спутниковые снимки и геологические показатели, чтобы обнаружить закономерности и аномалии, указывающие на потенциальные залежи нефти. Такой подход позволяет геологоразведочным группам более точно определять перспективные места бурения, радикально сокращая время разведки, затраты и воздействие на окружающую среду за счет сосредоточения усилий на участках с высокой вероятностью присутствия нефти. ИИ не только упрощает выявление новых запасов, но и оптимизирует работу на существующих месторождениях, повышая темпы добычи и продлевая срок службы зрелых активов.
ИИ также дает возможность с большой точностью планировать необходимую инфраструктуру, такую как дороги и здания. С помощью ИИ могут создаваться цифровые двойники тех или иных объектов: это помогает моделировать различные ситуации и сокращать временные затраты на поиск оптимальных решений.
Плюс к этому алгоритмы ИИ позволяют прогнозировать обслуживание. Традиционные подходы к техническим работам зачастую неэффективны: обслуживание может планироваться без четкой необходимости, что приводит к дополнительным затратам. ИИ помогает анализировать показания датчиков, исторические записи и эксплуатационные данные в режиме реального времени, что позволяет прогнозировать потенциальные сбои оборудования. Эта упреждающая модель гарантирует, что обслуживание будет выполняться только тогда, когда это необходимо. Такая стратегия не только предотвращает непредвиденные простои, но также оптимизирует графики технического обслуживания, увеличивает срок службы оборудования и повышает безопасность различных операций. ИИ может использоваться для оценки состояния всех составляющих нефтяного комплекса — от морских буровых установок до нефтеперерабатывающих заводов и трубопроводов.
Аналитики BCC Research прогнозируют, что рынок ИИ-технологий для нефтегазовой отрасли продолжит быстро развиваться. Показатель CAGR (среднегодовой темп роста в сложных процентах) с 2023-го по 2028 год, как ожидается, составит 12,9%. В результате, к концу рассматриваемого периода объем рынка достигнет $5,1 млрд. Компании продолжат внедрять ИИ для повышения конкурентоспособности и операционной эффективности, снижения эксплуатационных расходов, ускорения принятие решений.[3]
2022: ИТ-импортозамещение в российской нефтегазовой отрасли оценивается в 30%
Импортозамещение информационных технологий в российской нефтегазовой отрасли оценивается в 30%. Такие данные 22 сентября 2022 года привел генеральный директор Цифровой индустриальной платформы (совместное предприятие ГК "Цифра" и "Газпром нефти") Александр Смоленский.
По его прогнозам, эта доля в будущем может превысить 80%, однако то, как скоро произойдет данное событие и наступит ли оно вовсе будет зависеть от действий участников рынка, государственных органов и внешних компаний.
| | Если санкции будут усиливаться, мы будем видеть, что у нас просто нет других вариантов - только отечественный софт... Думаю, буквально за 3-5 лет можно выйти на подавляющее большинство наших технологий. Чистая цифра 100%, конечно, невозможна, потому что существует много стран, которые либо уже начинают выходить на российский рынок, либо выйдут на него. Это арабские страны, Азия, Латинская Америка, - отметил Смоленский в разговоре с ТАСС. | |
По его словам, в 2023 году может произойти резкий рост запуска и внедрения российских ИТ-решений в топливно-энергетическом секторе. Некоторые такие продукты ранее уже поступили на рынок. Один из них - «РН-ГРИД». Это российский симулятор гидроразрыва пласта (ГРП) нового поколения, позволяющий максимально точно описывать сложную геометрию трещины, возникающей в породе при проведении ГРП. За 2021-2022 гг. в «Оренбургнефти» смоделировано 240 дизайнов ГРП, а запускной дебит (объем нефти, поступающей в единицу времени) от операций гидроразрыва в среднем был увеличен вдвое.
Другая отечественная разработка в области ПО – гидродинамический симулятор «РН-КИМ», позволяющий создавать «цифровые двойники» нефтегазовых месторождений. Это ПО также способно моделировать все важнейшие процессы, происходящие в пласте при добыче нефти и газа.[4]
2020
«Сибур» первым в России внедрил систему цифрового моделирования в нефтехимическое производство
5 ноября 2020 года «Сибур» объявил о том, что компания первой в России внедрила систему цифрового моделирования в нефтехимическое производство. Пилотный проект запущен на дочернем предприятии — на «Томскнефтехиме». Подробнее здесь.
Минэнерго: Внедрение ИТ в нефтяной отрасли принесёт России 700 млрд рублей в год
Внедрение информационной технологии в нефтяном секторе принесёт российской экономике более 700 млрд рублей в год. Об этом в конце октября 2020 года сообщили в Минэнерго России по итогам совещания рабочей группы по цифровой трансформации отрасли.
К концу октября профильные министерства готовят ряд мер по поддержке проектов цифровизации отрасли, которые рассчитаны до 2035 года. Замглавы Минэнерго Павел Сорокин отметил, что подобная трансформация позволит «сформировать заказ для всей промышленности», а также принесёт «значительный мультипликативный эффект» для российской экономики. Речь идет о 700 млрд рублей в год — это снижение затрат на разведку и добычу на 10–15%, сроков ввода объектов — на 40%», отметил он.
Во время совещания рабочей группы по цифровой трансформации нефтегазовой отрасли России Сорокин заявил, что необходима систематизация инструментов. В связи с этим, по его словам, нужно выбрать до 10 наиболее приоритетных направлений в сфере роботизации, а также определить по ним ожидаемый от компаний спрос и сформировать запрос для промышленности.
Участники мероприятия рассмотрели приоритетные проекты отрасли в сфере искусственного интеллекта, возможные меры государственной поддержки проектов, имеющих ключевое значение для экономики страны. Также был проведен анализ уже выполненной работы и намечены дальнейшие цели в части цифровизации нефтегазовой промышленности.
В том числе, было решено разработать «атлас» мер государственной поддержки технологических проектов, а также доработать концепцию и «дорожную карту» по роботизации нефтегазовой отрасли, подготовленную под руководством центра компетенций по робототехнике «Газпром нефти», совместно с другими участниками рынку. Концепцию планируется представить в Правительство РФ в первом квартале 2020 года. Предварительный анализ показал, что в нефтегазовой промышленности и смежных отраслях к 2030 году спрос может превысить более 1 млн роботов, говорится в сообщении Минэнерго.[5]
Как COVID-19 ускоряет нефтяную цифровизацию в России
6 мая 2020 года стало известно о различных проектах цифровизации в российской нефтяной отрасли. Компании стали быстрее внедрять информационные технологии из-за пандемии коронавируса COVID-19, которая несёт за собой тяжёлые последствия для экономики.
Как рассказали «Интерфаксу» в пресс-службе «Газпром нефти», менее чем за месяц компания смогла реализовать возможность дистанционной работы своих офисных сотрудников. К началу мая 2020 года к системе удалённого доступа подключены более 30 тыс. работников всей группы компаний. Под новый формат работы адаптированы и средства корпоративной коммуникации и телефонии.
Кроме того, цифровая трансформация коснулась производственных и управленческих процессов. Так, на нефтеперерабатывающих заводах «Газпром нефти» были запущены системы электронной бесконтактной передачи вахтовых смен, в цифровом режиме работают автоматические эстакады налива нефтепродуктов, чтобы исключить контакты водителей бензовозов с персоналом завода. Растет и востребованность цифровых платформ «Газпром нефти» для дистанционной оплаты топлива, сообщили в компании.
Омский нефтеперерабатывающий завод, которым владеет «Газпром нефть», внедряет систему цифрового управления производством, позволяющую в автоматическом режиме с помощью более 4 тыс. датчиков собирать и обрабатывать информацию обо всех параметрах работы комплекса, отслеживать изменения и предотвращать нештатные ситуации.
Ещё одним связанным с технологиями направлением работы «Газпром нефти» являются беспилотные автомобили. Компания протестировала такие грузовики на Восточно-Мессояхском месторождении (ЯНАО) совместном с «КамАЗом», а также испытала самоуправляемые электромобили ГАЗель Next на Южно-Приобском месторождении в ХМАО. В перспективе техника под контролем искусственного интеллекта может взять на себя большинство логистических операций, начать ее использование на месторождениях региона планируется в 2021 году.
В «Транснефти» рассказали «Интерфаксу» о высокой степени автоматизации технологических процессов в области транспортировки нефти и нефтепродуктов и работы магистральных трубопроводов в условиях противоэпидемиологических ограничений. Также к началу мая 2020 год завершается проект запуска единой системы диспетчерского управления (ЕСДУ) трубопроводной системой, которая еще сильнее снизит риски возникновения нештатных ситуаций и позволит эффективнее управлять транспортировкой нефти и нефтепродуктов. Компания меняет структуру диспетчерских пунктов и обновляет аппаратные и программные платформы для повышения степени автоматизации своих процессов.
Цифровизация проходит и в «Татнефти». В рамках неё компания, в частности, модернизировала хранилище данных и обновила дата-центр, чтобы значительно повысить быстродействие корпоративных информационных систем.
По оценкам Дениса Сугаипова из ООО «Газпром инвест», мировые лидеры за счет цифровизации повышают эффективность проектов и по срокам, и по бюджету: в среднем отклонения с точки зрения потраченных средств в отрасли по мировой практике составляют 43% в сторону увеличения, а у компаний, которые применяют цифровизацию, этот показатель находится в районе 21%. По срокам стандартное отклонение от плана – 55%, а цифровые методы снижают его до 27%. То есть эффективность реализации проектов увеличивается больше чем в два раза, подчеркнул он.
«Газпром нефть» ожидает, что к 2030 году компания сможет вдвое сократить период получения первой нефти с месторождений и на 40% ускорить реализацию крупных проектов добычи при помощи цифровых технологий.[6]
2019
Кибербезопасность — основное цифровое направление инвестиций для нефтегазовых добывающих компаний
Кибербезопасность стала основным направлением цифровых инвестиций нефтяных и газовых добывающих компаний. Это следует из седьмого международного отчета Accenture о цифровых технологиях в нефтегазовой отрасли (Accenture Upstream Oil and Gas Digital Trends Survey 2019), основанного на опросе 255 профессионалов отрасли, включая топ-менеджеров, функциональных лидеров и технических специалистов. Об этом 14 февраля 2020 года сообщили в Accenture.
Среди направлений цифровых инвестиций респонденты чаще всего упоминали кибербезопасность: ее отметили 61% опрошенных, что в 5 раз выше, чем в 2017 году (12%). В отчете также отмечается, что инвестиции в эту сферу резко возросли из-за стремления нефтяных компаний защитить свои активы и репутацию. Помимо этого, среди всех цифровых технологий именно кибербезопасность была отмечена наибольшим количеством респондентов (16% против 9% в 2017 году) как оказывающая максимальное влияние на эффективность бизнеса.
Несмотря на возросшие инвестиции в кибербезопасность, лишь 5% опрошенных считают уязвимость к кибератакам самым большим риском недостаточного финансирования в области цифровых технологий — это лишь треть от уровня 2017 года (18%). Возможно, это объясняет, почему лишь 35% респондентов планируют инвестировать в информационную безопасность в течение ближайших трех-пяти лет.
| | «По мере того, как работа нефтяных компаний подвергается все большей угрозе, киберустойчивость становится особенно важной для заинтересованных сторон, потребителей и правительства. Управление атаками — не только вопрос защиты репутации, стоимости акций и деятельность компаний, но и часть ответственности за безопасность государства. Добывающие предприятия должны продолжать осознанно инвестировать в кибербезопасность, поскольку они часто недооценивают свою уязвимость перед атаками, которые становятся изощреннее с технической точки зрения», отметил Рич Холсман, управляющий директор, руководитель направления цифровых технологий в нефтегазовом комплексе Accenture | |
Вторым по величине направлением инвестирования были названы облачные технологии (53% опрошенных). Более того, 15% назвали этот блок технологий оказывающим наибольшее влияние на эффективность бизнеса. В исследовании Accenture говорится о том, что нефтегазовые компании по-прежнему выделяют значительные средства на облачные решения, поскольку они являются основой для их цифровых трансформационных процессов и повышения безопасности операций.
Доля респондентов, назвавших искусственный интеллект (ИИ) главной движущей силой, оказывающей наибольшее влияние на эффективность бизнеса, увеличилась более чем в два раза — 9% против 4% в 2017 году.
На вопрос о том, в какие цифровые технологии нефтяные и газовые компании планируют инвестировать в течение ближайших 3-5 лет, большинство респондентов (51%) указали ИИ и машинное обучение (30% в 2017 году). Следом идут большие данные/аналитика (50%), интернет вещей (43%) и мобильные/носимые технологии (38%).
Почти половина (47%) респондентов самым большим риском, связанным с отсутствием инвестиций в цифровые технологии, назвали потерю конкурентных преимуществ. А 42% опрошенных назвали снижение затрат самой значительной бизнес-задачей, которую могут решить цифровые технологии.
При этом результаты исследования говорят о том, что за последние несколько лет уровень инвестиций добывающих компаний в цифровые технологии практически не изменился. Число руководителей, заявивших, что их компании планируют в ближайшие 3-5 лет увеличить инвестиции в цифровые технологии, остался на уровне 2017 года (72% против 71% в 2017 году).
Данные отчета Accenture говорят о том, что нефтяные и газовые компании с трудом масштабируют цифровые инициативы. Только 9% респондентов отметили, что их департамент или подразделение смогли масштабировать хотя бы половину разработанных ими за последние два года прототипов (proof of concept, POC). Лишь каждый пятый респондент (20%) сообщил, что им удалось масштабировать более чем 20% своих POC, прошедших этап пилотирования.
В исследовании также отмечается, что пока добывающим компаниям масштабирование цифровых технологий необходимо для получения выгод от своих инвестиций в технологии в виде добавочной стоимости, трудности сохранятся.
В частности, треть (34%) опрошенных назвали самым серьезным барьером для получения отдачи от цифровых инвестиций недостаточно четкую стратегию бизнеса — этот показатель вырос с 26% в 2017 году. Лишь каждый седьмой респондент (15%) подтвердил, что цифровые инвестиции принесли более 50 млн долларов добавочной стоимости. И лишь каждый двадцатый (5%) отметил, что цифровые инвестиции добавили более 100 млн долларов его добывающему бизнесу — 2 года назад таких респондентов было 12%.
| | «Хотя добывающие компании продолжают увеличивать свои инвестиции в цифровые технологии, они не трансформируют свои инвестиции в ощутимые выгоды — более того, их способность извлекать выгоды из инвестиций даже снижается. Добывающие компании сталкиваются с организационными сложностями: им трудно масштабировать технологии, что препятствует преобразованию основного бизнеса и высвобождению капитала. Инвестиции в цифровые технологии, построение правильной операционной модели и цифровые возможности, необходимы добывающим компаниям чтобы стать гибкими и увеличить свою ценность. Это потребует не только дополнительной поддержки со стороны руководства, но и гораздо более широкой экосистемы партнерских отношений», отметил Рич Холсман, управляющий директор, руководитель направления цифровых технологий в нефтегазовом комплексе Accenture | |
| | «Можно выделить два перспективных направления инвестирования в российских добывающих компаниях нефтегазовой отрасли: это цифровые месторождения и цифровое капитальное строительство. О первом из них говорят уже многие годы, и здесь основной вопрос состоит в том, как новые технологии могут кардинально изменить и повысить эффективность цифрового месторождения. Второе же направление является принципиально иной темой на повестке дня — цифровизация капитального строительства. Идет активное развитие технологий, помогающих удаленно контролировать комплексные строительные объекты, их статус, реальную оперативную ситуацию на производственной площадке, что приведет к снижению затрат и повышению уровня оперативного контроля», отметила Татьяна Берштейн, управляющий директор департамента «Природные ресурсы» Accenture в России | |
Цифровое исследование нефтегазовых тенденций 2019 года, проведенное компанией Accenture Upstream, было организовано PennEnergy Research совместно с журналом Oil & Gas Journal в период с марта по май 2019 года. В опросе приняли участие 255 респондентов из 47 стран, среди которых были руководители высшего звена, вице-президенты, руководители бизнес-подразделений, руководители среднего звена, специалисты в области информационных технологий, инженеры и руководители проектов из различных национальных нефтяных компаний, международных нефтяных компаний, независимых нефтяных компаний и нефтесервисных компаний.
Accenture выделила 5 ключевых трендов цифровой трансформации нефтегазовой отрасли
Компания Accenture провела международное исследование энергетического сектора Accenture Technology Vision for Energy 2019[7] и опросила топ-менеджеров и ИТ-руководителей 168 нефтегазовых компаний из Европы, Азии, Америки и Австралии.
Подавляющее большинство опрошенных (94%) заявили, что за последние три года темпы технологических инноваций в их организациях значительно ускорились. В частности, 79% руководителей из добывающих и 75% из перерабатывающих нефтегазовых компаний отмечают, что социальные, мобильные, аналитические и облачные технологии (SMAC) становятся фундаментом их технологического развития.
В исследовании Accenture выделила пять трендов, которые окажут наиболее сильное влияние на нефтегазовую отрасль в ближайшие годы. Среди них использование технологий DARQ, технологическая идентичность, усиление профессиональных навыков сотрудников новыми технологическими решениями, управление рисками кибербезопасности и готовность работать в «мгновенном рынке».
Первый тренд – использование технологий группы DARQ, в которую входит распределенный реестр (D — Distributed ledger technologies), искусственный интеллект (A — Artificial intelligence), расширенная реальность (R — Extended reality), квантовые вычисления (Q — Quantum). В ближайшие три года, по мнению 42% респондентов в добывающих и 30% в перерабатывающих компаниях, на организации максимально повлияет искусственный интеллект.
Следом идут квантовые вычисления. Прорывной характер этой технологии отметили 23% топ-менеджеров добывающих и 22% перерабатывающих компаний. Третье место у расширенной реальности: в эту технологию верят 15% руководителей добывающих и 28% топ-менеджеров перерабатывающих компаний. Четвертое место у технологии распределенного реестра, свой голос им отдали 19% руководителей компаний, занимающихся добычей и 17% руководителей перерабатывающих холдингов.
При этом 80% топов компаний, занимающихся добычей, и 76% из перерабатывающих предприятий согласны, что наибольшие изменения в бизнесе принесет комплексное использование DARQ. 80% менеджеров из добывающих компаний и 90% из перерабатывающих уже экспериментируют с одной или несколькими технологиями DARQ.
Тренд номер два – применение технологий для выяснения уникальных потребностей каждого заказчика, поиск новых запросов со стороны потребителей и новых рыночных возможностей. Такой подход помогает не только лучше понимать новое поколение клиентов, но и строить с ними индивидуальные отношения с учетом всего предыдущего опыта взаимодействия. Это подтверждают цифры исследования: 83% опрошенных из добывающих компаний и 76% из перерабатывающих считают, что технологии создадут новые способы находить и удовлетворять потребности клиентов, которые ранее не были выявлены.
Третьим трендом эксперты Accenture назвали интенсификацию навыков сотрудников с помощью технологических инструментов. Исследователи отметили необходимость применения в нефтегазовой отрасли концепции «Человек +», в которой каждый работник будет использовать комбинацию своих собственных навыков и знаний вместе с постоянно меняющейся связкой технологий, от искусственного интеллекта до обучающих платформ.
Чтобы связка работала, нефтегазовым компаниям придется уделять большое внимание непрерывному обучению персонала. 76% топ-менеджеров из добывающих и 63% из перерабатывающих компаний уверены, что сотрудники обладают более высоким уровнем «цифровой зрелости», чем организации, в которых они работают, и ожидают от работодателя активной цифровой трансформации.
Четвертый тренд – усиление киберзащиты. Создавая вокруг себя экосистемы, компании из нефтегазовой отрасли должны усиливать безопасность киберпространства таким образом, чтобы защитить себя и всех партнеров. 91% руководителей из добывающих компаний и 85% из перерабатывающих согласны с тем, что действительно устойчивыми могут быть лишь компании, переосмыслившие подходы к информационной безопасности.
В качестве пятого тренда аналитики назвали готовность работать с «мгновенным рынком». Прямой цифровой доступ к клиентам в сочетании со сложными бэкэнд-технологиями позволяют переориентировать бизнес и выводить на рынок новые продукты и услуги быстрее, чем когда-либо. Благодаря технологиям, компании могут не просто формировать предложения для конкретных заказчиков, а соответствовать их потребностям в каждый момент времени.
85% руководителей добывающих компаний и 78% перерабатывающих уверены, что предоставление персонализированных продуктов и сервисов в режиме реального времени – конкурентное преимущество. 67% опрошенных в добывающих и 47% в перерабатывающих компаниях считают, что 5G окажет значительное влияние на бизнес в ближайшие три года. А топ-менеджеры 84% добывающих и 76% перерабатывающих компаний не сомневаются, что технология произведет революцию в отрасли, предложив новые способы предоставления продуктов и услуг (например, технологии беспилотной доставки).
Примечания
- ↑ Суперкомпьютер помогает нефтяникам исследовать недра
- ↑ ИТ-затраты нефтегазовых компаний РФ в 2023 году выросли на 17% до 53 млрд рублей
- ↑ AI in Oil and Gas: Global Markets and Technologies
- ↑ Эксперт: российский ТЭК может почти полностью перейти на отечественный софт за пять лет
- ↑ Цифровая трансформация нефтянки может принести России более 700 млрд рублей в год
- ↑ Не отведав COVID, не познаешь и "цифру" - вирус ускоряет нефтяную цифровизацию. Обзор
- ↑ The post-digital era is upon us ARE YOU READY FOR WHAT’S NEXT? TECHNOLOGY VISION 2019 OIL & GAS –UPSTREAMSURVEY RESULTS
