Российской нефти понадобится отечественное ПО

Чтобы добыча трудноизвлекаемых запасов нефти была рентабельной необходимо качественное IT-моделирование месторождений. Западный софт – ещё доступен. Отечественный – уже конкурентен? Российская компания разработала и внедряет первое на нашем рынке ПО, позволяющее быстро оценивать инвестиционную привлекательность месторождений без использования западного софта

Не в бровь, а в пласт: точность бурения – или нерентабельные скважины

Как рассказал «Московской газете» экономист, доцент факультета финансов и банковского дела РАНХиГС Сергей Хестанов, проблемы с программным обеспечением для нефтедобывающего оборудования в России в долгосрочной перспективе могут привести к снижению добычи на новых месторождениях.

«Дело в том, что сотрудничество наших нефтедобывающих компаний с западным нефтесервисом постепенно сокращается, — пояснил собеседник издания. — Сейчас на Западе приняли компромиссное решение: не начинать новых проектов в России, связанных с добычей нефти, и продолжать обслуживать уже работающие — чтобы не допустить резких скачков на рынке, которые никому не нужны. Но постепенно и это обслуживание может прекратиться. Если говорить именно о нефтедобывающем оборудовании, то с ним проблем нет. Потому что всегда доступно китайское. С поправкой, конечно, на качество, но здесь разница в качестве, насколько можно судить, не критична».

Главное, с чем могут возникнуть трудности – это ПО, софт для геофизического моделирования, используемого в нефтедобыче, отметил Сергей Хестанов:

«Эффективность части операций, например, гидроразрыва, зависит от того, насколько хорошо данные о месторождении обработаны с помощью геофизического моделирования и насколько точно будет определено в итоге место бурения, место проведения гидроразрыва. По мере старения основных российских месторождений работы такого типа надо периодически проводить. Для этого необходимо западное ПО. Существует и российский софт, но эффективность отечественных подходов меньше. То есть, наше ПО, наше геомоделирование даёт менее точные результаты, поэтому с ним приходится бурить больше скважин. В 2-5 раз, в зависимости от конкретного месторождения. А это увеличивает себестоимость нефти. В таком случае, тоже в зависимости от конкретного месторождения, предприятие закрывает нерентабельные скважины, из-за чего снижается себестоимость нефти, но вместе с этим снижается и добыча».

По мнению эксперта, эта проблема может возникнуть в долгосрочной перспективе.

«С 2012 года США сумели поднять производство нефти, которое падало у них с 70-х, именно за счёт соединения новых технологий геомоделирования с направленным гидроразрывом, что позволило поднять рентабельность американских месторождений. Вопрос в том, как скоро в России степень эффективности отечественных модельных технологий может повлиять на объёмы добычи нефти. Пока снижения добычи не наблюдается», — заключил Сергей Хестанов.

Сколько в России трудноизвлекаемой нефти…

Прирост запасов нефти в России сократился до минимума за последние 6 лет и составил 565 млн тонн, сообщили «Ведомости», ссылаясь на данные Роснедр. Эксперты издания связывают эту ситуацию с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти в России и постепенным исчерпанием традиционных крупных месторождений. Замминистра энергетики РФ Павел Сорокин рассказал на Национальном нефтегазовом форуме, что себестоимость добычи нефти и сложность разработки месторождений в России растут, многие месторождения истощены, а большая часть легкоизвлекаемых запасов уже находится в разработке, передаёт ТАСС.

По словам гендиректора НААНС-Медиа Тамары Сафоновой, российские нефтедобывающие компании, располагая портфелем трудноизвлекаемых запасов, в докризисный период были готовы к технологическому прорыву, так как стабилизировать падающие объемы нефтедобычи возможно за счет разработки новых месторождений.

«Однако разработка ТРИЗ (трудноизвлекаемых запасов) связана с высокими геологическими рисками и требует принципиально новых технологических решений и значительных финансовых вложений, а партнерство с зарубежными операторами давало доступ к новым уникальным технологиям и опыту работы, — рассказала «Московской газете» Тамара Сафонова. — В настоящее время разрабатываются собственные технологии с учетом передового зарубежного опыта, но высокие затраты на внедрение новых технологий, неясный горизонт окупаемости, отсутствие долгосрочной государственной программы стимулирования разработки ТРИЗ, отсутствие ясности в долгосрочных прогнозных показателях развития отрасли, в совокупности, пока секвестируют инвестиции в этом сегменте».

Портфель трудноизвлекаемых запасов «Роснефти» включает запасы таких месторождений, как Приобское, Приразломное, Северо-Комсомольское, Северо-Хохряковское, Ван-Еганское, Русское и Мессояхское, а также залежи углеводородов ачимовской, тюменской и баженовской свит, сообщила гендиректор НААНС-Медиа.

По данным Роснедр, извлекаемые запасы нефти открытых в 2020 году месторождений составили 550,9 млн тонн, газа 203,8 млрд куб м, конденсата 0,02 млн тонн. Основной прирост запасов в 2020 произошел за счет Западно-Иркинского месторождения ООО «Восток Ойл», сообщается в Государственном докладе о состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов в РФ в 2020 году. По словам Тамары Сафоновой, при условии реализации проекта в полном объеме, он может обеспечить прирост нефтедобычи в объеме до 100 млн тонн нефти в год, такой объем добычи покрывает на текущий момент выбывающие объемы истощенных, а также законсервированных месторождений во время ковидного 2020 года.

«Наиболее перспективным является Пайяхское нефтяное месторождение, — сказала Тамара Сафонова. — Арктика и Северный морской путь – одни из основных драйверов роста для нефтегазовой отрасли в перспективе ближайших десятилетий. После Арктики вторым перспективным регионом для добычи нефти на шельфе России является акватория Каспийского моря».

По словам эксперта, технологический потенциал нефтедобычи, созданный в советский период, постепенно сокращается, и перспектива нефтедобычи на старых месторождениях напрямую взаимосвязана с инновационными технологиями.

…И что нужно, чтобы её извлечь

Исторически глобальные западные компании, такие как Shell или BP, заходя на новые рынки и реализуя сложные проекты по добыче нефти на шельфах или из трудноизвлекаемых месторождений, кооперировались с западными IT-компаниями, чтобы те разрабатывали им необходимое ПО, рассказал «Московской газете» эксперт Финансового университета при правительстве РФ, ведущий аналитик Фонда национальной энергетической безопасности Игорь Юшков:

«Хороший пример – Норвегия, где добыча на шельфе развивалась с 80-ых годов. Норвегия постепенно стала одним из мировых лидеров в плане технологий бурения, и вся IT-отрасль страны выстраивалась по заказу энергетиков. Западные компании: европейские и американские, сейчас являются лидерами в плане ПО для нефтегазового сектора».

Подобное ПО производится и в России, и в Китае, но это пока «догоняющий тренд», отметил ведущий аналитик ФНЭБ.

«В России мы многие годы пользовались западными решениями, не было потребности срочно делать свой продукт, — пояснил энергетик. — ПО нужно для сложных операций – таких, как бурение сложных скважин, многостадийный гидроразрыв пласта и т.д. И наша российская компания всегда могла нанять глобального игрока вроде Halliburton или Schlumberger, чтобы пробурить скважину на конкретном участке. И тот же Schlumberger сам договаривался со своими IT-компаниями по поводу ПО и на своём оборудовании бурил скважину. А вот после 2022 года многие сервисные западные компании ушли из России. Если говорить о Китае, то там делают подобное ПО, копируют с западного, но ничего прорывного пока не создали. Но, учитывая, как быстро развивается КНР, я думаю, что в скором будущем это не должно стать проблемой. В России лидером по IT и цифровизации в нефтегазе была и остаётся «Газпромнефть» — компания целенаправленно делала упор на этом направлении, занималась созданием «цифровых двойников» месторождений и т.д. Но это совершенно необязательно делалось на российском ПО и российском оборудовании».

В силу этой ситуации добыча нефти в России может упасть, но не в ближайшее время, считает Игорь Юшков:

«Это скорее проблема будущего, потому что все новые перспективные участки – это сложные месторождения: либо на шельфе, либо на суше, но со сложной геологией. И там понадобится это ПО, о котором мы говорим. Пока что мы движемся по инерции тех месторождений, которые уже введены в эксплуатацию. А вот в перспективе 5-7 лет и далее санкционный эффект может сказаться на разработке сложных месторождений».

Конкурентность российского ПО

О ситуации на рынке и характеристиках отечественного софта для нефтедобычи «Московской газете» рассказал производитель этого продукта, гендиректор российской IT-компании «Эттон» Ефим Климов:

«В нефтегазовой отрасли используется очень много видов ПО в том числе геофизического моделирования. Например, мы занимаемся системой управления промысловыми данными и ИОНА (инвестиционная оценка нефтегазовых активов), изучающие данные по находящимся на конкретном участке ресурсам, анализ, прогноз добычи, оценка инвестиционной привлекательности объекта без использования Excel. Вывод продукта на рынок в этой отрасли занимает от 3 до 5 лет при условии того, что уже есть опыт общения с заказчиком, обозначена проблема, поставлена задача. За год это не сделать».

«У нас вся нефтегазовая отрасль в части информационных технологий всегда работала на софте крупнейших нефтесервисных корпораций: Schlumberger, Baker Hughes, Petroleum Experts, а особенно в России любят ПО Schlumberger. При этом западное ПО создано под определённые операционные системы, на языках программирования, актуальных 20 и более лет назад. А мы можем использовать все современные технологии, применять гибкую систему разработки, искусственный интеллект, облачные системы, работать с большими данными. Мы используем продукты, локализованные в России, находящиеся в реестре отечественного софта, за них не нужно платить никаких отчислений. Но так как зарубежные компании очень долго заходили на наш рынок, заменить их не просто. Наши крупные госкорпорации в этом плане несколько неповоротливы. Сейчас, задумываясь об оптимизации каких-то бизнес-процессов на промысле, мы планируем на 2 года. ТЗ пишем на 1 год вперёд. Через 1 год – конкурс, закупка – через 2 года. Небольшим IT-компаниям в этом секторе очень тяжело. Здесь должны подключаться государственные институты поддержки. Эта поддержка пока не доходит до малых и средних компаний», — рассказал гендиректор «Эттон».

Обладая определёнными преимуществами на российском рынке, отечественное ПО в сфере нефтедобычи всё-таки уступает зарубежному по объему параметров для анализа данных, отметил Ефим Климов.

«Есть, например, немецкая компания SAP — крупнейший разработчик баз данных. У них за 50 лет накоплен огромный опыт внедрения во всех отраслях: в лёгкой промышленности, газовой промышленности и т.д. Продукт, который 50 лет создавался – это огромное количество кейсов, сотни внедрений во всем мире. Масса параметров, по которым с производителями западного ПО трудно конкурировать не только малым и средним российским предприятиям, но и «дочкам» «Роснефти» и «Газпрома», компаниям с тысячами разработчиков», — заключил гендиректор «Эттон».