Нефтегазовая отрасль становится одной из самых «оцифрованных» в последние годы. Тренд обусловлен сложностью работы в условиях Крайнего Севера, существенными затратами материальных и человеческих ресурсов. Для решения этих проблем «Ростелеком» недавно завершил опытно-промышленные испытания «цифровых скважин» — систем онлайн-сопровождения месторождений с использованием интернета вещей. Эксперт указывает, что внедрение IIoT способно повысить эффективность использования оборудования до 89%.
Директор макрорегионального филиала «Урал» ПАО «Ростелеком» Сергей Гусев (в центре) презентовал в Санкт-Петербурге решения для нефтегазовой отрасли
Фото: Пресс-служба "Ростелеком-Урал"
В конце ноября в Санкт-Петербурге компания «Ноябрьскнефтегазсвязь» (дочернее предприятие «Газпром нефти») провела конференцию «Телеком-полигон: телекоммуникационные технологии и сервисы для нефтегазовой отрасли». Одним из основных партнеров конференции выступил «Ростелеком». Оператор уже не первый год реализует проекты для нефтяников. Директор макрорегионального филиала «Урал» ПАО «Ростелеком» Сергей Гусев отметил, что сейчас выстраивание телеком-инфтраструктуры на удаленных территориях становится выгодным и перспективным. «Появляется возможность одновременно подключать к оптике заправки и удаленные объекты нефтегазовых компаний. Кроме того, развитие инфраструктуры включено в нацпрограмму “Цифровая экономика”, а “Ростелеком” — одна из немногих компаний, которая заходит на удаленные территории»,— пояснил он. Так компания переходит от «интернета для людей» к «интернету для машин». Компания уже давно стала одним из основных поставщиков подобных комплексных решений, в частности — для группы компаний «Газпром нефть».
Одним из «цифровых» проектов, которые реализует «Ростелеком», стал контроль трубопроводов от месторождения. «Не секрет, что по всей его длине достаточно много врезок, воровства. Есть готовые решения по контролю трубопроводов: от привычных телеком-систем наблюдения до интеллектуальных. К последним, например, относится заканчивая видеоаналитика. Все это позволяет уменьшить потери, увеличить надежность и эффективность, благодаря тому, что капремонт или техобслуживание происходит вовремя»,— рассказывает господин Гусев.
Прежде чем реализовать любой проект, оператор анализирует рынок, которому намерен его предложить. «Мы всегда определяем три аспекта,— объясняет директор проектов макрорегионального филиала Урал ПАО «Ростелеком» Владислав Сюркаев.— Первый — кому это нужно — коммерческий аспект: кто-то должен быть пользователем. Второй — как это сделать, технологический. И третий — нормативно-правовой: возможно ли это реализовать на территории предприятия по его регламентам, по закону».
В ходе конференции «Ростелеком» представил нефтяникам ряд комплексных решений для оптимизации бизнес-процессов и информационной безопасности, в числе которых — «Цифровая скважина». Компания уже завершила пилотные испытания систем в нефтегазовых компаниях и готова внедрять их на месторождениях в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономном округах
Проблемы
Решение задачи цифровизации ради цифровизации не даст никакого эффекта, уверены в «Ростелекоме». Углеводороды добывают на территориях крайнего севера — в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах. В силу сложности работы и труднодоступности месторождений возникают эксплуатационные издержки, а все затраты закладываются в конечную стоимость нефти и нефтепродуктов.
Так, например, сейчас на многих месторождениях работают линейные обходчики, которые на спецтехнике объезжают их и осматривают парк оборудования. По регламенту этот человек приезжает несколько раз в неделю. Стоимость поездки достаточно высока, учитывая природные и инфраструктурные условия. Кроме того, в случае ЧП на месторождении сотрудник узнает о нем не раньше, чем в день своего визита. «Ликвидация последствий аварий бьет по карману нефтяных компаний. Поэтому оперативность реагирования зачастую очень важна»,— уверен господин Сюркаев. Нельзя также исключать возможность влияния человеческого фактора — ошибок и погрешностей сотрудников.
Кроме того, при нефтедобыче из скважины выкачивается нефтесодержащая смесь, этот процесс серьезно изнашивает оборудование. Другая проблема в том, что скважина быстро забивается, и если ее своевременно не очистить, ежедневная добыча может сократиться в несколько раз. «За счет того, что операторы часто находятся далеко, скважина может неэффективно работать продолжительное время»,— приводит пример Владислав Сюркаев.
Решения
«Чтобы повысить эффективность нефтедобычи, предприятия думают, как избавиться от издержек традиционных методов обслуживания: стоимость бензина, техники, неэффективной работы»,— полагает господин Сюркаев. Одним из способов решения становится предлагаемая «Ростелекомом» «цифровая скважина», которая позволяет перейти к ситуационному обслуживанию и приезжать на месторождение только в случае необходимости. Состояние скважины отслеживается в реальном времени: давление, потребляемое электричество, количество добытой нефти и другие параметры.
«Цифровая скважина» реализуется на оборудовании пермской компании «Россма» с использованием программного обеспечения «Ростелекома». В основе — технология промышленного интернета вещей (IIoT). Оборудование использует сети LPWAN и стандарты LoRaWAN. «Сегодня LoRaWAN — самый доступный стандарт технологии LPWAN для использования на удаленных распределенных объектах. Его преимущество во встроенных механизмах кодирования, энергонезависимости, низкой стоимости владения и большом радиусе охвата: сейчас технология позволяет передавать данные на расстояния порядка 20 км, в отдельных проектах — до 45 км»,— рассказывает директор по развитию компании «Россма» Алексей Голдобин.
Оборудование ставится на уже существующее на месторождениях, делая его «умнее» и давая возможность передавать данные. Это устройства для контроля доступа, управления исполнительными механизмами, учета импульсов или частоты и другие. Сейчас интеграция проведена с производителями, оборудование которых сегодня эксплуатируются на объектах: станции управления, установки депарафинизации, электросчетчики. «Таким образом, мы сопряжены со всеми датчиками, которые имеют аналоговый и цифровой интерфейс»,— пояснил господин Голдобин.
Для обработки поступающих данных необходимо программное обеспечение. Его производством занимается «Ростелеком». Оно позволяет в режиме реального времени снимать показания датчиков и видеть состояние оборудования. Кроме того, существуют системы автоматического управления технологическими процессами (АСУТП). «Это когда машина принимает решения по заданному людьми алгоритму,— поясняет Владислав Сюркаев. — Элементы АСУТП существуют у каждой компании, они могут на основании объективных данных, используя математическое моделирование, предсказать вероятные поломки».
«За счет внедренных технологий предприятия снижают издержки по задействованному на обходах персоналу, контролируют ремонтные работы за счет контроля всех операций и снижения рисков внепланового простоя на объекте»,— уверен Алексей Голдобин. «Это позволяет увеличивать прибыль с каждого добытого литра, не допускает рост стоимости на внутреннем рынке нефти производных продуктов: бензина, керосина и других»,— добавляет Владислав Сюркаев.
Нормативно-правовой аспект
Внедрение новых технологий требует изменения нормативной базы, полагают в «Ростелекоме». Речь идет не только о законах РФ, но и о регламентах предприятий. «Например, если регламент диктует оператору в определенный день проверить скважину и переписать показания датчиков, в случае аварии он должен вернуться на операторский пункт и вернуться на месторождение со службой экстренного реагирования»,— отмечает Владислав Сюркаев.
Однако даже с появлением информационной системы оператор поедет на эту скважину в тот же конкретный день и сообщит об экстренной ситуации только, когда это позволяет регламент, считает эксперт. «Поэтому ограничения — это в том числе система выстроенных на предприятии процессов. Если не делать реорганизацию внутри компании, не менять подход, информационная система не поможет достичь нужных эффектов»,— признает господин Сюркаев. Доказать это пытаются производители оборудования. «Под цифровизацией сегодня понимается новый взгляд на ведения бизнеса, который есть в нефтяных компаниях»,— подчеркивают в «Ростелекоме».
Экспертное мнение
По результатам исследования компании Aberdeen, внедрение IIoT способно повысить эффективность использования оборудования до 89%, сократить простои и расходы на техническое обслуживание на 3,5% и 13% соответственно, сообщили в компании VMware. «Большинство ключевых игроков нефтегазового рынка, безусловно, двигаются в сторону развития и внедрения цифровых технологий. Но говорить о массовой цифровизации сектора пока рано. Цифровые инициативы по большей части реализуются локально, запускаются пилотные проекты. Компании присматриваются и трансформируются постепенно»,— рассказывает архитектор бизнес-решений компании VMware Артем Гениев.
Кроме того, при внедрении цифровых решений, отмечает он, нефтяники сталкиваются с рядом трудностей, которые начинаются уже на этапе детализации сценариев применения технологий IIoT в конкретной компании. «На практике оказывается не так просто сформулировать четкие бизнес-требования, учитывая характерное для российских нефтедобывающих предприятий разнообразие сервисных партнеров и дочерних и зависимых обществ»,— поясняет господин Гениев. Далее, когда определяется высокоуровневая целевая архитектура бизнес-процессов и поддерживающих их технологий, компании сталкиваются на каждом архитектурном слое с многообразием решений IIoT: стандарты, количество платформ и экосистем и другие.
Отдельно эксперт останавливается на вопросах информационной безопасности. «Многие сценарии применения IIoT предполагают, что ранее абсолютно изолированные даже внутри предприятия сегменты производственных систем (АСУТП) должны в реальном времени обмениваться данными с другими информационными системами, причем этот обмен не является односторонним и производственные системы получают непрерывное управляющее воздействие»,— поясняет эксперт. Это, по его словам, приводит к увеличению поверхности возможной атаки и создает необходимость пересмотра стратегии информбезопасности. Одним из возможных вариантов может быть стратегия с «нулевым уровнем доверия», полагает господин Гениев.
Кроме того, проблемной областью становится организация производительного и безопасного сетевого подключения производственной площадки, а также организация ИТ-инфраструктуры для размещения систем первичной обработки и анализа данных. Тут же встает вопрос управления параметрами производственных процессов в реальном времени.
Однако даже если все эти проблемы решены, остается вопрос объединения «классических ИТ» и «производственных ИТ» — этого требует специфика производственных предприятий. Объекты инфраструктуры IIoT необходимо наблюдать, контролировать их состояние, управлять их жизненным циклом, обновлять (в том числе в контексте обеспечения информбезопасности) и так далее. «Как правило, на производственных предприятиях “классическое ИТ” и “производственное ИТ” являются отдельными организациями, в то время как IIoT требует их интеграции и взаимопроникновения. С одной стороны, “классическое ИТ” привносит лучшие практики по управлению жизненным циклом объектов инфраструктуры, с другой — получает знания по организации производства от коллег из “производственного ИТ”»,— поясняет Артем Гениев.