Трудная нефть: зачем нефтяники уходят в цифру
Пока нефтяники снимают сливки с благоприятной рыночной конъюнктуры. Но каждая новая тонна нефти будет даваться все тяжелее и стоить все дороже. Чтобы сохранить рентабельность и конкурентоспособность, приходится инвестировать в новые технологии
Нефтяные котировки добрались до 75 долларов за баррель Brent. С начала года они выросли примерно на четверть. Благодаря такой конъюнктуре компании получают прекрасную прибыль. Даже американские сланцевики смогут поправить свои дела и отдать часть многомиллиардных кредитов.
Российские нефтяники тоже в хорошем плюсе. Но не стоит так уж радоваться текущему благополучию: старые месторождения истощаются, приходится начинать работать с трудноизвлекаемыми запасами — на шельфе, в Арктике. Конкуренция же при этом становится все жестче, поскольку новые технологии снижают себестоимость добычи сланцевой нефти.
Сланцевикам баррель обходится в 20–60 долларов, мейджорам, таким как Exxon, Shell, BP, — в 5–12 долларов, российским вертикально интегрированным компаниям («Роснефть», «ЛУКойл», «Газпром нефть») — в 3–7 долларов, говорит Дмитрий Александров, главный стратег компании «Универ Капитал». Но это без учета логистики и налогов, которые увеличивают расходы на порядок. В итоге около 52% выручки отечественные нефтяники тратят на акцизы, таможенные пошлины и НДПИ, поясняет Вячеслав Абрамов, директор офиса продаж «БКС Брокер». При этом на новых месторождениях в России затраты составляют уже 15–17 долларов, а трудноизвлекаемые и шельфовые запасы обходятся в 22–25, отмечает он.
Дмитрий Александров считает, что в России можно ждать постепенного роста себестоимости добычи нефти за счет роста доли трудноизвлекаемых ресурсов и шельфа, а в США — снижения за счет совершенствования технологий работы со сланцевыми залежами. Exxon намерена снизить себестоимость добычи в Пермской сланцевой формации США примерно до 15 долларов за баррель, говорит Вячеслав Абрамов.
Ведущие компании тратят сотни миллионов долларов на R&D. Так, британская BP в прошлом году вложила в исследования и разработки 429 млн долларов, а Shell — миллиард. Российские компании своих расходов по этому сегменту не раскрывают, но «Роснефть» сообщала, что потратила на инновации в 2016 году 44,1 млрд рублей, то есть примерно 700 млн долларов.
Чтобы сохранить конкурентоспособность и эффективность, надо снижать затраты и, соответственно, инвестировать в инновации и новые технологии, в том числе в «цифру». Самый масштабный проект цифровой трансформации среди российских нефтяников реализует «Газпром нефть».
Оцифрованная Арктика
Когда в Москве апрельское солнце и плюс десять, а в Нью-Йорке около плюс двадцати, в районе Обской губы морозы и стоит лед. Часть этого гигантского залива, где река Обь впадает в Карское море, освобождается от ледяного покрова только к середине лета, и то всего на два-три месяца. Но лед и холод давно уже не останавливают нефтегазовые компании, которые охотятся за сокровищами Арктики. Сегодня работать за Полярным кругом им помогают новейшие ледоколы и цифровые технологии.
В середине апреля «Газпром нефть» поставила на дежурство в Обской губе свой второй дизель-электрический ледокол, названный в честь полярного исследователя Андрея Вилькицкого. В декабре прошлого года на корабль с оранжевыми бортами, спортзалом и компьютерной начинкой могли вживую посмотреть жители и гости СанктПетербурга. «Андрей Вилькицкий» на несколько дней пришвартовался на Английской набережной, а затем отправился в Арктику, где присоединился к своему близнецу по имени «Александр Санников».
В акватории Обской губы два построенных в Выборге ледокола, а также десять танкеров усиленного арктического класса работают в рамках проекта «Новый порт». Помимо спецфлота в нескольких десятках километрах от берега в 2016 году были построены «Ворота Арктики» — единственный в мире нефтеналивной терминал, работающий в пресных водах и сложных ледовых условиях. На ворота терминал не похож, а выглядит как подъемный кран, к которому прицеплен шланг для перекачки нефти.
Все эти технические изыски нужны, чтобы в круглогодичном режиме отгружать и поставлять покупателям нефть сорта NovyPort с Новопортовского месторождения, извлекаемые запасы жидких углеводородов которого превышают 250 млн тонн, а газа в недрах около 320 млрд кубометров. Месторождение было открыто больше полувека назад, но тогда технологический уровень не позволял вести добычу в Арктике.
Да и сейчас цена вопроса остается крайне высокой. «Газпром нефть» сообщает, что инвестиции в освоение Новопортовского месторождения с начала реализации проекта составили более 300 млрд рублей, за это время введено в эксплуатацию 11 объектов инфраструктуры, добыто более 15 млн тонн нефти.
Оранжевые ледоколы и желтые «Ворота Арктики», как и ледостойкая нефтяная платформа «Приразломная» (установлена «Газпром нефтью» в 2011 году в Печорском море в 60 км от берега), лишь видимая часть технологических новинок, которые брошены на освоение Арктики. Вся логистическая инфраструктура в регионе объединена в единую цифровую систему управления «Капитан».
В режиме реального времени обрабатываются данные об объемах суточной добычи на Новопортовском и Приразломном месторождениях, объемах накопления нефти в нефтехранилищах, местоположении и движении примерно полусотни судов, данных о ледовой обстановке на маршрутах, графиках приливов и отливов, погодных условиях и проч. Всего система обрабатывает около семи тысяч входных параметров и выдает оптимальные логистические решения.
Система самостоятельно формирует оптимальный график использования танкерного и ледокольного флота, отгрузок с терминалов и плавучего нефтехранилища и синхронизирует все звенья цепочки поставок. В «Газпром нефти» уверяют, что «функционал позволяет оперативно формировать график отгрузок нефти с горизонтом до трех лет, что обеспечивает возможность оптимизации состава фрахтуемого и собственного флота компании».
«Внедрение системы позволило значительно сократить сроки планирования и согласования операций по отгрузке нефти и оптимизировать транспортные издержки», — говорят в компании.
По словам председателя правления «Газпром нефти» Александра Дюкова, применение цифровых технологий в Арктике позволило снизить затраты на десять процентов в рамках действующей логистической схемы круглогодичного вывоза нефти арктических сортов.
Арктический «Капитан» стал частью программы комплексной цифровой трансформации всего бизнеса «Газпром нефти», которая стартовала в 2018 году и должна быть в основном завершена к 2030-му.
Новые технологии и методы управления, в частности, позволят оптимизировать сроки реализации крупных проектов добычи нефти и газа. Кроме того, «Газпром нефть» в течение нескольких лет планирует в два раза сократить период получения первой нефти с месторождений, рассказал «Эксперту» директор по цифровой трансформации (Chief Digital Officer) Андрей Белевцев. Кроме того, предполагается, что цифровые инструменты будут внедрены во всю цепочку создания стоимости продукции: от нефтеперерабатывающих заводов до автозаправок.
Двойники и нейросети
По словам Андрея Белевцева, в «Газпром нефти» уже реализовано более двухсот цифровых пилотов и проектов различного масштаба, которые охватывают все сегменты деятельности — от разведки до сбыта. В основном это собственные разработки, поскольку зачастую невозможно купить на рынке готовые решения, которые полностью отвечали бы потребностям компании.
Один из самых успешных и продвинутых проектов — Центр управления бурением «ГеоНавигатор». В портфеле «Газпром нефти» доля трудноизвлекаемых запасов составляет около 70%, для их разработки приходится бурить горизонтальные и многоствольные скважины. Этим процессом инженеры центра управляют дистанционно, работая на программном обеспечении собственной разработки, и используют искусственный интеллект и нейронные сети. Геологические модели оперативно уточняются в процессе бурения, что позволяет оптимально расположить скважины в нефтяных пластах, сократить сроки и стоимость их строительства.
Начальник «ГеоНавигатора» Виталий Корябкин рассказал «Эксперту», что после начала работы центра коэффициент эффективности проводки горизонтальных скважин по нефтяному пласту вырос с 65 до 92%. «В 2018 году специалисты центра сопровождали бурение около 900 скважин, в планах на 2019 год — около 950 скважин», — поделился он планами.
Самообучающаяся программа для оптимизации затрат при строительстве сложных горизонтальных скважин разработана Научно-техническим центром (НТЦ) «Газпром нефти». Ее тиражирование на активы компании, по расчетам, позволит снизить расходы на создание новых скважин примерно на миллиард рублей и сократит сроки их бурения.
В компании успешно испытали собственную цифровую систему для повышения эффективности нефтедобычи. Программа позволяет проанализировать тысячи вариантов разработки месторождений и выбрать лучшие. По оценкам ее разработчиков из НТЦ, экономический эффект от внедрения нового цифрового продукта только на пилотных месторождениях «Газпромнефть-Востока» и «Славнефть-Мегионнефтегаза» составит более 500 млн рублей за пять лет.
Компания также создает цифровые двойники месторождений и производственных объектов. Цифровые двойники пласта необходимы для изучения фильтрации и анализа коэффициента извлечения нефти на уровне месторождения, для исследования образцов керна и моделирования процессов вытеснения нефти на микроуровне, поясняет начальник департамента цифровых технологий и геологической экспертизы Научнотехнического центра Борис Белозеров.
Отдельно стоит отметить цифровые двойники замкнутой системы «пласт — скважина — инфраструктура». Это интегрированные цифровые двойники пласта месторождения, скважин и наземной инфраструктуры. Борис Белозеров отмечает, что они позволяют провести сценарное моделирование для определения оптимальных условий добычи нефти и газа с учетом экономической модели.
В сегменте upstream реализуется уникальный исследовательский проект «Когнитивный геолог». Его задача — ранняя и быстрая интеграция различных типов данных, получаемых при разведочных работах, в единую геологическую модель. В компании надеются, что это позволит сократить сроки работ с трех лет до 6–12 месяцев и оптимизировать затраты более чем на 30% на ранних этапах работы с активом.
Есть успехи и в снижении себестоимости добычи трудноизвлекаемой нефти на баженовской свите в Западной Сибири. Ее проницаемость в тысячу раз ниже, чем у традиционного нефтяного коллектора, но, по оптимистическим оценкам, ресурсы могут достигать 18–60 млрд тонн.
При этом эффективных технологий работы с такими формациями пока нет. «Газпром нефть» в партнерстве с двумя десятками компаний из разных стран пытается раскачать Бажен. В 2018 году в тестовом режиме внедрено восемь новых технологий бурения и внутрискважинных работ. Первая полученная «трудная» нефть стоила примерно 45 тыс. рублей за тонну, сейчас «Газпром нефти» удалось снизить этот показатель до 28 тыс. рублей. Ближайшая цель — снизить себестоимость добычи сначала до 18 тыс., а затем и до 14 тыс. рублей и начать коммерческую добычу к 2025 году. 14 тыс. — это примерно 30 долларов за баррель по текущему курсу. С таким показателем можно рассчитывать на прибыль. Но пока придется тратиться: инвестиции в проект на ближайшие три года оцениваются в 25 млрд рублей.
Нефтепереработка и сбыт тоже охвачены цифровой трансформацией. Здесь работает Центр управления эффективностью, который в числе прочего является оператором системы «Нефтеконтроль». К ней через сеть датчиков подключены 100% АЗС компании, 80% нефтебаз и топливозаправочных комплексов, нефтеперерабатывающие заводы. В следующем году она охватит все перерабатывающие, логистические и сбытовые подразделения «Газпром нефти». В компании сообщают, что система вдвое повысила достоверность учета, сократила потери по качеству и количеству продукции, и за первые полгода работы центра оптимизационный эффект превысил 4,7 млрд рублей.
Расходы неизвестны
Оценить общий масштаб расходов «Газпром нефти» на цифровизацию практически невозможно. Компания не раскрывает данных именно по «цифре», поэтому приходится ориентироваться лишь на общие показатели капитальных затрат. По итогам прошлого года они составили 375,2 млрд рублей против 357,1 млрд в 2017-м. Затраты увеличились по всем сегментам. В частности, в разведке и добыче капвложения выросли на 1,8%, до 227,9 млрд рублей, в том числе вследствие введения в эксплуатацию тех самых ледоколов.
«Сложно выделить сумму, относящуюся именно к цифровой трансформации, так как цифровые инициативы непосредственно связаны с другими проектами и направлениями деятельности, реализуемыми в компании», — пояснил «Эксперту» Андрей Белевцев.
Например, при внедрении новых подходов к управлению на основе цифровых технологий зачастую необходимо дооснащение производства дополнительным оборудованием, датчиками и прочими устройствами для обеспечения сбора полного ассортимента данных для создания полноценных моделей. «И доля затрат именно на цифровые проекты составляет меньшую часть в такой модернизации, притом что основной экономический эффект создается чаще всего именно после реализации “цифровой части” изменений», — говорит г-н Белевцев.
Совокупные затраты можно оценить лишь очень примерно. Только на оплату труда специалистов может уходить несколько миллиардов рублей в год. Так, по словам Андрея Белевцева, если говорить о «чисто цифровых» специальностях, то сегодня в компании можно насчитать несколько сотен такого рода специалистов. Если добавить к ним всю функцию ИT и промышленной автоматизации — добавится еще несколько тысяч.
«Только в Санкт-Петербурге у нас есть несколько цифровых экосистем, в которых работают более двух с половиной тысяч человек», — рассказывает он.
По данным отчетности компании за 2017 год (информации за прошлый год пока нет), в секторе «научная деятельность» работало 965 из 67 882 человек. Половина общей численности персонала приходилась на руководителей, специалистов и служащих, вторая половина — на рабочие специальности. Расходы на персонал составили 106,9 млрд рублей. По итогам прошлого года они выросли на 11,6%, до 119,3 млрд рублей. Так что, вероятно, увеличился и персонал компании, в том числе число «научников».
Вычленить «цифру» нельзя и из финансовых результатов компании. Реализованные проекты приносят значимый экономический эффект, уверяет Андрей Белевцев. Этот эффект складывается из минимизации потерь, минимизации отклонений от оптимального плана, увеличения добычи, сокращения сроков бурения, сокращения затрат — и в целом реализуется как значимый прирост EBITDA компании.
Но на финансовый результат влияет множество других факторов — от цен на нефть до действий российского правительства, касающихся участия в сделке ОПЕК+ и регулирования внутреннего рынка моторного топлива. Так, в прошлом году мировая конъюнктура была весьма благоприятной, цены дошли до максимумов с 2014 года.
По оценке Минфина России, средняя цена нефти отечественной марки Urals по итогам января—декабря 2018 года составила 70,01 доллара за баррель, что на 32% выше показателя за предыдущий период.
Группа «Газпром нефти» в целом при этом увеличила добычу углеводородов (с учетом доли в ассоциированных и совместных предприятиях) на 3,5% относительно результатов 2017 года — до 92,9 млн тонн нефтяного эквивалента. Впрочем, без учета СП добыча нефти осталась на уровне 2017 года — 49,65 млн тонн. Падение производства на старых месторождениях компенсировали Новопортовское и Приразломное, где добыча выросла на 22 и 20,8%, до 7,26 млн и 3,19 млн тонн соответственно.
Рост цен на нефть и рост добычи на крупных проектах привели к росту показателя «скорректированная EBITDA» на 45,1%, до 800 млрд рублей, говорится в анализе финансового состояния и результатов деятельности «Газпром нефти» за 12 месяцев, проведенном ее руководством. По итогам работы в 2018 году компания получила рекордную чистую прибыль по МСФО — 376,7 млрд рублей (плюс 48,7% к 2017 году).
Прибыль компании растет быстрее добычи (График 1)
Санкции как угроза
Когда цифровые технологии глубоко внедряются в производственный процесс, по факту уже трудно или невозможно выделить суммы, затрачиваемые именно на них, говорит Георгий Ващенко, начальник управления операций на российском фондовом рынке ИК «Фридом Финанс». По его мнению, переход на «цифру», по сути, такой же революционный сдвиг, как внедрение машин, компьютеров, электронного документооборота. «Это в свое время повысило расходы или снизило их? Но ни одна современная компания не возвращается к использованию лошадей в качестве транспорта и гусиных перьев вместо принтеров», — говорит аналитик.
При этом в вопросах цифровизации российские компании находятся в положении догоняющих — сказывается, в том числе, отсутствие конкурентной среды, добавляет директор группы по природным ресурсам и сырьевым товарам FitchRatings Дмитрий Маринченко. «США, где нефтяная отрасль существует по принципу “побеждает сильнейший”, а компании конкурируют за доступ к капиталу и одержимы идеей снижения издержек и повышения эффективности, идут далеко впереди», — подчеркивает он.
Но это не значит, что российским компаниям не стоит более активно внедрять в свои процессы алгоритмы, связанные с анализом больших объемов данных, моделированием сложных процессов и т. д. По мере истощения существующих месторождений будут расти издержки и падать добыча, а использование цифровых технологий и автоматизация процессов могут помочь увеличить коэффициент извлечения нефти и снизить затраты.
Георгий Ващенко также подчеркивает, что «Газпром нефть» отчасти вынуждена разрабатывать собственные цифровые продукты, поскольку сейчас просто нет предложений по цифровизации бизнеспроцессов крупных компаний по типу умного дома «под ключ».
Создавать технологии с нуля — задача почти невыполнимая, считает Дмитрий Маринченко. Более разумно пользоваться готовыми решениями, которые предлагают западные компании, где возможно постепенно осуществлять локализацию.
Действительно, «Газпром нефть» старается делать упор на собственные кадры и разработки, но обойтись без сотрудничества с зарубежными компаниями сложно. Тот же «Когнитивный геолог» делается в партнерстве с IBM. А услуги по организации передачи данных для «Капитана» закупаются у иностранцев. Как отмечалось в материалах «Газпром нефти», сейчас она ведет переговоры с компанией «Газпром космические системы» о запуске новых спутников с установленными приемниками автоматической идентификационной системы (АИС).
Правительство поставило задачу уйти от импортозависимости в нефтегазовой отрасли в ближайшие несколько лет, Минпромторг утвердил «План мероприятий по импортозамещению в отрасли нефтегазового машиностроения». Но эксперты считают, что это трудновыполнимая задача. С зависимостью от западных технологий в ближайшее время что-то сделать будет сложно, полагает Дмитрий Маринченко. Ситуацию осложняет и действующий санкционный режим, который запрещает прямые продажи западных технологий для работы на российском шельфе и с трудноизвлекаемыми запасами.
Ужесточение санкционного режима со стороны Запада в отношении России, если оно произойдет, может существенно затормозить внедрение цифровых технологий, уверен г-н Маринченко. Впрочем, есть надежда, что ход, который набрали российские компании, все же позволит избежать резкого торможения.
Рост добычи компании обеспечен равным ростом капитальных затрат. График 2
Фотографии предоставлены компанией
Хочешь стать одним из более 100 000 пользователей, кто регулярно использует kiozk для получения новых знаний?
Не упусти главного с нашим telegram-каналом: https://kiozk.ru/s/voyrl