Добавить статью в Кабинет

Информационные технологии на службе нефтегазовой отрасли России

07/02/2017 Автор:

cisco_oil_780-1

 

На современном этапе развития нефтегазовой отрасли России достаточно актуальными являются задачи по эффективному интегрированию отечественных предприятий в рыночную экономику с параллельным реформированием отрасли в целом и созданием современных систем менеджмента на основе внедрения принципиально новых моделей принятия решений. Динамизм и неопределенность рыночной экономики предполагают необходимость формирования новых подходов, новых управленческих технологий для стратегического развития предприятий, для максимально эффективной их адаптации к изменениям внешней среды с учетом реально существующего спектра рисков. Этим и объясняется необходимость внедрения современных информационных технологий.

Рынок информационных технологий в нефтегазовой отрасли России и стран СНГ (оптимизация производственных и бизнес-процессов в вертикально интегрированных компаниях нефтегазового сектора, экономное и эффективное обустройство месторождений нефти и газа, обеспечение надежности функционирования систем трубопроводного транспорта и т.д.) пока что достаточно консервативен. Шанс завоевать доверие у формирующегося класса эффективных собственников имеют только те консалтинговые и инжиниринговые IT-компании, которые могут оправдать ожидания руководства предприятий нефтегазового сектора относительно получения четкого управленческого контроля с конкретными бизнес-результатами. Одним из таких результатов может быть формализация бизнес-процессов с закономерным повышением прозрачности компании, увеличением ее стоимости и инвестиционной привлекательности. Ибо только так компания, предоставляющая передовые информационные технологии, может обеспечить себе серьезное позиционирование на российском нефтегазовом рынке.

Международный инвестиционный интерес к энергетическому рынку России связан, прежде всего, с его огромным потенциалом развития, в котором особое значение имеет освоение недр Восточной Сибири и Дальнего Востока. Так, перспективные (к 2015-2020 гг.) объемы добычи углеводородов в этих регионах (без севера Красноярского края) могут составить более 30 млн т нефти и более 60 млрд м3 природного газа в год. Кроме того уже запущена реализация двух проектов на шельфе о. Сахалин с объемами добычи до 30 млн т нефти с конденсатом и более 40 млрд м3 газа в год. Запланировано строительство как экспортных, так и внутренних магистральных трубопроводов общей протяженностью более 15 тыс км.

Перспективы, как говорится, многообещающие. Однако есть ряд факторов, сдерживающих масштабный приток инвестиций в ТЭК России и, в частности, в его нефтегазовую отрасль. Это не только несовершенство законодательства, защищающего права частного инвестора, но и несоответствие существующих в российской практике управленческих традиций общепризнанным международным стандартам и технологиям ведения бизнеса, неотъемлемой частью которых являются использование современных информационных технологий, реализация концепции риск-менеджмента.

Для иллюстрации актуальности их внедрения в российский ТЭК попробуем проанализировать положение дел в сфере отечественного трубопроводного транспорта. Вот лишь некоторые цифры: в настоящее время в России эксплуатируется 218 тыс. км магистральных трубопроводов (150 тыс. км газопроводов, 48 тыс. км нефтепроводов, 20 тыс. км нефтепродуктопроводов) и 350 тыс. км промысловых трубопроводов. Их состояние в части безопасности и безаварийной эксплуатации вызывает серьезную озабоченность. Практически все нефтепроводы и 80% газопроводов эксплуатируются свыше десяти лет, при этом 60% нефтепроводов и 40% газопроводов — более 20 лет. В условиях морального старения объектов нефтегазового комплекса решение задач бесперебойного обеспечения страны углеводородами и выполнения экспортных обязательств тесно связано с обеспечением их безопасности и надежности и, следовательно, с получением объективной информации об их состоянии и функционировании. По данных экспертов, к 2005 г. потери от техногенных катастроф могут составить до 150 млрд рублей.

На основе изучения статистики отказов выявлено, что аварийность трубопроводов снижалась по мере улучшения свойств материалов, совершенствования норм и качества их проектирования, строительства и эксплуатации. Рассмотрим в связи с этим лишь одну, достаточно актуальную для нефтяников и газовиков, проблему, связанную с развитием коррозионных процессов на трубопроводах. Так, относительная частота отказов, с ними связанных, для газопроводов России составляет в среднем 29% от общего числа. (Для сравнения: в США — около 30%; в Западной Европе — примерно 15%.) Подобные отказы в 30% случаев возникают в результате наиболее опасных стресс-коррозионных повреждений магистральных газопроводов, поэтому актуальна работа по их своевременной диагностике с помощью специальных внутритрубных дефектоскопов.

На нефтепроводах, не прошедших обследования и не подвергавшихся выборочному ремонту, среднее число аварий и отказов из-за коррозии за последние 15 лет составило 0,74 на 1 тыс км в год. Около 35% нефтепроводов практически не имеют антикоррозионной защиты из-за значительной потери защитных свойств покрытий. И как следствие этого — более 10 тыс. участков труб, прокорродированных до 50% от толщины их стенки. Такое положение через несколько лет может послужить причиной крупных аварий и техногенных катастроф, поэтому объем необходимого капитального ремонта и реконструкции действующих нефтепроводов для предотвращения техногенных рисков должен составлять не менее 7 тыс. км.

Особенно неблагополучно обстоят дела на нефтепромысловых трубопроводах. Там ежедневно (!) происходит 75-80 прорывов, из них более 50 — на коллекторах, причем более 90% этих аварий связано с внутренней коррозией. За последние годы условия эксплуатации промысловых трубопроводов (особенно в Западной Сибири) осложнились в связи с обводнением месторождений и резким увеличением концентрации коррозионно-активных веществ в пластовой воде. Такая ситуация, прежде всего, связана с последствиями применения экстенсивных методов нефтедобычи, «варварских» с точки зрения рационального природопользования, когда на месторождении извлекается только четверть запасов нефти. В результате срок эксплуатации нефтепроводов и водоводов существенно сократился. Возрастающие объемы использования ингибиторов коррозии, как и стальных труб с повышенной коррозионной стойкостью, не обеспечивают значительного увеличения срока службы трубопроводов и оборудования. Стеклопластиковые трубы применяются в малых объемах, а их «век», по данным экспертов, длится не более 15-20 лет.

Коррозионные повреждения отечественных трубопроводов начинают проявляться уже спустя пять-десять лет с начала их эксплуатации, приводя к резкому нарастанию частоты отказов. В то же время, по данным «Газпрома», заметное повышение аварийности из-за коррозии на магистральных газопроводах Западной Европы наблюдается только после 25-30 лет эксплуатации. Столь резкое различие объясняется массовым применением на зарубежных газопроводах труб с заводской изоляцией, в то время как в России такая технология только начинает внедряться.

Словом, налицо положительный западный опыт конкретного решения технологической проблемы. Заводская изоляция новых труб магистральных диаметров в России уже производится на ряде заводов, находящихся в основном в европейской части страны. Созданы производства по выпуску труб с трехслойным полиэтиленовым и эпоксидным покрытиями, оснащенные оборудованием для термообработки и современными методами неразрушающего контроля. Есть и производства, обеспечивающие нанесение гладкостного покрытия на трубы магистральных газопроводов. В результате стало возможным производство труб, соответствующих самым жестким российским и международным стандартам, в том числе и API 5L. Однако в случае транспортировки труб магистральных диаметров на расстояния более 1 тыс. км в условиях возможного перепада температур нередко наблюдаются повреждения целостности заводской изоляции. Кроме того в процессе строительства трубопровода должна обеспечиваться надежная защита стыков.

Таким образом, мы видим, что объем рабочей, технологической и управленческой информации резко возрастает. Поэтому для повышения эффективности менеджмента на предприятиях нефтегазовой отрасли оправдано внедрение крупных информационных систем, которые бы способствовали более глубокой проработке специализированных и зачастую интегрированных решений. Таких, например, как предотвращение развития неблагоприятных процессов, связанных с риском внезапного аварийного разрушения системы магистральных трубопроводов. Это — весьма интересное направление практического использования возможностей современных систем информационно-управленческой поддержки деятельности предприятия, поскольку появляется реальный шанс оперативного отслеживания таких процессов. В этом случае модули информационной системы позволяют оценивать риск разрушения трубопроводов из-за конструкционных, технологических или коррозионных причин, оценивают качество противокоррозионной защиты, осуществляют периодическую комплексную диагностику состояния магистральных трубопроводов.

К классу таких информационных систем, в частности, относится ЕМРАС, представительница группы систем ЕАМ-класса (Enterprise Asset Management). Ее эквивалент на российском рынке звучит как УФАП (Управление фондами и активами предприятия). Основой системы ЕМРАС являются модули «Управление активами и фондами», «Управление работами», «Управление персоналом», «Управление гарантиями», «Управление проектами», «Управление складами» и «Управление закупками». Системы этого класса успешно зарекомендовали себя практически во всех крупных нефтегазодобывающих компаниях мира, стремящихся к росту своей рыночной капитализации.

На этапе внедрения подобных систем строится полная «иерархия» основного оборудования предприятия с соответствующими паспортными характеристиками. В них также заносится вся необходимая информация о соответствующих единицах оборудования. Причем для каждой из них прописывается регламент ремонтных и контрольных работ с периодичностью их выполнения как по календарным срокам, так и по наработке. Ведется архив по всем работам и соответствующим затратам по каждой единице оборудования. В модуле «Управление работами» создают, планируют и фиксируют выполнение всех операций по техническому обслуживанию.

Таким образом, основной целью внедрения информационной системы в промышленном производстве является тотальный мониторинг производственных и бизнес-процессов на конкретном предприятии, сокращение расходов на поддержание надежности работы оборудования. Достигается это, в том числе, путем ведения финансовой и ремонтной истории всех единиц оборудования, сбора и обработки статистики по отказам и неисправностям, за счет ведения регламента оборудования и учета выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту. В итоге руководство в каждый момент времени владеет полной и достоверной информацией о работе предприятия, может знать его «слабые стороны» и вовремя подстраховаться от кризисных ситуаций. Помимо информации о датах и объемах выполнения работ по техническому обслуживанию конкретных единиц оборудования, компания, внедрившая у себя данную систему, получает данные о надежности любого класса оборудования, что позволяет реально оценить степень рисков наступления аварийных случаев. Кроме того предприятие получает и полную статистику по отказам и неисправностям конкретных типов и видов оборудования, а значит, менеджмент компании имеет возможность отслеживать работу определенной техники в длительной перспективе, что позволяет, в конечном счете, существенно снижать производственные издержки и повышать рентабельность.

В настоящее время системы класса УФАП только выходят на российский рынок. В перспективе они могут дать существенный толчок развитию новых управленческих технологий, имеющих отношение к производственному риск-менеджменту.

Источник: Информационно-аналитический портал «Нефть России»

 

Поделиться в соц. сетях:

int(9809)

Основные комментарии:

Комментарии от Вконтакте:

Комментарии от Facebook:

Добавить комментарий

168