Закрыть и перейти на сайт ComNews.RU
Новости Редколонка Точка зрения

Пт, 16.11.2018

Полная версия сайта   

 Поиск
USD 66.62 EUR 75.54
16 ноября 2018 года, Пт

Цифрой по скважине

Дмитрий Козлов
18.06.2018

Цифровая трансформация нефтяной отрасли, о которой в РФ задумались десять лет назад, потребует 24 трлн руб. до 2035 года, но будет приносить отрасли и экономике в целом до 6,5 трлн руб. в год, рассчитали в Vygon Consulting. Для реализации такого сценария нефтяники должны сохранять инвестиции не менее 1,4 трлн руб. при росте эффективности CAPEX, около 5% тратя на цифровые технологии. Угрожает успеху цифровизации в первую очередь риск новых технологических санкций.

Внедрение цифровых решений в нефтегазодобычу в РФ находится на начальной стадии, а на полноценный переход к "цифровой трансформации" до 2035 года потребуется 24 трлн руб., говорится в исследовании Vygon Consulting (есть у "Ъ"). По расчетам экспертов, это принесет отрасли и государству 6,5 трлн руб. и станет драйвером для смежных сегментов.

Как поясняет соавтор исследования Дарья Козлова, основные вложения связаны с традиционными технологиями, на цифровизацию приходится не более 5%. Для цифрового сценария необходимо по меньшей мере сохранение капзатрат в разведку и добычу, но есть риски, в том числе связанные с угрозой новых санкций, к которым отрасль не готова в связи с медленным импортозамещением и отсутствием четкой стратегии развития технологий (в феврале из-за санкций отношения с контрагентами из РФ начала, например, пересматривать Oracle). Сохраняются риски увеличения налоговой нагрузки: она ежегодно росла за счет повышения НДПИ (в 2019–2024 годах увеличится из-за завершения налогового маневра) и внеплановых изъятий в бюджет. Есть и общие проблемы в экономике: недостаточные стимулы для вложений в НИОКР, неразвитый рынок капитала, отсутствие венчурной инфраструктуры, слабая конкуренция в нефтесервисе.

При снижении CAPEX в сценарии цифровой трансформации средние инвестиции в добычу составят 1,4–1,5 трлн руб. в год, что немного выше 2017 года (1,3 трлн руб.), поясняет госпожа Козлова. Если роста эффективности не будет, то надо найти порядка 500–700 млрд руб. в год для сохранения уровня добычи сценария цифровизации.

С учетом истощения традиционных запасов и роста доли трудноизвлекаемых нефтяники стараются расширить число "интеллектуальных" месторождений, в первую очередь для оптимизации затрат и снижения геологических рисков, но пока проектов немного. Сейчас в РФ более 40 таких месторождений с добычей порядка 140 млн тонн нефти (около четверти от добычи РФ; это в основном тризы — трудноизвлекаемые запасы — и шельф). Эти технологии появились в РФ только в конце 2000-х годов с приходом Shell и BP, впервые применены на Салымской группе месторождений (СП Shell и "Газпром нефти").

По мнению госпожи Козловой, цифровизация — долгосрочный тренд и основное ее влияние будет за горизонтом 2025 года. При цифровизации потенциал добычи нефти и конденсата в РФ эксперты оценили до 720 млн тонн, но из-за ограничений трубопроводов к 2035 году можно добыть лишь 607 млн тонн. Сохранение текущих технологий сулит падением до 520 млн тонн. Лидерами по доле интеллектуальных решений в добыче (45–53%) и запасах (около 30%) выступают "Газпром нефть" и "Татнефть", немного отстает "Роснефть".

Цифровизация будет способствовать снижению цены на нефть от $59 до $40 за баррель в 2020–2035 годах. По мнению Vygon Consulting, для компаний РФ потери компенсируются девальвацией рубля, в действующих налоговых условиях при потенциальном снижении затрат на бурение на 10–15% доля рентабельных тризов и доразведываемых активов может вырасти до 70–80%. Цифровизация поможет быстрее и дешевле адаптировать новые технологии для низкопроницаемых коллекторов, тюменской свиты и высоковязкой нефти. В итоге увеличится проектный коэффициент извлечения нефти с таких активов с 25–30% до средних по РФ 36%.

По мнению Романа Самсонова из бизнес-школы "Сколково", перевод к 2035 году эксплуатационного фонда на цифровые технологии — слишком оптимистичная задача. Он отмечает, что показательна мировая динамика цифровизации скважин: на начало 2015 года их было 15 тыс., в России — не более 2 тыс., далее темпы стали резко отличаться. Shell уже в 2016 году перевела на онлайн-управление в режиме реального времени почти все 20 тыс. скважин, к этому приближается и BP.

При использовании материалов ссылка на ComNews обязательна.

Свидетельство о регистрации СМИ от 8 декабря 2006 г.
Эл № ФC 77-26395

РекламаПисьмо в редакциюО насAbout us
Новости