Вызовы текущего года, проблемы и опыт импортозамещения, кадры и компетенции стали главными темами ежегодного совещания главных метрологов нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий России и СНГ.
Западные поставщики не вернутся
Встреча метрологов была организована ООО «НТЦ Советов главных технических руководителей предприятий ТЭК» при поддержке Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков. В работе совещания приняли участие около 120 специалистов, в том числе 19 руководителей метрологических служб НПЗ и НХК России и Беларуси из компаний «Роснефть», «Газпром нефть», ЛУКОЙЛ, «Башнефть», ТАИФ-НК, КИНЕФ и др. Гостями мероприятия также стали представители компаний-производителей оборудования и инжиниринговых фирм.
Открывая совещание, председатель совета главных метрологов, руководитель проекта департамента нефтепереработки и нефтехимии ПАО «НК «Роснефть» Ярослав Двуреков обозначил основные вопросы, волнующие профессионалов отрасли.
«Во-первых, импортозамещение. Тема эта уже не нова, изначально она была нацелена на снижение зависимости от импорта и развитие отечественного производства. Но сегодня импортозамещение принимает иной, более практический и актуальный смысл, связанный с вопросами обеспечения стабильности и выживанием отрасли. Ведь совершенно понятно, что западные поставщики, ушедшие из России, не вернутся как минимум в ближайшие годы. Сегодня у нас уже появился опыт и понимание, что «параллельный импорт» – это относительно небольшие поставки ЗИП, отдельные элементы оборудования, материалы для аварийного ремонта, но не полноценные поставки систем и комплексных решений. Поставщики из дружественных стран – Китай, Индия – не всегда готовы работать с Россий по-крупному из-за риска вторичных санкций и потери всего западного рынка – существенно большего, чем емкость российского», – отметил эксперт.
Российские достижения должны стать ближе
Он подчеркнул, что остро стоит вопрос по импортозамещению не только оборудования КИП и готовых изделий, но и комплектующих – микроэлектроники, сенсоров для приборов, программного обеспечения.
«По всем заводам и компаниям мы провели подробный анализ ситуации, инвентаризацию ЗИПа, имеющихся резервов. Получается, у нас есть «запас хода» год-полтора. При некоторых допущениях, изменении конфигурации систем, ведущих к приемлемому снижению надежности, – до 3 лет. Получается, по-хорошему, нам через год-два надо иметь готовые опробованные отечественные решения, причем в необходимом для нас объеме», – отметил Двуреков.
Ситуация усугубляется тем, что с середины нулевых до середины десятых годов в среднем по отрасли наблюдался взрывной рост автоматизации – тогда все новые производства вводились уже с современными системами, а старые установки переводились на АСУ ТП. Сейчас у этих систем истекает срок службы, многие системы физически изношены, поэтому требуется замена существенного количества АСУ ТП.
Еще одна проблема, в определенной мере актуальная для всех заводов, – отсутствие доступной актуальной информации о существовании тех или иных отечественных решений. Не всегда информация о новых разработках доводится до пользователя, поэтому зачастую компании не в курсе достижений разработчиков и не имеют полного представления об уровне качества их решений. Тем не менее, по словам спикера, в последние три-четыре года в части оборудования КИП есть прогресс – и количественный, и качественный. Однако это в наибольшей мере касается относительно простых датчиков температуры, давления, расхода и уровня, но существенная часть специфических по диапазонам и рабочим условиям измерений изделий пока не обеспечена российскими приборами.
Что касается АСУ ТП, то уже есть опыт внедрения отечественных систем разного масштаба. Однако объем производства отечественных АСУ ТП пока недостаточен, он не покрывает всю потребность нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли, тем более что данные разработки востребованы также пользователями из других отраслей.
«Мы столкнулись с такими нюансами, как технические характеристики отечественных систем. Например, типовые технические требования для АСУ ТП, разработанные в лучшие времена и ориентированные на среднестатистическую импортную АСУ ТП – произведенную «большой пятеркой» наиболее популярных западных компаний. Но когда наш выбор поставщиков сузился до исключительно отечественных производителей, выяснилось, что предлагаемые ими решения не всегда в полной мере соответствуют этим требованиям. Мы пошли на некоторые упрощения, смягчение требований, безусловно, в пределах требований российских нормативных документов – в частности, по резервированию элементов систем и пр. Так что эту проблему нам следует обсудить с коллегами и с поставщиками, а производителям принять меры по совершенствованию их оборудования», – пояснил председатель совета главных метрологов.
Простые решения есть, сложных не хватает
Второй момент – готовность служб эксплуатации заводов к работе с отечественным оборудованием: инженеры АСУ ТП умеют работать с импортными системами, а теперь придется нарабатывать опыт применения и эксплуатации российских систем.
Внимания требует и вопрос поддержки пользователя со стороны производителя. Крупные западные компании-поставщики по всей стране имели сеть офисов, в том числе партнеров – инжиниринговых компаний, которые обеспечивали широкий спектр услуг в рамках всего жизненного цикла систем: разработку решений, инжиниринг, поставку, пусконаладку, шефмонтаж, сервисную поддержку. Пока непонятно, насколько к подобной организации проектирования, инжиниринга и техподдержки готовы отечественные производители.
Еще одна проблема – комплектующие, прежде всего, электронные компоненты, микросхемы, без которых никакую систему не создать. Отечественные производители ищут альтернативные способы и пути поставки комплектующих, разрабатывают собственные решения, но все это, по словам Ярослава Двурекова, «идет непросто и приводит к повышению стоимости и увеличению сроков производства». А между тем микроэлектроника – важнейшая часть импортозамещения и импортонезависимости.
Есть трудности и со вспомогательным оборудованием, таким как системы бесперебойного питания, шкафы, коммуникационное оборудование, барьеры искробезопасности и пр. Что касается регулирующей арматуры, на рынке есть достойная отечественная продукция, но специфические решения – быстродействующие клапаны, например, для установок КЦА и систем помпажного регулирования – российские производители пока заместить не могут.
«И наверное, самая сложная ситуация – с аналитическим оборудованием, отечественных поточных анализаторов – единицы. Производятся системы контроля ПДК и ДВК, но в небольшом количестве и часто с применением импортных сенсоров. Правда, сложные аналитические системы и на мировом рынке представлены единичными производителями – это не самый широко востребованный тип оборудования, поэтому и производителей не очень много», – добавил руководитель проекта департамента нефтепереработки и нефтехимии ПАО «НК «Роснефть».
Замену ПО нужно ускорить
Отдельная тема – программное обеспечение. «Здесь «пик» нашей информатизации и цифровизации также пришелся на нулевые, поэтому подавляющее большинство ПО – и для АСУ ТП, MES-систем, и ERP-систем – импортные. А между тем президентом поставлена сложная задача с очень жесткими сроками. Пока она относится только к объектам критической информационной инфраструктуры (КИИ), на которых с 1 января 2025 г. не может применяться импортное ПО. Но буквально на прошлой неделе на рассмотрение был направлен проект приказа и графика Минпромторга по переходу на отечественное ПО, и это касается отраслей, относящихся к этому министерству. Нефтепереработки среди них нет, есть военная, атомная промышленность и т. д. В плане Минпромторга 125 классов ПО, начиная от микропрограммного ПО, BIOS до систем электронной торговли. В плане Минпромторга указывается текущий процент использования отечественного ПО – от 0 до 17 %, средняя цифра 10–15 % – и определен уровень, который необходимо достичь к концу 2024 г. – 100 %, по всем позициям. Так что за два года, по сути, нам надо полностью заменить прикладное ПО и даже операционные системы для объектов КИИ. Это будет непросто, но такие задачи перед нами стоят», – заявил Ярослав Двуреков.
Какие кадры требуются отрасли
Наконец, еще один вызов – кадровый дефицит, который сегодня испытывают многие предприятия.
«Это связано с оттоком персонала – немало сотрудников IT-сферы в прошлом году частным образом покинули страну. Кроме того, многие уважаемые западные IT-компании, уходя с нашего рынка, провели релокацию: вывезли в другие страны свои подразделения, включая сотрудников, в том числе российских граждан, – отметил спикер. – Кадровые проблемы наблюдаются также и в службах КИП, они связаны со снижением уровня технической подготовки молодых специалистов. Второй момент – текучка: выращенные нами квалифицированные кадры нередко переходят из крупных компаний в небольшие частные предприятия, связанные с добычей нефти и газа на северо-востоке страны, на более выгодные и комфортные условия. Плюс уход западных инжиниринговых компаний привел к тому, что мы теряем специалистов-подрядчиков, тех, кто занимался проектированием, инжинирингом, разработкой систем и т. д. Многие специалисты из ушедших западных компаний переходят в российские, но проблема такая есть».
Нефтегазовые доходы падают
Свежими данными о состоянии отрасли поделился заместитель директора Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков Александр Шахназаров. Он информировал, что объем добычи нефти в 2022 году составил 535,2 млн т, при том что в 2021 г. эта цифра была 524 млн т. Переработка в прошлом году немного упала и составила 271,7 млн т (280,7 млн т в 2021 г. и 287 – в 2018 г.). Но при этом по понятным причинам произошел рост объемов производства автомобильного бензина – 104,4 % (42,3 млн т) и дизтоплива – 106,0 % (85,1 млн т). Объемы производства первичной переработки нефти и топочного мазута, напротив, снизились, составив 96,8 % – нефть (271,7 млн т) и 93,1 % – мазут (40,4 млн т). Как всегда, основной объем экспорта приходился на сырую нефть – 246,1 млн т и дизтопливо – 35 млн т; мазут составил 32,3 млн т, бензин – 4,8 млн т.
Глубина нефтепереработки в 2022 г. чуть подросла и достигла 83,9 % (83,4 % – в 2021-м). Объем капвложений в нефтеперерабатывающую и нефтехимическую промышленность, направленных на модернизацию, составил 100 млрд руб. (в 2021-м – 136 млрд руб.).
Табл. 1. Ожидаемые вводы мощностей в 2023 г.
Александр Шахназаров отметил, что нефтегазовые доходы федерального бюджета в январе в 2023 года составили 425,5 млрд руб., (статданные Минфина). Это стало минимумом почти за два с половиной года – с августа 2020-го (тогда было собрано 404,9 млрд руб.).
Январские доходы бюджета от добычи и продажи нефти и газа относительно декабрьских поступлений (931,5 млрд руб.) упали сразу на 54 %, а в сравнении с показателем января 2021 года — на 47 %. До запланированного на январь базового уровня нефтегазовых доходов (585,1 млрд руб.) бюджету не хватило 159,6 млрд рублей.
Центральной частью совещания стали выступления представителей заводов отрасли – свои доклады изложили 17 представителей метрологических служб предприятий ТЭК из разных регионов страны. Они затронули основные проблемы отрасли в области импортозамещения и обозначили стратегии и задачи для положительного развития ситуации. Кроме того, на совещании выступили специалисты предприятий-поставщиков оборудования и услуг, проектных и научных институтов, инжиниринговых и сервисных компаний, которые представили свои разработки и компетенции, призванные помочь метрологам в скорейшем решении стоящих перед ними сложных задач. Параллельно с сессиями работала выставка, где можно было ознакомиться с новинками оборудования, обменяться мнениями и контактами.
По материалам НТЦ Советов главных технических руководителей предприятий ТЭК
Все материалы рубрики «Нефть и Газ»
24.03.2023
