USD
59,3469
EUR
69,6166
 

По вертикали и горизонтали

Нефтяная отрасль «умнеет» на глазах
30 Января 2017 | Анна Орешкина
По вертикали и горизонтали

Россия – один из лидеров по объемам добычи нефти, чего не скажешь об эффективности процесса. В среднем одна российская скважина за жизненный цикл производит в два раза меньше углеводородов, чем европейский аналог. Основная причина – низкая интеллектуализация наших месторождений. 

В нашей стране до сих пор оцифровано не более 15% скважинного фонда, тогда как в Европе этот показатель близок к 90%. Сегодня даже единое хранилище геологической и производственной информации есть далеко не у всех российских компаний. По оценке Deloitte, объем рынка интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи в России превышает $2,2 млрд. На часть этого пирога претендуют отечественные IT-компании, которые развивают технологии «умных» месторождений.

Использование технологий для «умного» бурения, «умных» скважин и автоматизированных месторождений (англ. digital oilfield) в разы повышает скорость бурения и эффективность добычи. Система цифрового месторождения может включать множество функций: онлайн-мониторинг хода работ, планирование разработки месторождений, контроль их выработки, прогнозирование истощения скважин и цифровое моделирование процесса бурения. Кроме того, к системе должны быть подключены различные приложения для обработки геологических, геофизических и сейсмических данных, которые позволяют построить разрез месторождения и смоделировать добычу в цифровом виде. 

«Оснастив датчиками оборудование на скважине и установив камеры для визуального наблюдения, можно удаленно отслеживать состояние скважины, качество добываемого продукта и направлять ремонтные и эксплуатационные бригады только при наличии объективной необходимости, значительно снижая операционные затраты на персонал», – рассуждает директор по бизнес-приложениям компании «Крок» Максим Андреев. 

По данным ПАО «Газпром», инновации в области разработки месторождений и добычи способны увеличить извлекаемость запасов на 8–25%. 

В Европе и США «умные» месторождения появились в 2000-х, в Россию они пришли с опозданием лет на пять. В досанкционный период инновационные решения для российского «нефтегаза» поставляли иностранные компании. Антистимулом для развития аналогичных отечественных решений оказались высокие цены на нефть. «Консерватизм и инертность мышления тормозили желание геологов нефтегазовых компаний пробовать что-то новое. Зачем это нужно, когда есть неограниченный бюджет и хорошо известные иностранные поставщики, чья продуктовая линейка покрывает все стороны бурового процесса – и «железо», и софт, и даже буровой раствор, – к тому же, они дают полный сервис», – рассуждает основатель компании GTI Сергей Стишенко. 

Однако, несмотря на задержку на старте, российских разработчиков нельзя считать догоняющими. Крупнейшие игроки мировой нефтесервисной индустрии интересуются нашими проектами, особенно в сфере бурения: в 2015 г. компания Schlumberger попыталась купить почти половину акций российской независимой буровой компании Eurasia Drilling Company, но помешала ФАС, которая воспротивилась появлению на отечественном рынке крупного игрока с иностранным контролем. В декабре прошлого года СМИ сообщали о планах американской транснациональной нефтесервисной корпорации Halliburton купить 100% пермской нефтесервисной и машиностроительной группы «Новомет». Свой пакет в компании (30,76% акций) еще летом 2016 г. выставило на продажу «Роснано», его цена за это время возросла с 7,5 до 10 млрд руб. Решение ФАС по сделке пока не обнародовано. 

Тем временем на российском рынке появляется все больше инновационных компаний, предлагающих собственные разработки для «умного» бурения.

 

Бурить с умом

Сколковский резидент, компания GTI («Геонавигационные технологии») разрабатывает софт для «умного» бурения скважин и оказывает услуги удаленного сопровождения бурения на его основе. Стартапу два года, он принадлежит Сергею Стишенко, Айрату Сабирову и Виталию Тихановичу. Клиенты GTI – «Газпромнефть», «Роснефть», «Славнефть», «Башнефть», «Лукойл» и другие нефтегазовые и нефтесервисные игроки. В конце прошлого года компания привлекла $2 млн от нескольких венчурных фондов.

Продукт GTI – профессиональное ПО для геонавигации Geonaft. Геонавигационное сопровождение уже является промышленным стандартом при строительстве горизонтальных скважин в США, Канаде, на месторождениях в Северном море и становится необходимым минимумом для России. Благодаря разработкам, как сообщают в GTI, скорость бурения увеличивается до двух раз, продуктивность будущей скважины повышается в 2–3 раза, а ее рентабельность – в 3–5 раз. 

С помощью сенсоров, размещенных на буровой колонне, программа GTI в режиме реального времени считывает информацию из скважины, передает ее в центр сопровождения бурения, где обрабатывает и анализирует данные, а после выдает рекомендации для дальнейшего управления траекторией бурения. Российская компания пытается конкурировать с крупнейшими мировыми поставщиками технологий для комплексной оценки пласта, строительства скважин и управления добычей углеводородов.

Сейчас во всем мире, в том числе и в России, активно развивается строительство горизонтальных скважин. Они в 3–4 раза прибыльнее вертикальных, и нефтегазовые компании видят эту выгоду. На средней скважине только за год разница может составить $5,5 млн. В США и на Ближнем Востоке доля горизонтальных скважин – около 80% от всего скважинного фонда, в России этот показатель достиг 30% и продолжает расти. «Объем горизонтального бурения за последние шесть лет вырос более чем в пять раз, этот тренд продолжится: в перспективе, до 2025 г., на «горизонталки» придется более 50% от всего объема работ. Для таких скважин требуются технологии, которые помогают в режиме реального времени видеть, что происходит внутри», – уверен Сергей Стишенко. Вместе с тем, строительство горизонтальных скважин гораздо затратнее, и нефтяные компании активно используют технологии повышения эффективности бурения. Каждый метр горизонтального ствола, пробуренный вне пласта с углеводородами, выводит из разработки за время жизни скважины до 3000 т углеводородов ($0,9 млн в денежном выражении), а потеря скважины в случае ошибки траектории может стоить до $100 млн. При использовании геонавигационного оборудования средний процент добычи поднимается с 20% запасов скважины до 40–45%.

 

Страх перед малым

Несмотря на радужные обещания инноваторов, их собственное будущее зависит от ментальности топ-менеджеров нефтегазовой отрасли. «У крупных предприятий нефтегазового сектора в большинстве своем все еще нет культуры работы с малыми технологическими компаниями. Долю менеджеров, которые готовы рассматривать и внедрять новые технологии с целью повышения эффективности своих компаний (а не с целью отчетности для государства), можно оценить в 20%. Как правило, это люди, поработавшие за рубежом или в глобальных нефтесервисах. Тем не менее эти 20% сегодня открывают огромные рыночные возможности для быстрорастущих технологических компаний и опровергают тезис о том, что в «нефтянку» невозможно пробиться», – говорит управляющий партнер фонда Phystech Ventures Петр Лукьянов. 

Пробиться на этот рынок пытается стартап «Перфобур», разработавший технологию управляемого радиального бурения, что позволяет извлекать нефть из скважин, запасы которых по техническим причинам выбраны лишь частично. Нефтяные компании заинтересованы в повышении добычи на уже существующих месторождениях, где создана вся инфраструктура. Во всем мире таких скважин более 200 000, в России – 20 000–30 000. У «Перфобура» научные корни: сооснователь компании, профессор Уфимского государственного нефтетехнического университета Александр Лягов занимается проблемой повышения нефтеотдачи более 40 лет. Глава и соучредитель «Перфобура» – его сын, Илья Лягов. В 2014 г. стартап получил $400 000 от фондов North Energy Ventures и Phystech Ventures. Интерес к разработкам уфимцев проявляют крупные нефтедобытчики, прежде всего «Башнефть», но реализованных проектов пока нет. 

 

Объединяй и властвуй

Для успешного развития отечественных инноваций важно партнерство сильных команд, работающих в разных нишах. Примером такого сотрудничества может стать система SAP Upstream Field Activity Manager by OIS (UFAM) – совместное творение SAP и российской компании «ГИС-АСУпроект». Про собственников российской компании известно немного: миноритарием числится Артем Глотов, возглавляющий также АО «Мобильные ГТЭС», «дочку» РАО «ЕЭС России» (после 2008 г. – ФСК ЕЭС). Основное направление деятельности – размещение и эксплуатация мобильных газотурбинных электрических станций в энергодефицитных районах. По данным Kartoteka.ru, в 2016 г. «Мобильные ГТЭС» выступили госзаказчиками в 353 контрактах на сумму более 13 млрд руб. 

В декабре 2016 г. впервые продукт, разработанный совместно с российской компанией, был включен в глобальный прайс-лист SAP. UFAM позволяет создавать комплексные интегрированные модели пласта, скважины, инфраструктуры, единые сетевые графики работ, а также финансово-экономические модели. Прежде эти процессы в большинстве крупных российских и зарубежных промышленных компаний выполнялись вручную или с помощью непромышленного ПО. 

По предварительным оценкам, емкость мирового рынка UFAM достигает 1 млрд евро. Так, интерес к разработке проявляют заказчики из Юго-Восточной Азии и стран БРИКС. Коммерческие перспективу у UFAM есть везде, кроме Северной Америки, где к российскому продукту отнесутся настороженно, полагают в SAP. Разработчики прогнозируют, что затраты на внедрение решения окупятся уже при сокращении недоборов на 1%. При этом максимальная планка сокращения расходов на разработку месторождений установлена на уровне 5%, на 2% может быть увеличена добыча. 

Работа над UFAM заняла более 2,5 лет. По словам замгендиректора «ГИС-АСУпроект» Андрея Портянникова, эксклюзивной является цифровая модель пласта: она работает с такой же точностью, как и зарубежные аналоги, но «весит» меньше и считает быстрее. Сейчас SAP UFAM проходит пилотные испытания в «одной из трех крупнейших» нефтяных компаний. До этого в ходе бета-тестирования в одной из «крупнейших европейских нефтяных компаний», осуществленной при поддержке SAP, анализ месторождения из 40 000 скважин занял около часа. Европейские нефтяники особо отметили, что использование SAP UFAM позволит им из 18 применяемых систем оставить только четыре. 

Согласно прогнозу Cambrige Energy Reseach Association, потенциальный эффект от внедрения UFAM по приросту дебета нефти и газа составит 1–6%, сократит простои на 1–4% и трудозатраты – до 25%.

В портфеле «ГИС-АСУпроект» – разработки для «Роснефти», «Газпромнефти», «Лукойла», «Башнефти» и других нефтедобытчиков. По итогам 2015 г. выручка компании составила 215 млн руб., чистая прибыль – 6,5 млн руб. против убытка в 8,4 млн руб., показанного годом ранее. По данным сервиса «Контур.Фокус», «ГИС-АСУпроект» – исполнитель госзаказов на 27 млн руб., среди госзаказчиков – АО «Зарубежнефть» и ООО «СК «Русвьетпетро». Системные решения OIS от «ГИС-АСУпроект» внедряет, например, «Газпром нефть».

 

Сейсмоактивный «Яндекс»

Разработкой решений в области цифрового месторождения занимаются в рамках проекта «Яндекс.Терра», представляющего комплекс услуг для обработки сейсмических данных. История проекта началась в 1975 г. с исследований доктора физико-математических наук, математика и геофизика Владимира Глоговского в Центральной геофизической экспедиции. В 2010 г. его последователи основали ООО «Сейсмотек», которое в 2012 г. интегрировалось с «Яндексом». Сегодня у ООО «Яндекс», согласно данным Kartoteka.ru, 25% в «Сейсмотеке», остальными долями в равной степени владеют пятеро физических лиц: Иван Кузнецов, Сергей Лангман, Олег Силаенков, Дмитрий Фиников и нынешний гендиректор компании Дмитрий Мосяков. Малое предприятие зарегистрировано на территории ИЦ «Сколково». По итогам 2015 г. выручка компании составила 80 млн руб., чистая прибыль – 17 млн руб. (в 2014 г. – 1 млн руб.). «Сейсмотек» активно участвует в госзакупках, например, на обработку данных сейсморазведочных работ 3D на лицензионных участках «Роснефти». В мае 2016 г. «Яндекс.Терра» начала сотрудничество с научно-техническим центром «Газпром нефти». Программные продукты «Сейсмотека» будут использоваться и интегрироваться с собственным ПО госкомпании.

«У нас уже есть опыт создания ПО, которое с успехом заменило импортные аналоги. Наши программные продукты, разрабатываемые в рамках технологической стратегии, не только активно используются в компании, но и постоянно совершенствуются. Сотрудничество с «Яндекс.Террой» позволит расширить наши возможности в плане создания новых IT-продуктов и продолжить реализацию проекта «Электронная разработка активов», – отмечает генеральный директор ООО «Газпромнефть Научно-технический центр» Марс Хасанов.

Как отмечает завкафедрой финансового менеджмента РЭУ им. Г.В. Плеханова Константин Ордов, стало стереотипом отнесение компаний IT-сектора, фармакологических и производящих современные гаджеты предприятий к инновационным, а добывающих и промышленных компаний – к безнадежно отставшим от мирового прогресса. «Это глубочайшее заблуждение. Достаточно посмотреть на отраслевую структуру объема инвестиций, где на долю добывающих и обрабатывающих российских предприятий приходится более 60% от совокупных расходов на технологические инновации в России, причем на долю нефтегазовых компаний – порядка 15% от совокупных затрат», – утверждает он. 

 

Тренды в разработке нефтегазовых месторождений

•    Сбор, передача и обработка промысловых данных путем установки датчиков-сенсоров с дистанционным управлением.

•    Создание интегрированной системы управления и принятия решений на нефтегазовом месторождении в режиме реального времени.

•    Применение наукоемких инновационных технологий для увеличения эффективности разработки.

•    Освоение сложных месторождений (геологические, климатические, территориальные условия).

•    Моделирование технологических процессов добычи, транспортировки, переработки и сбыта продукции в режиме реального времени.

•    Снижение влияния человеческого фактора. Стремление к максимально автоматизированным технологиям на нефтегазовых месторождениях.