Все определяется экономикой

Цифровизация, машинное обучение, большие данные — без этого сегодня сложно представить разработку месторождений. Компании стремятся сотрудничать в области технологий, объединяясь в консорциумы и стратегические партнерства. При этом экономические показатели все так же являются определяющими в развитии нефтегазового бизнеса. Об основных трендах и роли научно-технического сообщества в разработке технологий НГК рассказал OGJRussia заместитель генерального директора по геологии и разработке месторождений Научно-Технического Центра «Газпром нефти» Александр Ситников.

Александр, какова роль научных центров в нефтегазовой отрасли?

— Научно-техническая основа в современном нефтяном бизнесе необычайно важна. Качество запасов, с которыми мы работаем, год от года ухудшается, и эффективно осваивать их можно, только постоянно повышая уровень технологичности и жестко контролируя затраты за счет определения наиболее эффективных способов разработки месторождения на всех этапах.

НТЦ в первую очередь отвечает за инжиниринговую составляющую процесса: мы осуществляем подготовку научно-технической основы для принятия дальнейших инвестиционных и управленческих решений специалистами корпоративного центра «Газпром нефти». Что это означает? На стадии планирования разработки месторождения создается целевая модель, которая описывает концептуальные подходы к освоению актива: на какие параметры необходимо воздействовать, какие из них ключевые, на какие вопросы мы должны ответить в первую очередь, чтобы снять главные неопределенности проекта. Моделирование различных процессов (физических, математических, технологических и других), проведение многочисленных расчетов для определения оптимума – основная задача НТЦ. Причем мы готовим модели как на стадии планирования работ, так и на стадии мониторинга, то есть вносим в них коррективы по итогам полевого эксперимента. А затем контролируем дальнейшее состояние актива, фиксируя происходящие изменения, влияющие на эффективность разработки. Определяем, при помощи каких технологий можно получить лучший результат. Поэтому две трети всех геологов-разработчиков «Газпром нефти» находятся именно в НТЦ.

В НТЦ говорят, что одно из ключевых звеньев работы — это концептуальное проектирование. Расскажите о нем подробнее.

— Идеология заключается в использовании иерархического подхода. То есть мы движемся от простого к сложному. Стадия проектирования – это этап умного упрощения. Эйнштейн говорил, что все должно быть изложено так просто, как это возможно, но не проще. Концептуальное проектирование позволяет, с одной стороны, увидеть интегрированную связь между геологией, разработкой, бурением, добычей, обустройством, а с другой стороны, не потерять из виду важные параметры, которые могут оказать существенное влияние на освоение месторождения на всех этапах.

Какова разница между концептуальным проектированием нового месторождения и работой на старых активах?

— Как правило, о новых активах мало точной информации, по многим параметрам существует значительная часть неопределенностей, так что нам приходится использовать данные с месторождений-аналогов. Например, когда мы приступаем к разработке ачимовских отложений на одном активе, то учитываем знания, полученные на схожих проектах.

Задача концептуального проектирования – собрать все ключевые параметры и значения неопределенностей, отсортировать, найти наиболее важные и сформировать план дальнейшей разработки месторождения.

Конечно, можно спроектировать решение на ожидаемые параметры (как правило, это называется базовым сценарием) либо создать модель, максимально устойчивую к широкому диапазону значений. Однако наш опыт показывает, что наиболее устойчивое решение оказывается далеким от оптимального.

В работе с новыми активами важно использовать такой инструмент, как анализ чувствительности, то есть определить, какие параметры больше всего влияют на развитие проекта. Например, для разработчика самыми важными будут проницаемость и мощность пласта. Варьируя их, мы понимаем, как меняются показатели и как это сказывается на объеме добычи, инфраструктуре и других показателях. В итоге наша задача – выработать дорожную карту по снятию неопределенностей. При этом должна быть учтена и так называемая ценность информации (Value of Information), то есть понимание того, как поступление тех или иных данных отразится на эффективности всего проекта. Иными словами, если затраты на получение новых знаний о геологии месторождения выше, чем приобретаемая от этих знаний выгода, то получается, что общая экономическая эффективность проекта снижается. А значит, инвестировать в эти знания нет смысла.

Если говорить о промежуточных стадиях работы, то часто сначала формируется базовый пусковой комплекс, который окупит себя при любом сценарии развития проекта, затем параметры уточняются и создается концепт, учитывающий баланс между изученностью и гибкостью в принятии решений. Это позволяет в итоге найти максимально эффективное решение по разработке.

А как происходит работа на зрелых активах?

— На них уже пробурено множество скважин, различные параметры известны с большой достоверностью и точностью. Однако инфраструктура уже тоже построена, поэтому нет той гибкости, которая была на стадии концептуального проектирования для нового актива. Получается классическая проектная кривая, когда в процессе созревания и изучения месторождения накапливается большой объем знаний, но повлиять на разработку уже сложнее.

Концептуальное проектирование в этом случае обычно сводится к реинжинирингу: принимаются решения относительно того, как изменить существующую систему сбора и подготовки нефти, систему разработки и управления заводнением, как работать с перспективными зонами, которые пока не полностью освоены, чтобы максимально эффективно использовать существующие ресурсы.

Как выбираются скважины при концептуальном проектировании?

— Все определяется экономикой. С этой точки зрения мы рассматриваем решения для каждого вида скважин: наклонно-направленных, горизонтальных, горизонтальных с многостадийным ГРП. Дальше ищем оптимум, учитывая затраты на бурение, размещение кустовых площадок и так далее. Потому что, пробурив горизонтальную скважину, даже если она вдвое дороже наклонно-направленной, мы можем получить дебит в три раза больше, одновременно сократив затраты за счет снижения общего числа скважин на участке. То есть для нас важна удельная стоимость добытой нефти, поэтому мы выбираем самое эффективное решение, ориентируясь именно на этот показатель.

Приведу пример. Когда создавался концепт разработки Новопортовского месторождения, не было сомнений в необходимости строительства горизонтальных скважин, поскольку сверху расположена мобильная газовая шапка. Нам предлагали пробурить горизонтальный ствол в 400–600 м, но когда мы построили стоимостную кривую, то есть определили зависимость цены скважины от длины горизонтального участка, то оптимум получился в районе 2 км. Сначала пришлось решать множество технологических вопросов, связанных с выбором режимов бурения, используемых жидкостей, буровых растворов и так далее. Поэтому на первом этапе мы поставили цель пробурить только 1,5 км. Но затем стали строить скважины с длиной горизонтального ствола уже в 2 км. И в процессе строительства стало понятно, что какие-то операции нам удается делать все дешевле и дешевле. С учетом новых показателей по стоимости скважин мы пересчитали концептуальную модель и увидели, что оптимум сдвинулся уже на длину ствола в 2,5 км, что также позволяет нам сократить общее число скважин на месторождении. То есть, ставя перед собой новые задачи, которые, на первый взгляд, кажутся невыполнимыми, мы, во-первых, развиваемся технологически, а во-вторых, расширяем границы собственных возможностей.

Компания изменила подход к решениям по строительству скважин с учетом новых стоимостных показателей. Были ли такие примеры в технологиях из других областе: в ГРП или иных способах повышения нефтеотдачи?

— Мы давно решили, что должны работать, не исходя из фактора доступности технологий, а отталкиваясь от необходимости решения конкретной задачи. Для этого несколько лет назад были сформированы девять направлений Технологической стратегии. Мы определили, какие области интересуют нас в первую очередь и какие вопросы наиболее актуальны именно для наших запасов.

Роль научного центра – создать целевую модель, от нее перейти к концептуальной модели и понять, влияя на какой параметр при помощи новых технологий, мы можем получить максимальный экономический эффект от разработки месторождения.

Например, мы начали проводить многостадийные ГРП и увеличивали число портов, но поняли, что если они расположены слишком близко друг к другу, то конкурируют за нефть, которая находится между ними. Поэтому была проведена работа по определению оптимального расстояния для размещения портов.

То есть, поняв, какие зоны и аспекты требуют изменений, мы находим в своем технологическом окружении наилучшие решения и адаптируем их под конкретную специфику проекта самым эффективным способом. И в этом подходе заключается наша идеология.

Отмечу еще одну важную вещь. Прошло время, когда компании разрабатывали ноу-хау, патентовали его и закрывали найденное решение во внутреннем периметре. Сейчас выигрывает и получает конкурентные преимущества тот, кто, во-первых, максимально открыт к сотрудничеству, а во-вторых, максимально быстро адаптирует решения, которые есть на рынке, под свою специфику и под свои запасы.

В качестве примера вы привели гидроразрыв. Если говорить в целом, то массовое применение ГРП — это то, к чему привели нас запасы?

— Гидроразрыв – это технология, благодаря которой начали осваивать множество активов. Например, очень крупное Приобское месторождение не запускалось в эксплуатацию до 1990-х годов, пока не появилась технология ГРП.

При этом ГРП не панацея, он может быть и неприменим, например, на месторождениях с обширной газовой шапкой. Подвижность газа на 3–4 порядка больше, чем подвижность нефти. Соответственно, проведя ГРП, мы тут же получаем прорыв в газовую шапку и скважина, по сути, становится газовой. В таких случаях необходимо увеличивать сообщаемость с пластом, не развивая связь с газом. Для этого используются другие технологии, например, многоствольное бурение.

Сегодня гидроразрыв пласта – очень обширный термин. К примеру, технология Slick Water Frac, которая позволила совершить сланцевую революцию, это тот же ГРП, но с уменьшенной вязкостью и увеличенной скоростью закачки. Воздействие на пласт осуществлялось так, чтобы создавалась не магистральная трещина, а кластер разветвленных трещин. Фактически пласт разрушался хаотично, как стекло. Для сланцевого газа эта технология оказалась оптимальной, так как пласт имеет критически низкую проницаемость.

Есть еще так называемый скин-ГРП, то есть малообъемный гидроразрыв, когда создаются небольшие трещины, позволяющие очистить только призабойную зону. В определенных условиях, например, когда есть небольшая глинистая перемычка между газом и нефтью, она может не выдержать традиционного ГРП, а малообъемный гидроразрыв для таких случаев подходит. Таким образом, выбор системы разработки обусловлен критерием применимости той или иной технологии. Например, на Мессояхе очень расчлененный разрез, русловые отложения перемежаются небольшими глинистыми перемычками. Они удерживают флюид, но не способны выдержать ГРП. Поэтому там мы создали ответвления по технологии Fishbone, чтобы улучшить вертикальную сообщаемость по пласту. То же самое на Куюмбе, только здесь мы этими ответвлениями объединяли и подключали к скважине зоны с естественной трещиноватостью, чтобы улучшить приток и увеличить нефтеотдачу.

Расскажите, пожалуйста, в чем заключается моделирование ГРП?

— По сути, это моделирование поведения пласта, чтобы понять, как он будет растрескиваться, какая будет высота трещины, ее раскрытость, как распределится проппант, если мы качаем жидкость с определенными свойствами и расходом. Это своего рода управление геометрией трещины в пласте. Задача дизайна ГРП – найти экономический оптимум по созданию такой трещины с учетом свойств пласта, жидкости, проппанта и прочего.

Так или иначе, все упирается в экономику?

— Да, это неизбежно. В нефтяном бизнесе сегодня главенствуют три тренда. Первый – инновации и цифровизация. Второй – сотрудничество и коллаборации. Третий – управление стоимостями. Мы не в состоянии изменить цены на нефть, но оптимизировать затраты на разработку и добычу можем. И в этом поиске не нужно бояться инноваций, которые сегодня кажутся достаточно дорогими. В дальнейшем, в том числе за счет эффектов тиражирования, развивая компетенции работы с новой технологией, можно существенно влиять на ее стоимость. Поэтому, выполняя оценку, мы думаем на перспективу и определяем целевую стоимость, которую сможем достичь, дав развитие проекту.

Над какими технологиями сейчас работает компания?

— К примеру, сегодня работает консорциум под руководством Минэнерго и Минпромторга с участием «Газпром нефти» и других компаний для создания российского симулятора ГРП, так называемого «Кибер ГРП». Наша компания является модератором этой группы. В рамках этой работы мы взаимодействуем с МФТИ, со Сколтехом, с множеством других компаний из инновационного окружения. Задача – создать отечественную платформу, которая позволит моделировать гидроразрыв и находить оптимальные параметры для конкретного проекта.

Сейчас на рынке есть подобные импортные программы, но, используя их, мы получаем разные результаты. Существует очень много параметров, которые влияют на моделирование ГРП, кто-то учитывает все, кто-то – только часть. В любом случае производители полностью не раскрывают алгоритмы и расчеты, которые применяют при создании своих программ. И нам не всегда понятно, почему на выходе получается тот или иной показатель. Создав свой продукт, мы будем уверены в корректности и достоверности расчетов.

Компания разрабатывает технологию «Литология на забое». В чем ее суть?

— Начиная бурение, мы получаем различную информацию о свойствах пласта, с которым работаем. Специальные измерительные приборы размещаются в компоновке буровой колонны на расстоянии 15–20 м до долота. То есть сразу получить эту информацию мы не можем. А она очень важна для нас, ведь когда толщина пласта составляет всего 2 м, как это сейчас часто бывает, то важно понимать, что бур все время находится внутри продуктивного горизонта и не вышел за его границы.

В то же время в процессе бурения мы фиксируем различные косвенные факторы, такие как вибрация, нагрузка на долото и так далее. В проекте «Литология на забое» эти данные сопоставляются с физическими параметрами, зафиксированными приборами, чтобы выявить взаимосвязь и уже по косвенным признакам прогнозировать свойства пласта в той точке, где находится бур. Это в чистом виде машинное обучение и работа с большими данными, что позволяет повысить эффективность. Сейчас в Центре управления бурением «ГеоНавигатор» мы реализуем этот проект совместно со Сколтехом и IBM.

А у других компаний есть подобные проекты?

— Я скажу так: многие компании сегодня еще только думают о такой технологии как о некоем будущем, а у нас она уже запущена, есть первые результаты, наработки.

Какие еще технологии вы разрабатываете?

— В технологическом плане интересен проект «Управление заводнением». Со зрелых месторождений, где имеется множество скважин и других объектов инфраструктуры, мы получаем информацию о сотнях тысяч различных параметров. Качественно собрать, обработать, осознать эти данные, а затем найти оптимальный режим разработки – сложная задача, для этого не хватит никаких человеческих ресурсов. Но можно использовать технологии машинного метамоделирования, то есть создания моделей о моделях. Это позволяет, не занимаясь детальным моделированием, понять, что происходит внутри месторождения. С помощью метамоделирования мы уже сформировали некоторые алгоритмы для решения задач по управлению заводнением, опробовали на одном небольшом месторождении, получили первые результаты и сейчас изучаем, как дальше развивать и тиражировать проект. Это не значит, что метамодели позволят нам полностью отказаться от детального физического моделирования, но мы сможем использовать наработанный опыт для определения достаточно типовых ситуаций и выработки подходящего алгоритма действий. То есть нам не придется каждый раз решать схожие задачи.

Приведу пример еще одного проекта, который находится в разработке. В пробуренной скважине мы можем померить различные параметры, но как они распределены в пространстве между скважинами, мы только предполагаем. Затем информация может уточняться – после проведения уплотняющего бурения. Обработав все эти данные с помощью методов машинного обучения, мы сможем найти алгоритмы для моделирования параметров межскважинного пространства без создания моделей физических процессов.

А что такое «Цифровой керн»?

— «Цифровой керн» – это наш совместный со Сколтехом проект, который позволяет на основе шлифов восстанавливать 3D-картинку керна, что в конечном итоге приведет к созданию базы цифрового 3D-керна. С помощью машинного обучения мы сможем восстанавливать свойства керна, не проводя дорогостоящих и долгих экспериментов в лаборатории. По сути, мы будем делать только цифровой, скорее, даже математический эксперимент. Это особенно важно при планировании методов увеличения нефтеотдачи. Например, планирование газовых МУН при работе с низкопроницаемыми коллекторами может занимать несколько месяцев. С использованием машинного обучения при определенной выборке будет проводиться уже не сотня экспериментов, а на порядок меньше. А на основе цифрового керна мы сможем гораздо быстрее спланировать и спрогнозировать оптимальные МУН или подобрать новые, при этом еще на начальном этапе, до перехода к физическим экспериментам, понять, какие новые МУН наиболее эффективны, и работать только с ними.

В чем сущность вашей разработки, называемой ЭРА.ГРАД?

— ЭРА расшифровывается как электронная разработка активов. Это большое технологическое направление, где мы развиваем собственные IT-проекты и программные продукты. ЭРА.ГРАД – один из таких продуктов. По сути, он представляет собой рабочее место разработчика. То есть объединяет множество расчетных IТ-инструментов, становясь единой платформой для решения задач по повышению эффективности освоения месторождений за счет изменения разных параметров: в какой последовательности бурить, с какой скоростью, какие есть варианты оптимизации разработки на зрелых активах. Он будет не только аккумулировать и анализировать геолого-технологическую информацию, но и комплексно автоматизировать наши производственные процессы.

Вы упомянули о Центр управления бурением «ГеоНавигатор», который существует в рамках НТЦ. Расскажите, пожалуйста, о нем подробнее.

Это уникальный центр, где на одной площадке собраны геологи, разработчики и буровики. Синергия заключается в том, что в центре принимаются оперативные, взаимно согласованные, оптимальные решения. Итогом стало увеличение эффективности проходки скважин – то есть, той части ствола скважины, которая находится непосредственно в продуктивном коллекторе. До создания центра эффективность вскрытия пласта в компании составляла порядка 60%, сегодня этот показатель превышает 90%, и мы достигли всего этого за 2–3 года.

Преимущество центра также в том, что проводка скважины согласована с технологами, то есть она управляется так, чтобы не было технологических осложнений. При этом одновременно решается задача снижения непроизводительного времени, которое тратится на подъем долота, на переоснастку и так далее. За счет координации мы работаем быстрее и эффективнее.

Какие направления вы реализуете в рамках Технологической стратегии «Газпром нефти»?

— С темой разработки месторождений в Технологической стратегии связаны три большие программы. Первая – «Повышение нефтеотдачи и интенсификация притока». Здесь мы работаем над увеличением коэффициентов продуктивности и охвата пласта, а также коэффициента вытеснения с использованием химических и газовых методов. Занимаемся развитием компетенций по смешивающему вытеснению газа, просматриваем СО2, жирные газы для довытеснения нефти и увеличения нефтеотдачи.

Вторая – «Нефтяные оторочки». Мы осваиваем месторождения, где есть как нефтяные, так и газовые запасы. Выработка подходов к их эффективному извлечению – критически важная задача для нашей компании.

Третья – «Карбонатные и трещиноватые коллекторы». Когда мы начали подходить к Восточной Сибири, к Оренбуржью, где карбонатные коллекторы не пористые, а трещиноватые, то поняли, что здесь совсем другая физика. Например, если в терригенных коллекторах ГРП увеличивает за счет трещины зону соприкосновения скважины с пластом, то в карбонатах задачи меняются. Во-первых, мы наблюдаем естественные трещины и должны максимально эффективно охватить их. Появляется задача, которой не было для терригенных коллекторов, связанная со степенью гидрофильности карбонатов. Она может быть разной, поэтому необходимо искать некий оптимум при использовании заводнения и выборе режима работы залежи, чтобы обеспечить оптимальную компенсацию.

Конечно, с геологией и разработкой связаны другие направления Технологической стратегии: и освоение нетрадиционных запасов, и технологии бурения, и, разумеется, электронная разработка активов, где мы и дальше будем реализовывать проекты по автоматизации процессов, работать с большими данными, внедрять технологии машинного обучения, поскольку это позволяет перейти на качественно иной уровень обработки информации и предоставит нам еще много возможностей для развития.

Интервью с Александром Ситниковым можно также прочесть на сайте журнала.

Справка

Александр Ситников — заместитель генерального директора по геологии и разработке месторождений Научно-Технического Центра «Газпром нефти». С отличием окончил физический факультет Новосибирского государственного университета, а также геолого-геофизический факультет того же университета. Прошел обучение в Центре переподготовки специалистов нефтегазового дела Томского политехнического университета (Heriot-Watt University). Свою карьеру начинал в «Сибнефть-Ноябрьскнефтегазе», затем работал начальником отдела стимуляции и скважинных технологий в компании «Газпромнефть-Восток», до прихода в 2010 году в НТЦ занимал руководящие посты в компаниях нефтегазового сектора. Автор более тридцати научных статей.

Возврат к списку