Существует стереотип, что российская наука слабее западной. Это не так. Специалисты из наших научных центров и вузов способны находить ответы на самые сложные вопросы.
- Марс Магнавиевич, для чего десять лет назад создавался Научно-технический центр (НТЦ) Газпром нефти и как менялось его назначение со временем?
- НТЦ создавался по лекалам традиционных российских научно-проектных институтов, которые оценивали запасы месторождений нефти и газа, ставили их на госбаланс и формировали проектные документы на разработку залежей. В задачи таких институтов также входили разработка и внедрение новых технологий и материалов, но часто их слабым местом была отделенность от бизнеса. Изначально после получения разрешительных документов в Центральной комиссии по разработке месторождений НТЦ отходил в сторону, а в дело вступали производственники. Теперь мы работаем как одна команда.
Мы создали научно-проектную структуру, которая полностью интегрирована в производство.
От гигантских месторождений к малым
За 10 лет изменился даже характер проектных документов. Раньше они были недостаточно комплексными, так как ориентировались на подземную часть - модель пласта, размещение скважин и расчет профиля добычи. Но на принятие решений об уровне добычи, о темпах бурения, расположении и конструкции скважин очень сильно влияют вопросы инфраструктуры, цена нефти и стоимость ее транспортировки. На эти аспекты научно-проектные институты традиционно обращали мало внимания. Поэтому нам пришлось отойти от изолированной задачи исследования пласта и посмотреть на разработку месторождения в совокупности: пласт, скважина, обустройство, транспорт, экономика. Стало очевидно, что инфраструктурные затраты сильно влияют на наши решения по пласту. И наоборот.
Поэтому мы внедрили новую методику оптимизации. Раньше она происходила по частям и за каждую часть отвечали разные службы: мы - за пласт, обустройщики и буровики - за кусты скважин и так далее.
- А почему такая ситуация сложилась? Логично предположить, что оптимизацию необходимо проводить комплексно. Почему же всё внимание изначально уделялось только пласту?
- Во многом это обусловлено историческими причинами. Первая: с середины XX века мы работали с гигантскими месторождениями вроде Самотлора (суммарный объем добычи превысил 2,7 млрд т). Обустроить такой масштабный проект сразу невозможно, приходилось делать это частями. В итоге специалисты получали возможность построить, например, центральный пункт сбора нефти определенной фиксированной мощности, а потом спокойно его использовать. То есть размер актива был гарантией загрузки инфраструктуры. Кроме того, сразу все ресурсы этой огромной площади освоить невозможно, поэтому мы могли накопить нужный опыт на небольшом участке, а потом тиражировать его на остальных частях месторождения.
Сейчас в эксплуатацию вводятся куда более скромные активы. Запасы в 30 млн т и даже меньше в наше время считаются весьма солидными. А ведь это почти в 100 раз меньше размеров месторождений середины прошлого века! Поэтому сейчас все эксплуатационные объекты строятся сразу и практически на всей площади. Участки очень быстро выходят на проектную мощность.
Времени тренироваться нет - пока будем учиться, запасы просто закончатся.
Есть и еще одна причина. Инструменты и методики развиваются.
Раньше просто не было тех средств, которыми мы можем воспользоваться. Теперь разработаны стоимостные модели, которые позволяют нам создавать наиболее эффективные инвестиционные решения уже на уровне концепта.
Самое главное достижение заключается в том, что Газпром нефть с нашим участием создала за последние годы всю методологию и инструменты системного инжиниринга.
- Как на фоне этих изменений менялась структура Научно-технического центра?
- Первоначально в НТЦ работали около 100 человек, а сегодня у нас порядка 1 тыс сотрудников. Поскольку мы занимаемся новыми технологиями, научным инжинирингом, то кроме традиционных для научных центров геологов, разработчиков, добычников нам нужны физики и математики, получившие классическое образование по своей специальности. Это выходцы из фундаментальных наук, которые помогают нам формировать новые подходы и алгоритмы, ведь применявшиеся в XX веке уже не подходят. Кроме того, одна из задач НТЦ - создание собственных цифровых программ, которые позволяют работать с большими данными и машинным обучением. Сейчас мы уже используем три десятка различных цифровых систем и за короткий период проводим десятки тысяч расчетов, определяя лучшие варианты.
- А как тогда сочетается то, что вы тесно сотрудничаете с производством и совершаете крен в сторону фундаментальной науки? Нет ли здесь противоречия?
- Наши специалисты работают над конкретными проектами, а не над абстрактными задачами.
Все-таки заниматься «чистой» наукой мы себе позволить не можем, это прерогатива академических центров. В нашей деятельности всё упирается в постановку задач, а они диктуются производственной необходимостью. Задачи настолько сложны, что для их решения необходимы новые модели, методы оптимизации и программные продукты.
Мы реализуем мультидисциплинарный подход. Возьмем для примера скважину. В ней течет многофазная жидкость. Значит, нужны специалисты по гидродинамике.
Выпадает парафин, осаждаются соли - необходимы химики. Нужны специалисты и по насосам, электрооборудованию и многие, многие другие. Под конкретный проект создаются специальные группы,в которые при необходимости набираются не только сотрудники НТЦ, но и специалисты из профильных дирекций Газпром нефти, а также добывающих предприятий. Отдельные работы выполняют представители так называемого инновационного окружения - университетов и научных центров.
- С какими вузами вы сотрудничаете наиболее плотно?
- Их больше двух десятков. Это практически все крупнейшие университеты страны, отраслевые вузы и научные центры. Количество проектов растет, талантливых ученых в нашей стране много. Постепенно подключаем к нашей деятельности всё новые и новые организации.
Сегодня на базе различных академических центров мы реализуем около 80 научно-исследовательских проектов, инвестируя порядка 350 млн рублей ежегодно. Существует стереотип, что российская наука слабее западной. Это не так. Специалисты из наших научных центров и вузов способны находить ответы на самые сложные вопросы. Мы привлекаем их для решения физико-математических, физико-химических, механических задач, которые связаны с нашими конкретными технологическими проектами. Это гидроразрыв пласта, бурение, инфраструктура в сложных климатических условиях, промышленная и экологическая безопасность, все виды цифровых технологий для повышения эффективности бизнеса и принятия решений при управлении портфелем инвестиционных проектов и так далее. То есть мы ставим конкретные задачи, и у нас уже определились вузы, которые специализируются по той или иной тематике. Кроме того, каждый год в нашем центре проходят стажировку около 100 студентов.
- Как отбираете вузы для сотрудничества?
- Определяем процесс, над которым будем работать, потом выделяем физические, химические и механические составляющие - и становится ясно, к каким научным коллективам разумнее всего обратиться.
- Как вы это определяете? Следите за публикациями и индексом цитируемости отдельных специалистов, проводите и посещаете профильные конференции?
- Большинство наших сотрудников - выходцы из высшей школы. Я сам профессор кафедры высшей математики. То есть мы достаточно хорошо знакомы и с вузами, и с Академией наук, чтобы уверенно ориентироваться в российской научной среде.
- А как быть с зарубежной научной средой?
- Мы используем боты, которые осуществляют поиск по ключевым словам в специализированных онлайн-библиотеках. Определяем, к какому специалисту по данной теме ведет больше всего ниточек. Связываемся, общаемся, просим о небольшой консультации, оцениваем результат. Отсев очень большой. Иногда сталкиваемся с людьми, которые публикуют много работ, но стоящими специалистами при этом не являются.
Также мы внимательно отслеживаем деятельность научных консорциумов. Это вид коллективной работы, который пока слабо развит в нашей стране. Собирается несколько специалистов, чтобы совместно изучать некую тему.
Они объявляют о своих намерениях. К примеру, предлагают нефтегазовым компаниям поддержать консорциум материально, если те заинтересованы в результатах. Деньги вкладываются небольшие, а вся полученная информация может использоваться спонсорами.
- По каким темам НТЦ приходилось обращаться за помощью к иностранным специалистам?
- Мы консультировались по вопросам гидроразрыва пласта (ГРП), по оценкам методов увеличения нефтеотдачи пластов, по борьбе с осложнениями, по интерпретации сейсмических данных и построению геологических моделей. Это не значит, что без иностранной помощи работа встанет - у нас прекрасные специалисты, способные выполнять, без преувеличения, уникальные технологические операции. Просто нужно держать руку на пульсе, обмен опытом в научном мире - основа общего развития.
- Как я понимаю, в первую очередь должны быть востребованы специалисты из стран с наиболее развитой нефтегазовой отраслью - США, Норвегия, Великобритания.
- Вы правы. Первоначально нефтяная наука развивалась у нас и в Штатах. Но после начала широкомасштабной добычи в Северном море и на Ближнем Востоке появились и другие игроки. Условия у всех разные, соответственно, наработки отличаются. Сейчас наиболее интересным опытом обладают США, Нидерланды, Норвегия и Великобритания. Кроме того, вперед вырывается Китай.
- С китайцами взаимодействуете?
- Да, как раз сейчас расширяем взаимодействие. Китайцы - фактически выходцы из советской научной школы. Плюс они активно аккумулируют американский опыт.
- Мы с вами обсудили, как вы набираете специалистов и обмениваетесь опытом с коллегами по цеху для решения различных задач. Но как-то упустили из внимания самое главное - что это за задачи?
- У нас есть девять программ, зафиксированных в Технологической стратегии. Сначала мы с другими специалистами Газпром нефти определили, какие вызовы стоят перед нашей компанией. Поняли, какие технологии необходимы, чтобы уменьшить капитальные и операционные затраты. Что может повысить эффективность геологоразведки.
Выделили ряд «геймчейнджеров», то есть направлений, которые могут полностью изменить расклад сил в индустрии. Так нам удалось сформулировать девять стратегических направлений.
Одно из них - геологоразведка.
Качество запасов ухудшается. Структуры, которые мы открываем, всё менее выражены. Высока неоднородность пластов. В этой ситуации нам надо научиться более детально понимать структуру месторождения еще до того, как мы начинаем бурить разведочные скважины. Здесь ведущую роль играют технологии, позволяющие повысить точность исследований.
- Привлекаете к своей работе палеогеологов?
- Разумеется. Мы добываем нефть в тех местах, которые были поверхностью 100-300 млн лет назад. Где сейчас реки и горы, могли быть океаны. Все нефтяные месторождения располагаются на месте древних океанов и рек. Наша работа начинается с того, что мы агрегируем всю информацию об исследуемом регионе и создаем модель того, как он формировался, как происходила сегментация, как откладывались горные породы, как аккумулировалась нефть, куда она мигрировала. Сегодня мы можем смоделировать геомеханические напряжения, определяя, какие разломы образовывались и как по ним двигалась нефть. То есть мы воссоздаем процессы, которые продолжались миллионы лет, чтобы с высокой точностью определить, где стоит искать новые, еще не освоенные участки.
- Вы говорите, что гигантских месторождений нет, остались только маленькие. Значит ли это, что нефти осталось совсем мало?
- Крупных месторождений не осталось в привычных местах. На шельфе они еще есть. Могут они быть и на суше - на глубоких горизонтах. Скорее стоит говорить о том, что кончилась эпоха легкой нефти. Но технологии совершенствуются. Сейчас мы способны добывать ту нефть, которую еще 20 лет назад извлечь было невозможно. Кроме того, важен вопрос цены. Ведь добыча должна быть не только технически возможна, но и экономически обоснована. Этими расчетами и занимается НТЦ.
В связи с этим мы можем перейти ко второму направлению деятельности, указанному в нашей стратегии: работа с нетрадиционными запасами, под которыми в нашей стране в первую очередь понимают баженовскую свиту.
Русская «сланцевая нефть»
Бажен - это настоящий «геймчейнджер», русская «сланцевая нефть». Свита занимает примерно 1 млн км2 и даже по достаточно консервативным оценкам содержит десятки миллионов тонн извлекаемой нефти. Но это совершенно иной класс запасов, нежели те, с которыми мы привыкли работать.
Бажен известен достаточно давно. Первые опыты по добыче стали проводиться еще в 1980-х.Но до сих пор речь идет о единичных скважинах. Работающих технологий, которые бы позволили усеять всю площадь скважинами и экономически обоснованно добывать нефть, пока нет. Разработкой таких технологий мы занимаемся в данный момент.
Базовые технологии, которые используются для добычи сланцевой нефти в США, - горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта. Но просто перенести их на бажен невозможно, необходима адаптация. Это первое.
Второе - необходимо сделать баженовские скважины рутинной операцией. То есть скважины должны строиться быстро и без осложнений. Проблема бажена та же, что и у американского сланца: нефть располагается в крайне низкопроницаемой породе, много нефти из скважины течет только 1-1,5 года. Необходимо бурить постоянно, чтобы поддерживать производительность. А бурение - это дорогая операция, которая играет одну из ведущих ролей в формировании себестоимости добычи. Чем дольше вы бурите скважину, тем дороже она получается.
- А зачем нам бажен, если у нас есть традиционные месторождения, есть шельф и так далее?
- Мы думаем на годы вперед. Бажен - кладовая, которую российская нефтегазовая отрасль будет использовать, когда сильно будут истощены традиционные месторождения. Свита располагается в регионах традиционной добычи, где уже есть вся необходимая инфраструктура. Бажен позволит вновь ее загрузить. Кстати, наличие инфраструктуры - важнейший экономический фактор.
- О какой перспективе идет речь?
- О десятках лет. Помимо этого, работа с низкопроницаемыми породами ведется не только на баженовской свите. Взять хотя бы ачимовку. То есть отрабатываемые технологии можно применять на разных направлениях деятельности. Отработали технологии на ачимовке - перенесли их на бажен.
К вопросу о проницаемости, то есть способности породы пропускать через себя нефть. Крупные месторождения Западной Сибири обладали проницаемостью 100-200 миллидарси (мД). Сейчас проницаемость на наших традиционных запасах снизилась до 1-0,5 мД. Ачимовка - 0,1 мД, а бажен - 0,01-0,001 мД.
- Какое следующее направление?
- Электронная разработка активов. Разработку собственных информационных технологий мы ведем с 2012 года, когда еще не было сегодняшнего бума цифровизации, но мы уже к нему готовились.
Мы нацелены на создание собственных методик и программных продуктов для сбора и анализа информации, для инженерных расчетов, для подготовки и принятия инвестиционных решений, для управления портфелем проектов.
Компания формирует наибольшую потенциальную прибыль или несет наибольшие потери уже на этапе создания концепта, когда принимается решение о реализации проекта и выбираются оптимальные способы. До 50% эффективности приходится именно на этот этап.
Когда инфраструктура построена, вы можете проводить оптимизацию, но она даст экономию не более 10%. Поэтому программные продукты, на создании которых мы фокусируемся, предназначены для разработки концептов, для построения интегрированных моделей «пласт, скважина, обустройство».
- Кто занимается разработкой?
- Заложенные в программные продукты инженерные методики разрабатывает НТЦ. Иногда привлекаем наше инновационное окружение. К примеру, информационная оболочка, как правило, создается силами специализированного дочернего предприятия Газпром нефти - Информационно-технологической сервисной компанией. Мы также занимаемся разработкой программных продуктов для управления месторождениями на стадии эксплуатации - «электронное месторождение». Но в этом направлении работает подавляющее большинство компаний, предлагающих различные цифровые решения для нефтегазовой отрасли. На наш взгляд, сосредотачиваться всё же стоит на более ранних стадиях. Повторюсь, что наибольшая эффективность открывается на этапе формирования концепции освоения месторождения.
- Каково следующее направление?
- Разработка подгазовых залежей (нефтяных оторочек), то есть нефтяных участков газовых месторождений. В последние десятилетия чисто нефтяных месторождений в эксплуатацию вводится мало. Большинство - нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Яркий пример - Новопортовское месторождение на полуострове Ямал.
В таких условиях не стоит использовать вертикальные скважины.
А многостадийный ГРП сделать нельзя, так как может произойти прорыв газа или воды из близко расположенных соседних пластов. И последующее падение давления сделает добычу нефти совершенно бесперспективной.
- А как решается проблема?
- Строятся скважины со сложным дизайном. Это так называемые рыбьи кости, когда от одного горизонтального ствола бурятся отростки, позволяющие добраться до небольших залежей, разбуривать которые отдельными скважинами совершенно нерентабельно. На словах это звучит довольно просто, но представьте себе, что вы на глубине 2-3 км, не видя объекта, определяя положение бура только по косвенным признакам, бурите горизонтальную скважину, постоянно сопротивляясь силе притяжения. При этом вы должны на протяжении нескольких километров оставаться в границах пласта, которые часто не превышают 2-3 м.
Это как попасть в монетку иголкой, закрепленной на проволоке длиной в несколько десятков метров.
Газпром нефть сейчас может пробурить любую известную мировой нефтегазовой отрасли скважину. Но нужна высокая скорость.
Как видите, мы опять упираемся в вопрос бурения. Технологии бурения были вынесены в отдельное направление работы. Это касается и строительства скважин на низкопроницаемые пласты и пласты с неустойчивыми горными породами.
Сегодня при освоении сложных месторождений порядка 70% капитальных затрат приходится на бурение. А главный фактор, влияющий на стоимость бурения, - время. Чем быстрее и качественнее вы построите скважину, тем меньше денег потратите. Но есть технологический предел сроков строительства скважины, за который выйти пока невозможно. Поэтому нас интересует интегральный показатель - удельная стоимость скважины. Это стоимость скважины, деленная на ее дебит.
Чтобы снизить удельную стоимость, можно повысить дебит. Сейчас он повышается за счет увеличения технологичности скважин. Вместо вертикальных используются горизонтальные, а также горизонтальные со сложным дизайном. Строительство таких скважин обходится дороже, но их производительность выше, а значит, удельная стоимость - ниже.
- А какие работы ведутся на традиционных месторождениях?
- Для месторождений, которые близки к истощению, мы разрабатываем методы увеличения нефтеотдачи пластов. Не секрет, что никто в мире не может извлечь всю нефть, которая залегает в пласте. Сегодня мы добываем из него в лучшем случае 40%. Таков коэффициент извлечения нефти (КИН). Как его повысить? Можно использовать поверхностно-активные вещества (ПАВ).
К началу текущего года «Газпром нефть» совместно с Салым Петролеум Девелопмент, Тюменским государственным университетом и компанией «Норкем» сумела синтезировать 11 новых ПАВ, способных заменить зарубежные аналоги.
Многие люди считали, что использование поверхностно- активных веществ вообще не принесет никакого результата. Но мы провели ряд успешных экспериментов, в том числе реализовали пилотный проект на Салымской группе месторождений. Готовимся к полевым испытаниям на Холмогорском месторождении. Уже сейчас ясно, что поверхностно-активные вещества позволяют увеличить КИН на 13-14%.
По расчетам, ПАВ-полимерное заводнение на одном только Холмогорском месторождении даст компании дополнительно более 30 млн т нефти. А если использовать этот метод на всех активах, то дополнительная добыча превысит 170 млн т.
Сейчас мы продолжаем оптимизировать состав «коктейлей», стараясь сделать его максимально эффективным, но недорогим.
Потенциальный спрос со стороны российской нефтегазовой отрасли оцениваем в размере нескольких миллионов тонн в год, а для его обеспечения необходимо будет построить заводы. Это дополнительные рабочие места и заметные вливания в экономику страны.
Но для создания столь масштабных производств необходимо участие государства, в том числе - налоговое стимулирование, которое позволит гарантировать возврат вложенных средств.
Следующее направление нашего технологического развития - разработка карбонатных и трещиноватых коллекторов. Доля мировых запасов нефти в карбонатных пластах увеличивается. Всё больше новых месторождений относится к карбонатным породам. Основные проблемы - низкая проницаемость и малый коэффициент охвата (малый КИН). Проблемы решаются высокотехнологичными скважинами и ГРП. Сотрудничаем с нефтяными компаниями, у которых есть опыт работы с подобными запасами, а также с Французским институтом нефти.
На этом направлении важно набрать нужное количество пилотных проектов, на которых можно наработать ноу-хау.
Еще одно стратегическое направление нашей деятельности - развитие инфраструктуры. У нас много удаленных месторождений в сложных климатических условиях.
Нужно использовать модульный подход, который позволяет постепенно наращивать мощность таких дорогостоящих объектов, как, к примеру, центральный пункта сбора нефти. Работа в условиях вечной мерзлоты и крайне низких температур заставляет нас развивать компетенции в области почвоведения, мерзлотоведения, новых материалов и так далее.
