В интервью ТАСС топ-менеджер "Роснефти" рассказал о роли инноваций для увеличения добычи в условиях санкций, о том, как искусственный интеллект помогает мониторить добычу почти на 100% тяжелых буровых установок, а также о разработках, которые позволят компании увеличить добычу трудноизвлекаемых запасов вдвое к 2022 году.
— "Роснефть" уделяет пристальное внимание инновационным проектам и разрабатывает технологии для более эффективной работы как на месторождениях, так и на предприятиях. Какие проекты по разработке новых технологий сейчас приоритетны для компании?
— Инновации — это действительно наш ключевой приоритет сегодня. В соответствии с нашей стратегией "Роснефть-2022" мы концентрируемся на повышении технологичности производства, активно наращиваем собственные технологические компетенции. За последние несколько лет мы добились колоссальных успехов и сумели перевести компанию на качественно новый уровень с учетом вызовов цифровой эпохи.
Сегодня мы активно внедряем цифровые технологии по всей цепочке деятельности компании: от машинного обучения до планирования оптимальной сетки скважин для технически сложных и низкопроницаемых коллекторов.
Оптимизация систем заводнения — важная технологическая задача, решение которой позволит нам добиться максимально эффективной добычи нефти и продления срока жизни зрелых месторождений. Мы используем сейчас технологические решения, включающие в себя анализ работы нагнетательных и добывающих скважин, а также геологического представления о пласте и остаточных извлекаемых запасах.
За последние пять лет объем буровых работ увеличился более чем вдвое. На этапе бурения и заканчивания скважин используются более сложные внутрискважинные и наземные инструменты и оборудование для последующего этапа добычи. В процессе бурения высокие технологии помогают специалистам. Благодаря телекоммуникационным, программным и экспертным возможностям мы дистанционно управляем и поддерживаем наши операции в любом регионе в реальном времени.
Увеличивается доля горизонтальных скважин — их количество выросло в четыре раза за последние пять лет и теперь составляет 48%. Всего месяц назад мы пробурили десятитысячную горизонтальную скважину. Многоствольные и многозабойные скважины находились на стадии опытно-промышленных испытаний пять лет назад. Сегодня 13 наших дочерних компаний успешно бурят их. Всего в прошлом году было построено более 140 таких скважин, большинство из них на Ванкоре, в Юганске и на Мессояхе. Такие конструктивные достижения необходимы для извлечения запасов из плотных пластов, которые уже дают нам около 10% нашей добычи нефти.
Развиваются технологии бурения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта на нетрадиционных месторождениях (пробурено четыре горизонтальные скважины), активно работает технология разработки высоковязкой нефти (парогравитационный дренаж, или SAGD), когда производится разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и тем самым обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами.
Ведется бурение скважин со сверхдлинным отходом от вертикали для разработки шельфовых месторождений. Такой подход применим и в области разработки карбонатных коллекторов. Яркий пример — кислотно-проппантный гидроразрыв пласта (ГРП), который позволил кратно увеличить объемы ГРП в Башкирии.
— Со вводом санкций усложнился доступ к технологиям по разработке трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). Как компания сегодня решает вопрос доступа к технологиям? Насколько осложняют санкции разработку ТРИЗ?
— "Роснефть" обладает собственными технологиями по работе с низкопроницаемыми коллекторами и не зависит от поддержки партнеров в условиях санкций.
Как я уже отмечал, ключевой технологией для интенсификации добычи на ТРИЗ является ГРП. Еще в 2017 году компания в рамках реализации цифровой стратегии создала первый в Евразии промышленный симулятор ГРП "РН-ГРИД". С тех пор эта разработка обеспечивает технологическую независимость компании в области компьютерного моделирования, а эффективность операций ГРП значительно выросла.
На сегодня программный комплекс "РН-ГРИД" обеспечивает выполнение всех операций и инженерных расчетов, необходимых для проектирования ГРП: загрузка и визуализация исходных данных большого объема, создание геомеханической модели пласта, анализ диагностических закачек, расчет дизайна и анализ фактически проведенных операций ГРП с использованием обширной базы данных технологических жидкостей и проппантов для ГРП.
В начале 2018 года "Роснефть" внедрила "РН-ГРИД" на предприятиях внутреннего сервиса по ГРП, полностью отказавшись от западных аналогов. Также в 2018 году "Роснефть" начала коммерческую реализацию программного обеспечения симулятора. Программный комплекс стоит в несколько раз дешевле зарубежного ПО, цены на которое до недавнего времени были высоки ввиду отсутствия конкурентных отечественных предложений.
С появлением "РН-ГРИД" ситуация кардинально изменилась, "Роснефть" придала мощный импульс развитию рынка и технологий в области моделирования ГРП.
Также хотел бы привести другой успешный пример нашей собственной разработки — инновационного программного комплекса РН-СИГМА, который предназначен для геомеханического моделирования при бурении. Эта разработка позволяет инженерам компании расширить применение геомеханических методов расчета устойчивости ствола скважины и снизить риски осложнений при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин.
Проведенные при разработке сравнения показали, что результаты расчетов в РН-СИГМА полностью совпадают с лучшими мировыми аналогами, а по скорости освоения РН-СИГМА превосходит их. При этом применение собственного геомеханического симулятора создает условия для формирования единого информационного пространства в области геомеханического моделирования.
— На ваш взгляд, когда в России начнется активная разработка ТРИЗ — это дело ближайших лет или далекого будущего? Какие факторы на это влияют?
— Разработка ТРИЗ нефти является одной из ключевых задач в рамках реализации стратегии компании до 2022 года. На протяжении последних пяти лет "Роснефть" ведет планомерную и активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти.
Объем добычи ТРИЗ компании в 2018 году вырос за год на 15% — до 18,7 млн тонн, и более чем в два раза — за последние пять лет. В прошедшем году было пробурено более 820 новых скважин, а общий действующий фонд скважин превысил 3 тыс. Доля добычи ТРИЗ от общего объема добычи компании в 2018 году выросла до 8,4% с 7,5% в 2017 году.
Вместе с тем "Роснефть" видит значительный потенциал увеличения и объема запасов, и добычи ТРИЗ в ближайшие годы — за счет запасов нефти из так называемых нефтематеринских пород. Крупнейшим активом ТРИЗ компании является "РН-Юганскнефтегаз" с объемом ТРИЗ более 1 млрд тонн. Значительными объемами ТРИЗ также владеют "РН-Няганьнефтегаз", "Верхнечонскнефтегаз", "РН-Уватнефтегаз", "Конданефть". Перечисленные мной предприятия на текущий момент обеспечивают более 90% ресурсной базы ТРИЗ компании. Суммарные извлекаемые запасы ТРИЗ компании на 138 месторождениях на сегодняшний день превышают 2,5 млрд тонн.
Если говорить об основном факторе, который способствует росту добычи ТРИЗов, то здесь необходимо отметить важность технологических разработок. И в этом направлении компании удалось многого добиться за последние годы.
Основным направлением развития технологий является интенсификация добычи нефти из низкопроницаемых пластов за счет усложнения конструкции и увеличения длины горизонтальных скважин, увеличения количества стадий ГРП в горизонтальных скважинах. За 2018 год на месторождениях с ТРИЗ было успешно введено в эксплуатацию около 100 скважин с увеличенным количеством стадий многостадийного гидроразрыва пласта, а также скважин с длиной горизонтального участка более 1 тыс. м.
Кроме того, для освоения низкопроницаемых пластов опробуются и реализуются различные технологические решения по так называемым рефракам, то есть повторным ГРП. Мы уже провели десятки операций с использованием различных методов рефраков, которые показали свою эффективность и в ближайшем будущем могут быть массово тиражированы на наших ключевых проектах.
— Самотлорскому месторождению "Роснефти" правительство России предоставило инвестиционные стимулы. Каковы результаты их применения?
— Налоговые стимулы дали возможность увеличить на 50% объем бурения. В результате остановлено падение добычи нефти на Самотлорском месторождении. Если до 2018 года на Самотлоре объем извлекаемой нефти ежегодно сокращался на 3–5%, то в прошлом году снижение составило менее 1%. Это, в свою очередь, привело к росту поступлений в бюджет от налога на добычу полезных ископаемых и экспортной пошлины.
Бюджет получил дополнительно 60 млрд рублей за счет роста поступлений от НДПИ и таможенной пошлины. Таким образом, "Роснефть" полностью компенсировала бюджету предоставленные в 2018 году Самотлорскому месторождению инвестиционные стимулы и обеспечила государству дополнительные поступления в размере 20 млрд рублей.
"Роснефть" продолжает наращивать объем бурения и ввод в эксплуатацию новых скважин на Самотлоре. В результате во втором квартале 2019 года среднесуточный объем добычи нефти на месторождении стабилизировался и составил 0,38 млн баррелей, что соответствует показателям первого квартала текущего года и первого полугодия 2018 года.
— Какие гринфилды в портфеле активов компании являются наиболее перспективными?
— Если говорить об объеме прироста запасов, наиболее перспективными являются колоссальные месторождения Арктического кластера. Это наша стратегическая перспектива. Мы ожидаем серьезных открытий в северных районах Западной Сибири и на территории Енисей-Хатангского прогиба. Существенный прирост обеспечат и активы, расположенные на Сибирской платформе, в Иркутской области и Якутии. Здесь отработаны надежные технологии прогноза нефтеотдачи коллекторов и ловушек, достигнута высокая успешность поискового бурения и имеются все основания ожидать новых открытий.
Мы активно запускаем крупные проекты с нуля. Этим летом мы начали добычу на Западно-Эргинском месторождении. Оно было запущено всего за 18 месяцев. В целом за последние пять лет "Роснефть" начала добычу на восьми крупных новых месторождениях, включая Юрубчено-Тохомское, Сузунское и Мессояхское месторождения. Мы продолжаем работу по вводу в эксплуатацию большего количества новых месторождений, включая Лодочное, Комсомольское и новый Даниловский кластер.
— "РН-Юганскнефтегаз" недавно за короткий срок установил ряд отраслевых рекордов как по суточной добычи нефти, так и по суточной проходке. За счет каких технологий удалось достичь таких показателей? Каковы перспективы развития этого актива?
— "РН-Юганскнефтегаз" — самый яркий пример зрелого месторождения, на котором удалось переломить тренд на падение добычи. За счет чего? Во-первых, мы оптимизировали систему разработки скважин, а во-вторых, нарастили объемы горизонтального бурения, в том числе с применением многостадийного гидроразрыва пласта.
Доля горизонтальных скважин в эксплуатационном бурении возросла с 14% в 2017 году до 25% в 2018-м, а доля горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта — с 12% до 22%. Ожидается, что в текущем году доля горизонтальных скважин в Юганске превысит 30%.
— Какие технологии, применяемые компанией, позволяют дать вторую жизнь зрелым месторождениям?
— Ключевую роль в поддержании уровня добычи нефти и конденсата на зрелых месторождениях играют в первую очередь ввод в эксплуатацию новых скважин и технологии уплотняющего бурения.
Кроме того, технология бурения горизонтальных скважин с применением многостадийного гидроразрыва пласта способствует повышению продуктивности скважин, охвату запасов и экономической эффективности проектов. На зрелых активах компании доля применения данной технологии в общем объеме бурения выросла до 31% в 2018 году по сравнению с 21% годом ранее.
Также компания наращивает объемы горизонтального бурения и ведет опытно-промышленные работы по оптимизации конструкций за счет увеличения длины горизонтальной секции и количества стадий ГРП. В частности, в 2018 году на месторождениях ООО "РН-Юганскнефтегаз" и АО "Самотлорнефтегаз" введено более 50 скважин с длиной горизонтальной секции свыше 1,2 тыс. м и с восемью и более стадиями ГРП.
Современные технологии позволяют нам увеличивать эффективность и производительность скважин. Позвольте привести один пример. В 2016 году на Юганском месторождении мы запустили пилотный проект, который позволил нам сократить время бурения скважины с 30 до 19 дней. На тот момент это казалось большим достижением. Однако нет предела совершенству. И сегодня средний результат бурения подобных скважин составляет 12 дней, а лучший — всего девять дней. В настоящее время мы планируем использовать этот метод за пределами Юганска, в том числе на Самотлорском и Ванкорском месторождениях.
На месторождениях "РН-Юганскнефтегаза" нам также удалось снизить сроки и стоимость строительства скважин за счет внедрения специального оборудования, которое позволяет в два с половиной раза увеличить отбор керна. В результате достигается существенный экономический эффект — при отборе керна диаметром 100 мм экономия составляет более 4 млн рублей на одной скважине.
Также сегодня у нас есть система GTM-DB, которая позволяет анализировать результаты каждой скважинной работы, находить причины неэффективности, если таковые имеются, извлекать уроки и принимать соответствующие меры. Прямой эффект от этой системы — 2,3 млрд рублей сэкономленных инвестиций.
— Какие инновационные технологии внедряет "Роснефть" для поддержания добычи в Восточной и Западной Сибири? Какие планы по вводу месторождений в регионе в ближайшие годы? Каков планируемый общий объем добычи с учетом перспективного освоения трудноизвлекаемых запасов?
— Совместно с нашими партнерами и акционерами — компанией BP — мы разработали инновационную систему регистрации сейсмических данных, аналогов которой нет в мире. Зимние тестовые работы методом 3D впервые были проведены на Ай-Яунском лицензионном участке в Западной Сибири.
Уникальность этой технологии состоит в использовании специальных сейсмических датчиков — сейсмоприемников, сбор данных от которых производится без помощи проводов. Сейсмоприемники фиксируют колебания волн, которые инициирует специальная техника. Затем их собирают, подключают к компьютеру и считывают всю зарегистрированную информацию.
Применение низкозатратной "зеленой" сейсморазведки позволит минимизировать негативное воздействие на окружающую среду, снизить удельную стоимость сейсморазведочных работ и повысить достоверность прогнозов, что, в свою очередь, приведет к повышению успешности поисково-разведочного бурения.
Еще один пример — на нашем добычном активе "РН-Пурнефтегаз" была введена уникальная установка по предварительному сбросу воды, которая за год обеспечила прирост дополнительной добычи нефти в размере 11 тыс. тонн. Ее главное преимущество состоит в обеспечении дополнительной добычи нефти на месторождениях с высокой обводненностью. По результатам испытаний уже принято решение о начале серийного производства установки на собственных мощностях компании.
Что касается наших планов по вводу и развитию активов в Восточной и Западной Сибири. В ближайшие годы компания планирует начать здесь разработку более 20 месторождений с извлекаемыми запасами более 180 млн т. Кроме того, за счет применения современных технологий и планомерного ввода месторождений в эксплуатацию ожидается почти двукратный рост добычи ТРИЗ к 2022 году — до 33 млн т.
— Компания активно развивает внутренний сервис, оправдал ли себя этот подход?
— Да, безусловно. Развитие внутреннего сервиса позволило усилить конкурентные позиции компании в области дорогостоящего сервиса высокотехнологичных геофизических исследований скважин, которые ранее проводились в основном зарубежными компаниями, и повысить устойчивость на данном направлении.
В январе 2019 года мы создали собственную сервисную компанию для геофизического исследования скважин и начали выполнять работы на месторождениях "Башнефть-Добыча". Реализация данного проекта позволила снизить затраты дочернего общества на проведение геофизических исследований скважин более чем на 7% в 2019 году и оптимизировать объемы данных.
Дальнейшее развитие сервиса по геофизическому исследованию скважин позволит повысить эффективность деятельности компании в геологоразведке и разработке месторождений, снизить затраты и оптимизировать объемы исследовательских данных в других дочерних обществах.
Также в этом году мы запустили проект по созданию корпоративного петрофизического программного комплекса для обработки данных геофизических исследований скважин — "РН-Петролог". Это ПО снизит санкционные риски, связанные с использованием зарубежного программного обеспечения в области обработки и анализа геофизических и петрофизических данных. Внедрение промышленной версии "РН-Петролог" запланировано на 2022 год. К этому моменту специалисты компании разработают основной функционал, позволяющий обеспечить петрофизическую поддержку процессов разведки, разработки и мониторинга месторождений.
Также компания располагает собственным гидродинамическим симулятором РН-КИМ, комплексом инструментов нефтяного инжиниринга РН-КИН, программным обеспечением для геологического сопровождения бурения горизонтальных скважин "Горизонт+", программным комплексом подбора и анализа работы погружного оборудования RosPump. На текущий момент в России такого единого программного комплекса нет ни у одной компании.
Важным достижением последних пяти лет является увеличение объема буровых работ в компании более чем вдвое. Благодаря цифровым технологиям специалисты компании получили возможность дистанционного сопровождения процесса бурения в режиме реального времени. На сегодняшний день у "Роснефти" есть десять станций удаленной экспертной поддержки процессов бурения. Станции мониторинга данных бурения с возможностями искусственного интеллекта теперь установлены на 97% тяжелых буровых установок.
— У "Роснефти" много проектов на шельфе, есть планы по освоению Арктики. Компания активно развивает собственные технологии для ведения работы в арктическом секторе России. Сохраняется ли необходимость привлечения иностранных партнеров в такие проекты? Есть ли планы по совместной работе с российскими компаниями для разработки технологий?
— Шельфовые проекты — это одно из главных стратегических направлений развития компании. "Роснефть" в 2018 году направила на действующие добычные проекты на шельфе России и на геологоразведку более 15 млрд рублей. Все работы по геологическому изучению, поиску нефти и газа на участках арктического, дальневосточного шельфов и в акваториях южных морей проводятся в объемах, предусмотренных лицензиями.
В прошлом году компания проводила анализ, обработку и интерпретацию значительного объема сейсморазведочных данных по шельфовым проектам, полученных в 2016−2017 годы.
"Роснефть" обсуждает с партнерами, в том числе зарубежными, возможность реализации геологоразведочных проектов. Компания активно работает с российскими предприятиями в области локализации и импортозамещения техники и технологий, включая производство и обслуживание оборудования для экологически безопасной разведки и добычи углеводородов на шельфе, в том числе в Арктике.
— У "Роснефти" много международных проектов. Например, "Роснефть" ранее начала разведочное бурение в бассейне Солимойнс в Бразилии. Насколько успешно идет бурение, сколько скважин пробурено? Какие запасы газа и нефти обнаружены? Когда может начаться освоение месторождений в бассейне Солимойнс, промышленная добыча на нем?
— Компания выполнила значительный объем поисково-разведочных работ в Бразилии. Произведена сейсморазведка 2D и 3D, в том числе на новых, ранее не изученных участках. Пробурены четыре поисково-разведочные скважины. Открыто новое месторождение газа. В настоящее время ведется оценка вариантов монетизации открытых запасов газа.
— Глава компании Игорь Сечин сообщал, что в 2019 году планируется начать программу геологоразведочных работ в Иракском Курдистане. Начата ли программа? Какой объем работ предстоит? Сколько времени он займет?
— Да, поисково-разведочные работы в этом году начаты. В настоящее время компания выполняет сейсморазведку 3D на одном из участков и готовится к бурению поисково-разведочных скважин. Программа работ будет продолжена в 2020 году и займет несколько лет.
— В первом квартале начата пробная добыча на месторождении Биджил. Каких результатов удалось достичь? Когда планируется выйти на промышленную эксплуатацию месторождения? Какой объем годовой добычи ожидается?
— На месторождении Биджил добыча нефти ведется в режиме опытно-промышленной эксплуатации. Изучаются режимы эксплуатации скважин. Суточный дебит достигает 360 тонн. После завершения геологоразведочных работ и опытно-промышленной эксплуатации планируется перейти к полномасштабной промышленной добыче.
