Расскажите о технологиях ГеоСплит? В чем их инновационность?
Последнее десятилетние разработка месторождений в России и за рубежом базируется на применении двух ключевых технологий: горизонтальном бурении и многостадийном гидроразрыве пласта. Для оценки эффективности работы скважин и регулирования выработки коллектора недропользователь проводит периодические промысловые исследования скважин. В традиционном понимании это единоразовый спуск внутрискважинного инструмента с помощью гибких насосно-компрессорных труб или тракторов. При этом, на качество получаемых данных влияет множество факторов, таких как: технологическая продвинутость инструмента, правильность его калибровки, доступность ствола для внутрискважинной операции и многое другое. Но самое главное, что недропользователь получает данные лишь в кратком временном окне нахождения инструмента в стволе скважины. Это не позволяет отслеживать влияние множества факторов, влияющих на динамику профиля притока к горизонтальному стволу.
Технология GEOSPLIT совершила настоящую революцию в индустрии, позволив увеличить объём получаемых данных в десятки раз, при этом значительно сократив расходы и снизив ресурсоемкость процесса получения информации о скважине и пласте. Технология представляет собой конгломерат из 3 компонентов:
-
высокомолекулярной химии, с помощью которой маркируются интервалы ствола;
-
уникального аппаратного комплекса для выявления индикаторов притока в скважинном флюиде;
-
программного обеспечения с элементами искусственного интеллекта для интерпретации данных профиля притока и объяснения его характера.
Мы назвали такой подход динамическим промысловым исследованием с помощью маркеров - QuantumPLT®. Цикл работ инновационного промыслового исследования выглядит следующим образом: в нашей лаборатории синтезируются маркеры-репортеры®, являющиеся индикаторами притока флюида. Далее они вшиваются в композитный полимер, который размещается в скважине в специализированных кассетах во время спуска хвостовика или наносится на пропант для многостадийного гидроразрыва пласта. Каждый интервал или трещина гидроразрыва в горизонтальном пласте получает материалы с уникальными сигнатурами маркеров-репортеров, селективно реагирующими на жидкую углеводородную, водную и газовую фазы. При реакции материала с флюидом маркеры выносятся на поверхность. Далее, по требованию недропользователя проводится пробоотбор с последующей идентификацией количества маркеров-репортеров с различными сигнатурами. По их количеству оценивается вклад того или иного интервала в общий дебит скважины с последующей выдачей рекомендаций мероприятий для оптимизации. С помощью технологии динамического мониторинга профиля притока GEOSPLIT скважина может быть исследована до 20 раз в год, тогда как традиционные подходы обеспечивают лишь ежегодную диагностику в лучшем случае.
Где применяется технология на сегодняшний день?
На сегодняшний день технология применяется на добывающих активах в периметре всех крупных российских ВИНК. С 2019 года команда начала активную работу по продвижению продуктов и услуг на международные рынки. Наш пример является единственным случаем применения российской нефтесервисной технологии на нефтяных и газовых месторождениях крупнейших китайских недропользователей. За азиатскими заказчиками последовал Ближний Восток, где совсем недавно были заключены многолетние договоры по спуску решений ГеоСплит в скважины высокотехнологичных проектов, разрабатываемых с помощью сверхдлинных (ERD) скважин с глубиной по инструменту до 10 км, расположенных на шельфе Персидского залива. Ожидаю, что в ближайшие пару месяцев мы выполним первые работы в нескольких странах Африки и США.
С какими вызовами столкнулась команда при работе на зарубежных рынках? Что бы вы могли посоветовать другим технологическим стартапам?
Большое внимание уделялось применению высоких стандартов работы, ожидаемых иностранными заказчиками от местных нефтесервисных компаний. Я считаю, что результат был достигнут с помощью комплексного подхода. То, что выгодно отличало нас от местных компаний — это демонстрация глубокой отраслевой экспертизы, эффективного НИОКР, привлечение иностранных сотрудников в целевых регионах и выстраивание эффективной стратегии работы с партнерскими компаниями. Все это совместно позволило скомпоновать замечательное ценностное предложение для недропользователей, четко вписывающееся в технологический и операционный ландшафт проектов.
Можно ли сравнить процессы внедрения инноваций на Российском, Ближневосточном и Китайском рынках?
Интересно кратко сказать несколько слов о китайском рынке, он пока малоизучен у нас. Китай находится на третьем месте в мире после России и Америки по доказанным запасам сланцевой нефти. Это 75, 59 и 32 млрд барр. нефти соответственно. Для разработки сланцевых запасов ключевыми технологиями являются горизонтальное бурение и МГРП. В финансовом выражении китайский рынок МГРП в горизонтальных скважинах поистине грандиозен – 11 млрд долл. США/год, он второй после североамериканского, отставая на 15%. Динамика китайского рынка оптимистична, так среднегодовой темп его роста в интервале с 2012 по 2020, составлял 8-9%. Характерно, что свыше 70% рынка в финансовом выражении представлено применением современных систем МГРП типа «Plug & Perf». Российские недропользователи только сейчас выходят на относительно массовое применение таких систем. В количественном соотношении китайский рынок МГРП и горизонтального бурения кратно превосходит российский.
Имеет смысл сравнить три ключевых аспекта на каждом из рынков, где мы работаем, а именно:
-
Цели;
-
Циклы продаж;
-
Темп масштабирования технологии.
Китайские недропользователи отдают приоритет технологиям, позволяющим развить сланцевый рынок нефти и, особенно, газа. Решения по апробации новых технологий принимаются сравнительно быстро (6-12 месяцев). Масштабирование технологий происходит достаточно оперативно. На китайском рынке существует высокая конкуренция, нефтесервисные компании борются за получение конкурентных преимуществ и прилагают значительные усилия по демонстрации новых технологий своим недропользователям. Сложилось ощущение, что одним из ожиданий заказчиков от китайских нефтесервисных компаний является демонстрация новинок мирового рынка. Это вполне логично, учитывая увеличивающуюся географию работы китайских подрядчиков от США до Саудовской Аравии. Стоимость и маржинальность нефтесервисных услуг в Китае низкая.
Российские недропользователи в основной своей массе борются за поддержание уровня добычи углеводородов на месторождениях с традиционными коллекторами. Добывающие компании открыты к применению новых технологий и уделяют им очень большое внимание. Мы видим заинтересованность в инновациях на всех уровнях, от инженеров до главных геологов добывающих предприятий. Индикатором заинтересованности в увеличении доли инноваций в российском нефтегазе является факт активного развития различных институтов поддержки внедрения новых технологий, как государственных, так и частных.
Циклы продаж умеренные, 1-2 года, при этом российские компании часто делают пакетные ОПР в 5-10 скважин. Масштабирование технологии происходит плавно, с оглядкой на другие компании.
Для оценки ближневосточных недропользователей имеет смысл рассмотреть наиболее крупные и известные компании: ADNOC и Saudi Aramco. Эти компании способны поддерживать и даже значительно наращивать уровень добычи и без использования прорывных технологий. В последние годы в ближневосточном регионе происходит определенная трансформация. Длительное время эти ближневосточные компании славились своими премиальными ценами на нефтесервис, однако сейчас наибольшим драйвером для инноваций является увеличение операционной эффективности при снижении себестоимости операций. Циклы продаж инновационных решений можно охарактеризовать как достаточно длинные (2-3 года). Дальнейшее масштабирование технологий происходит инертно. При этом была зафиксирована интересная особенность – желание этих недропользователей коммодитизировать новую технологию с самого начала. То есть первые же опытно-промышленные испытания стараются выполнять на тендерной основе, что отличается от практики российских и китайских недропользователей. Так или иначе, длинные циклы продаж и не быстрое масштабирование являются факторами, помогающими удерживать относительно высокие цены для поставщиков технологичного нефтесервиса.
Нужно ли российским нефтесервисным компаниям стремиться на зарубежные рынки, если на домашнем рынке существует устойчивый спрос на инновации и доля импортозамещения в России пока не высока?
Я склонен считать, что термин импортозамещение является производным от конкурентоспособности, что является гораздо более масштабной задачей. Несомненно, есть свои положительные эффекты в обеспечивании распространения на домашнем рынке отечественных разработок, но все же этот процесс зачастую является нерыночным. Ключевой аспект – это вовлеченность в создание технологии. Создание наукоемких технологий методом простого копирования бесперспективно, так как обычно получается морально устаревший продукт, имеющий весьма ограниченное применение. Любой успешный на рынке высокотехнологичный продукт, будь то программное обеспечение или внутрискважинный инструмент является плодом многолетних усилий и выживания в конкурентной среде. Именно поэтому российским нефтесервисным компаниям так важно выходить на международные рынки и бороться с иностранными компаниями за заказы, что придает дополнительный импульс в развитии. Из опыта ГеоСплит хотелось бы отметить интересный факт того, что использование наших технологий китайскими и ближневосточными недропользователями послужило акселерацией внедрения на домашнем рынке. Мы интерпретировали этот феномен как своеобразный знак качества для команды и продукта, то есть если технологию внедряют иностранцы, значит к ней нужно присмотреться.
Каким видится перспективное развитие Вашей технологии?
Предоставляя данные динамических промысловых исследований недропользователям, мы часто сталкивались с двумя вопросами. Почему ствол работает так, а не иначе и что делать, чтобы изменить работу ствола. Отвечая на эти вопросы, мы начали углубляться в особенности разработки месторождений, в отслеживание работы близлежащих нагнетательных и добывающих скважин, находящихся в единой зоне дренирования. Стало понятно, что наибольшую ценность для недропользователя представляют собой рекомендации по выработке коллектора. Разработка таких рекомендаций потребовала пакетного маркирования 10-15 скважин в секторе пласта с 50-70 скважинами с привлечением методов стохастического моделирования, традиционного геолого-гидродинамического моделирования, использования межскважинных трассеров различных типов и гидропрослушивания. Были разработаны и, на ряде месторождений, апробированы методики использования данных динамических промысловых исследований как основы для регулирования разработки. Также была проведена большая работа по выявлению геолого-технических факторов, влияющих на формирование того или иного профиля притока к горизонтальному стволу. В определенный момент стало понятно, что существует большое количество этих факторов при высокой вариативности, что потребовало создания баз данных для хранения и визуализации геолого-технической информации и разработки цифровых CRM моделей. Компания сделала ставку на разработку программных платформ GeoExpert и GeoOpt, которые позволят использовать массивы фактических данных, полученных с помощью технологии GEOSPLIT для эффективного решения ряда актуальных задач разработки месторождений:
-
Локализации запасов углеводородов;
-
Перераспределения фильтрационных потоков в пласте;
-
Оптимизации работы системы поддержания пластового давления;
-
Подбора геолого-технических мероприятий и т. д.
Мы ожидаем вывод на рынок отдельных модулей продукта в конце 2020 года.
Key words: horizontal drilling, multistage fracturing operations, dynamic monitoring of the inflow profile
