«Газпром нефть» прокладывает путь в цифровое будущее. Вашкевич газпром нефть
«Газпром нефть» прокладывает путь в цифровое будущее — ПАО «Газпром нефть»
Forbes
«Газпром нефть» прокладывает путь в цифровое будущее
Российский нефтяной гигант «Газпром нефть» стремится соответствовать тренду на развитие цифровых технологий. Компания ведет работу во всех крупнейших нефтегазоносных регионах России и реализует свою продукцию на территории РФ, а также на экспорт в более чем 50 стран мира.
Алексей Вашкевич, директор по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти», убежден, что нефтяные компании должны формировать стратегию через определение возможностей для создания стоимости, а затем выбирать решения, которые будут использоваться для цифровой трансформации. «Когда мы только начинали работу в этом направлении, у нас было порядка 200 идей по внедрению цифровых технологий. Затем мы решили ранжировать их с точки зрения максимального потенциала для создания стоимости, но быстро поняли, что эту задачу невозможно решить в силу ее сложности и сопутствующей высокой неопределенности. К тому же у нас не было опыта такой работы.
В результате мы изменили подход, сделав отправной точкой определение возможностей для создания стоимости в рамках геологоразведочных проектов за счет цифровых технологий. И только после этого мы приступили к созданию конкретных решений. Многие компании пытаются инвестировать в собственную разработку базовых цифровых решений, что может говорить об отсутствии у них понимания перспективных областей развития с точки зрения создания стоимости. Если вы четко понимаете, зачем вам нужны цифровые технологии и как именно они повлияют на рост стоимости, вы можете воспользоваться готовыми разработками».
Цифровая воронка
По мнению Алексея Вашкевича, сегодня бизнес-сфера охвачена цифровой лихорадкой и в значительной степени находится под влиянием технологических гигантов уровня Google и Alibaba, которые проповедуют новый подход к ведению бизнеса, а остальные должны воспринимать этот подход как универсальный рецепт, применять, и успех гарантирован. При этом Алексей отмечает необходимость критической оценки таких примеров. «Мы называем это цифровой воронкой, в центр которой так или иначе оказываются втянуты все подобные отрасли, — поясняет он. — Цифровая трансформация — необходимое условие их выживания. Так, сегодня уже невозможно представить себе хороший банк без мобильных приложений, сервиса мгновенных переводов и высокого уровня безопасности.
Однако важно понимать, что цифровизация — это все еще стратегия возможностей, а не стратегия выживания. У нас есть перспектива на ближайшие десять лет и без нее. С точки зрения блока финансов или департамента развития любой компании, стратегическая цель на ближайшие 20 лет состоит в том, чтобы вывести показатели бизнеса на заданный уровень, и цифровые технологии не входят в их планы.
«У нас есть планы по цифровизации, но наше выживание возможно и без цифровых технологий — это будет только дополнительным плюсом. С этой точки зрения, крайне важно понимать, что наши подходы к цифровой трансформации, к изменению организационной модели и мотивации персонала должны отличаться от подходов в других отраслях».
Классический треугольник
Это должно стать ответом на постоянно растущие вызовы для компаний. Объем самого крупного нефтяного месторождения на суше, открытого в России в прошлом году, составил 210 млн баррелей. Еще 15 лет назад в среднем открывалось три месторождения в год объемом в миллиард баррелей. «Есть необходимость преодоления технических ограничений, но вопрос состоит в том, какой рост эффективности мы можем обеспечить на техническом пределе, — поясняет Алексей Вашкевич. — Когда речь идет о технологии, мы постоянно упираемся в такой классический треугольник „цена—качество—сроки“, когда из трех критериев можно выбрать только два. Если выбирать скорость и качество, не получится сделать дешево, а если хочешь быстро и дешево, вероятно, придется пожертвовать качеством».
Во многих отраслях аналогичная проблема успешно преодолевалась. Например, в секторе потребительской электроники устройства становятся все дешевле и вместе с тем надежнее, а цикл производства при этом сокращается. «Они как-то нашли решение, и не только они, есть масса примеров из различных областей, — добавляет Алексей. — Думаю, именно цифровые технологии в итоге дадут нам ключ к проблеме повышения эффективности».
Фокус на геологоразведку
После встреч с представителями компаний, успешно применяющих цифровые технологии в операционных процессах, а также с консультантами и разработчиками ПО стало понятно, что имеющиеся технологии могут принести больше пользы, если их применять на поздних стадиях освоения месторождений. Углубленная аналитика и цифровые «двойники» используются, как правило, на этапах разработки и добычи, однако самый затратный и сложный этап — именно разведка.
«Пожалуй, геологоразведка связана с самыми высокими затратами, — отмечает Алексей Вашкевич. — Как раз на этом этапе мы получаем основной объем данных и создаем основную часть стоимости — почти 80% к моменту окончания работ. Поэтому все мы так или иначе понимаем, что здесь что-то не сходится, и потенциал цифровых технологий в геологоразведке остается незадействованным».
Курс на упрощение
Геологоразведка — длительный процесс: от начала сейсморазведочных работ до появления геологической модели в среднем проходит около 18 месяцев. «Мы хотим сократить этот срок на два или три месяца, — продолжает Алексей. — Существует множество цифровых приложений, но основную часть работы с ними выполняет человек, а получаемые результаты передаются с этапа на этап».
«Эти данные нужно упростить. К концу цикла геологоразведки у нас остается около 10% данных для передачи на следующие стадии разработки, бурения и добычи. Наша главная задача всегда состояла в получении максимально большого объема данных в самом начале работы и их упрощении с сохранением большей части полученной информации.
Нужно начинать думать в противоположном направлении. Как известно, для бурения не требуется наличие полноценной геологической модели — достаточно задать лишь некоторые параметры. Можно ли получить эти параметры на основании исходных данных? Можно ли проводить интерпретацию сейсмических данных таким образом, чтобы эта информация была доступна онлайн — без геологического моделирования как обязательного промежуточного этапа?
Затем вы начинаете спрашивать, так ли это, действительно ли в этом заключен потенциал, кто станет тем, кто начнет менять ситуацию в отрасли? Будут ли это сервисные компании? Я так не думаю. Возможно, разработчики ПО, которые представляют повышение эффективности на 3,4 или 5% уже как достижение? Тоже вряд ли. Команды геологоразведки в составе нефтяных компаний или регулирующие органы? Наверное, именно здесь и должны начинаться изменения. Потенциал существует и он огромен. Существуют и инструменты для реализации. Главный вопрос сейчас в том, кто инициирует все эти перемены. И здесь, на мой взгляд, на первый план выходит сотрудничество», — заключает Алексей Вашкевич.
www.gazprom-neft.ru
Алексей Вашкевич — OilGasCom
[vc_column width=»1/4″][vc_single_image image=»43469″ img_size=»full»]
[vc_widget_sidebar show_bg=»false» sidebar_id=»sidebar_13″][vc_column width=»3/4″]
Тема: «ЗЕЛЕНАЯ» СЕЙСМОРАЗВЕДКА
Трассы сейсмопрофилей оказывают наименьшее техногенное воздействие на природу по сравнению с прочими линейными и площадными нефтегазовыми объектами, связанными с вырубкой лесов. Ширина сейсмотрасс, как правило, не превышает норм отводов, отмечают экологи. Однако при этом захламляются древесиной притрассовые участки, что повышает пожароопасность, нарушается почвенный покров при бурении взрывных скважин и взрывном выбросе грунта. Более щадящий метод проведения сейсморазведки подразумевает сокращение вырубок под трассы – путем использования беспроводных систем сбора данных. Оказывает ли «зеленая» сейсморазведка влияние на качество работ, и каковы шансы на ее широкое применение?
й
Алексей Вашкевич
директор дирекции по ГРР и развитию ресурсной базы
«Газпром нефть»
Проверено в ЯНАО: быстрее и безопаснее
«Зеленая» сейсмика – технология геолого-разведочных работ (ГРР), применение которой дает возможность существенно снизить антропогенное воздействие на окружающую среду при проведении геофизических исследований. Благодаря использованию бескабельного оборудования новая технология, сохраняя качество регистрируемых данных, позволяет сократить объем леса, вырубаемого при проведении ГРР, так как сейсмические датчики можно доставить на место установки без специальной тяжелой техники.
Эффективность новой системы была доказана «Газпром нефтью» в 2013 году при проведении сейсмических исследований на блоке Shakal в Ираке. Применение беспроводных датчиков в труднодоступной гористой местности полностью себя оправдало, и компания приняла решение применить полученный опыт в России.
В марте 2014 года была успешно протестирована бескабельная телеметрическая система сбора данных на Западно-Чатылькинском лицензионном участке «Газпром нефти» в Ямало-Ненецком автономном округе.
Использование нового метода позволяет решить несколько очень важных задач: многократно повысить уровень промышленной безопасности, поскольку основные риски травматизма во время сейсмических работ в России связаны именно с рубкой леса, а также сократить антропогенное воздействие на природу и оптимизировать сроки выполнения работ.
В полевом сезоне 2014-2015 гг. в «Газпромнефть-Востоке» началась промышленная эксплуатация технологии «Зеленая» сейсмика. В пойменных частях лицензионных участков, характеризующихся сильной залесенностью, бескабельное оборудование позволило провести сейсморазведку в самые сжатые сроки и, это особенно важно, – добившись нулевого уровня травматизма при проведении лесорубочных операций.
С 2015 года технология «Зеленая» сейсмика используется при реализации проектов компании NIS (дочерняя компания «Газпром нефти» — прим.ред.) в Восточной Европе. В прошлом году с применением бескабельного оборудования было выполнено 4 проекта: сейсморазведочные работы 3D на площадях Periam-Biled, EX-7,8, EX-2, 3 и Turja. Все планируемые на будущее сейсморазведочные работы в NIS также рассчитаны на использование бескабельного оборудования.
[vc_facebook type=»button_count»][vc_btn title=»Читать еще комментарии» style=»custom» custom_text=»#666666″ size=»xs» align=»right» link=»url:http%3A%2F%2Foilgascom.com%2F%25d0%25b7%25d0%25b5%25d0%25bb%25d0%25b5%25d0%25bd%25d0%25b0%25d1%258f-%25d1%2581%25d0%25b5%25d0%25b9%25d1%2581%25d0%25bc%25d0%25be%25d1%2580%25d0%25b0%25d0%25b7%25d0%25b2%25d0%25b5%25d0%25b4%25d0%25ba%25d0%25b0%2F||»]
oilgascom.com
Мы добываем нефть из породы, которая в 10 раз плотнее бетонной плиты
Интервью главы дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Алексея Вашкевича
13 декабря 2017, телеканал НТВ
Правда ли, что нефть добывают в жидком виде и что она закончится в России в ближайшие 10-20 лет? О некоторых мифах и реальности мы поговорили с главой дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Алексеем Вашкевичем.
Алексей Вашкевич
— Алексей Александрович, спасибо, что согласились ответить на наши вопросы.
— Добрый день.
— Развейте миф. Нет под землей озер нефти?
— Действительно, наверное, это тот миф, который многие так и воспринимают, что нефть содержится в таком виде и нужно просто найти это озеро, пробурить туда скважину, и дальше она так оттуда и течет. На самом деле, это не так, нефть содержится в очень сложных условиях. Во-первых, она содержится в породе. Это точно не озеро. Если мы попробуем подержать породу, то мы поймем, что это достаточно плотная порода. Вот то, что я сейчас держу в руках, это средняя порода Западной Сибири. Это то, откуда мы прекрасно добываем и считаем успехом найти именно такую породу. Дальше мы переходим к породам более сложным, породам более плотным, породам, которые в принципе не отдают нефть, нефть через них не течет. И этот как раз те следующие вызовы, вызовы Баженовской свиты. Это, как минимум, в 10 раз плотнее, чем бетонная плита на улице. И вот мы пытаемся добывать нефть из этой породы.
— А какие современные технологии применяются в компании «Газпром нефть»? Действительно этот вызов толкает развитие технологий?
— Бажен относится к санкционным видам породы, и мы не можем использовать мировые технологии в этой части. 3 года назад «Газпром нефть» запустила проект по разработке и созданию собственного симулятора непосредственно для Баженовской свиты. Этот продукт позволил нам сделать достаточно серьезный шаг вперед. Я могу сказать, что то качество модели, которую мы получаем из нашего программного продукта, на порядок превосходит то, что мы получали с западными аналогами. То есть это, действительно, не просто элемент импортозамещения, это серьезный, фундаментальный шаг вперед. Мы научились использовать элементы практически микропрогнозирования изменения свойств породы на протяжении всего горизонтального ствола.
— Вот эта разработка, это какая-то установка?
— Нет, это математический программный продукт. Это, по сути, симулятор, который позволяет осуществлять прогнозирование.
— Насколько сложно попасть на глубине 5 км в нефтесодержащий пласт и там работать в определенных границах?
— Задача не просто сложная, она архисложная. Сегодня компания в основном бурит горизонтальные скважины. Средняя протяженность горизонтального ствола — 1 км. средняя мощность такого пласта — порядка 2 м. Для решения этих задач в компании есть целые группы, которые занимаются с утра до ночи сопровождением бурения вот таких сложных скважин. А таких скважин у нас по этому году будет не менее 600. Именно высокотехнологичных скважин с горизонтальными стволами.
— Скажите, пожалуйста, все-таки на сколько хватит нефти Приразломного, Баженовской свиты?
— Вы знаете, здесь оценки сильно разнятся. Если говорить про нашу компанию, то на сегодняшний день ресурсная база, которая уже прошла все этапы геологоразведки и подготовки к разработке, составляет порядка 1,5 млрд тонн нефтяного эквивалента. Соответственно, при нашей добыче, плюс-минус 100 млн тонн, мы можем говорить о 10 годах обеспеченности. Но это мы говорим о запасах, уже готовых к разработке. Есть еще порядка 3 млрд, которые находятся в той или иной стадии обрисковки.
Соответственно, мировые примеры говорят о том, что диапазон 10 лет считается наиболее оптимальным. Это примерно то, что имеют в своем портфеле мейджоры. У нас в России этот показатель немного больше. В среднем это порядка 18-20 лет. В компании «Газпром нефть» мы приближаемся к цифре 15 лет, то есть считаем оптимальной эту цифру. Это один из наших стратегических параметров: на 15 лет обеспечить запасами текущую добычу.
— Если мы еще дальше посмотрим? На 50, на 100 лет вперед? Ваш прогноз. Как, вы думаете, распределятся доли между альтернативной энергетикой и обычной?
— 20 лет назад я слышал, что в России осталось нефти на 40 лет. Прошло 20 лет, я снова слышу, что нефти в России осталось на 40 лет. Убежден, что через 20 лет мы снова будем говорить, что нефти в России осталось на 40 лет, а скорее всего на 50 или 60 лет. Мы не только открываем новые виды ресурсов, новые провинции, новые месторождения. Понятно, что здесь потенциала может быть меньше, но потенциала работы с существующими запасами еще очень, очень много.
— Какими знаниями в будущем должен обладать инженер-нефтяник?
— Если описывать нефтяника в целом, как мы это делали всегда, как управленца, который должен быть еще и хорошим специалистом, мы все-таки переходим к модели разделения двух направлений: фундаментальная наука, где нам нужны, действительно, фундаментальные специалисты в области химии, в области физики, в области математики. В это же самое время создается вектор развития — нефтяник-интегратор. Это, по сути, управленец, который способен не просто увязывать все элементы цепочки, но еще активно этим процессом управлять.
— Спасибо большое.
Интервью с Алексеем Вашкевичем можно также посмотреть в видеоархиве.
www.gazprom-neft.ru
Баженовские вызовы – Журнал «Сибирская нефть» — ПАО «Газпром нефть»
Разработка баженовской свиты — одна из основных стратегических задач «Газпром нефти» в среднесрочной перспективе. Ее успешное решение напрямую зависит от технологического развития компании
В 2014 году давно озвученные планы по освоению нетрадиционных запасов в «Газпром нефти» обрели цифровое выражение: к 2025 году компания намерена добывать из бажена порядка 2, 5 млн тонн углеводородов в год, а накопленная добыча к этому времени должна перешагнуть через отметку в 15 млн тонн. При этом предполагается, что ресурсная база подготовленных к разработке извлекаемых запасов нефти из баженовской свиты составит более 400 млн тонн. Однако расчеты показывают, что за высокие показатели придется как следует побороться: при существующем уровне технологического развития компании бажен больше 70 млн тонн не отдаст.
Что касается самих геологических запасов, то наращивать ресурсную базу можно как за счет органического роста — разработки баженовской свиты на имеющихся у компании месторождениях, — так и неорганического, то есть приобретения новых перспективных участков. В 2014 году специалисты блока разведки и добычи совместно с коллегами из Научно-технического центра (НТЦ) и департамента стратегии и инноваций «Газпром нефти» оценили экономическую целесообразность развития по всем возможным вариантам. В результате были выделены целевые диапазоны стоимости строительства скважин и их будущих дебитов и сформулированы основные технологические вызовы, преодоление которых существенно повысит рентабельность проекта.
«Бажен — это технологический проект, — считает генеральный директор Ханты-Мансийского нефтегазового союза, руководитель проектного офиса „Бажен“ Кирилл Стрижнев. — Баженовская свита покрывает всю Западную Сибирь, и практически везде можно обнаружить следы углеводородов. Но начать коммерческую добычу можно, лишь решив определенные технологические задачи. Мы выделили в отдельные проекты пять основных вызовов. Для получения положительного экономического эффекта нужно реализовать как минимум четыре из них».
Инновации вместо диких кошек
Начало реализации любого проекта в добыче предваряет поиск ответов на два вопроса: «Где добывать?» и «Сколько удастся добыть?». В случае с баженом точность этих ответов особо важна, так как напрямую связана с объемом затрат на дальнейшую разработку. Программа технологического развития предусматривает выполнение двух проектов, призванных облегчить оценку потенциала добычи на тех или иных лицензионных участках.
Первая технология, уже созданная в «бета-версии», — технология прогноза перспективности нефтегазоносности баженовских отложений. Она окажется незаменимой при неорганическом расширении ресурсной базы «Газпром нефти» — поиске и отборе новых месторождений — и позволит сэкономить за счет сокращения объемов необходимых геологоразведочных работ. Создание соответствующего «софта» —расчетного модуля для качественного и количественного ранжирования территорий — началось еще несколько лет назад. Базовый вариант программы уже разработан и сегодня проходит апробацию силами специалистов НТЦ. В прошлом году с ее помощью исходя из привлекательности участков была ранжирована практически вся территория ЯНАО и ХМАО. «Нам осталось обучить эту программу, проверить ее работоспособность по ключевым точкам, — уточнил начальник управления проектов нетрадиционных запасов Научно-технического центра „Газпром нефти“ Владислав Жуков. — Для этого необходимо набрать статистику, получить как можно больше практических результатов, что и будет сделано в ближайшие два года в рамках расширенной программы геологоразведочных работ на ряде месторождений».
Следующий этап — локализация места добычи на перспективных месторождениях и определение технологических параметров разработки (количества скважин, их эффективной длины, пускового дебита, потенциальной накопленной добычи и т.д.). Эта задача будет решаться с помощью геолого-гидродинамического симулятора. Над его созданием специалисты «Газпром нефти» работают в консорциуме с ведущими научными институтами страны. Мировых аналогов этой разработке не существует — западные компании, добывающие сланцевую нефть, предпочитают проводить поиск насыщенных углеводородами зон «методом дикой кошки» — с помощью бурения скважин наудачу. «В условиях Западной Сибири — сложной логистики, тяжелого климата, отсутствия инфраструктуры — мы не можем позволить себе бурить лишние скважины. Это слишком дорого», — пояснил Кирилл Стрижнев. По словам руководителя проекта, компании гораздо выгоднее инвестировать в уникальный интеллектуальный продукт.
В основу гидродинамического симулятора закладываются геологические модели строения баженовской свиты, выделенные признаки нефтегазоностности пластов, зависимости между нефтенасыщенностью и другими характеристиками залежи. Проверка программы будет проводиться на данных геофизических исследований скважин и керновых исследований, полученных на нескольких сланцевых проектах «Газпром нефти», в частности на Пальяне и Верхнем Салыме.
Выбор параметров
Еще один вектор повышения экономической результативности разработки баженовской свиты — снижение капитальных затрат при строительстве скважин и их эффективная эксплуатация. В первую очередь речь идет о подборе оптимальной технологии строительства горизонтальных скважин — единственно продуктивных на бажене в силу специфики его строения. Технологии, которую можно было бы тиражировать на все сланцевые активы компании.
Применение гидроразрыва пласта в условиях баженовской свиты
Одна из особенностей освоения баженовской свиты заключается в так называемом узком окне бурения — соотношении пластового и внутрискважинного давления. Из-за узости окна поддержание устойчивости стенок скважины становится проблемой — даже при небольшом отклонении от оптимальных величин плотности бурового раствора, скорости бурения, диаметра скважины велика вероятность обвала. Выбор наилучших технологических параметров бурения — первоочередная задача, решить которую необходимо, чтобы рассчитывать на успех при дальнейшей разработке. Добиться необходимых результатов здесь можно только опытным путем. «Мы уже пробурили на бажен две пологие скважины с углами наклона 75 и 85 градусов и длиной горизонтального ствола 200 и 300 м, — рассказал начальник департамента геологии и разработки „Газпром нефти“ Александр Билинчук. — Следующий этап — два километровых ствола с углом под 90 градусов. Наша цель — это „горизонт“ на 1500 м. Это оптимальная протяженность горизонтального участка скважины для бажена с точки зрения окупаемости и минимизации капитальных затрат. Как только мы наберем нужное количество эмпирических данных, мы сможем построить соответствующие теоретические зависимости и тиражировать технологию на любом месторождении».
Другая, не менее важная задача — повышение дебита скважин. В общем случае высокого дебита позволяет добиться проведение многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), но с баженом не все так просто. Согласно принятой геологической модели потенциально продуктивные интервалы (ППИ) на бажене расположены в пласте в виде отдельных пропластков. Чтобы условия для проведения МГРП были оптимальными и образовавшиеся в результате трещины охватили максимальную часть пласта, необходимо не промахнуться во время проводки скважины (см. схему). Ошибки здесь приведут к бесполезности гидроразрыва. Решением этой проблемы должна стать разработка технологии мониторинга в режиме реального времени геомеханических свойств пород и управления режимами бурения в зависимости от их изменения. Соответствующий комплекс мониторинга скважин LWD (logging while drilling) существует и успешно применяется лидерами отрасли. Сегодня специалисты «Газпром нефти» совместно с сервисными компаниями работают над его адаптацией к условиям баженовской свиты.
Еще один проект посвящен непосредственно самому многостадийному гидроразрыву — технологии, без которой добыча сланцевой нефти невозможна. Здесь также необходимо адаптировать лучший мировой опыт к строптиво мубажену, отличающемуся сверхнизкой проницаемостью. В обычном понимании бажен не обладает ни понятной пористостью, ни фильтрацией, поэтому применение стандартного МГРП, при котором создаются крупные магистральные трещины, здесь неэффективно. В этом случае дополнительный приток охватит лишь несколько десятков сантиметров пласта вокруг трещин. «Выжать» нефть из бажена можно только с помощью сети трещин, создание которой — отдельный технологический вызов. Есть целый ряд параметров ГРП — скорость гидроразрыва, реологические свойства жидкости, размер и форма проппанта, пульсирующее или непрерывное воз-действие на пласт, от которых зависит дизайн трещины. Залог успеха ГРП на бажене — верный подбор всех этих параметров
Алексей Вашкевич,Руководитель дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти»:
Поиск и вовлечение в разработку нетрадиционных запасов во многом будет определять развитие «Газпром нефти» в среднесрочной перспективе. Безусловно, работа по извлечению трудной нефти потребует от специалистов компании решения новых непростых технологических вызовов. Мы готовы к этому и уже сегодня делаем уверенные шаги к лучшему пониманию геологического строения залежей баженовской свиты. В планах — наращивание ресурсной базы за счет органического и неорганического роста, разработка собственных технологий прогнозирования нефтегазоносности залежей и геолого-гидродинамического моделирования нетрадиционных запасов. Технологий, которые позволят нам занять лидирующие позиции в области извлечения ТРИЗов и создать отечественную школу добычи сланцевой нефти.
«Сегодня инженерный расчет дизайнов ГРП на бажене — прерогатива сервисных компаний, — рассказал главный геолог „Газпромнефть-Хантоса“ Михаил Черевко. — Внешние специалисты определяют основные параметры гидроразрыва и затраты на его проведение. Они отвечают за результат. Мы же хотим создать собственный симулятор ГРП для условий баженовской свиты. Этот продукт станет основой комплексной системы управления технологическими процессами и позволит нам контролировать и сокращать затраты на ГРП». По сути, задача здесь — превратить процедуру гидроразрыва на российских сланцевых залежах из уникальной и дорогостоящей в стандартную операцию. Достичь этого можно, только накопив достаточный опыт проведения на бажене МГРП с одновременным мониторингом трещин. Эта объемная задача оперативно может быть решена только в технологическом партнерстве с сервисными компаниями и при научной и финансовой поддержке государства.
К нефтематеринским запасам
Согласно современным представлениям о геологическом строении бажена, в нем выделяют два основных блока пород. Это нефтематеринские породы, содержащие кероген*, и породы-пропластки, содержащие легкую нефть. Причем последние составляют всего порядка 30%от всей толщины бажена. Такой метод стимулирования пласта, как многостадийный гидроразрыв, направлен как раз на извлечение углеводородов из пропластков. В то же время нефтематеринские породы остаются недоступными для стандартных способов добычи. «Без применения дополнительных технологий, направленных на генерацию углеводородов из баженовской свиты, мы сможем охватить добычей, пусть и рентабельной, лишь небольшую часть бажена, — считает Александр Билинчук. — При этом такие технологии существуют и уже успешно применяются рядом компаний на сланцевых залежах». В первую очередь речь идет о внутрипластовом каталитическом ретортинге (см. врез), позволяющем значительно увеличить в пласте температуру и давление и «выгнать» нефть из низкопроницаемых пород. Причем эта технология может применяться как на нефтематеринских породах, так и на пропластках после проведения ГРП — для создания дополнительных микротрещин и увеличения притока.
Основной минус технологии — дороговизна. Для ее реализации необходим целый комплекс наземного и подземного оборудования, организация теплоизоляции скважин. Тем не менее по предварительным расчетам эта технология может быть рентабельной при работе с баженовским горизонтом. Проверку расчетов «Газпром нефть» будет проводить совместными усилиями с МФТИ и Сколковским институтом науки и технологий, которые обладают лабораторным оборудованием для проведения соответствующих испытаний на опытных образцах керна из баженовской свиты. «Такого оборудования до последнего времени не было в России. Теперь мы сможем провести собственные исследования и сделать технико-экономические расчеты уже конкретно под один из наших сланцевых проектов, — сообщил Кирилл Стрижнев. — Дальше все будет зависеть от окупаемости».
Хотя достижение плановых объемов добычи нетрадиционных запасов нефти к 2025 году воз-можно уже за счет решения геологических задачи повышения эффективности строительства и эксплуатации скважин, поиск новых технологий для бажена — лишь вопрос времени и желания сделать следующий шаг в раскрытии его огромного потенциала.
* Керогены — полимерные органические материалы, которые расположены в таких породах, как нефтеносные сланцы, и являются одной из форм нетрадиционной нефти. Согласно теории появления органических нефтяных материалов, остатки растений и морских организмов под воздействием высоких температур и давления преобразуются в первую очередь в кероген, затем в битум и, наконец, в нефть и газ
Внутрипластовой каталитический ретортинг
В основе технологии внутрипластового каталитического ретортинга лежит тепловое воздействие в сочетании с физическим и химическим воздействием на углеводородосодержащие пласты с использованием высокоэффективного рабочего агента, состоящего из сверхкритической воды, углекислого газа, углеводородных растворителей и наноразмерного катализатора, с температурой до 500°C и давлением до 50 Мпа.
С помощью технологии можно добиться ряда значимых эффектов:
• необратимого снижения плотности и вязкости жидких УВ за счет дробления крупных молекул на более мелкие молекулы;
• генерации синтетических жидких и газообразных УВ из твердого органического вещества — керогена;
• повышения проницаемости продуктивных пластов на макро-, мезо- и микроуровнях;
• интенсификации добычи легких и средних по плотности жидких УВ.
По расчетам специалистов применение каталитического ретортинга параллельно с традиционными методами добычи (горизонтальные скважины с МГР П) на баженовской свите позволит получить 20–50 тыс. куб. м дополнительной накопленной добычи с одной скважины.
www.gazprom-neft.ru
«Мы делаем ставку на потенциал» — ПАО «Газпром нефть»
Есть такое выражение: «Бизнес есть бизнес», и довольно много лет назад кто-то из моих коллег как раз-таки удачно трансформировал фразу в забавную, но очень точную игру слов: «Бизнес ест бизнес». И вам такая концепция в силу позиции должна быть близка как никому другому, вы фактически находитесь на острие такой битвы с конкурентами, причем на довольно зыбкой почве прогнозов и ожиданий. Расскажите, пожалуйста, на чем сейчас вы строите стратегию развития ресурсной базы компании?
Начнем с того, что стратегия любого подразделения компании строится на соответствии общей стратегии. Общая стратегия в нашем случае — создание стоимости. Соответственно, стратегия нашего подразделения — создание стоимости через развитие ресурсной базы. Наша специфика уникальна в том, что мы работаем с большими неопределенностями, по сути, с рулеткой. А с учетом того, что за предыдущий год мировые инвестиции в геологоразведку составили больше чем $600 млрд, мы, наверное, с вами говорим о крупнейшей рулетке за всю историю человечества. С одной стороны, есть в этом большой азарт, но с другой стороны, это и большая ответственность. Сразу хочется отметить, что «Газпром нефть» очень отличается от других игроков на рынке своей структурой: мы, по сути, являемся дочерней компанией «Газпрома», что дает нам дополнительные возможности по ресурсной базе, и мы с ней активно работаем по освоению запасов. Хотя помимо этого, конечно, занимаемся и классическими методами пополнения ресурсной базы — и поиском новых зон, и доразведкой текущих месторождений, и работой с трудноизвлекаемыми запасами.
Вы уже отметили такой важный пункт, как большая ответственность, а какова лично ваша роль в принятии решения о том, в каком направлении развивать ресурсную базу? Решение в данном случае принимает один человек или это некая коллегиальная история, утверждение с высшим руководством?
В таком бизнесе процесс принятия решения формализован. Моя задача — организовать этот процесс, и организовать его качественно. Начинается он с того, что мы определяем направление разработки на территории бассейна, и заканчивается тем, что мы представляем правлению компании конкретные предложения с обоснованием не только геологической гипотезы, но и всего комплекса бизнес-решений.
Многое в решении таких сложных задач зависит от команды. А как вы подбираете сотрудников? Профессиональная компетенция — это обязательная история. Но важны и какие-то другие качества, что бы вы выделили?
Давайте все-таки скажем о том, что компетентность — это очень важно. Причем когда работа заключается в создании новых регионов присутствия, развитии бизнеса, понятие компетентности — это не какие-то технические навыки в одном направлении, а сочетание знаний с умением видеть возможности и правильно их представлять акционерам. Что касается людей, то помимо хороших базовых знаний мы, конечно, смотрим на потенциал. Потенциал с точки зрения желания развиваться. Чтобы была такая хорошая амбициозность. Поэтому если говорить про нашу команду, то мы стараемся в первую очередь смотреть не на людей, которые пришли сюда с уже созданным именем, а на тех, кто создает свое имя здесь и сейчас. Чтобы в перспективе это имя стало известным отрасли, да и не только ей одной.
И которое они потом впишут в историю развития компании, да?
Да.
Да, я вас понял. А как вы относитесь к предложениям своих подчиненных, к советам? Допустим, ваша аналитика по перспективам каких-то месторождений расходится с оценками ваших коллег. Нужно быть в данном случае жестким и уверенным в своей позиции руководителем или все-таки можно и нужно иногда прислушиваться к подобным советам? Как вы поступаете?
Здесь, наверное, нужно сказать несколько слов о направлении, о геологии как таковой. Ведь все-таки геология — это наука неточная. Есть даже такая шутка о том, что геолог, когда защищает свою гипотезу, использует обе руки. С одной стороны, учитывая все факторы, решение может быть таким, а с другой — если посмотреть на вторую руку, немного другим. У нас есть даже такой анекдот, что, когда крупная нефтяная компания объявляет набор персонала, она обязательно делает оговорку, что ищет однорукого геолога. В нашей отрасли нельзя быть уверенным на&n
www.gazprom-neft.ru
