Газовая промышленность Спецвыпуск № 2 2022
![]() |
Купить
Открыть PDF для рекламодателей
Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь |
Читайте в номере:
Геология и разработка месторождения
Авторы:
С.К. Ахмедсафин, к.т.н., ПАО «Газпром», (Санкт-Петербург, Россия), S.Akhmedsafin@adm.gazprom.ru
В.В. Рыбальченко, к.г.-м.н., ПАО «Газпром», V.Rybalchenko@adm.gazprom.ru
А.Н. Рыбьяков, ПАО «Газпром», A.Rybiakov@adm.gazprom.ru
Р.Ф. Шарафутдинов, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», (Тюмень, Россия), R_Sharafutdinov@vniigaz.gazprom.ru
А.С. Смирнов, к.г.-м.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», SmirnovAS@vniigaz.gazprom.ru
А.А. Нежданов, д.г.-м.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», a.nezhdanov@nedra.gazprom.ru
О.М. Горский, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», o.gorskiy@nedra.gazprom.ru
А.А. Сподобаев, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», a.spodobaev@nedra.gazprom.ru
Г.В. Магденко, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», g.magdenko@nedra.gazprom.ru
Литература:
1. Нежданов А.А., Туренков Н.А., Огнев А.Ф. и др. Продуктивность глубоких горизонтов Медвежьего месторождения // Горные ведомости. 2006. № 6 (25). С. 54–59.
2. Нежданов А.А., Огибенин В.В., Скрылев С.А. Строение и перспективы газоносности сенонских отложений севера Западной Сибири // Газовая промышленность. 2012. S (676). С. 32–37.
3. Черепанов В.В., Пятницкий Ю.И., Хабибуллин Д.Я. и др. Перспективы наращивания ресурсной базы газовых месторождений на поздней стадии разработки путем изучения промышленного потенциала нетрадиционных коллекторов надсеноманских отложений // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы: материалы Междунар. конференции. Казань: ФЭН, 2014. С. 104–110.
4. Черепанов В.В., Меньшиков С.Н., Варягов С.А. и др. Проблемы оценки нефтегазоперспективности отложений нижнеберезовской подсвиты севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 2. С. 11–26.
5. Аникиев К.А. Закон Н.А. Кудрявцева и закономерности газодинамической теории АВПД нефтегазоносных недр // Исследования и разработки по неорганическому направлению нефтяной геологии (Кудрявцевские чтения 1988 г.): сб. науч. трудов / отв. ред. К.А. Аникиев, Н.С. Бескровный. Л.: ВНИГРИ, 1989. С. 32–54.
6. Нежданов А.А., Смирнов А.С. Флюидодинамическая интерпретация сейсморазведочных данных. Тюмень: ТИУ, 2021. 286 с.
7. Соловьев В.А. Газовые гидраты как потенциальное полезное ископаемое // Российский химический журнал. 2003. Т. 43, № 3. С. 59–69.
8. Макогон Ю.Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы // Российский химический журнал. 2003. Т. 43, № 3. С. 70–79.
9. Африкян А.Н., Вендельштейн Б.Ю., Добрынин В.М., Резванов Р.А. Геофизические исследования скважин / под ред. В.М. Добрынина, Н.Е. Лазуткиной. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2004. 400 с.
10. Ильин А.В. Газогидраты севера Тюменской области как новый объект изучения геофизическими методами: автореф. дис. … канд. геол.-мин. наук. Екатеринбург: Уральский государственный горный университет, 2012. 22 с.
11. Нерсесов С.В., Нежданов А.А., Огибенин В.В., Родивилов Д.Б. Перспективы разработки содержащих газогидраты пластов Медвежьего месторождения (Западная Сибирь) // Газовая промышленность. 2019. № 8 (788). С. 48–55.
12. Якушев В.С. Разработка нетрадиционных ресурсов газа в России: когда, где, что, зачем? // Нетрадиционные ресурсы углеводородов: распространение, генезис, прогнозы, перспективы развития: материалы конф. М.: ГЕОС, 2013. С. 302–305.
13. Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М. Углеводородная дегазация через дно океана: локализованные проявления, масштабы, значимость // Дегазация Земли и генезис углеводородных флюидов и месторождений: сб. статей / отв. ред. А.Н. Дмитриевский, Б.М. Валяев. М.: ГЕОС, 2002. С. 7–36.
14. Черепанов В.В., Меньшиков С.Н., Нерсесов С.В. и др. Некоторые закономерности распределения углеводородов в отложениях нижнеберезовской подсвиты // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2022. № 1 (361). С. 5–15.
15. Сейсморазведка: в 2 кн. / под ред. В.П. Номоконова. Кн. 2. 2-е изд., перераб, и доп. М.: Недра, 1990. 336 с.
16. Многоволновые сейсмические исследования: сб. материалов Всесоюз. совещания / сост. Н.Н. Пузырев. Новосибирск: Наука, 1987. 213 с.
17. Гулиянц С.Т., Егорова Г.И., Аксентьев А.А. Физико-химические особенности газовых гидратов. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. 152 с.
18. Якуцени В.П. Газогидраты – нетрадиционное газовое сырье, их образование, распространение и геологические ресурсы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8, № 4. С. 1–24.
19. Геворкьян В.Х., Сокур О.Н. Газогидраты – продукт мантийной дегазации // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2012. № 1 (27). С. 52–65.
20. Попков В.И., Соловьев В.А., Соловьева Л.П. Газогидраты – продукт глубинной дегазации Земли // Геология, география и глобальная энергия. 2012. № 3 (46). С. 56–67.
21. Телегин Ю.А. Пространственная и генетическая связь газогидратов нефтегазоносных отложений Присахалинских акваторий: автореф. дис. … канд. геол.-мин. наук. Владивосток: Тихоокеанский океанологический институт им. В.И. Ильичева ДВО РАН, 2018. 24 с.
22. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И. История научных основ поисков нефти // Известия НАН РА. Науки о Земле. 2017. Т. 70, № 3. С. 21–30.
23. Нежданов А.А., Огибенин В.В., Давыдов А.В. Ретроспективный анализ эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в Западной Сибири // Газовая промышленность. 2014. S (716). С. 113–118.
Авторы:
А.И. Романов, ООО «Пермский инженерно-технический центр «Геофизика» (ГК «Нефтьсервисходинг»)
В.А. Кукушкин, ООО «Пермский инженерно-технический центр «Геофизика» (ГК «Нефтьсервисхолдинг»)
С.В. Галкин, д.г.-м.н., проф., ФГАОУ ВО «Пермский национальный исследовательский политехнический университет» (Пермь, Россия)
HTML
В 2020 г. для работы на Ко-выктинском газоконденсатном месторождении (недропользователь – ООО «Газпром добыча Иркутск») инженерами Пермского инженерно-технического центра «Геофизика» (ПИТЦ «Геофизика») в составе кросс-функциональной команды была разработана двухступенчатая мобильная газосепарационная установка (МГСУ) комбинированного типа (рис. 1) с уникальными характеристиками: рабочее давление – до 20 МПа, дебиты газа – от 1 до 1 200 000 м3 / сут, дебиты жидкости – от 0,05 до 150 м3 / сут, содержание сероводорода в скважинном флюиде – до 4,5 %.
При разработке технического задания по созданию МГСУ были учтены все требования заказчика, а также внедрены передовые технические решения. В результате конструкция станции позволяет проводить качественную сепарацию пластового газа, замер газовой и жидкостной фаз, отбор проб в широком диапазоне эксплуатационных характеристик. Размещение технологического оборудования на автомобильном прицепе-шасси и заводское исполнение делают станцию полностью мобильной и готовой к транспортировке по дорогам общей сети. Установка изготовлена ООО «Уфанефтегазмаш» (г. Уфа), и после успешных промысловых испытаний она была запущена в производство.
С помощью установки исследования могут проводиться как открытым способом – «на факел», со сжиганием сепарированного газа и конденсата, так и с отводом газа и конденсата в трубную линию (коллектор), что позволяет исключить выброс газа в атмосферу. Кроме того, обеспечена возможность проводить исследования как полнопоточным методом, так и с отбором части потока. В качестве средств измерения в МГСУ используются современные приборы учета газа и жидкости кориолисового типа в сочетании с расходомерами других типов, комплекс оборудован системами подачи ингибитора гидратообразования и подогрева выкидных линий. Газосепарационная установка может работать в автоматическом режиме с заданными параметрами сепарации и регистрацией данных исследовании в режиме онлайн (рис. 2, 3).
В процессе исследований использовался каротажный волоконно-оптический кабель, позволивший решать задачу по одномоментной онлайн-регистрации термограммы по стволу скважины. Это дало возможность на протяжении всего периода проведения мероприятий контролировать положение зоны гидратообразования, а также ее смещение на различных режимах работы скважины (рис. 4).
Наличие значительного объема данных, полученных в результате исследований, дало возможность создать модель скважины (цифровой двойник), детально учитывающую процессы, происходящие в стволе скважины при движении газа из пласта на поверхность. Она с высокой точностью (расхождение не более 5 %) воспроизводит фактические замеры по скважине при разных режимах работы, что позволяет использовать ее для различных прогнозных и оптимизационных расчетов.
Цифровые двойники являются ключевым элементом современного технологического сопровождения разработки месторождений и плотно встроены в цепочку принятия управленческих решений в крупнейших международных нефтегазовых компаниях.
На созданной модели скважины были отработаны подходы к выполнению следующих расчетов:
– виртуальный замер дебита скважины;
– подбор штуцера для обеспечения необходимого дебита скважины;
– подбор режима работы скважины для обеспечения выноса жидкости с забоя;
– оценка рисков гидратообразования;
– пересчет замеренного дебита к общим условиям сепарации.
Широта использования МГСУ и потенциал применения связаны прежде всего с созданием интегрированной модели месторождения, охватывающей всю производственную цепочку добычи от пласта до системы подготовки, что обеспечит недропользователю возможность оперативно управлять месторождением и прогнозировать дальнейшее развитие производственных процессов с учетом взаимовлияния элементов системы друг на друга.
Революционность технологии заключается в том, что если раньше все собранные данные обрабатывали спустя какое‑то время, то сегодня все происходит в режиме онлайн. Это позволяет оптимизировать процесс газодобычи практически на любой стадии путем моментальной обратной связи. Работа с цифровыми двойниками сокращает сроки принятия управленческих решений и простоя скважин, оптимизирует режимы разработки месторождения, снижает трудозатраты на сбор, обработку и анализ производственных данных и повышает их достоверность и целостность.
Добыча газа и газового конденсата
Авторы:
З.А. Васильева, д.т.н., доцент, ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия), zoyavac@gmail.ru
В.И. Бутузов, ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина», vbtzz@mail.ru
Литература:
1. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. М.: Недра, 2003. 880 с.
2. Васильева З.А., Джафаров Д.С., Аметова Т.А. Косвенные техногенные признаки индикации газогидратов в криолитозоне // Криосфера Земли. 2011. Т. 15, № 1. С. 61–67.
3. Васильева З.А., Родичкин А.В. Термогидродинамические исследования скважин низкотемпературных залежей // Деловой журнал NEFTEGAZ.RU. 2020. № 10 (106). С. 89–93.
4. Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии / под ред. Р.И. Вяхирева. М.: Изд-во Акад. горных наук, 1998. 576 с.
5. Косачук Г.П., Буракова С.В., Будревич Н.В. и др. Содержание полезных компонентов в рассолах месторождений Непско-Ботуобинской НГО и их промышленная значимость // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2011. № 3 (8). С. 151–157.
6. Истомин В.А., Изюмченко Д.В., Лапшин В.И. и др. О возможной гидратонасыщенности пористых сред низкотемпературных газовых залежей // Эффективность освоения запасов углеводородов: науч.-техн. сб. в 4 ч. Ухта: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. Ч. 2. С. 32–45.
7. Брилл Дж.П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах / пер. с англ. Ю.В. Русских; под ред. М.Н. Кравченко. Ижевск и др.: Ин-т компьютер. исслед., 2006. 384 с.
8. Алиев З.С., Мараков Д.А. Разработка месторождений природных газов. М.: МАКС Пресс, 2011. 340 с.
9. Бондарев Э.А., Габышева Л.Н., Каниболотский М.А. Моделирование образования гидратов при движении газа в трубах // Известия АН СССР. Механика жидкости и газа. 1982. № 5. С. 105–112.
10. Аргунова К.К., Бондарев Э.А., Рожин И.И. Математические модели образования гидратов в газовых скважинах // Криосфера Земли. 2011. Т. 15, № 2. С. 65–69.
11. Васильева З.А. Условия сопряжения полей давления и температуры газа в скважине и пласте // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2018. № 6. С. 45–47. DOI: 10.30713/0132-2222-2018-6-45-47.
12. Р Газпром 086–2010. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. Часть II [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный (дата обращения: 14.05.2022).
13. Способ управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера: пат. 2560028 РФ / О.П. Андреев, А.К. Арабский, Б.С. Ахметшин и др.; № 2006137680; заявл. 26.10.2006; опубл. 20.07.2008 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://patents.google.com/patent/RU2329371C1/ru (дата обращения: 14.05.2022).
Авторы:
А.В. Кононов, к.т.н., ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (Ноябрьск, Россия), kononov@noyabrsk-dobycha.gazprom.ru
В.А. Маришкин, ООО «Газпром добыча Ноябрьск», marishkin@noyabrsk-dobycha.gazprom.ru
А.А. Ротов, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия), A_Rotov@vniigaz.gazprom.ru
Н.А. Бузников, д.ф.-м.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», N_Buznikov@vniigaz.gazprom.ru
И.А. Гужов, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», I_Guzhov@vniigaz.gazprom.ru
Т.В. Чельцова, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», T_Cheltsova@vniigaz.gazprom.ru
Литература:
1. Поушев А.В., Гатауллин Т.И., Суллагаев А.В., Прокопенко А.В. Интегрированный подход к выбору концепции обустройства уникального газоконденсатного месторождения // Газовая промышленность. 2019. № 2 (780). С. 52–59.
2. Рыжов А.Е., Жирнов Р.А., Минко А.Г. и др. Комплексное освоение основных объектов ресурсной базы экспортного газопровода «Сила Сибири» // Геология нефти и газа. 2018. № 4s. С. 107–112. DOI: 10.31087/0016-7894-2018-4s-107-112.
3. Клыжко Д.В., Кутовой Д.В., Погосов М.А. Особенности эксплуатации Киринского ГКМ с применением моноэтиленгликоля в качестве ингибитора гидратообразования // Газовая промышленность. 2019. № S1 (782). C. 22–28.
4. Харченко Ю.А., Артемьев Н.А. Пробкоуловители для морских трубопроводных систем // Проектирование и разработка нефтегазовых месторождений. 2020. № 2. С. 25–31.
5. Bendiksen K.H., Malnes D., Moe R., Nuland S. The dynamic two-fluid model OLGA: Theory and applications // SPE Prod. Eng. 1991. Vol. 6, No. 2. P. 171–180. DOI: 10.2118/19451-PA.
6. Aziz I.A.B.A., Brandt I., Gunasekera D., et al. Multiphsase flow simulation – optimizing field productivity // Oilfield Rev. 2015. Vol. 27, No. 1. P. 26–37.
7. Крайнова Е.В. Применение средств моделирования для мониторинга и анализа работы трубопроводов при транспорте многофазной продукции // Инженерная практика. 2018. № 2. С. 72–78.
Авторы:
П.В. Пятибратов, к.т.н., доцент, ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия), pyatibratov.p@gmail.com
А.И. Ермолаев, д.т.н., проф., ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина», ermolaev.a@gubkin.ru
В.С. Якушев, д.г.-м.н., ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина», yak_you@mail.ru
Л.М. Амшинов, ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина», Leon.amshinov@mail.ru
Д.Е. Кравцов, ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина», Dmitrij.crawtsov@yandex.ru
Литература:
1. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. М.: ИРЦ Газпром, 2004. 507 с.
2. Кэрролл Дж. Гидраты природного газа / пер. с англ. под науч. ред. А.Н. Золотоус, М.Я. Бучинского. М.: Премиум Инжиниринг, 2007. 316 с.
3. Sloan E.D., Koh C.A. Clathrate Hydrates of Natural Gases. 3rd ed. Boca Raton, FL, USA: CRC Press, 2008. 752 p.
4. Пономарев Г.В. Условия образования гидратов природных и попутных газов // Труды Куйбышевского НИИНП. Куйбышев: НИИНП, 1960. Вып. 2. С. 49–55.
5. Baillie С., Wichert E. Chart gives hydrate formation temperature for natural gas // Oil & Gas Journal. 1987. Vol. 85 (A). Р. 37–39.
6. Van der Waals J.H., Platteeuw J.C. Clathrate solutions // Advances in Chemical Physics / ed. by I. Prigorine. New York, NY, USA: John Wiley & Sons, 1958. Vol. 2. P. 1–57. DOI: 10.1002/9780470143483.ch1.
7. Parrish W.R., Prausnitz J.M. Dissociation pressures of gas hydrates formed by gas mixtures // Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev. 1972. Vol. 11, No. 1. P. 26–35. DOI: 10.1021/i260041a006.
8. Ng H.-J., Robinson D.B. The prediction of hydrate formation in condensed systems // AIChE J. 1977. Vol. 23, No. 4. P. 477–482. DOI: 10.1002/AIC.690230411.
9. Строгалев В.П., Толкачева И.О., Быков Н.В. Основы прикладной газовой динамики. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2014. 172 с.
10. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики. 3-е изд., испр. М.: Наука, 1966. 664 с.
11. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. М.: Наука, 1996. 541 с.
12. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980. 301 с.
13. Пономарев А.И., Зарипова К.Р. Расчет термодинамики газовых скважин в разрезах горных пород с неоднородной теплопроводностью // Газовая промышленность. 2011. № 12 (667). С. 14–17.
14. Пономарев А.И., Зарипова К.Р., Зарипов Р.М. Численное моделирование неизотермической неустановившейся фильтрации газа при нелинейном законе сопротивления // Нефтегазовое дело. 2014. Т. 12, № 2. С. 75–80.
15. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. М.: Недра, 1984. 486 с.
HTML
ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ» производит широкий ассортимент оборудования, позволяющего комплексно оснастить кусты газовых скважин (КГС) для организации добычи в условиях Крайнего Севера, в том числе модуль автоматизированной технологической обвязки МОС2 / 1–04 для скважин с концентрическими лифтовыми колоннами (КЛК). Он предназначен для автоматизированного контроля и управления режимом работы газовых скважин с КЛК, находящихся на этапе падающей добычи.
Работа модуля заключается в поддержании дебита газа по линии центральной лифтовой колонны и линии комбинированного потока на уровне, обеспечивающем бесперебойную работу скважины и предотвращающем самозадавливание из‑за образования водяных и песчаных пробок внутри скважины.
В случае отсутствия подходящей к КГС линии электропередач модуль комплектуется различными видами автономных источников питания (АИП) в зависимости от требований заказчика (АИП на базе двигателей Стирлинга либо ветрогенератора и фотоэлектрических модулей (ФЭМ)).
Автономный источник питания применяется в качестве основного или резервного источника энергии для электроснабжения потребителей на КГС, эксплуатируемых в безлюдном режиме. Он обеспечивает объекты электрической энергией постоянной мощности от 100 Вт и пиковой (в течение 60 с) до 6000 Вт (зависит от требований по автономности).
Один из вариантов АИП – комбинация ФЭМ с ветроэнергетической установкой. Ветрогенератор устанавливается на мачте, а ФЭМ монтируются на каркасе. Совместно они генерируют электроэнергию, которая производит заряд буферных аккумуляторных батарей (АКБ). Батареи и сопутствующее оборудование располагаются в кессонах, заглубленных в землю для термостабилизации. На мачте размещается система видеонаблюдения за площадкой КГС.
Другой вариант – АИП на базе свободнопоршневых двигателей Стирлинга, топливом для которого служит природный газ, поступающий от узла отбора на скважине. Модельный ряд АИП данного типа охватывает диапазон мощностей от 1 до 12 кВт, конструктивное исполнение шкафное (для мощности 1–2 кВт) либо блок-контейнерное (для мощности 4–12 кВт). При необходимости обогрева технологических помещений к системе когенерации АИП подключается внешний контур отопления. Автономный источник питания также может быть оснащен системой ФЭМ для сокращения потребления топлива в летнее время, когда обогрев не требуется.
На площадке обслуживания АИП расположен контрольный пункт телемеханики (КПТМ). Автоматизированная система управления (АСУ) КПТМ производит сбор и передачу по радиоканалу на верхний уровень информационной АСУ технологического процесса (ИАСУ ТП) установки комплексной подготовки газа данных от контроллеров арматурных блоков, общекустовых контрольно-измерительных приборов и электроприводов, блока управления факелом и межплощадочного оборудования.
Управление техпроцессом осуществляется с ИАСУ ТП подачей управляющих сигналов на КПТМ и передачей их от КПТМ к оборудованию. В случае если связь между КПТМ и АСУ ТП обрывается, КПТМ переходит в автоматический режим работы. Параметры (расход, давление) поддерживаются на значении, действительном в момент обрыва связи. Уровень автоматизации комплекса позволяет проводить удаленную диагностику оборудования.
Алгоритмы управления оборудованием КГС позволяют оперативно реагировать на изменение входных параметров, получаемых с контрольно-измерительных приборов, и не допускать либо минимизировать последствия аварийных ситуаций, а также уменьшать потери добываемого продукта и снижать износ исполнительных механизмов.
При организации добычи немаловажное значение придается разведочным работам на законсервированных и действующих скважинах в целях определения целесообразности расконсервации либо дальнейшей эксплуатации. Для проведения сбора данных опорные трубы с датчиками спускаются в ствол скважины, погружные кабели подключаются к прибору сбора данных. Система связи передает информацию на вышестоящую АСУ либо на автоматизированное рабочее место оператора. При отсутствии связи архив периодически выгружается из памяти прибора при посещении объекта обслуживающим персоналом.
С учетом специфики разведочных работ (аккумуляторы для электроснабжения приборов требуют частой замены, а дизель-генераторные электростанции – дозаправки и обслуживания) оптимальным решением по электропитанию приборов является автономный комплекс электроснабжения варьируемой мощности АКЭ-100/500-01, выпускаемый ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ».
Он предназначен для бесперебойного снабжения потребителей электрической энергией. В его состав входят шкаф с основным оборудованием, установленный на площадку обслуживания, и кронштейн для ФЭМ.
АКЭ-100 / 500–01 функционирует следующим образом: ФЭМ при достаточном уровне освещения вырабатывают электроэнергию, за счет которой производится подзарядка АКБ. Управление зарядом АКБ осуществляется в автоматическом режиме контроллером ФЭМ. При недостаточном уровне освещения ФЭМ подзарядка АКБ производится топливной ячейкой, топливом для которой служит гидроксид метила, поставляемый в герметичных картриджах. Помимо этого, существует переносное исполнение АКЭ-100 / 500–02, выполненное в формате термобокса. Низкий расход топлива дает возможность производить замену картриджей один раз в 4–6 мес.
Указанный метод разведки позволяет своевременно обнаружить образование каверн, появление жидкости в призабойной зоне, оценить количественные отклонение в потоках продукта. На многоствольных скважинах за счет полученных данных возможно составить полноценную карту перемещения продукта в забое и на этом основании принять решение о дальнейшей эксплуатации скважины.
Новые технологии и оборудование
Авторы:
С.К. Ахмедсафин, к.т.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия), S.Akhmedsafin@adm.gazprom.ru
С.А. Кирсанов, к.т.н., ПАО «Газпром», S.Kirsanov@adm.gazprom.ru
С.А. Егурцов, ООО «ИНТ «Геоспектр» (Москва, Россия), s_egurtsov@int-geos.ru
А.Л. Поляченко, д.ф.-м.н., ООО «ИНТ «Геоспектр», info@int-geos.ru
И.В. Бабкин, д.т.н., ООО «ИНТ «Геоспектр», i_babkin@int-geos.ru
Ю.В. Иванов, к.т.н., ООО «ИНТ «Геоспектр», y_ivanov@int-geos.ru
Д.С. Шамаева, ФГБОУ ВО «Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова» (Москва, Россия), Daryam.msu@gmail.com
Литература:
1. Поляченко А.Л., Поляченко Л.Б., Егурцов С.А. и др. Мультиметодный многозондовый нейтронный каротаж: перспективы развития для решения геолого-промысловых задач на месторождениях природного газа Восточной Сибири // Недропользование XXI век. 2020. № 4 (87). С. 72–97.
2. Ахмедсафин С.К., Кирсанов С.А., Бабкин И.В. и др. Технико-технологическая платформа «Нейтронный каротаж». Новая методика оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов на газовых месторождениях Восточной Сибири // Наука и техника в газовой промышленности. 2021. № 4 (88). С. 3–9.
3. Программа интерпретации данных мультиметодного многозондового нейтронного каротажа для определения газонасыщенности пластов – ММНК «-GeoGaz»: свид. о регистрации прогр. для ЭВМ 2019660547 РФ / А.Л. Поляченко, Л.Б. Поляченко, Ю.А. Поляченко и др.; № 2019618273; заявл. 03.07.2019; опубл. 07.08.2019 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www1.fips.ru/registers-doc-view/fips_servlet?DB=EVM&DocNumber=2019660547&TypeFile=html (дата обращения: 20.04.2022).
4. Программа расчета радиального распределения газонасыщенности в прискважинной зоне по данным мультиметодного многозондового нейтронного каротажа – ММНК «-GeoGaz»: свид. о регистрации прогр. для ЭВМ 2019661276 РФ / Ю.А. Поляченко, С.А. Егурцов, Ю.В. Иванов и др.; № 2019618261; заявл. 03.07.2019; опубл. 26.08.2019 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www1.fips.ru/registers-doc-view/fips_servlet?DB=EVM&DocNumber=2019661276&TypeFile=html (дата обращения: 20.04.2022).
5. Программа декомпозиции временных сигналов импульсного нейтронного каротажа на сумму экспонент (программа «DECOMP»): свид. о регистрации прогр. для ЭВМ 2021610440 РФ / Л.Б. Поляченко, И.В. Бабкин, А.Л. Поляченко и др.; № 2020667701; заявл. 25.12.2020; опубл. 14.01.2021 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www1.fips.ru/registers-doc-view/fips_servlet?DB=EVM&DocNumber=2021610440&TypeFile=html (дата обращения: 20.04.2022).
6. Программа синтеза теоретико-экспериментальных палеток для аппаратуры скважинной ядерной геофизики (программа «ТЕР2»): свид. о регистрации прогр. для ЭВМ 2021610818 РФ / А.Л. Поляченко, Л.Б. Поляченко; № 2020667623; заявл. 25.12.2020; опубл. 19.01.2021 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www1.fips.ru/registers-doc-view/fips_servlet?DB=EVM&DocNumber=2021610818&TypeFile=html (дата обращения: 20.04.2022).
7. Способ оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов газовых скважин в процессе проведения нейтрон-нейтронного каротажа: пат. 2766063 РФ / С.А. Егурцов, И.В. Бабкин, А.И. Лысенков и др.; № 2021112686; заявл. 30.04.2021; опубл. 07.02.2022 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www1.fips.ru/registers-doc-view/fips_servlet?DB=RUPAT&DocNumber=2766063&TypeFile=html (дата обращения 20.04.2022).
8. Способ выделения рапонасыщенных интервалов в геологическом разрезе скважин нефтегазоконденсатных месторождений по данным мультиметодного многозондового нейтронного каротажа: пат. 2755100 РФ / И.В. Бабкин, А.Л. Поляченко, С.А. Егурцов и др.; № 2020139153; заявл. 04.02.2021; опубл. 13.09.2021 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www1.fips.ru/registers-doc-view/fips_servlet?DB=RUPAT&DocNumber=2755100&TypeFile=html (дата обращения: 20.04.2022).
9. Способ диагностики заполнения легкими и облегченными цементами заколонного пространства нефтегазовых скважин нейтронным методом и сканирующее устройство для его реализации: пат. 2732804 РФ / С.А. Егурцов, С.Н. Меньшиков, С.К. Ахмедсафин и др.; № 2019137879; заявл. 25.11.2019; опубл. 22.09.2020 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www1.fips.ru/registers-doc-view/fips_servlet?DB=RUPAT&DocNumber=2732804&TypeFile=html (дата обращения: 20.04.2022).
Освоение шельфа
Авторы:
Д.В. Ильченко, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия), D.V.Ilchenko@adm.gazprom.ru
С.И. Голубин, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия), S_Golubin@vniigaz.gazprom.ru
К.Н. Савельев, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», K_Saveliev@vniigaz.gazprom.ru
Н.А. Дмитриенко, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», N_Dmitrienko@vniigaz.gazprom.ru
Литература:
1. Шилов Г.Я., Захаров А.И. Состояние изученности ресурсной базы углеводородов шельфа РФ // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2012. № 5. С. 13–20.
2. Голубин С.И., Савельев К.Н., Захаров А.И. Особенности обустройства акваториальной части Крузенштернского газоконденсатного месторождения с учетом мирового опыта строительства искусственных островов // Наука и техника в газовой промышленности. 2021. № 2 (86). С. 60–73.
3. Проект «Арктик СПГ 2» // ПАО «НОВАТЭК»: офиц. сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.novatek.ru/ru/business/arctic-lng/?id_4=323 (дата обращения: 12.05.2022).
4. Дзюбло А.Д., Алексеева К.В. Геокриологические условия мелководного шельфа Карского моря // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2020. № 5 (101). С. 75–81.
5. Голубин С.И., Савельев К.Н. Перспективные технологии повышения несущей способности грунтов в основании шельфовых сооружений и береговых объектов нефтегазового комплекса // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2017. № 4 (32). С. 43–48.
6. Маковецкий О.А., Серебренникова Д.К. Применение технологии струйной цементации грунта для повышения надежности основания земляных сооружений // Дороги и мосты. 2013. № 2 (30). С. 86–98.
7. Ван Импе В., Верастеги Флорес Р.Д. Проектирование, строительство и мониторинг насыпей на шельфе в условиях слабых фунтов / пер. с англ. Н.Л. Курчанова, В.А. Клименко; под ред. В.М. Улицкого, А.Б. Фадеева, М.Б. Лисюка. СПб., 2007. 168 с.
8. Report 2018 – Overseas activity of Fudo Tetra Corporation // Fudo Tetra Corporation: офиц. сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.fudotetra.co.jp/en/wp-content/uploads/2019/08/Report_2018.pdf (дата обращения: 12.05.2022).
9. Савельев К.Н. Совершенствование геохимических методов технической мелиорации дисперсных грунтов путем использования отходов синтетических цеолитов // Стратегия развития геологического исследования недр: настоящее и будущее (к 100-летию МГРИ- РГГРУ): сб. материалов междунар. науч.-практ. конф.: в 2 т. М.: Фильтроткани, 2018. Т. 2. С. 276–277.
Авторы:
В.И. Таровик, к.т.н., ФГУП «Крыловский государственный научный центр» (Санкт-Петербург, Россия), v_tarovik@ksrc.ru
А.В. Лобанов, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия), al.lobanov@adm.gazprom.ru
Н.В. Першин, ПАО «Газпром», n.pershin@adm.gazprom.ru
Литература:
1. Rules for classification. Ships. Pt. 6. Additional class notations. Chap. 7. Environmental protection and pollution control // DNV GL: офиц. сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://rules.dnv.com/docs/pdf/DNV/RU-SHIP/2017-07/DNVGL-RU-SHIP-Pt6Ch7.pdf (дата обращения: 15.05.2022).
2. ISO 17208-1:2016. Underwater acoustics – Quantities and procedures for description and measurement of underwater sound from ships – Pt. 1: Requirements for precision measurements in deep water used for comparison purposes [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.iso.org/standard/62408.html (дата обращения: 15.05.2022).
3. ISO 17208-2:2019. Underwater acoustics – Quantities and procedures for description and measurement of underwater sound from ships – Pt. 2: Determination of source levels from deep water measurements [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.iso.org/standard/62409.html (дата обращения: 15.05.2022).
4. Underwater noise and external airborne noise: Guide for the classification notation // American Bureau of Shipping: офиц. сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://ww2.eagle.org/content/dam/eagle/rules-and-guides/current/other/295-guide-classification-nota... (дата обращения: 15.05.2022).
5. Van der Graaf A.J., Ainslie M.A., André M., et al. European Marine Strategy Framework Directive – Good Environmental Status (MSFD GES): Report of the technical subgroup on underwater noise and other forms of energy [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://ec.europa.eu/environment/marine/pdf/MSFD_reportTSG_Noise.pdf (дата обращения: 15.05.2022).
6. Таровик В.И. Постановка задачи о техногенном подводном шуме как факторе государственной морской промышленной и транспортной политики // Труды Крыловского государственного научного центра. 2021. Т. 3, № 397. С. 115–126. DOI: 10.24937/2542-2324-2021-3-397-115-126.
7. Таровик В.И., Савченко О.В., Кутаева Н.Г. Техногенный подводный шум как фактор экологической безопасности морской транспортной и промышленной деятельности в Арктике // Арктика: экология и экономика. 2022. Т. 12, № 1. С. 99–110. DOI: 10.25283/2223-4594-2022-1-99-110.
8. Kyhn L.A., Tougaard J., Sveegaard S. Underwater noise from the drillship Stena Forth in Disko West, Baffin Bay, Greenland: Technical report No. 838. Aarhus, Denmark: National Environmental Research Institute, Aarhus University, 2011. 30 p.
9. SCF Sakhalin // ПАО «Совкомфлот»: офиц. сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.scfgroups.ru/fleet/fleetlist/item278.html (дата обращения: 15.05.2022).
10. Havyard 843 Ice // Havyard Group ASA: офиц. сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.havyard.com/brands--solutions/havyard-design--solutions/havyard-843-ice/ (дата обращения: 15.05.2022).
11. SAYAN Polaris – VS 4530 MPSV – SPS 60 // Sevnor Limited: офиц. сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://sevnor.com/wp-content/uploads/2018/07/Full-Specifications-Sayan-Polaris-SPS-60.pdf (дата обращения: 15.05.2022).
12. SAYAN Princess – Havyard 832 CD PSV // Sevnor Limited: офиц. сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://sevnor.com/wp-content/uploads/2018/07/Full-Specifications-Sayan-Princess-1.pdf (дата обращения: 15.05.2022).
13. Аварийно-спасательное судно «Балтика // Морская спасательная служба: офиц. сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://morspas.com/flot/mnogofunkcionalnye-suda/baltika (дата обращения: 15.05.2022).
14. Mikhail Ulyanov // ПАО «Совкомфлот»: офиц. сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа https://www.scfgroups.ru/fleet/fleetlist/item147.html (дата обращения: 15.05.2022).
15. Kirill Lavrov // ПАО «Совкомфлот»: офиц. сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа https://www.scfgroups.ru/fleet/fleetlist/item148.html (дата обращения: 15.05.2022).
16. Постановление Правления ОАО «Газпром» от 25.05.2015 № 21 «Об утверждении Экологической политики ОАО «Газпром» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://mrgkchr.ru/content/documents/file/3b5560807a58edd36f004208d16d2a86.pdf (дата обращения: 15.05.2022).
17. Масштаб развития. Экологический отчет ПАО «Газпром» за 2020 год // ПАО «Газпром»: офиц. сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.gazprom.ru/f/posts/57/982072/gazprom-environmental-report-2020-ru.pdf (дата обращения: 15.05.2022).
Авторы:
М.В. Титов, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск»
И.А. Шевченко, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск»
М.С. Кирик, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия)
Авторы:
А.И. Новиков, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия), a.novikov@adm.gazprom.ru
С.С. Курилец, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия), s.kurilets@adm.gazprom.ru
М.С. Савинова, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск» (Южно-Сахалинск, Россия), m_savinova@shelf-dobycha.gazprom.ru
Литература:
1. Тимошкин С.Ю., Маликов А.И., Евсеев А.Ю. Организация и проведение ремонтных работ на подводном добычном комплексе Киринского газоконденсатного месторождения // Газовая промышленность. 2020. № S2 (802). С. 136–144.
2. Р Газпром 9.2-034–2014. Руководство по организации электрохимической защиты подводных добычных комплексов ОАО «Газпром» [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
3. Р Газпром 9.0-042–2014. Общие требования к защите от коррозии морских объектов ОАО «Газпром» (трубопроводов, портовых сооружений, подводных добычных комплексов и морских платформ) [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
4. Новиков А.И., Греков С.В., Корниенко О.А. Подходы к планированию работ по обследованию и техническому обслуживанию объектов обустройства подводного промысла Киринского и Южно-Киринского месторождений // Газовая промышленность. 2019. № S1 (782). С. 121–130.
Авторы:
В.В. Рыбальченко, к.г.-м.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия), V.Rybalchenko@adm.gazprom.ru
Ю.И. Пятницкий, ПАО «Газпром», I.Piatnitskiy@adm.gazprom.ru
А.В. Толстиков, к.г.-м.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия), A_Tolstikov@gwise.vniigaz.gazprom.ru
Д.А. Астафьев, к.г.-м.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», D_Astafiev@gwise.vniigaz.gazprom.ru
М.Ю. Кабалин, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», M_Kabalin@gwise.vniigaz.gazprom.ru
Н.С. Данилевская, ПАО «Газпром», N.S.Danilevskaya@adm.gazprom.ru
Литература:
1. Федеральный закон от 05.04.2011 № 57-ФЗ. О ратификации Договора между Российской Федерацией и Королевством Норвегия о разграничении морских пространств и сотрудничестве в Баренцевом море и Северном Ледовитом океане [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/902266343 (дата обращения: 12.04.2022).
2. Варламов А.И., Афанасенков А.П., Прищепа О.М. и др. Газовое будущее России: Арктика // Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения (WGRR–2017): тез. докл. IV междунар. науч.-практ. конф. / ООО «Газпром ВНИИГАЗ». М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. С. 9–10.
3. Рыбальченко В.В., Рыжов А.Е., Скоробогатов В.А., Хабибуллин Д.Я. Поиски и разведка месторождений и залежей углеводородов предприятиями ПАО «Газпром» в России // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2018. № 3 (35). С. 46–57.
4. Лоджевская М.И. Уточнение количественной оценки ресурсов нефти, газа и конденсата Российской Федерации, субъектов Федерации и крупных нефтегазоносных регионов по состоянию изученности на 01.01.2009 г.: отчет по гос. контракту от 17.12.2009 № ПС-03-34/22. М.: ВНИГНИ, 2012 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.rfgf.ru/catalog/docview.php?did=a26a2ba3e74dfd025c1f0de3a4845bcc (дата обращения: 12.04.2022).
5. Скоробогатов В.А., Кабалин М.Ю. Западно-Арктический шельф Северной Евразии: запасы, ресурсы и добыча углеводородов до 2040 и 2050 гг. // Деловой журнал NefteGaz.RU. 2019. № 11 (95). С. 36–51.
6. Толстиков А.В., Астафьев Д.А., Штейн Я.И. и др. Запасы и ресурсы углеводородов, перспективы изучения и промышленного освоения недр морей России в XXI в. // Геология нефти и газа. 2018. № 4s. С. 73–85. DOI: 10.31087/0016-7894-2018-4s-73-85.
7. Астафьев Д.А., Толстиков А.В., Наумова Л.А., Кабалин М.Ю. Перспективные направления газонефтепоисковых работ на морском шельфе России в ХХI веке // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2018. № 4 (36). С. 4–18.
Авторы:
М.Б. Шевелев, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия), M.Shevelev@adm.gazprom.ru
Литература:
1. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров / пер. с англ. под ред. М.Н. Кравченко. Ижевск и др.: Ин-т компьютер. исслед. и др., 2008. 668 с.
2. Петренко В.Е., Нуриев М.Ф., Шевелев М.Б. и др. Опыт разработки месторождения на шельфе Российской Федерации, оборудованного подводно-добычным комплексом // Газовая промышленность. 2018. № 11 (777). С. 8–13.
3. Зиновкин С.В., Гереш Г.М., Штейн Я.И., Шевелев М.Б. Вопросы геологических неопределенностей при проектировании разработки Южно-Лунского месторождения // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2020. № 3 (45). С. 16–23.
4. Нуриев М.Ф., Шевелев М.Б., Семенов Ю.В. и др. Геологические условия верхней части разреза на месторождениях северо-восточного шельфа Охотского моря // Газовая промышленность. 2019. № 8 (788). С. 56–65.
5. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи / пер. с англ.; под. ред. У. Лайонза, Г. Плизга. СПб.: Профессия, 2009. 952 с.
6. Магерова А.В., Ершов Н.А., Семенов Ю.В. Освоение и газогидродинамические исследования при строительстве скважин на шельфе Охотского моря с использованием ППБУ // Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность: тез. докл. VII молодеж. междунар. науч.-практ. конф. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. С. 5.
7. СТО Газпром 2-3.7-1229–2021. Морские газовые и газоконденсатные месторождения. Газодинамические исследования морских эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин с подводным заканчиванием [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
8. Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации. Приказ № 356 от 14.06.2016. Правила разработки месторождений углеводородного сырья (с изм. на 07.08.2020) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/420365257 (дата обращения 20.04.2022).
9. Мансуров М.Н., Бородин С.А., Гереш Г.М. и др. Обоснование прогнозных показателей разработки осваиваемых газонефтекоденсатных месторождений континентального шельфа // Международный конкурс научных, научно-технических и инновационных разработок, направленных на развитие и освоение Арктики и континентального шельфа: сб. работ лауреатов / под ред. А.Э. Конторовича, П.Ю. Сорокина. М.: Министерство энергетики Российской Федерации и др., 2019. С. 27–31.
10. Р Газпром 2-3.7-1219–2020. Разработка морских газовых и газоконденсатных месторождений. Контроль разработки месторождения при подводном обустройстве устьев скважин [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
11. Ампилов Ю.П., Батурин Д.Г. Новейшие технологии сейсмического мониторинга 4D при разработке морских месторождений нефти и газа // Технологии сейсморазведки. 2013. № 2. С. 31–36.
12. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Стационарный гидродинамико-геофизический мониторинг разработки месторождений нефти и газа. Ижевск и др.: Ин-т компьютер. исслед. и др., 2018. 796 с.
Цифровизация
HTML
– Руслан Асгатович, вы возглавили «Геонафт» в весьма непростое время. Как компания встретила вызовы нынешней весны?
– На самом деле я бы не назвал это время непростым. Это другое время. Наверное, простого времени не бывает. Некоторые вопросы, которые существовали всегда, сейчас встали более остро из‑за ухода зарубежных поставщиков или ограничения доступа к их технологиям для российских нефтегазовых компаний. Отраслевые отечественные предприятия, которые традиционно пользовались программными продуктами мировых нефтесервисных лидеров, с их уходом стали с возросшим интересом смотреть на наши решения для сопровождения разработки месторождений. Интерес проявляется не только в более глубоком анализе рынка российских предложений – количество запросов на внедрение тоже растет. Уже сейчас мы достаточно интенсивно внедряем продукты компании, такие как «Геонафт», «ГеоТензор», и усиленно развиваем те из них, которые пользуются большим спросом и призваны закрыть первоочередные сложности на рынке. GeoTrack – яркий такой пример. Плюс во всех проектах компания стремится оказать максимальную техническую поддержку, чтобы переход от импортного программного обеспечения (ПО) был более плавным.
– Какие продукты «Геонафта» для геологоразведки и добычи нефти и газа сегодня наиболее востребованы?
– В первую очередь заказчики сейчас сосредоточены на закрытии тех задач, которые раньше решались с помощью зарубежного ПО. Я бы выделил три самых востребованных для этих целей продукта. Первый – это наш одноименный комплекс «Геонафт» для инженерно-технологического сопровождения бурения как разведочных, так и эксплуатационных скважин. Он связывает модули геонавигации, геомеханики, петрофизики и функционал сопровождения бурения, благодаря чему облегчаются и ускоряются расчеты. Например, при изменении траектории геонавигационной модели автоматически пересчитываются и обновляются другие данные, основанные на этой траектории. Второй – «ГеоТензор», он предназначен для осуществления геомеханического 3D-моделирования для проектирования и сопровождения разработки месторождений. И третий – GeoTrack, для коррекции замеров при бурении скважин с учетом влияния различных природных и техногенных факторов и моделирования компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Последний сейчас – лидер по количеству внедрений, на российском рынке ему нет аналогов.
– В чем особенность решения GeoTrack?
– При бурении периодически снимаются замеры – фиксируются глубина бурения, азимут, инклинометрия. Эти замеры нужно корректировать. Например, требуется поправка на изгиб бурильной колонны или растяжение. GeoTrack позволяет производить коррекцию замеров, используя широкий набор методов. Это имеет огромное значение, так как точность влияет на качество скважин, их продуктивные возможности и безопасность – цена ошибки в данных высока. Буквально на днях с помощью GeoTrack мы закончили анализ бурения одной из скважин, и в ближайшее время у нас будет еще одно внедрение. Получились довольно интересные результаты, показывающие, что истинное положение ствола скважины практически на 1 м по вертикали выше, чем предполагалось, при этом отход по латерали составил 74,5 м. Для качественного понимания цены неучета корректировок стоит привести пример, когда в вертикально интегрированных компаниях в разработке участвуют пласты толщиной 1–5 м.
Еще один функционал решения – моделирование КНБК (комплекс приборов, применяющихся при строительстве скважин). Здесь тоже учитываются многочисленные параметры оборудования с расчетом прогиба сформированной колонны и выведением результатов как в табличном, так и в графическом виде. В целом функционал GeoTrack позволяет сопровождать строительство скважины от моделирования КНБК до окончания бурения.
– Поменялась ли ваша продуктовая стратегия под влиянием ухода зарубежных игроков?
– Стратегия не поменялась. Программное обеспечение компании сопоставимо с зарубежными аналогами, и дальнейшее развитие будет связано с дополнительными требованиями и пожеланиями заказчиков. В настоящее время происходит переломный этап, когда компания «Геонафт» переходит из роли «догоняющих» в роль лидера по отдельным дисциплинам. Мы будем отталкиваться от клиентских задач, а не копировать западные продукты, будем создавать программные инструменты, которые лучшим образом помогут решить эти задачи с учетом перспектив развития отрасли. В планах компании – расширение на международном рынке, движение вперед в конкурентной борьбе с мировыми лидерами сегмента нефтесервисного ПО.
– Сейчас российское ПО дотягивает до мирового уровня?
– Есть мнение разработчика, а есть мнение заказчика. Развитие продукта никогда не заканчивается. Наш основной программный комплекс «Геонафт» ни в чем не уступает мировым аналогам. У нас есть 3D-геомеханика – «ГеоТензор», тоже на уровне. Другой вопрос, что у каждого клиента есть свое видение, как ПО должно работать, и эти программные продукты развиваются вместе с заказчиком, по сути, мы их дорабатываем и делаем уникальными при каждом внедрении. Какие‑то идеи, которые приходят к нам в ходе этих доработок, конечно, воплощаются в продукте для всех клиентов. Но двух одинаковых систем ни у кого не стоит.
– Насколько сейчас нефтегазодобывающая отрасль зависит от зарубежных технологий?
– Безусловно, зависимость существует, в большей степени от технологического оборудования. Прежде всего это связано с геофизическими методами, которые у нас развиваются активно, но российское высокотехнологичное оборудование и отдельные технологии на рынке просто отсутствуют. Тут ведущий игрок – компания Schlumberger, которая начинала свой бизнес с геофизики. То есть нишу занимает либо западная компания, либо никакая. Что касается роторных управляемых систем, есть российские предложения, так что в этом плане импортозамещение будет ускорено. Еще один важный элемент – пластоиспытатель. Здесь аналогов, дотягивающих до конкуренции с Schlumberger, тоже пока нет. Но тем не менее этот сектор развивается и когда‑нибудь достигнет необходимого уровня.
В плане ПО дела обстоят лучше. Да, есть незакрытые или слабо закрытые российскими продуктами сегменты, но я не вижу больших проблем, так как технологических компетенций для замещения большинства зарубежных решений у нас на рынке достаточно.
– Соответственно, можно сказать, что сейчас исторический момент для российских разработчиков?
– Я согласен с такой оценкой. Это, безусловно, шанс для российских компаний занять ту нишу, в которой традиционно были представлены зарубежные компании. Однако эти шансы были и до 2022 г. Нужно просто разрабатывать конкурентоспособный продукт.
– Давайте сейчас поговорим о российском рынке ПО для геологоразведки и добычи нефти и газа. Есть ли на нем конкуренция?
– Конкуренция реально существует в ряде сегментов среди российских программных комплексов. Например, для «Геонафта». Это держит нас в тонусе – продукт постоянно дорабатывается. Частично какие‑то функции «ГеоТензора» реализованы в конкурирующих решениях, но далеко не все.
Тут следует сказать, что некоторый толчок к развитию внутренней конкуренции дали ушедшие с рынка зарубежные игроки. В них работали преимущественно российские инженеры и разработчики, и они в большинстве своем остались в стране и постепенно займут места в нашей компании, у конкурентов или, кто знает, может, создадут свой бизнес. Соответственно, развитие за счет конкуренции у нас будет.
– Стоит ли нам тогда ожидать сдвига в инхаус-разработку?
– Есть добывающие компании, которые уже давно и успешно практикуют инхаус-разработку, но я не думаю, что их количество как‑то возрастет – экономический фон не тот. ИТ-специалисты в дефиците, уровень зарплат достаточно высокий, создание ПО требует значительных инвестиций, а экономической отдачи стоит ожидать не ранее чем через 5–10 лет. Разработка сложного продукта с нуля – долгий процесс. Например, «Геонафт» мы разрабатываем уже 12 лет, постоянно что‑то добавляя и совершенствуя. На «ГеоТензор» ушло около четырех лет. Сегодня же, из‑за меняющегося рынка, планировать инвестиции на год вперед сложно. Так что инхаус-бума не будет. Тем не менее есть компании, которые разрабатывают самостоятельно искусственный интеллект, роботов, системы для решения узкоспециализированных задач и даже частично коммерциализируют свои продукты. Это единичные случаи, и, скорее всего, так и останется.
– Понятно, что сейчас в приоритете замещение функционала, доступ к которому компании потеряли из‑за санкций. Планируете ли вы на перспективу? Что будет востребовано, когда горящие вопросы будут закрыты?
– Мы предвидим большую потребность объединения разнородных решений в единую систему, которая охватит все этапы – от геологоразведки до эксплуатации скважин. Она существовала и раньше, просто ее немного отодвинули в связи с последними экономическими и геополитическими обстоятельствами. Мы разрабатываем Geonaft Web Solution. Это комплексное облачное решение, которое поможет объединить данные и наших систем, и систем других производителей на каждом этапе, в том числе те, которые в реальном времени поступают с буровой установки, накапливать и единообразно их хранить, анализировать, а также обеспечивать их обмен. Например, если происходит изменение информации в одной системе, оно автоматически будет транслироваться в смежные с необходимыми перерасчетами. Такая структурированная работа с данными – необходимое условие для успешной реализации проектов машинного обучения.
Geonaft Web Solution – это работа на перспективу, но компания уже в ближайшее время выйдет на этап его тестирования у заказчика.
– Вы сказали, что это облачное решение. То есть у заказчиков могут возникнуть опасения насчет безопасности. Эти вопросы сейчас довольно остро стоят.
– Да, поэтому вопросы защиты корпоративной информации в облаке первоочередные, и над ними сейчас работают и провайдеры облачных услуг, и корпоративные команды. Все понимают, что невозможно построить мощные серверы для каждой компании, а для хранения и обработки большого объема данных они нужны. Так что рано или поздно мы все пойдем в сторону облачных решений.
– Развитие продукта – это, несомненно, важно. А что насчет развития человеческого потенциала?
– Сейчас, помимо развития существующих продуктов, мы сосредоточены на том, чтобы приучить специалистов работать с ними. В этом направлении компания активно сотрудничает и с заказчиками – проводит обучающие программы для пользователей, и с учебными заведениями – открытие лабораторий с нашими программными комплексами запланировано в Российском государственном университете (НИУ) нефти и газа имени Губкина, Тюменском институте нефти и газа, на кафедре геологии Московского государственного университета имени М.В. Ломоносова.
– Ранее вы сказали о необходимости выхода на зарубежные рынки, чтобы развивать продукты в конкуренции с мировыми лидерами.
– Да, такие планы имеются. Компания смотрит в сторону Ближнего Востока и Африки, где есть большие месторождения и потенциальная востребованность предлагаемых данных технологических решений. Прежде всего на международный рынок мы пойдем с нашими наиболее зрелыми продуктами – «Геонафтом», «ГеоТензором» и GeoTrack. Geonaft Web Solution сначала обкатаем дома.
Помимо этого, нам важно иметь доступ к мировым научным знаниям. Компания работает в очень наукоемкой сфере, на стыке целого ряда дисциплин. Обмен знаниями, мнениями и опытом здесь критичен для развития общего технологического кругозора и понимания путей развития рынка и потребностей заказчиков. Мы уже давно сотрудничаем с российскими научными центрами по нашему направлению – «Сколково», Московским государственным университетом имени М.В. Ломоносова, Казанским федеральным университетом, Тюменским индустриальным университетом и др., являемся постоянными участниками международных нефтегазовых конференций, наши сотрудники выпустили более 80 научных статей. Присутствие на международной арене поможет компании развить это направление тоже.
← Назад к списку