Новейшие технологии и разработки в нефтегазовой отрасли

«Умные» решения для нетрадиционных коллекторов

Коллекторы — это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке. Нетрадиционными называют коллекторы с очень низкой проницаемостью: это сланцевые или плотные породы, содержащие нефть и газ в основном в естественных трещинах. Подавляющая часть добычи из таких коллекторов осуществляется в США, где и разрабатываются различные технологии по гидроразрыву пластов — основной способ заставить нефть и газ притекать к скважине.

В горизонтальной скважине длиной 1,6–3,2 км, проводят многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП), где расстояние между стадиями 50–100 м. Разветвленная система искусственных трещин от МГРП соединяется с естественными трещинами пласта, и флюиды (нефть и/или газ и вода) начинают притекать к скважине.

Горизонтальная скважина — подвид скважин, в которых ствол скважины в продуктивном (нефтяном или газовом пласте) бурят под углом не менее 80 градусов к вертикали. Из-за того, что пласты расположены в основном горизонтально, то и бурение скважин в этих пластах горизонтально наиболее рационально, т.к. позволяет добывать гораздо больше.

Часто бывает так, что горизонтальный пласт разделен горизонтальными непроницаемыми пропластками (например, глиной). В результате получается своеобразный пирог из пропластков продуктивного пласта и непроницаемых пластов. В этом случае, если пробурить горизонтальную скважину, то она пройдет только по одному из продуктивных пропластков. Чтобы добывать нефть или газ со всех пропластков, проводят гидроразрыв пласта. Многостадийный гидроразрыв — подвид гидроразрыва пласта, который проводят именно в горизонтальных скважинах, в нескольких местах вдоль горизонтального ствола. Каждое такое место называют стадией.

Стоимость МГРП на одной скважине составляет $2–6 млн, поэтому оптимизация таких работ — важнейшая задача. Процесс МГРП протекает так:

• в скважину закачивают жидкость, которой разрывают породу;
• затем закачивают в трещины проппант (в основном представляющий собой песок). Вода при этом проталкивается дальше в пласт. Проппант закачивают в пласт во взвешенном состоянии в жидкости. Эта жидкость выталкивает ранее закачанную в пласт жидкость гидроразрыва;
• датчиками замеряют давление закачки на протяжении всего процесса.

Проппант нужен, чтобы пласт не сомкнулся. Если его не закачать, то горное давление, которое составляет в среднем для таких пластов 500-800 атмосфер (для сравнения, на поверхности земли деление 1 атмосфера), просто закроет трещины. Но проппант представляет собой песок, через который нефть спокойно протекает (если на пляже в песок налить жидкость, она пропитает его, так же и в пласте).

Для идентификации трещин часто используют доргостоящую микросейсмику. Однако современные «умные» решения с использованием специальных математических алгоритмов и машинного обучения могут обойтись без нее.

Идентификация трещин нужна, чтобы понять, почему на одной скважине дебит нефти получился больше, чем на другой, и чтобы правильно спроектировать гидроразрыв пласта.

«Умные» решения предельно точно обрабатывают полученные данные по давлениям и объему закачки и позволяют:

• Определить, в какие зоны пласта прошли трещины МГРП и, соответственно их форму, распространение.
• Выявить близлежащие естественные трещины пласта.
• Определить, какие стадии создали слишком длинные трещины, которые не требуются по проекту, а какие, наоборот, оказались слишком короткими и не охватили всю необходимую зону.
• Идентифицировать, из каких трещин МГРП идет приток флюидов и, соответственно, понять, какие вносят основной вклад в добычу.
• Понять, какие породы и напряжения в них приводят к образованию полезных или бесполезных трещин, и сгруппировать стадии МГРП в зависимости от типов пород.
• Определить время прекращения закачки жидкости гидроразрыва для достижения наилучшего результата. Причем эта процедура может проводиться в реальном времени во время закачки. Для МГРП в пласты закачиваются гигантские объемы воды, причем в основном пресной. Чтобы снизить расход воды, определение минимального объема закачки крайне важно.

Фокус-выставка

Параллельно с деловой программой Синтезис 2022 прошла фокус-выставка, где ведущие российские производители представили участникам конгресса лучшие отечественные технологии и разработки в нефтегазовой отрасли. Здесь компании не только смогли продемонстрировать инновационные решения, позволяющие модернизировать производство, но и заключить взаимовыгодное сотрудничество для развития бизнеса.

Главное о Конгрессе

В Москве 5-6 сентября 2022 года прошел Конгресс по нефтехимии и нефтепереработке Синтезис 2022, где лидеры отраслевых компаний обсудили текущие условия российского нефтегазового сектора и дальнейшие пути его развития.

Генеральный партнер мероприятия — Газпром нефть, EcoStandard.journal — медиапартнер Конгресса.

За 2 рабочих дня Конгресса:

• более 250 представителей ведущих нефтегазовых, производственных и сервисных компаний России и СНГ, а также представителей науки и государства объединились на одной площадке для обсуждения наиболее важных вопросов отрасли;
• 49 спикеров продемонстрировали уникальные проекты своих организаций и поделились успешным опытом производственных решений;
• 29 компаний-экспонентов на фокус-выставке представили новейшие отечественные решения для модернизации, цифровизации, экологизации нефтегазового и нефтехимического производств;
• около 300 B2B встреч было проведено в рамках Конгресса, на которых представители компаний смогли встретиться с потенциальными партнерами и наладить полезные деловые связи для дальнейшего развития бизнеса и нефтегазовой отрасли в России.

Ключевыми темами Синтезис 2022 стали:

• импортозамещение и возможности перехода на отечественные оборудование и технологии;
• цифровизация отрасли;
• экологизация и модернизация производств в России и СНГ;
• эффективное управление производством в условиях мировой нестабильности;
• декарбонизация промышленности.

Перспективы импортозамещения

Деловую программу Синтезис 2022 с приветственной речью открыл директор Конгресса Николай Ульянов.

2022-ой год стал годом острых перемен для российской нефтегазовой отрасли. Сейчас как никогда необходимо объединение усилий для совместного поиска решений для развития индустрии.

Директор Конгресса Синтезис

В рамках пленарной сессии участники обсудили возможности и перспективы перехода нефтехимической индустрии на отечественного производителя в условиях новой политики. Установку такого перехода дал президент России Владимир Путин, поручив Правительству при участии бизнеса и Института нефтегазовых технологических инициатив (ИНТИ) до конца текущего года обеспечить переход от иностранных отраслевых систем стандартизации и сертификации в газовой и нефтехимической промышленности к отечественным системам.

Ни для кого не секрет, что импортозамещением в нефтегазовой отрасли стали заниматься не вчера и даже не в этом году. Первые подходы были совершены еще в 2015 году. Это была ответная реакция на те санкции, которые вводились против страны в целом и нефтегазовой отрасли РФ в частности. По большому счету вся работа по импортозамещению сводилась к трем ключевым вопросам:

• постановка задач для российской промышленности, поиск потенциального исполнителя;
• создание прототипа того или иного изделия или технологии, организация и проведение опытно-промышленных испытаний, проведение работоспособности продукта;
• внедрение его в закупочные системы компаний.

Генеральный директор Института нефтегазовых технологических инициатив

ИНТИ совместно с Росстандартом планирует разработать более 100 стандартов ИНТИ на отраслевые технологии и технику. Эти стандарты представляют собой документы, которые принимаются как производителями и потребителями нефтегазового оборудования, так и инжиниринговыми компаниями.

Михаил Кузнецов озвучил главные преимущества единого стандарта ИНТИ:

• консолидация отраслевого спроса;
• простота организации производственного процесса;
• ясность при принятии инвестиционных решений;
• снижение себестоимости производства.

Также ИНТИ обеспечивает оценку соответствия этим стандартам, в том числе путем проведения испытаний в специализированных центрах, и формирование единой базы надежных поставщиков.

Принять участие в разработке новых отраслевых стандартов может любой желающий, для этого достаточно направить заявку с сайта ИНТИ.

Для чего нужны цифровые двойники в геологоразведке

Цифровые двойники — это виртуальные модели отдельного оборудования или целых производств, которые помогают выявить уязвимости, спрогнозировать возможные сбои и повысить эффективность работы. В нефтяной промышленности их используют на всех этапах: от геологоразведки и добычи до нефтепереработки и трубопроводов.

Цифровые двойники собирают данные о работе оборудования и систем с помощью интернета вещей и рассчитывают вероятность износа или выхода из строя. Если показатели критические, система оповещает персонал, чтобы он принял меры. Также двойники помогают подобрать оптимальный режим работы, увеличить объемы добычи и нефтепереработки.

Решения Siemens для цифровых двойников в нефтяной отрасли

Нанотехнологии в нефтегазовой отрасли

Под нанотехнологиями подразумеваются все технологии, в которых процессы происходят на микроуровне, приводя к результату на макроуровне.

Нефть и газ залегают в порах пород. Представьте камень: если на него капнуть воды, он пропитается и вода будет находиться в порах камня. Точно так же залегают в порах пород флюиды.

Одной из интереснейших технологий является закачка в нефтяные и газовые пласты смеси воды с наночастицами, которые изменяют свойства породы и/или закачиваемой воды. В некоторых случаях в закачиваемый раствор добавляют определенную химию для ускорения процессов. В результате такой раствор позволяет лучше отмывать нефть с поверхности пор и вытеснять ее к добывающим скважинам.

Разновидностей наночастиц огромное количество, но инженеры в основном стараются выбирать недорогие. Я участвовал в разработке технологии использования наночастиц из древесного и угольного пепла, а также золы от сжигания различных продуктов на предприятиях. Частицы такой золы или пепла меньше размеров поровых каналов, что позволяет им проникать вглубь пласта. Результаты показали очень высокую эффективность, сопоставимую с дорогостоящими наночастицами. Аналогичные решения применяются и в бурении, когда наночастицы не позволяют буровому раствору проникать в пористые породы.

Современное лабораторное оборудование способно на микро- и наноуровне изучать физико-химические процессы, происходящие между породой, насыщающими ее флюидами и флюидами, закачиваемыми через скважины. Одна из современных технологий, в которой предварительно исследуются данные процессы — это закачка «умной» воды. Для ее производства подбирается наиболее оптимальный состав солей, растворенных в воде. Это позволяет при закачке «умной» воды в пласт за счет различных ионно-обменных процессов, происходящих между солями закачиваемой и пластовой вод, а также частицами породы, отмывать из пласта больше нефти, либо блокировать участки, из которых идет вода.

Широкое распространение получили технологии с использованием волн различной частоты, в том числе магнитных, ультразвуковых. Механизм воздействия работает за счет физического действия на микро- и наноуровне на частицы пород и флюиды. Например, для удаления отложений парафинов, асфальтенов, смол, карбоната кальция в трубах, по которым потом закачивается нефть, используются специальные приборы, которые за счет ударно-резонансных частот разбивают молекулы отложений. Постепенно частицы отложений отделяются от стенок труб и выносятся потоком. Другим примером могут служить специальные ультразвуковые приборы, спускаемые в скважины, которые также очищают трубы и перфорационные отверстия от отложений различных типов. Своеобразная «встряска» позволяет частицам отделяться от поверхности, на которые они налипли, и дебит (пропускная способность) скважины повышается.

Как цифровые двойники помогают искать и добывать нефть

Цифровые двойники применяют в рамках концепции цифрового месторождения — оно же «умное» или «интеллектуальное». Изначально использовали умные скважины, оснащенные датчиками и системами для удаленного управления. Однако они не позволяли учесть геологические особенности месторождения и оборудования для добычи. Цифровые скважины помогают лучше контролировать процесс добычи и управлять им максимально эффективно.

Цифровой керн — это цифровые модели столбиков породы, которые извлекают из скважин в процессе геологоразведки, чтобы исследовать нефтеносный пласт. Извлечение и лабораторное исследование реальных кернов в лаборатории — сложный и дорогой процесс. Некоторые образцы разрушаются в ходе извлечения или испытаний, и тогда приходится добывать новые.

Цифровые керны помогают решить эту проблему. Для их создания образцы породы сканируют в томографе высокого разрешения, а затем проводят исследования на полученной 3D-модели. При этом на одном керне можно проводить неограниченное число экспериментов, не опасаясь повредить и разрушить его.

Три корзины инноваций

— По экспертным оценкам, новые технологии позволят дополнительно добыть 100 млн т нефтяного эквивалента до 2030 года. О каких именно решениях идет речь?

— Наш вклад в эту добычу — это решения для разработки трудноизвлекаемых запасов. И основная задача — сделать из этой возможности рентабельный бизнес-кейс. Наш подход включает в себя работу по целому ряду направлений: разработка технологии и снижение ее стоимости, привлечение партнера и вывод продукта на внешний рынок. Мы уже зарекомендовали себя на этом поле не только в РФ, но и за рубежом. Качество запасов ухудшается, поэтому спрос на решения по добыче «трудных» углеводородов постоянно растет.

В качестве примера можно привести национальный проект разработки баженовской свиты, оператором которого является «Газпромнефть-Технологические партнерства». Наш комплексный подход к его реализации позволил снизить удельные затраты на бурение скважин для добычи бажена с ₽30 тыс. за 1 т нефти на старте проекта до ₽13 тыс. в конце 2020 года. Мы делаем акцент не только на технологическое развитие, но и преодоление стоящих перед нами вызовов с помощью синергий. Разработанные для добычи баженовской нефти продукты показали свою высокую эффективность и уже сегодня имеют колоссальный потенциал для коммерциализации на внешнем рынке. В их числе — симулятор для моделирования дизайна трещин от гидроразрыва пласта (основной способ разработки трудноизвлекаемых запасов: в нефтеносный пласт под большим давлением подается вода и создает сеть трещин, за счет чего обеспечивается приток нефти. — РБК Тренды).

— Судя по описанию, речь идет о готовых или почти готовых решениях. А есть ли разработки на более отдаленную перспективу?

— Внутри компании принято разделение технологических продуктов на три корзины.

Во-первых, мы работаем с текущими вызовами для действующих активов. Здесь достаточно понятные технологические решения, которые либо уже есть на рынке, либо нуждаются в небольшой доработке.

Вторая корзина — это среднесрочный портфель. Такие проекты я уже упоминал: это и баженовская свита, и трудноизвлекаемые палеозойские отложения, и методы увлечения нефтеотдачи для выработанных месторождений. Сюда входят технологии, которые сейчас не получается применять либо потому, что это пока экономически неэффективно, либо из-за отсутствия всех необходимых решений. То есть мы понимаем, какие конкретные решения здесь нужны, но требуется время, чтобы их реализовать и протестировать на наших активах.

Третья корзина — стратегическая, на более отдаленную перспективу. Сюда входит вся экологическая повестка, связанная со снижением углеродного следа, а также безлюдные технологии и квантовые вычисления. Это, конечно, самая интересная и перспективная корзина для работы со стартапами. И мы надеемся вместе с ними пройти путь по выращиванию продуктов и технологий.

— Какие продукты могут вырасти в этой третьей корзине?

— Самые понятные на сегодняшний день — безлюдные технологии, позволяющие автоматизировать работу в полевых условиях. Речь как об эксплуатации месторождений без непосредственного участия человека, так и о технологиях для поиска нефти. Например, мы реализуем проект по использованию беспилотников для геологоразведки. Дроны помогают выявлять потенциально нефтеносные зоны или оценивать участки по иным критериям — скажем, по наличию песка для строительства площадок.

В дальнейшем беспилотные системы будут широко использоваться в логистике, доставке грузов. Пока не решены задачи, связанные с грузоподъемностью. Сейчас только начинают появляться беспилотники, способные перевозить около 100 кг, что делает процесс экономически рентабельным.

Также сегодня мы видим большой потенциал в проработке проектов, связанных с использованием экзоскелетов — для подъема и переноса грузов, в логистических операциях на складах. Это снизит риски для человека и повысит промышленную безопасность, которая является приоритетом «Газпром нефти».

Кейсы нефтяных компаний

Нефтегазовая корпорация Shell, совместно со швейцарской Akselos (разработчик платформы для цифровых двойников) и датской LICengineering (консалтинговая компания в сфере морской энергетики) запустила двухлетнюю инициативу по созданию цифровых двойников для морских нефтедобывающих станций. Проект состоит из двух этапов:

• Разработка цифровой модели на основе выбранных параметров, которая позволила бы анализировать важнейшие показатели в рамках единой структуры.
• Объединение модели в единую сеть с датчиками, которые передают данные о нефтедобыче в режиме онлайн, чтобы прогнозировать работу всех вышек и предотвращать сбои.

Решение подключается ко всем целевым системам управления, включая сеть управления бурением, систему управления питанием и систему динамического позиционирования, которая помогает удерживать нефтяную платформу в заданной позиции. Данные собираются с помощью отдельных датчиков и систем управления на базе интернета вещей, анализируются с применением ИИ и машинного обучения и преобразуются в цифровые модели. Затем они передаются в реальном времени в Центр промышленной производительности и надежности GE для составления прогнозной аналитики.

Как ожидают в Shell, первая в мире цифровая буровая установка поможет снизить эксплуатационные расходы на оборудование на 20% и повысить эффективность бурения. Система уже помогла выявить множественные аномалии и предупредила о потенциальных сбоях за два месяца. Благодаря цифровому двойнику, персонал на судне и на берегу сможет получать целостное представление о состоянии нефтяной платформы и работе всего оборудования на борту в режиме реального времени.

Цифровые решения от Akselos для нефтедобычи

В BP с 2017 года используют виртуальные модели производственных систем на базе системы моделирования APEX. Благодаря решениям APEX за 2017 год мировая добыча нефти увеличилась на 30 тыс. баррелей.

Цифровые двойники помогают BP следить за нефтяными трубопроводами, скважинами и всей технической инфраструктурой в труднодоступных местах, в том числе в Северном море. С их помощью стало возможным строить цифровые модели любых объектов за 20 минут, хотя раньше это занимало до 30 часов. Они помогают тестировать различные сценарии в безопасном режиме, обнаруживать сбои и нарушения, настраивать скорость потока, давление и другие параметры, чтобы оптимизировать добычу и производство.

Цифровые двойники на базе APEX для BP

Eni

Итальянская нефтегазовая компания Eni использует цифровые решения на базе искусственного интеллекта и VR для моделирования операций, поддержки принятия решений и автоматизации буровых работ. Это позволяет имитировать анализ объектов в реальности и проводить расширенные тренировки по технике безопасности. Следующий шаг — разработка виртуального симулятора бурения.

Equinor

Норвежская компания Equinor с филиалами в 30 странах мира применяет цифровые двойники на месторождении Юхан Свердруп в Северном море, на которое приходится до 25% всей морской нефтедобычи в Норвегии. Данные о работе оборудования поступают в режиме реального времени и доступны через приложения на планшетах и смартфонах. Это позволяет решать сложные инженерные задачи и обеспечивать бесперебойную работу нефтедобывающих скважин.

«Газпром нефть»

В «Газпром нефти» с начала 2000-х годов реализуют решения для цифровых скважин, кернов и другие цифровые двойники. Они позволяют оценить объем и характеристики нефти и нефтепродуктов, планируемую нагрузку трубопроводов, прогнозировать состояние нефтеперерабатывающих установок, управлять инженерными данными и моделировать производственные процессы.

В 2017 году в «Газпромнефть-Хантос» (дочернее предприятие «Газпром нефти», занимающееся разработка месторождений в ХМАО-Югре) был запущен Центр управления добычей (ЦУД), объединивший все разработанные решения для более эффективной добычи нефти. Сегодня такие центры сопровождают разработку ключевых месторождений «Газпром нефти» по всей России. В среднем, в каждой добывающей дочерней компании «Газпром нефти» использует более 20 цифровых двойников во всех процессах нефтедобычи.

На этапе геологоразведки они помогают исследовать месторождения: находить и уточнять расположение пласта нефти, его характеристики и объем запасов. Ключевым проектом в этой области в 2020–2021 годах стало внедрение цифрового двойника сейсморазведки D-Seis. Инновационная платформа объединяет данные более 80 геологоразведочных проектов, а онлайн-сервис предоставляет удаленный доступ к статистике и аналитике специалистам по всей России.

На этапе добычи цифровые двойники, оперируя массивами больших данных в сотни терабайт, помогают выявлять возможные проблемы при эксплуатации скважин, участков трубопроводов и технологических установок, выдавая рекомендации по их решению. Модели машинного обучения помогают оптимизировать режимы работы оборудования. В Центре управления добычей «Газпромнефть-Хантос» данные с более 5 000 скважин поступают в цифровой двойник, на основе которого ИИ каждую минуту пересчитывает тысячи вариантов эксплуатации и выбирает лучший режим управления месторождением.

В 2020 году, в рамках комплексной трансформации блока разведки и добычи «Актив будущего», выгода от внедрения цифровых двойников превысила ₽2 млрд.

Экологизация и модернизация предприятий

На Синтезис 2022 отдельные сессии были посвящены вопросам экологизации и модернизации предприятий, в рамках которых эксперты отрасли поделились опытом по уменьшению негативного воздействия на окружающую среду и обсудили дальнейшие перспективы.

В настоящее время по нашим оценкам около 30% новейших технологий, разработанных российскими учеными, до сих пор не используются в промышленном масштабе. Не только не используются, но и не известны организациям, которые ответственны за технологическое развитие.

Президент международной академии технологических наук, д.х.н., профессор

Инсаф Сайфуллин, д.х.н., профессор, президент Международной академии технологических наук, зам. научного руководителя ИМАШ РАН, зам. директора Института инновационного развития РЭУ им. Г.В. Плеханова, рассказал о волновых технологиях, которые после промышленных испытаний помогут эффективно модернизировать производства, в том числе нефтепереработки и нефтехимии.

Волновые аппараты электромагнитного типа позволят интенсифицировать процессы обессоливания нефти и измельчения кокса, получить качественные отечественные масла с присадками с меньшими затратами и улучшенными свойствами, усовершенствовать процессы дегазации и обезвоживания нефти, стабилизировать нежелательные волновые процессы (гидроудары, колебания в трубопроводных системах), в перспективе — снизить динамическую вязкости нефтей, ускорить процесс гидролиза растительного сырья при производстве биоэтанола и получать модифицированные крахмалы и смешанные виды топлива.

В России появляется новое направление — волновое машиностроение. Оно имеет все шансы быть востребованным для решения насущных задач импортозамещения, а также для процессов и аппаратов, используемых для модернизации НПЗ и НПХ. За границей эти исследования не остались без внимания. При международном сотрудничестве был проведен ряд работ совместно с ведущими зарубежными нефтяными компаниями, была успешно подтверждена возможность использования волновой техники для повышения нефтеотдачи пластов.

Среди областей практического применения волновых технологий:

• Нефтехимия и нефтепереработка:
  приготовление эмульсий нефть-вода, мазут-вода и др.,обессоливание нефти — равномерное распределение капель воды в нефти заданных размеров;
• приготовление эмульсий нефть-вода, мазут-вода и др.,
• обессоливание нефти — равномерное распределение капель воды в нефти заданных размеров;
• Производство лаков и красок:
  повышение стабильности и однородности,улучшение потребительских свойств,получение акриловых дисперсий порядка 300 нм;
• повышение стабильности и однородности,
• улучшение потребительских свойств,
• получение акриловых дисперсий порядка 300 нм;
• Смешение моторного масла с присадками:
  повышение стабильности и однородности;
• повышение стабильности и однородности;
• Энергетика:
  водно-топливные эмульсии (мазут-вода-угольная пыль),повышение полноты сгорания топлива,устойчивость горения,уменьшение выбросов СО и NO.
• водно-топливные эмульсии (мазут-вода-угольная пыль),
• повышение полноты сгорания топлива,
• устойчивость горения,
• уменьшение выбросов СО и NO.

Олег Кадыров, руководитель направления Управления по ОТ, ПБ и ООС АО «Зарубежнефть», поделился опытом внедрения принципов устойчивого развития в части экологической составляющей.

Экологические аспекты применимости ЦУР для нефтегазовой отрасли:

• Сырье — переработка ПНГ;
• Производство — сокращение воздействия на окружающую среду;
• Продукция — экономия ресурсов и сокращение отходов;
• Утилизация — вторичная переработка.

Практические аспекты по снижению энергопотребления при эксплуатации паровых сетей затронул Игорь Безносюк, руководитель проекта OGEengeneering.

На каждом предприятии нефтяной, газовой либо химической существуют проблемы с пароконденсатной системой и конденсатоотводчиками в частности. Далеко не гарантировано то, что при строительстве нового предприятия использовали эффективное, надежное оборудование, которое не допустит пролетного пара. Как показал опыт наших визитов на десятки предприятий нашей страны, культура сбережения тепловой энергии, к сожалению, недостаточно высока.

Спикер отметил, что часто проблема «решается» закупкой нового оборудования, но с причиной никто не разбирается. Типична ситуация, когда все паровое оборудование работает в штатном режиме, но через конденсатоотводчики идет пролетный пар. Пролетный пар вредит оборудованию и производству: дребезжание металлических пластин динамических конденсатоотводчиков, удары в трубах, затопленные теплообменники и большие потери энергии. Решить эту проблему можно только повышением комплексного подхода к обследованию пароконденсатных систем.

Мы занимаемся «зеленой» тематикой, которая развивается в мелких деталях, но в то же время не замечаем крупной проблемы. В наше время производственные потери пары — недопустимая роскошь. Если уж заниматься «зеленой» повесткой, надо делать это правильно, комплексно и эффективно.

Результатами модернизации московского нефтеперерабатывающего завода поделился с участниками Конгресса Максим Артеменко, начальник департамента операционной эффективности и надежности производственных активов ПАО «Газпром нефть».

Московский нефтеперерабатывающий завод с 2013 года полностью перешел на выпуск топлива по пятому экологическому классу технического регламента. При модернизации производства обязательным условием являлся отказ от потребления жидкого топлива как важная экологическая составляющая. Сегодня НПЗ работает полностью на очищенном газе собственной выработки, либо природном газе.

Начальник департамента операционной эффективности и надежности производственных активов ПАО «Газпром нефть»

В 2020 году был введен в эксплуатацию комплекс Евро+. В результате были введены в функционирование новые эффективные технологические установки, что обеспечило значительно большую эффективность работы предприятия, позволило вывести из эксплуатации старые технологические установки 60-х годов и повысить энергоэффективность на 7%. Также на Московском НПЗ был реализован социально-значимый проект — комплекс очистительных сооружений. Семиступенчатая очистка обеспечила возвращение воды в производственный цикл, завод полностью перешел на использование этой воды для выработки пара, а ее избыток возвращается на ТЭЦ.

Дмитрий Борисанов, начальник исследовательской лаборатории ПАО «Славнефть-ЯНОС», рассказал участникам о получении арктического дизельного топлива с температурой применения до — 65°С. Данное решение поможет преодолеть существующие недостатки арктических дизельных топлив, в числе которых недостаточные низкотемпературные свойства и склонность расслаиваться при холодном хранении с ухудшением свойств нижнего.

Вместе с тем, по словам эксперта, разработка незастывающих в условиях арктических морозов дизельных топлив стала бы самым оптимальным вкладом в решение задачи по освоению Арктики в части обеспечения логистической составляющей в данном регионе.

IT-разработки в помощь геологам

Нефтегазодобыча — наукоемкая сфера, поэтому здесь не обойтись без передовых технологий.

Есть два типа данных, получаемых о пласте:

• прямые — шлам (крошечные образцы породы, которые выносит на поверхность во время бурения), керн (образцы породы диаметром 5–10 см, которые специально выпиливаются также во время бурения), флюиды (жидкости и газы из пласта);
• косвенные — данные сейсморазведки, либо геофизических исследований скважин.

Одна из наиболее современных и эффективных технологий по изучению пласта — детализированный анализ шлама. Детализированный анализ шлама представляет собой исследование того, из каких минералов и элементов состоит шлам. Так как шлам — это мелкие кусочки выбуренной породы, то их исследования позволяют понять, чем представлен пласт: из каких пород и флюидов, и даже из каких элементов системы Менделеева он состоит. Новейшие методики, оборудование и софт могут выполнять эту процедуру непосредственно в самой скважине во время бурения.

Объединив данные по геофизике, шламу и керну, геологи получают очень подробную информацию об объекте. Уже сами по себе эти массивы данных широко используются как при дальнейшем бурении скважин, так и для того, чтобы повысить добычу.

Каждая пробуренная скважина — это всего лишь точка на площади распространения пластов. Что находится между этими точками, никто не знает. Для того, чтобы понять, что же находится между этими точками, используют 3D-сейсмику: геофизические исследования отражения от пластов искусственных сейсмических волн.

Современные IT-разработки и методики позволяют проводить количественную интерпретацию 3D-сейсмики. Для этого объединяются данные по керну, шламу, геофизике и 3D-сейсмике. В результате получают примерное представление о пористости и насыщенности пластов. Полученный комплекс данных позволяет построить настолько точную цифровую 3D-модель пласта, насколько это возможно. Программное обеспечение способно проводить симуляцию физических процессов движения флюидов, изменения напряжений и деформации пластов на таких 3D-моделях, адаптируя эти процессы к реальным промысловым данным (замерам добычи, давлений, промысловых исследований).

Существует целый ряд технологий, методик и оборудования, которые выполняют вышеуказанные операции и с каждым годом совершенствуются, автоматизируются и даже начинают сами «думать» за счет машинного или глубокого обучения, исключая тем самым возможность ошибки из-за человеческого фактора.

Современные мощные компьютеры и специализированный софт способны перенести реальный пласт в цифровой «двойник» (3D-модель) и затем на этой модели проводить все необходимые операции и исследования. Например, чтобы понять куда бурить добывающие и нагнетательные скважины, что и в каких объемах закачивать, какие скважины обрабатывать кислотой, химией, где и как проводить гидроразрыв пласта.

Причем вариантов этих операций на 3D-модели может быть бесконечно много, с минимальными затратами. А чтобы проверить все на реальном пласте, требуется гораздо больших денежных средств.

«Зеленые» технологии в сфере нефтегаза

В последние годы нефтегазовые компании активно внедряют различные технические решения по генерации солнечной, ветровой, гравитационной, гидротермальной электроэнергий на своих объектах, а также систем хранения этой электроэнергии. В связи с развитием электротранспорта, большинство нефтегазовых компаний оснащают свои заправочные станции модулями для зарядки электромобилей.

Мне довелось участвовать в разработке органических жидких редокс-батарей, используемых для промышленного хранения электроэнергии. Редокс-батареи — тип перезаряжаемой жидкой батареи, которая использует ионы различных химических элементов в разных степенях окисления для хранения химической потенциальной энергии.

Примечательно, что подбираемый для таких систем электролит производится из продуктов глубокой переработки нефти, а промышленные нефтегазовые объекты, которые ранее были построены и в настоящее время не используются из-за истощения скважин, могут быть применены в качестве резервуаров для хранения и перекачки электролита. Небольшой парк таких хранилищ способен обеспечить электроэнергией город среднего размера.

К «зеленым» технологиям в нефтегазовой сфере также можно отнести:

• закачку в скважины отходов с промышленных предприятий, в том числе химических заводов, электростанций. Подобранная к определенным пластовым условиям, закачка таких отходов, с одной стороны, работает как метод увеличения нефтеотдачи, с другой — как способ борьбы с загрязнением окружающей среды путем утилизации отходов;
• использование попутно добываемого нефтяного газа, который выделяется из нефти при ее подъеме с забоя скважины на устье, также является «зеленым» решением. Такой газ применяют для выработки электричества, обогрева промышленных объектов, очень часто перерабатывают в продукты потребления. В некоторых случаях, если его очень много, закачивают обратно в пласт в качестве метода увеличения нефтеотдачи;
• широко распространенная технология микробиологического воздействия также относится к категории «зеленых». В пласт закачиваются определенные бактерии и/или нутриетны (корм для бактерий), которые позволяют лучше отмывать нефть, либо блокируют поступление в скважины пластовой воды;
• еще более продвинутые технологии связаны с генетической модификацией бактерий для производства газа из угля. Скважины вскрывают не только нефтяные, газовые или водоносные пласты, иногда попадаются и угольные. Закачка таких бактерий в угольные пласты с наличием воды приводит к тому, что микроорганизмы поедают уголь, а продуктом их жизнедеятельности является метан, который затем добывают из тех же скважин.

Эти методы считаются экологичными, поскольку добыча углеводородов получена с использованием биотехнологий. По сути, это не прямая добыча в традиционном понимании, а прошедшая через бактерии. Кроме того, применение бактерий позволяет заменить дорогостоящие традиционные технологии и сэкономить ресурсы.

Воронка для мечтателей

— Насколько стартапы готовы к работе с крупными компаниями? Часто их считают мечтателями, которые витают в своих технологических облаках и очень далеки от практики.

— Это даже хорошо, что стартапы витают в облаках. Потому что это дает возможность посмотреть на проблемы с другой стороны, предложить альтернативные решения. Большинство инноваций именно так и создаются.

Корпорации в своей повседневной работе также непрерывно занимаются разработкой новых решений. Но мы видим не меньший потенциал и в решениях, которые генерируют внешние разработчики со свежим взглядом. Поэтому нам как раз нужно настроить поток креативных идей от «витающих в облаках» стартапов, чтобы обогатить этими идеями нашу деятельность. Мы проводим оценку и помогаем выращивать инновационные проекты от уровня концепции до готового к внедрению, тиражированию и коммерциализации продукта.

— С помощью каких инструментов можно настроить такой поток?

— Мы уделяем большое внимание работе с внутренним и внешним инновационным окружением, поэтому внедрили ряд инструментов, которые покрывают полный цикл работ с новыми технологиями.

Первый инструмент — это формирование воронки проектов: внутренняя и внешняя. Здесь мы работаем с решениями на ранних этапах.

Внутри компании действует технологическая стратегия. Через нее мы либо собственными силами, либо с привлечением партнеров запускаем технологические проекты, решающие ту или иную задачу.

Роль внешней воронки в организации выполняет акселерационная программа, организованная вместе с фондом «Сколково». Ее задача — сформировать большой пул разработчиков, отобрать самые интересные и эффективные проекты, которые помогают отвечать на стоящие перед нефтегазовой отраслью вызовы. Наша программа поможет авторам доработать проект, протестировать и доказать эффективность решения, собрать команду, получить первые инвестиции и клиентов. Мы ищем авторов идей и разработчиков, которые помогут нам в решении сегодняшних задач и преодолении будущих вызовов. Акселератор «Газпром нефти» — это экосистема для инноваций, в которой проекты при нашей помощи смогут пройти путь от уровня идеи до готового к выходу на рынок продукта.

Второй инструмент — венчурный фонд «Новая индустрия» (New Industry Ventures — совместный венчурный фонд «Газпром нефти», Газпромбанка, Российской венчурной компании (РВК) и VEB Ventures). Он взаимодействует с более зрелыми проектами и дает возможность получить инвестиции на доработку продукта и расширение бизнеса.

Третий — это уникальный процесс коммерциализации, который позволяет вывести новый продукт на рынок или масштабировать существующий бизнес. Здесь, например, мы структурируем новые направления в формате совместных предприятий или владения долями в стартапах.

— Каковы масштабы внешней воронки? Сколько проектов вы рассматриваете на входе и сколько из них дойдет до практической реализации?

— По итогам первого раунда для участия в акселерационной программе пришло более 500 заявок из России, Белоруссии, Казахстана, Азербайджана и США. Нам прислали проекты из почти 90 российских городов — от Владивостока до Мурманска, причем наиболее активны в этом потоке именно региональные разработчики. После отбора и скаутинга останутся около 60 стартапов, которые мы пригласим в преакселератор. По сути, это образовательный этап, помогающий командам проектов определить ценность продукта, состыковать ее со спросом.

Около десяти команд перейдут в финальную стадию, на сам акселератор. Этот этап — самый долгий, он длится около полугода. За это время мы по специальной методологии поможем доработать их продуктовые решения. У стартапов будет возможность протестировать предлагаемые технологии на реальных объектах «Газпром нефти», получить экспертную поддержку от специалистов компании, проверить гипотезы, получить первых клиентов. Лучшие команды смогут претендовать на интеграцию в бизнес компании и инвестиции от ведущих венчурных фондов.

— Что произойдет с ними дальше?

— Мы будем использовать различные инструменты взаимодействия — заходить в капитал компаний или просто поддерживать их развитие. Это могут быть, например, какие-то долгосрочные договоры или запуск совместных технологических проектов.

Добавлю, что в рамках программы команды будут претендовать на поддержку наших партнеров. Например, Фонд содействия инновациям запускает совместную с нами грантовую программу.

Проекты, которые «выросли» в рамках акселератора и доказали свою эффективность, могут получить инвестиции «Новой индустрии» и других венчурных фондов.

Остальные участники тоже не уходят с радаров. Они могут продолжать взаимодействие с нами и нашей партнерской экосистемой, проводить опытно-промышленные испытания, оставаться в фокусе внимания.

— По каким направлениям участники акселератора предлагают больше всего решений?

— Самым востребованным стало направление геологии, разработки и эксплуатации объектов добычи. Вторыми по популярности стали решения в сфере альтернативных источников энергии и повышения энергоэффективности. Количество заявок по этому направлению нас вдохновляет, потому что и запрос, и тренд на альтернативную энергетику достаточно мощный. Замыкает топ-3 по количеству поданных заявок направление обеспечения безопасности на объектах нефтегазодобычи.