В лаборатории компании «Геосплит» в технопарке «Сколково» в ряд стоят стеклянные емкости с пробами нефти из разных регионов страны и с мелкими керамическими «зернами» пропанта. Пропант — специальный материал, который заносится в нефтяную скважину при проведении операций гидроразрыва пласта (ГРП), чтобы закреплять трещины, создаваемые при гидроразрыве.
На поверхность шариков пропанта наносится специальное полимерное покрытие, внутри которого находятся квантовые маркеры — так в компании называют сочетания квантовых точек. В свою очередь, квантовые точки — это нанокристаллы размером 2–10 нанометров, состоящие из сотен атомов и покрытые слоем адсорбированных поверхностно-активных молекул. Нанокристаллы «Геосплит» получает методом коллоидного синтеза на собственном производстве в Челябинске.
Каждый квантовый маркер имеет свой уникальный код, так как используются разные сочетания квантовых точек (их более 60). Таким образом, каждый участок скважины получает свой уникальный индикатор для определения ресурсов нефти, воды и газа.
Различные типы и комбинации маркеров вводятся в полимерное покрытие пропанта, а затем, когда оно разрушается при взаимодействии с пластовой нефтью и водой, они попадают в скважинную жидкость. Далее «Геосплит» берет образцы скважинной жидкости с маркерами внутри и анализирует их. С помощью специального оборудования и программного обеспечения, разработанного в компании, считывается информация с квантовых точек, которые флуоресцируют в разных областях электромагнитного спектра в зависимости от своего размера — ПО регистрирует излучаемый ими узкий спектр световых волн.
«Ключ» к технологии «Геосплита» — в машинном обучении: программное обеспечение обучено регистрировать определенные сигналы квантовых маркеров. Таким образом, подсчитав с помощью ПО количество маркеров с уникальным кодом в пробе скважинной жидкости с определенного участка (интервала) скважины, можно определить, как он функционирует: сколько нефти и воды оттуда извлекается.
Полученные данные визуализируются как график «профиля» горизонтальной скважины.
«Для нефтяных компаний мы фактически являемся поставщиком данных», — говорит гендиректор «Геосплита» Александр Каташов. Информация о динамике работы интервалов скважины нужна для того, чтобы оптимизировать их эксплуатацию (в каких-то случаях, например, требуется перекрывать проблемные обводненные участки). Все чаще недропользователи используют эту информацию для принятия решения о конструкции следующих скважин на этом же месторождении и о возможности мероприятий по добыче остаточных запасов.
Технология «Геосплита» — одна из альтернатив традиционным методам исследования нефтяных скважин с помощью спуска в скважину приборов геофизических исследований. Это дорогостоящие и рискованные работы (забойный инструмент может застрять или потеряться в скважине). По словам Кирилла Овчинникова, технического директора «Геосплита», качественное исследование горизонтальной скважины после процедуры многостадийного гидроразрыва пласта обходится приблизительно в 20–25 млн рублей. При этом на выходе — ограниченное количество информации в коротком промежутке времени. Несмотря на наличие внутренних регламентов, требующих от добывающих компаний проводить исследования скважин, лишь незначительная их часть (приблизительно 10%) исследуются с помощью традиционных методов. В то же время исследование средней скважины, которое предлагает «Геосплит», обойдется не дороже 15 млн рублей, причем это будет не единичная операция, а полный цикл исследований в течение нескольких лет. Значительная доля этой суммы приходится на стоимость квантовых точек — сверхчувствительного материала для мониторинга работы скважины.
По словам Кирилла Овчинникова, больше всего добывающие компании интересует возможность получать данные в «потоковом режиме» на протяжении нескольких лет, так как маркеры «вымываются» из скважины постепенно.
Технология «Геосплита» не может полностью заменить традиционные методы, подчеркивают разработчики, но нефтяники нуждаются в новых методах исследования скважин. Существующие далеко не всегда дают ответы на все вопросы. «Основная проблема с традиционными методами даже не в рисках аварии и высокой стоимости исследований, — говорит г-н Овчинников, — а в том, что достоверность результатов трудно подтвердить. Например, несколько лет назад одно из подразделений компании “Газпром нефть” провело интересный эксперимент: выполнили спуск в одну и ту же скважину геофизических комплексов производства разных нефтесервисных компаний и не получили сколь-либо приемлемой сходимости данных».
Маркерные исследования нефтяных скважин (к этому типу относится и технология «Геосплита») применяются довольно давно. В мире этот рынок достигает нескольких сотен миллионов долларов. Метод работает так: в жидкость, которая подается в нефтяной пласт, добавляются меченые вещества (в основном это органические красители-флюорофоры), а затем отслеживается место и время их выхода. На выходе — картина реальных фильтрационных потоков в пласте в графическом и цифровом виде.
Как рассказывает Петр Лукьянов, партнер фонда Phystech Ventures, который инвестирует в перспективные проекты, в том числе в нефтесервисной сфере, в России несколько компаний предлагают свои решения в подобных технологиях. «Но у “Геосплита” есть определенная уникальность, актив интересный», — говорит он. Имеется в виду технология маркировки пропанта и тип маркеров. По словам Кирилла Овчинникова, по сравнению с технологиями зарубежных конкурентов у «Геосплита» гораздо выше точность работы и в разы ниже стоимость.
«Технологии, основанные на применении маркеров, используются в основном на шельфовых месторождениях, где оперативность принимаемых решений очень сильно влияет на экономику проекта, — говорит нефтегазовый консультант Артем Зацепин. — На “наземных” активах российских компаний распространены более дешевые методы контроля разработки — речь идет не только о классических промыслово-геофизических исследованиях, но и о различных вариациях маркерных исследований. Специалисты отмечают противоречивые итоги: в некоторых случаях мониторинг профилей притоков дает неточные результаты, помечая на качественном уровне лишь факт работы участка скважины».
«Маркерная диагностика горизонтальных стволов — интересное направление», — считает Сергей Белов, заместитель начальника управления бурения нефтяных и газовых скважин компании «Салым Петролеум Девелопмент». По его словам, в индустрии остро стоят вопросы цифровизации процессов добычи, оценки эффективности технологий, оптимальной длины бурения горизонтальных секций и проч. Как считает г-н Белов, традиционные методы исследования скважин дорогостоящие, ресурсоемкие, не всегда надежные, а главное, не могут быть применены массово и дать статистические данные, необходимые для разработки месторождения.
Объем российского рынка исследования профилей горизонтальных нефтяных скважин в «Геосплите» оценивают в 15–25 млрд рублей в год. Компания намерена в трехлетней перспективе занять 10% этого рынка.
Расширить и углубить
Компания «Геосплит» основана в 2013 году группой предпринимателей, связанных с нефтяной отраслью. Два года было потрачено на НИОКР, и в 2015-м начались испытания технологии на проектах компаний «ЛУКойл — Западная Сибирь», «Газпром нефть» и «НоваТЭК». «Два года у нас ушло на то, чтобы организовать пилотные проекты, и еще два — на то, чтобы провести их и зафиксировать итоги», — говорит Александр Каташов.
В разработку на посевной стадии вложили приблизительно миллион долларов (деньги основателей), а в 2017 году было решено привлечь на развитие средства венчурного фонда и нескольких миноритарных акционеров. Фонд Rusnano Sistema Sicar, совместный фонд «Роснано» и АФК «Система», вложил в проект полтора миллиона долларов в обмен на долю в 14,5%.
В 2017–2018 годах «Геосплит» выполнил уже 40 проектов по исследованию скважин на различных месторождениях в России. В этом году стартап планирует выйти на оборот 200 млн рублей. По словам Александра Каташова, сейчас они ведут диалог более чем с 40 добывающими компаниями.
В этом году «Геосплит» вывел на рынок новый продукт — внутрискважинное оборудование с встроенными маркерами (специализированные скважинные фильтры). Если маркированный пропант используется при операциях по гидроразрыву пласта, то внутрискважинное оборудование погружается в скважину непосредственно после бурения. Это существенно расширяет рынок для продукта: ведь далеко не во всех скважинах проводятся операции ГРП. Кроме того, «Геосплит» в скором времени собирается представить продукт для исследования газовых скважин и работает над созданием квантовых маркеров, устойчивых к кислотной среде. Это делается с учетом развития экспортного направления: дело в том, что если в России стимулирование скважин в большинстве случаев проводится именно методом многостадийного гидроразрыва пласта (с использованием пропанта), то, например, на Ближнем Востоке более распространен метод стимулирования с помощью закачки в пласт кислот.
Первый шаг за рубеж «Геосплит» уже сделал, заключив контракт на два миллиона долларов с оператором Дацинского месторождения (Китай), нефтесервисной компанией Haimo, и эксплуатантом — Китайской национальной нефтегазовой корпорацией CNPC (China National Petroleum Corporation). Российская компания проведет долгосрочные исследования на десяти горизонтальных скважинах после многостадийного гидроразрыва пласта. «Китай активно наращивает собственные добывающие мощности, особенно в сегменте сланцевого газа, поэтому наши услуги там очень востребованы. Готовятся также пилотные проекты в странах Ближнего Востока», — рассказывает Александр Каташов.
По его словам, через три года экспортная выручка должна занимать не менее половины оборота компании. Кроме Китая и Ближнего Востока компании интересны рынки Юго-Восточной Азии и Латинской Америки. «Российский рынок нефтесервиса достаточно демократичный в плане ценообразования, — говорит Кирилл Овчинников. — На Ближнем Востоке, например, заказчики готовы платить кратно бо́льшие суммы за исследования скважин. Высокая стоимость традиционных методов обусловливает интерес региональных лидеров в нефтедобыче, таких как ADNOC или Saudi Aramco, к инновационным методам исследований скважин».
Как рассказывает Кирилл Овчинников, структура остаточных запасов нефти и газа в России такова, что текущая добыча в основном обеспечивается отбором из крупных месторождений, которые уже перешли либо перейдут в ближайшие годы в стадию падающей добычи. Новые способы нефтеразведки могут помочь нефтяникам повысить эффективность выработки месторождений за счет получения более точных данных о запасах.
