Подземный хайтек

На рынке геонавигации — управления траекторией бурения на основе модели месторождения и текущих данных со скважины — доминирует четверка крупнейших нефтесервисных транснациональных компаний. Российский стартап «Геонавигационные технологии» бросил им вызов
Подземный хайтек
3D-моделирование месторождения
GTI

Бьющая фонтаном из любого пробуренного отверстия нефть — давно минувшее счастье нефтяников. Теперь большинство месторождений — это не гигантские резервуары вожделенной жидкости, а пропитанная ею каменная губка. Выжать что-либо из нее нелегко, от простых вертикальных скважин отдачи мало. Приходится переходить на горизонтальные, чтобы увеличить площадь породы, отдающей нефть. Задача трудная: первоначальная модель месторождения строится на основе сейсмического исследования, погрешность измерения которого около 20 метров, а полученная картина меняется в зависимости от расположения датчиков. 

magnifier (1).png На основании столь неточных представлений о том, что у них под ногами, нефтяникам предстоит на глубине нескольких километров попасть в пласт, толщина которого порой составляет меньше метра, и пройти в нем горизонтально, повторяя все перепады, многие километры

На основании столь неточных представлений о том, что у них под ногами, нефтяникам предстоит на глубине нескольких километров попасть в пласт, толщина которого порой составляет меньше метра, и пройти в нем горизонтально, повторяя все перепады, многие километры. Управление траекторией бурения на основе модели месторождения и текущих данных со скважины называется геонавигацией. Доминирует на этом рынке «большая четверка»: Schlumberger, Halliburton, Weatherford и Baker Hughes — крупнейшие международные нефтесервисные компании. Однако российская компания «Геонавигационные технологии» (GTI) пытается конкурировать с ними, и вполне успешно.

 

Сам себе навигатор

Сергей Стишенко в 2000-е работал на шельфе Сахалина в «Сахалин Энерджи» — совместном предприятии «Газпрома» и Shell. Геонавигация велась с помощью одной из компаний «большой четверки» и стоила немалых денег. Сотрудники заказчика при этом не получали информации о том, какие решения принимаются: и геонавигационный софт, и результаты его работы — коммерческая тайна сервисных компаний. Но со стороны было видно, что операторы не понимают, где идет бур. В результате была потеряна скважина стоимостью несколько десятков миллионов долларов.

САРАЕВ СТИШЕНКО.png
Сергей Стишенко, генеральный директор компании «Геонавигационные технологии»
GTI

Сергей попытался найти альтернативный софт, который нефтедобывающая компания смогла бы использовать самостоятельно, но такового на российском рынке не оказалось. Тогда он понял, что это хорошая идея для собственного бизнеса. В качестве партнеров он привлек нескольких коллег из Shell, американской Scientific Drilling и Schlumberger и в 2010 году основал компанию «Геонавигационные технологии», занимающуюся разработкой программного комплекса «Геонафт» для сопровождения бурения наклонных и горизонтальных скважин с целью наиболее эффективной и безопасной проводки ствола.

magnifier (1).png Сергей попытался найти альтернативный софт, который нефтедобывающая компания смогла бы использовать самостоятельно, но такового на российском рынке не оказалось. Тогда он понял, что это хорошая идея для собственного бизнеса

Современная нефтедобыча — подземный хайтек, бур обвешан множеством датчиков, измеряющих более сотни показателей — температуру, давление, электрическое сопротивление, плотность породы, обычную и нейтронную пористость, химический состав среды и т. д. «Геонафт» был создан, чтобы соотнести эти данные с моделью месторождения, понять, где находится бур, и решить, куда двигаться дальше.

Модульная структура ПО в дальнейшем позволила легко дополнять его новыми функциями. Например, одним из самых востребованных стал пакет геомеханики, моделирующий механические свойства пород и напряжений в скважине. Его применение позволяет уменьшить проблемы, связанные с низкой устойчивостью стенок, проседанием пластов, наведенной сейсмоактивностью, проходкой по трещиноватым коллекторам, а также оптимизировать вес бурового раствора и схему обсадных колон — труб, изолирующих скважину от окружающей породы. Был также сделан модуль для работы в режиме реального времени, который оперативно оценивает петрофизические свойства пласта и тут же строит его 2D-модель. До этого передача данных велась прерывисто: операторы загружали показатели с датчиков, отправляли по почте для загрузки в программу и ждали ответа. Новый модуль позволил заменить ручной труд и ускорить проводку. Сейчас у компании уже девять различных модулей, и их линейка расширяется.

САРАЕВ ОБЩ ВИД МОДУЛЯ ГЕОНАВИГ.png
Общий вид модуля геонавигации
GTI

 

Опережая рынок

На разработку первой версии «Геонафта» ушло девять месяцев. Партнеры вели ее на свои деньги, впрочем, бюджет был скромным — около полутора миллионов рублей. Первый клиент появился почти сразу, им стала «Газпром нефть». В 2011 году Научно-технический центр компании опробовал «Геонафт» в тестовом режиме, а в 2012-м был заключен полноценный контракт на оснащение этим комплексом создаваемого тогда собственного центра управления бурением «Газпром нефти». Быстро развивался и сам продукт: в 2011 году был разработан модуль для работы с азимутальными данными и имиджами, в 2012-м —модуль для работы в режиме реального времени, а в 2013-м — для визуализации геологической проводки в трехмерном пространстве. В 2014 году «Геонавигационные технологии» стали резидентом Сколкова, получили мини-грант в пять миллионов рублей и нашли первого стороннего инвестора. Среди экспертов Сколкова был представитель фонда Phystech Ventures, который счел проект очень перспективным, и уже в 2015 году компания получила 220 тыс. долларов от фондов Phystech Ventures и North Energy Ventures; позднее сумма инвестиций была увеличена до 440 тыс. долларов. А в 2016 году были получены два миллиона долларов от тех же инвесторов и фонда AYR при оценке компании в 6,7 млн долларов. В начале 2018 года был получен еще один грант от Сколкова — 61 млн рублей на развитие технологической платформы.

magnifier (1).png На разработку первой версии «Геонафта» ушло девять месяцев. Партнеры вели ее на свои деньги, впрочем, бюджет был скромным — около полутора миллионов рублей. Первый клиент появился почти сразу, им стала «Газпром нефть»

Сергей Стишенко с партнерами выбрал очень удачное время: сначала интерес российских компаний к альтернативе большим сервисным компаниям вызывали падающие цены на нефть, заставляющие искать пути снижения издержек, затем его подогрели санкции. И все это происходило на фоне роста доли горизонтальных скважин по мере истощения наиболее богатых месторождений. «Нефтегазовые компании видят выгоды строительства горизонтальных скважин, прибыльность которых в 3–4 раза выше вертикальных. На средней скважине только за год разница может составить $5,5 млн. По этой причине и мировой, и российский объем горизонтального бурения растет, несмотря на динамику цен на нефть и общее падение бурения. В США и на Ближнем Востоке доля горизонтальных скважин находится в районе 80% от всего скважинного фонда, в России этот показатель достиг 30% и продолжает расти. Вместе с тем строительство горизонтальных скважин гораздо более затратно, и нефтяные компании активно используют технологии повышения эффективности бурения. Геонавигация применяется на большинстве горизонтальных скважин в мире, в России все горизонтальные скважины бурятся с применением таких технологий, так как затраты на них в десятки раз ниже добавочной стоимости результата. Каждый метр горизонтального ствола, пробуренный вне пласта с углеводородами, выводит из разработки за время жизни скважины до 3 тыс. тонн углеводородов ($0,9 млн), а потеря скважины в случае ошибки траектории может стоить до $100 млн» — так аргументировал привлекательность инвестиций в «Геонавигационные технологии» в пресс-релизе во время проведения второго раунда финансирования Сергей Ярцев, инвестиционный менеджер AYR.

2_Д РАЗР ПРОГ ГЕОНАФТ.png
2D геологический разрез месторождения в программе «Геонафт»
GTI

Но быстрорастущий рынок не единственное, благодаря чему стартап смог «выстрелить». Ему удалось добиться высокого качества моделирования. «У нас есть показательные истории: например, на одном из месторождений “НоваТЭКа” мы работали параллельно с одной из компаний “большой четверки”. И нам, и им дали по одному кусту для сопровождения бурения. На первых же двух скважинах мы показали свое превосходство в плане софта, умения наших специалистов, после чего второй куст забрали у западной компании и передали нам», — с гордостью рассказывает Сергей Стишенко.

Особенность предложения «Геонавигационных технологий», на которую сделали ставку Сергей и его партнеры при запуске, сыграла лишь отчасти. Главным отличием должна была стать возможность получить софта, пригодного для работы с оборудованием любых производителей, без сервиса в нагрузку. Ни одна иностранная компания так не работала, им выгоднее продавать услуги управления бурением «под ключ», а их программное обеспечение завязано на конкретное оборудование, что делает обязательный «довесок» нему еще тяжелее. Но опыт работы на рынке показал, что софт сам по себе востребован куда меньше, чем услуги на его основе: у большинства компаний нет квалифицированного персонала для самостоятельной работы с ним, и сейчас большая часть контрактов стартапа заключается на сервис — сопровождение бурения, а не на продажу ПО, на 150 проданных лицензий приходится 270 проектов сопровождения. Однако возможность предоставления «голого» ПО сыграло свою роль — его покупают крупнейшие заказчики, и это позволило, зарекомендовав себя работой с ними, войти на рынок.

magnifier (1).png Сергей Стишенко с партнерами выбрал очень удачное время: сначала интерес российских компаний к альтернативе большим сервисным компаниям вызывали падающие цены на нефть, заставляющие искать пути снижения издержек, затем его подогрели санкции

Еще одна «фишка» — «Геонафт» стал первой в мире единой платформой для сопровождения бурения. «Крупные нефтесервисные компании росли преимущественно не органически, а путем скупки уже существующих компаний с готовыми решениями. Поэтому их инструментарий — набор несовместимых друг с другом программ, что довольно неудобно в использовании», — объясняет Сергей Стишенко. При этом сейчас из-за увеличения доли сложных месторождений в построении каждой скважины задействовано до десяти инженеров. Петрофизики оценивают фильтрационно-емкостные свойства: пористость, проницаемость для выбора наилучшей части коллектора. Геонавигаторы определяют траекторию бурения. А геомеханики отвечают за устойчивость скважины, определяют параметры бурения, промывки, цементирования. С помощью софта, подобного «Геонафту», их работу можно объединить в рамках одного программного комплекса, что избавляет от многократной загрузки и выгрузки данных и позволяет специалистам одновременно вести большее число скважин. Такая автоматизация повышает производительность труда.

Следующим преимуществом становится использование машинного обучения — Сергей и его коллеги чураются понятия «искусственный интеллект» в силу его превратного понимания публикой, ожидающей восстания роботов-убийц. В нефтедобыче собираются гигантские объемы данных. При строительстве скважины каждые сутки только вручную инженеры пишут по два отчета, в которых подробно описывают все произведенные операции и случившиеся инциденты. А таких скважин сотни, на больших месторождениях — тысячи. И это не считая гигабайт информации, собираемых датчиками автоматически. Из этой информации с толком используется лишь небольшая доля. В то же время, анализируя ее при помощи машинного обучения, можно устанавливать статистические закономерности, уточнять модель месторождения на основе данных со множества скважин, в том числе с других месторождений такого же типа, предсказывать инциденты, например прихват бура или обрушение стенок скважины при сочетании определенных условий. Идея, казалось бы, очевидная, но сложная в реализации. Отчеты у разных добывающих и сервисных компаний имеют различный формат, то же касается и представления данных оборудованием и измерительными приборами различных производителей. Проблема возникает даже с передачей данных — пропускная способность каналов связи на удаленных месторождениях зачастую слишком низкая для таких объемов, в этих случаях «Геонавигационные технологии» ставят на скважинах у заказчиков автономные серверы.

САРАЕВ ТРАЕКТ БУРА.png
Выбор траектории бура на основании прогноза рисков
GTI

Эти преимущества оценили не только инвесторы. У первого клиента — «Газпром нефти» — за счет «Геонафта» средняя проходка (бурение внутри целевого пласта без выхода за его пределы) в 2015 году выросла с 65 до 85%. «В 2017 году при строительстве скважины 101 у нас были серьезные осложнения со стабильностью стенок: из-за неудачно подобранного раствора и параметров бурения стенки скважины начинали разрушаться и могли завалить буровой инструмент. Каждый день простоя мы теряли миллион рублей. Мы привлекли компанию “Геонавигационные технологии”. Ребята быстро включились и оперативно взяли управление бурением на себя. С ними мы успешно закончили скважину и сейчас обсуждаем работу еще по двум», — делится опытом исполнительный директор компании «ВолгаГаз» Андрей Зозуля.

Среди клиентов стартапа — «Газпром нефть», «Роснефть», «Ямал СПГ», «НоваТЭК», «Славнефть», «Башнефть», «ЛУКойл». С ее участием пробурено более четырех тысяч горизонтальных скважин, в том числе в Арктике, на Сахалинском шельфе и в Охотском море. Сейчас компания работает одновременно примерно с 30 клиентами. У нее три офиса: в Санкт-Петербурге, Тюмени и Москве, 30 операторов в круглосуточном режиме сопровождает бурение на скважинах клиентов.

magnifier (1).png «Недавно работали с заказчиком, который неудачно сделал три ствола подряд, причем на последнем потерял компоновку западной сервисной компании стоимостью 360 миллионов рублей. Мы предложили совсем другую траекторию относительно кровли продуктивного пласта, по которой скважина была успешно пройдена»

Однако несмотря на солидный перечень клиентов, финансовые показатели «Геонавигационных технологий» пока не слишком впечатляющие: в 2017 году компания, в которой трудится чуть больше 40 человек, заработала всего лишь 80 млн рублей. При этом российский рынок сопровождения бурения компания оценивает в 100 млн долларов в год, а мировой — в 1,5–1,6 млрд долларов. Лицензии недороги — от полутора до трех миллионов рублей в зависимости от набора модулей, но даже при таких ценах рынок довольно инертен. «Зачастую нас зовут, когда уже все пропало. Например, недавно работали с заказчиком, который неудачно сделал три ствола подряд, причем на последнем потерял компоновку западной сервисной компании стоимостью 360 миллионов рублей, после чего обратился к нам. Мы предложили совсем другую траекторию относительно кровли продуктивного пласта, по которой скважина была успешно пройдена, — рассказывает главный инженер “Геонавигационных технологий” Юрий Петраков. — “На таких проектах репутацию мы и заработали. Но это не лучший вариант работы. Мы говорим, какие нужно принять решения, что изменить, но все трубы и растворы уже закуплены, технологии законтрактованы, а сама скважина находится в тысяче километров от нужного завода и доступна только по зимнику. Правильнее работать планово, на упреждение. Например, в “Газпроме” подобные расчеты при проектировании каждой скважины уже используются в обязательном порядке». «Созревание» рынка играет компании на руку, и в 2018 году она рассчитывает удвоить прошлогоднюю выручку.

 

Поворот на восток

«Геонавигационные технологии» видят два основных пути развития: географическая экспансия и расширение функциональности своих продуктов. Года два назад компания сделала ставку на крупнейший и очень восприимчивый к инновациям рынок нефтедобычи — США, открыв офис в Хьюстоне. Но бизнес не задался. «Мы не вовремя вышли — в тот момент, когда нефть падала до 30 долларов за баррель, а нефтяные компании провели две масштабные волны сокращений сотрудников. Кроме того, рынок там оказался очень конкурентным, а многие компании отказывались работать с русскими, — объясняет Сергей Стишенко. — Однако совсем от работы с Хьюстоном мы не отказываемся. Офиса там уже нет, но в ноябре мы едем в Houston Technology Center — “Сколково” хьюстонского разлива, нацеленный на работу со стартапами нефтяной тематики, где нам организуют ряд встреч с местными компаниями».

САРАЕВ МОДУЛЬ КОРРЕЛЯЦ СКВЖН.png
Модуль корреляции скважин
GTI

Сейчас основной интерес компания испытывает к развивающимся странам. Она реализовала несколько пилотных проектов в Малайзии, Омане, Нигерии. Но приоритет отдается странам Персидского залива: Ирану, Кувейту, ОАЭ. Арабские страны тоже занимаются импортозамещением и ищут альтернативы «большой четверке». В феврале лицензии на «Геонафт» купила ALMansoori, одна из крупнейших сервисных компаний ОАЭ, работающая в 16 странах мира. А на момент нашего общения Сергей только что вернулся из ОАЭ, где вел переговоры с национальной нефтяной компанией Абу-Даби ADNOC, и через неделю вновь собирался туда же.

Расширение продуктовой линейки стартапа основано на логическом продолжении всех стадий работ. После бурения скважины делается перфорация или гидроразрыв пласта, поэтому две первоочередные задачи — моделирование пескопроявлений и ГРП.

«Геонавигационные технологии» участвуют в «Кибер ГРП» — масштабном проекте разработки симулятора гидроразрыва пласта, который реализуется консорциумом во главе с МФТИ и «Сколтехом». В проекте также принимают участие более трех десятков организаций, включая несколько институтов РАН, РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и Санкт-Петербургский политехнический университет. Бюджет консорциума составит около 500 млн рублей, примерно половина этой суммы — грант правительства, остальное — частные инвестиции. «Геонавигационные технологии» отвечают за разработку отдельных модулей и коммерциализацию программного комплекса.

magnifier (1).png «Мы хотели бы найти промышленного инвестора, в идеале партнера, который позволил бы реализовать наши амбициозные планы, но при этом не перекрыл кислород полностью, дав определенную свободу действий в плане развития и дальнейшего движения»

Однако компания решила сыграть на опережение и, не дожидаясь результатов работы консорциума, уже в июне 2018 года выпустила собственный симулятор ГРП, созданный вместе с Нефтегазовым центром МФТИ. По мнению разработчиков, зарубежные аналоги, широко распространенные в России, используют одномерные модели, у которых преимущества в простоте и быстроте расчетов сопровождаются низкой точностью. Поэтому был сделан упор на повышенную точность, а кроме того, в симулятор добавили возможность моделирования множественного гидроразрыва пласта. Это важно, потому что создаваемые трещины, изменяя поле напряжений, влияют на раскрытие, форму и изогнутость каждой следующей трещины, что необходимо учитывать для выбора пропанта и его количества, оценки сопряженных с ГРП рисков. Новый модуль FracSolver уже доступен в виде коммерческого продукта. Потенциальная емкость рынка проектирования ГРП в России — 100–150 млн долларов в год; по оценке управляющего партнера венчурного фонда Physetch Venture Петра Лукьянова, в 2016 году было осуществлено порядка 15 тыс. операций ГРП, каждая стоит 70–100 тыс долларов, а затраты на ее проектирование составляют до 10% ее стоимости.

Полноценных отечественных симуляторов ГРП, позволяющих решать производственные задачи, до этого на рынке не было. Сегодня подобное отечественное ПО использует только «Роснефть», которая разработала его для внутреннего использования. Но иностранные конкуренты сильны, основные игроки на мировом рынке ПО для моделирования гидроразрыва пласта — компании из США: Schlumberger (продукты FracCADE и Mangrove), Baker Hughes (MFrac), Carbo (FracPRO), Gohfer Software (Gohfer). Однако в борьбе за рынок можно надеяться и на помощь государства. В отраслевом плане Минпромторга по импортозамещению стоит задача снизить к 2020 году долю импортного ПО для моделирования ГРП с текущих 99 до 20%.

Для дальнейшего развития потребуются дополнительные инвестиции, но продаваться «большой четверке» Сергей Стишенко не планирует: «Мы хотели бы найти промышленного инвестора, в идеале партнера, который позволил бы реализовать наши амбициозные планы, но при этом не перекрыл кислород полностью, дав определенную свободу действий в плане развития и дальнейшего движения».

Темы: Компания

Еще по теме
Каждая инсталляция продукта или услуги «Лаборатории Касперского» — это не просто прибавка к ее выручке, а новый датчик в...