Gazprom Neft: a 'Sonda Digital' reduziu o tempo de perfuração não produtivo em 15%

• Проект «Цифровая буровая» (6 технологий, снижение НПВ от осложнений ~15%) — Platforms.su, n/a
• «Газпром нефть» развивает проект «Цифровая буровая»: подробности и перспективы (хронология, партнёры, ЭРА.ПИК, «безлюдная буровая») — Integral Russia, 2025-04-13
• Gazprom Neft courts Middle East NOCs with digital technologies (сбои за минуты, stick/slip за 1,5+ часа, геонавигация ~50 скважин и 3–5%, CyberFrac) — JPT (Society of Petroleum Engineers), 2021-12-01
• «Цифровая буровая» — большой проект (ОПР: −6 суток, +28,5% метражные операции, +40% к нормам наращивания; цитаты Бариева, Бажина, Калимуллина) — Управление производством, n/a
• «Газпром нефть» запустила первую в России роботизированную буровую установку — Neftegaz.ru, n/a
• Цифровая трансформация «Газпром нефти» дала экономический эффект (пилот «Актив будущего» — 1,2 млрд ₽; геологоразведка 5–6 млрд ₽/год с 2025) — ComNews, 2020-08-06
• Парк нефтяного бурового оборудования в России (контекст: ~1 360 действующих установок) — Dprom.online, n/a
• Центр управления бурением «ГеоНавигатор» (с 2011, 700+ скважин/год, проводка по пласту 60% → 90%+) — Фонтанка.ру, n/a

Contexto

A Gazprom Neft é uma das maiores empresas de petróleo da Rússia e está entre os players mais consistentes na digitalização de perfuração. O contexto da indústria é relevante aqui: uma sonda de perfuração é uma fábrica que ganha dinheiro apenas enquanto a broca aprofunda o poço. Cada hora de parada ou recuperação de acidentes é pura perda, e toda a frota de sondas ativas da Rússia foi estimada pelo Ministério da Indústria em aproximadamente 1.360 unidades (2020) — o que significa que a reserva para crescimento apenas 'perfurando mais' é fisicamente limitada, e a eficiência de cada sonda se torna a moeda principal da indústria.

A história de perfuração digital da empresa começou bem antes do hype de IA. Em 2011, o Centro de Controle de Perfuração 'GeoNavigator' foi aberto nas margens do rio Moika em São Petersburgo — uma sede de engenharia que supervisiona remotamente a construção dos poços mais complexos da empresa em todo o país: de Orenburg e Yamal até a plataforma ártica e o Mar de Okhotsk. Hoje o centro gerencia mais de 700 poços de alta tecnologia por ano, e poços de alta tecnologia representam cerca de 60% de todos os poços que a empresa perfura anualmente (Fontanka).

O projeto 'Sonda Digital' é o próximo passo dessa espiral. Vem se desenvolvendo desde 2017 em parceria com a empresa de serviços de campo de petróleo NSH Asia Drilling, com participação tecnológica da IBM e Skoltech. A ideia é combinar seis tecnologias em um sistema na própria sonda: monitoramento automatizado de parâmetros de perfuração, controle automático de peso sobre a broca, regulação de trajetória, uma chave hidráulica automatizada (o 'Iron Roughneck') para encabamento de tubos, sensores IoT nas principais montagens da sonda e o detector de falhas automatizado INTROS-AVTO para inspeção do cabo móvel. Os testes de campo piloto começaram em fevereiro de 2019 nos ativos da Gazpromneft-Noyabrskneftegaz, e um centro regional de controle de perfuração foi aberto lá em setembro do mesmo ano.

Uma característica distintiva do projeto é sua aposta em software desenvolvido internamente. O software de geosteering da empresa, conforme publicado no periódico da indústria JPT, tornou-se o primeiro software de perfuração desenvolvido inteiramente na Rússia, e sua própria plataforma ERA.PIK está sendo construída para design e gerenciamento de perfuração. Os modelos de IA são treinados com dados de ativos reais — os campos Novoportovskoye, Vostochno-Messoyakhskoye e Orenburgskoye. Este não é um 'piloto para press release', mas um programa de vários anos com marcos mensuráveis — e é exatamente por isso que o caso merece uma análise detalhada.

Problema

O principal inimigo da economia de perfuração é o tempo não produtivo (TNP): paradas e lidar com complicações quando o poço não está ficando mais profundo mas dinheiro está sendo gasto. Complicações como tubo preso e vibrações stick/slip (a broca periodicamente 'trava' e se solta, destruindo o conjunto de fundo de poço) se desenvolvem gradualmente, mas um humano no console as nota muito tarde — quando uma parada já é inevitável. Enquanto isso, os próprios poços continuam ficando mais difíceis: a empresa perfura seções horizontais longas que devem ser mantidas dentro de uma camada produtiva com aproximadamente dez pés de espessura — uma tarefa onde um erro de graus significa metros de revestimento do poço fora da zona portadora de óleo.

A segunda parte do problema é pessoas e distâncias. Engenheiros de perfuração experientes são escassos, e os campos estão espalhados pela Sibéria Ocidental, Yamal, Orenburg e na plataforma; colocar um forte time de engenharia em cada sonda é fisicamente impossível. Antes de aparecerem os centros de suporte, o conhecimento estava concentrado em pessoas específicas em locais específicos, e a qualidade da locação de poços dependia de quem estava de plantão.

A terceira parte é a rotina que consome velocidade. Operações de viagem, encabamento de tubos, monitoramento do estado do cabo móvel — operações manuais repetitivas, cada uma levando minutos, mas em milhares de repetições somando dias de tempo perdido. Há também um fator de segurança: encabamento de tubos e trabalho com cabo móvel são operações onde uma pessoa fica na zona de perigo, e a automação a remove fisicamente dali.

Finalmente, uma sonda gera um fluxo contínuo de dados de dezenas de sensores que nenhum humano pode processar em tempo real. É por isso que o objetivo do projeto foi enquadrado em termos de tempo — reduzir o TNP relacionado a complicações em cerca de 15% — em vez de em percentuais abstratos de 'digitalização'.

Solução

A empresa combinou dois circuitos: automação na própria sonda e análise central de IA em centros de suporte.

Circuito um — a 'Sonda Digital' no local. Seis tecnologias operam como um único sistema. Um complexo de hardware-software monitora parâmetros de perfuração e aplica automaticamente peso sobre a broca — mais suavemente do que um humano pode. O regulador de trajetória mantém o revestimento do poço conforme planejado. O 'Iron Roughneck' — uma chave hidráulica automatizada — encaba tubos: nas palavras do chefe de tecnologia da NSH Asia Drilling, Andrey Bazhin, 'a máquina executa cada operação duas vezes mais rápido do que um humano', e as normas de encabamento de tubos foram excedidas em 40% nos testes de campo. Sensores IoT nas principais montagens da sonda alimentam manutenção preditiva de equipamentos. O detector de falhas INTROS-AVTO inspeciona continuamente o cabo móvel por meio de campos magnéticos — o chefe do centro de controle de perfuração, Tagir Kalimullin, observou que seu custo é 'incomensurável com o grau de redução de risco' que oferece.

Circuito dois — análise preditiva em centros de suporte de perfuração. Consultores de IA predizem falhas repentinas vários minutos antes de ocorrerem, e vibrações stick/slip em desenvolvimento são reconhecidas mais de uma hora e meia antes de uma parada forçada (JPT/SPE). O software de geosteering desenvolvido internamente da empresa — conforme JPT, o primeiro software de perfuração desenvolvido inteiramente na Rússia — tinha guiado quase 50 poços até o início de 2021 e mantém o revestimento do poço dentro de camadas com aproximadamente dez pés de espessura, economizando 3–5% do tempo de sonda. O centro GeoNavigator de ponta em São Petersburgo supervisiona remotamente mais de 700 poços complexos por ano; após seu aparecimento, o coeficiente de eficiência de locação de poços horizontais dentro da camada portadora de óleo subiu de 60% para mais de 90% — de uma seção horizontal com um quilômetro de comprimento, cerca de 900 metros agora passam pela zona produtiva (Fontanka).

A cronologia do lançamento é notável por seu gradualismo — e pelos pontos de decisão incorporados a ela. 2017 — início do projeto. Fevereiro de 2019 — testes de campo em Gazpromneft-Noyabrskneftegaz: seis poços, com objetivos alcançados no quinto — o que significa que o sistema atingiu seu regime de design antes mesmo dos testes terminarem. Setembro de 2019 — lançamento do centro regional de controle de perfuração, que fechou o circuito entre dados da 'Sonda Digital' e suporte de engenharia 24 horas. Depois — uma segunda fase de testes em sondas móveis e do tipo echelon, a adição de Slavneft-Megionneftegaz, treinamento de modelos de IA com dados dos campos Novoportovskoye, Vostochno-Messoyakhskoye e Orenburgskoye, desenvolvimento da própria plataforma ERA.PIK da empresa para design e gerenciamento de perfuração — e o lançamento da primeira sonda de perfuração robótica da Rússia. O vetor declarado é a 'sonda sem tripulação'.

Junto com a perfuração, a empresa constrói um stack digital adjacente: o simulador de fraturamento hidráulico CyberFrac, criado com a Universidade Politécnica de São Petersburgo após uma competição governamental de 2017, é, conforme JPT, 10–20% mais preciso do que análogos comerciais ocidentais, permite designs de poços com 15% menores custos de capital e um aumento de produção de 5–10%, e simula uma estimulação multietapas completa em cerca de 3 minutos.

Houve também um teste de maturidade externo para este stack: conforme JPT, a empresa ofereceu suas tecnologias de perfuração digital para empresas nacionais de petróleo do Oriente Médio — um acordo de 2019 com ADNOC (Abu Dhabi) incluiu compartilhamento de tecnologia digital, e parcerias com Dragon Oil e Mubadala Petroleum estavam em discussão. Roman Sokolov, gerente de prospecção de tecnologia internacional, enquadrou a posição como: 'Não somos uma empresa de vendas, somos uma empresa de petróleo e gás' (JPT). Tecnologias construídas para os próprios campos da empresa se mostraram competitivas o suficiente para se tornarem objeto de negociações internacionais.

Resultado

Resultados publicados dos testes de campo em Gazpromneft-Noyabrskneftegaz: o tempo de construção de poços caiu 6 dias versus normas (17,5% para poços complexos), a velocidade de operações produtivas subiu 28,5% e operações de suporte 16,3%, o tempo de encabamento de tubos caiu 3,7% enquanto as normas de encabamento foram excedidas em 40% — tudo sem aumentar o custo do poço (Up-Pro, Integral Russia). O alvo planejado do projeto era uma redução de 15% no TNP relacionado a complicações; nas palavras do participante do teste Ramil Bariev, 'planejamos um crescimento de 15% ao testar o projeto, e alcançamos muito mais'.

Os efeitos dos centros de suporte são publicados separadamente: geosteering economiza 3–5% do tempo de sonda (JPT/SPE), e o coeficiente de eficiência de locação de revestimentos horizontais na zona produtiva subiu de 60% para mais de 90% após o lançamento do GeoNavigator (Fontanka). A economia de digitalização em toda a empresa também é divulgada: o piloto 'Ativo do Futuro' entregou um efeito de 1,2 bilhão de rublos, e a empresa esperava 5–6 bilhões de rublos por ano de tecnologias digitais em exploração a partir de 2025 (ComNews).

Enquadramento importante: todas as figuras acima vêm da empresa e seus contratados, sem auditoria independente. Os resultados do teste foram obtidos em seis poços de um único ativo — estatísticas de piloto, não de frota; '−15% TNP' é o valor planejado do programa, descrito pelos participantes como 'excedido', mas sem um real publicado em toda a frota. Os efeitos de geosteering e 'Sonda Digital' não podem ser somados — eles se sobrepõem parcialmente no mesmo tempo de sonda.

Em nossa opinião, o mais valioso sobre este caso é sua disciplina de métricas: a empresa mede o impacto em dias por poço, percentuais de TNP e metros de revestimento do poço dentro da zona produtiva — quantidades que se convertem diretamente em custo por metro perfurado. Isso distingue o projeto da história típica de 'implantamos IA em uma sonda' sem números operacionais. Uma segunda observação: oito anos de evolução — desde o centro de 2011 passando pelas seis tecnologias de 2017 até uma sonda robótica — mostram que a 'sonda sem tripulação' é construída em camadas sobre uma década de trabalho com dados, não comprada como um produto acabado; replicar a camada superior sem as que estão abaixo dela não vai funcionar, em nossa opinião. Uma confirmação indireta de maturidade é o interesse de empresas nacionais de petróleo do Oriente Médio neste stack: tecnologias comprovadas nos próprios campos da empresa se tornaram um argumento em negociações internacionais antes de 'software de campo soberano' se tornar um tópico mainstream.

Lições aprendidas

1. As métricas certas de perfuração digital são tempo não produtivo e dias por poço, não 'tempo ativo' abstrato: −6 dias por poço nos testes de campo se converte diretamente em custo por metro perfurado.
2. O horizonte de predição depende do tipo de complicação: minutos para falhas repentinas, mais de 1,5 horas para vibrações stick/slip em desenvolvimento — afirmações de 'prever tudo centenas de horas antes' contradizem a física.
3. Centros de suporte centralizados resolvem o problema de talento: engenheiros do GeoNavigator guiam mais de 700 poços complexos por ano em todo o país — de Yamal ao Mar de Okhotsk — e a locação na zona produtiva subiu de 60% para mais de 90%.
4. Combinar automação na sonda com análise preditiva centralizada supera qualquer parte isolada — mas seus efeitos se sobrepõem, portanto os percentuais não devem ser somados.
5. Um piloto de seis poços com objetivos alcançados no quinto é um formato honesto de teste: as métricas de destino são fixadas antes do início, não ajustadas à curva depois.
6. A economia honesta de digitalização em petróleo e gás chega a bilhões de rublos por ativo piloto (1,2 bilhão de rublos para 'Ativo do Futuro'), não a dezenas de bilhões por uma única tecnologia.
7. A sonda robótica é o topo de um bolo em camadas: abaixo dela estão uma década de centros de suporte, software de geosteering desenvolvido internamente e anos de dados IoT; a camada superior não funciona sem as que estão abaixo.

Perguntas frequentes