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

Contexto e escala do negócio

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 e gargalos operacionais

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'.

Arquitetura e implementação de IA

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.

“'A máquina executa cada operação duas vezes mais rápido do que um humano' — Andrey Bazhin, chefe de tecnologia da NSH Asia Drilling, sobre a chave hidráulica automatizada 'Iron Roughneck' (conforme citado pelo portal industrial Up-Pro)

Impacto mensurável e economia

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 para a indústria

Fontes primárias verificadas

1. Проект «Цифровая буровая» (6 технологий, снижение НПВ от осложнений ~15%) ↗ — Platforms.su · n/a
2. «Газпром нефть» развивает проект «Цифровая буровая»: подробности и перспективы (хронология, партнёры, ЭРА.ПИК, «безлюдная буровая») ↗ — Integral Russia · 2025-04-13
3. 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
4. «Цифровая буровая» — большой проект (ОПР: −6 суток, +28,5% метражные операции, +40% к нормам наращивания; цитаты Бариева, Бажина, Калимуллина) ↗ — Управление производством · n/a
5. «Газпром нефть» запустила первую в России роботизированную буровую установку ↗ — Neftegaz.ru · n/a
6. Цифровая трансформация «Газпром нефти» дала экономический эффект (пилот «Актив будущего» — 1,2 млрд ₽; геологоразведка 5–6 млрд ₽/год с 2025) ↗ — ComNews · 2020-08-06
7. Парк нефтяного бурового оборудования в России (контекст: ~1 360 действующих установок) ↗ — Dprom.online · n/a
8. Центр управления бурением «ГеоНавигатор» (с 2011, 700+ скважин/год, проводка по пласту 60% → 90%+) ↗ — Фонтанка.ру · n/a