Робот-химик и донный разведчик: как добывают нефть и газ в экстремальных условиях

Первую коммерческую газовую скважину пробурили, как полагают историки отрасли, в 1821 году, в районе Фредонии в американском штате Нью‑Йорк. Нью-Йоркская Фредония — прародина мировой промышленной газодобычи: за два последующих столетия человечество израсходовало десятки триллионов кубических метров газа.

Первая в мире механически пробуренная нефтяная скважина заработала в 1846 году на месторождении Биби‑Эйбат недалеко от Баку. Сейчас там жилой поселок.

С тех пор из недр планеты, по совокупным оценкам, извлекли более полутора триллионов баррелей нефти.

Цифры кажутся колоссальными, но это менее половины разведанных и доступных для добычи запасов нефти и газа в земной коре. При этом значительная часть оставшихся углеводородов залегает в местах, где добыча связана с экстремальными условиями: на глубине нескольких километров под морским дном, на арктических территориях, в плотных сланцевых породах.

Учитывая это, нефтегазовая отрасль всё активнее опирается на роботизированные системы, автономные подводные аппараты и дистанционно управляемую технику, без которых разведка и добыча на многих месторождениях теперь попросту невозможны.

Один из примеров этого тренда — Приразломное нефтяное месторождение, которое находятся в Печорском море, на арктическом шельфе России. Открытое еще в 1989 году, долгие годы оно не осваивалось из-за сложных геологических и климатических условий. Но в середине 2010-х годов с приходом новых технологий добыча здесь стала возможной.

Та же тенденция наблюдается и при развитии крупных месторождений газа на шельфе острова Сахалин, где природные условия не легче арктических — особенно зимой.

Работать в таких месторождениях непросто. На «Приразломной», стоящей в море среди дрейфующих льдов, добыча ведется вахтовым методом: небольшие группы специалистов прибывают на платформу, следят за ее состоянием и контролируют основной процесс. Эти вахтеры — специалисты высокой квалификации и самых разных профессий.

Но современное развитие прикладной науки позволяет переложить часть таких работ высоким технологиям. К примеру, ремонт трубы, лежащей на морском дне, можно поручить телеуправляемому необитаемому подводному аппарату (ТНПА), а медикаменты на платформу доставить мультикоптером. Но это только некоторые из задач, которые в современном нефтегазе делегируют роботизированным системам.

Все их можно условно разделить на два крупных блока: разведка новых месторождений и сопровождение уже разведанных. Роботы полезны и там, и там, но занимаются принципиально разными вещами. В одном случае они ищут нефть, в другом — следят за тем, чтобы ее добыча шла безопасно. Разберемся с каждой задачей отдельно.

Геологоразведочные работы — первый этап жизни любого месторождения. Чтобы понять, есть ли в конкретном регионе нефть или газ на глубине нескольких километров, необходимы косвенные данные: аномалии магнитного, электромагнитного или гравитационного поля, характерные сейсмологические сигналы. Для этого нужно измерить геофизические поля на большой площади, и желательно с высокой детальностью.

«Газпром нефть», к примеру, с 2019 года использует дроны-разведчики для аэромагнитной съемки потенциально нефтеносных участков: аппарат измеряет характеристики магнитных полей конкретных локаций, а затраты ресурсов на такие исследования оказываются существенно ниже по сравнению с традиционными методами — и по времени, и по деньгам.

Для разведки, в основном, используются два типа БПЛА: самолетного и вертолетного типа. Первые способны нести на себе более тяжелое геофизическое оборудование, но требуют взлетно-посадочной полосы, что в тундре или на шельфе не всегда возможно. Вторым полоса не нужна, но время их полета редко превышает час, и грузоподъемность существенно ниже, чем у самолетных.

Чтобы исследовать состояние пород со дна моря, используют беспилотные сейсмические станции. Их опускают на дно, чтобы «просветить» недра и понять, где именно есть углеводороды или каково состояние месторождения.

Пример такой техники — сейсмоакустический комплекс «Абалон» от концерна «Калашников». Он полностью собран из российских комплектующих, включая интегральные микросхемы.

Станция работает на глубине до двух километров и обеспечивает 3D-сейсморазведку или сейсмический мониторинг недр в 4D. Это позволяет определять границы скоплений углеводородов малого размера, которые при традиционной 2D-съемке просто не видны. Морские испытания «Абалон» прошел в 2022 году, а в серийное производство поступил в конце 2023-го.

После того как месторождение разведано, подтверждено бурением и введено в эксплуатацию, роботы не теряют актуальности, просто меняется характер их задач. Сопровождение разработки на сегодняшний день достаточно автоматизировано, но всегда могут произойти внеплановые ситуации: оборудование на морском дне подвержено износу, особенно в тяжелых климатических условиях. Контроль состояния подводной инфраструктуры требует регулярных осмотров.

Раньше для этого использовались исключительно телеуправляемые аппараты: робот на кабеле, которого оператор направляет на точку с судна. Минусы такой системы очевидны: аппарат связан с корабельной инфраструктурой, его запуск зависит от погоды и он не может работать подо льдом. Другое дело — автономные необитаемые подводные аппараты (АНПА). Они не связаны кабелем с судном, выполняют миссии по заранее заданной программе, движутся быстрее телеуправляемых и меньше зависят от условий на поверхности.

В сентябре 2025 года компания «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск» впервые в российской нефтегазовой отрасли испытала АНПА для мониторинга подводного комплекса на Киринском месторождении в Охотском море. Аппарат подтвердил заявленные характеристики и применимость в реальных условиях: опустился на дно, зафиксировал на видео донную инфраструктуру и провел замеры параметров среды. Эксперимент показал, что роботы могут эффективно заменять дорогостоящие суда, используемые при плановых проверках для доставки мониторинговой техники. В планах — создание специализированных АНПА, роботов-обходчиков, для круглогодичного применения в сложных ледовых условиях.

Основные задачи робота-обходчика:

• Анализировать пробы воды на наличие химических примесей, таких как метан. Повышенная концентрация указывает на микротрещины в трубопроводе.
• «Сканировать» подводную инфраструктуру ультразвуком — проверять толщину стенок труб, фиксировать мельчайшие участки коррозии.
• Проверять электрику на качество изоляционной защиты от враждебной соленой воды.

Российское ЦКБ «Рубин» производит целую линейку подводных роботов для подобных задач. АНПА «Юнона» — аппарат длиной 2,9 метра и массой 80 кг, способный погружаться на глубину до тысячи метров и проходить до 50 км на одной зарядке с автономностью в шесть часов.

Его «младший брат» «Амулет» при длине 1,6 метра весит всего 25 кг, погружается на 50 метров и запускается без кранового оборудования — прямо с катера или даже с необорудованного берега.

Оба аппарата решают задачи поиска, осмотра и мониторинга параметров подводной среды.

Подводные аппараты мониторят ситуацию на морском дне, но не менее важно понимать, что происходит внутри самого пласта. Для этого требуются уже совсем другие инструменты — химические лаборатории.

По составу пластовой воды, которая поднимается вместе с нефтью из недр, геологи судят о давлении, подбирают оптимальные режимы работы скважин, корректируют стратегию добычи.

Анализ нужен постоянно, и он должен быть точным. На Восточно-Мессояхском месторождении — самом северном материковом нефтепромысле страны в 340 километрах к северу от Нового Уренгоя, — эту работу с июня 2024 года выполняет робот-химик.

Машина на колесном шасси может самостоятельно перемещаться по химико-аналитической лаборатории. Она оснащена системой датчиков, сменными захватами для работы с лабораторной посудой и голосовым модулем. Робот берет на себя полный цикл рутинных операций — смешивает реагенты, переносит образцы, ведет протоколы и фиксирует результаты. По итогам каждого анализа система автоматически формирует электронный отчет и отправляет его сотрудникам лаборатории.

Особый класс задач — контроль состояния труб. В России большая сеть магистральных нефтегазовых трубопроводов, общей протяженностью более 250 тысяч км. Значительная часть этой сети была построена еще в советский период и эксплуатируется уже десятилетиями.

Магистральные трубы большого диаметра контролируют традиционными снарядами-дефектоскопами, которые движутся внутри трубы под напором перекачиваемого продукта.

Но промысловые трубопроводы на лицензионных участках — те, что подходят непосредственно к скважинам, — меньше диаметром и обладают сложной геометрией, позволяющей проходить повороты, ответвления и вертикальные участки. Классические дефектоскопы здесь неприменимы.

Для таких сложных участков российские инженеры из компании «ТехноСпарк» разработали Tubot — внутритрубного робота, собираемого по модульному принципу.

Автономный тяговый модуль этого робота соединяется через гибкие сильфонные элементы — гофрированные металлические соединения, которые позволяют ему сгибаться и проходить повороты трубы. Другие сменные модули выполняют ультразвуковую или магнитную дефектоскопию, вихретоковый контроль, видеоинспекцию, очистку и даже обновление внутреннего покрытия.

Важное отличие Tubot от классических внутритрубных дефектоскопов еще и в том, что он работает через одну точку доступа и не требует камер пуска и приема. Система способна проходить участки длиной до 500 метров, передавая телеметрию в реальном времени.

На наземных объектах, таких как компрессорные и газораспределительные станции или подземные хранилища газа, требуются регулярные обходы для выявления утечек метана. Работа рутинная, но критически важная, потому что утечки метана связаны с риском взрыва. Теперь ее может выполнять роботизированный мобильный обходчик — совместная разработка «Газпром трансгаз Томск» и инженеров из Cognitive Pilot.

В 2024 году на компрессорной станции «Володино» в 130 км от Томска этот робот-обходчик прошел первый этап испытаний Беспилотная машина на гусеничном ходу массой около 950 кг оснащена лазерным газоанализатором. Позиционирование обеспечивают спутниковая навигация и системы компьютерного зрения.

Робот способен передвигаться по различным типам поверхности со скоростью до 25 км в час и мониторить ситуацию круглосуточно. Помимо поиска утечек платформа может убирать снег и перевозить прицепы с оборудованием.

Роботизация постепенно приходит и в сам процесс бурения, где человек долгое время был незаменим. Так, «Роснефть» оснастила свои буровые установки эшелонного типа на Верхнечонском и Северо-Даниловском месторождениях роботами для соединения бурильных труб.

Автоматический буровой ключ с программным управлением Armatic от «Ижнефтемаша» устанавливается на место бурового оборудования прошлого поколения, не требуя изменений конструкции площадки.

Оборудование управляется дистанционно и выполняет соединение за полминуты, что вдвое быстрее ручной операции.

Эффект особенно заметен на глубоких скважинах. К примеру, средняя глубина добывающих скважин на Верхнечонском месторождении составляет около 3,5 км. При подготовке к бурению на такой глубине требуется примерно 145 операций соединения и разъединения труб, на что раньше уходило почти сутки. С внедрением роботизированного оборудования время сократилось на 10 часов.

При всём разнообразии описанных решений важно понимать: ни один из этих роботов не принимает их самостоятельно. АНПА «Юнона» выполняет миссию по заранее заданной программе, внутритрубный Tubot управляется оператором через кабель, а беспилотник над тундрой летит по маршруту, составленному геофизиком. Роботы остаются инструментом — сложным, дорогим, иногда уникальным, но инструментом в руках человека.

Операторы роботов в нефтегазе — это прежде всего специалисты, геофизики и инженеры-нефтяники, а не пилоты дронов. Именно они определяют задачи и алгоритмы работы устройств. Для этого необходимы глубокие теоретические знания и практический опыт «ручного» решения проблем, возникающих при разведке, освоении и разработке месторождений нефти и газа.

Методы искусственного интеллекта способны частично автоматизировать отдельные подзадачи, но требуют огромного объема обучающих данных.

Собрать такой объем данных для обучения полностью автономной системы пока невозможно, но не исключено, что накопленный опыт геофизиков и инженеров со временем ляжет в основу таких систем, но это перспектива ближайших десятилетий.

Пока же роботы делают то, что у них получается лучше всего: работают там, где человеку находиться тяжело, опасно или физически невозможно.