18+
Герб
Рекламный баннер 980x90px unterhead
Архив
Рекламный баннер 300x200px left-1
Мы в соцсетях
Рекламный баннер 300x600px left-2
Рекламный баннер 300x60px right-1
Рекламный баннер 300x60px right-2

ИННОВАЦИИ – ЗАЛОГ ЛИДЕРСТВА ОТЕЧЕСТВЕННЫХ НЕФТЕДОБЫТЧИКОВ

ИННОВАЦИИ – ЗАЛОГ ЛИДЕРСТВА ОТЕЧЕСТВЕННЫХ НЕФТЕДОБЫТЧИКОВ
2013-05-16
2150

Инновации на каждом этапе

Одной из главных задач, стоящих перед отечественными нефтедобытчиками, является поиск эффективных способов получения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Объем таких запасов исчисляется сотнями миллионов тонн, но в настоящее время их добыча почти не ведется. Однако перспективные технологии, позволяющие решить эту задачу, все же существуют. Одна из них – бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта. Первая в России горизонтальная скважина была пробурена на кустовой площадке 177А Ем­Еговской площади в 2013 году. К настоящему моменту длина рукава составляет уже 600 метров, причем технически это не предел – планируется, что в будущем она будет достигать километра.

Преимущество данного метода заключается в возможности добывать нефть из неоднородных подземных пластов. Именно такие пласты составляют, в частности, уникальную Тюменскую свиту, структуру которой специалисты часто сравнивают со слоеным пирогом с «нефтяной начинкой».

Инновационные методики и процессы сегодня применяются нефтяниками на всех этапах работы. Так, при пуске или остановке нефтедобывающего оборудования (аппаратов, участков, трубопроводов и т.д.) для предотвращения образования взрывоопасных смесей в технологической системе, а также пробок в результате гидратообразования или замерзания жидкостей применяется продувка азотом.

Производительность такой станции на ООО «ТНК – Уват» (дочернее предприятие «Роснефти») составляет 50 кубических метров в час, чистота получаемого азота достигает 99,5%. Станция оснащена современной системой автоматического управления GRASYSIntelligentControl­7 и полностью автоматизирована, поэтому не требует постоянного присутствия персонала.

Не меньшую роль играет применение инновационных технологий в геологоразведке. И в этой сфере отечественным нефтяникам есть, чем гордиться. Так, в первом квартале 2013 года было проведено исследование территории Северо­Хохряковского месторождения ОАО «ВНГ» (дочернее предприятие «Роснефти») с помощью передового оборудования. Целью работ стало подтверждение наличия запасов нефти и газа на этом лицензионном участке для его дальнейшего использования.

Внутрискважинные работы: курс на безаварийность

Огромное влияние на эффективность нефтедобычи оказывает внедрение новых технологий внутрискважинных работ. Текущий и капитальный ремонт скважин, а также модернизация и обновление оборудования является неотъемлемой частью технологического процесса. Такие компании, как «Самотлорнефтегаз», «Варьеганнефтегаз», «ТНК-­Нягань», «Роспан Интернешнл», «Верхнечонскнефтегаз», «Оренбургнефть», «ТНК-­Уват» тщательно контролируют действия 17­ти подрядных организаций, обслуживающих их скважины. Всего в 2012 году текущий ремонт скважиносуществляли117 бригад, капитальный ремонт скважин — 329 бригад. Капитальный ремонт включал в себя геологотехнические мероприятия, направленные на увеличение добычи углеводородов: гидроразрыв пласта и зарезка боковых стволов. Таких капитальных ремонтов на месторождениях этих предприятий в 2012 году было осуществлено более 6300.

Следует отметить, что все бригады, осуществляющие текущий и капитальный ремонт скважин (ТКРС) на месторождениях ООО «ТНК-­Уват» в 2012 году, были оснащены электронными индикаторами веса (ИВЭ­50 ПО7.27G). Это оборудование в режиме реального времени передает супервайзерам информацию о весе инструмента, моменте свинчивания­-развинчивания насосно­компрессорной трубы при спуске, уровне загазованности среды и давлении при промывке.

 «Теперь информация о технологических операциях, выполняемых бригадой, доступна в режиме онлайн. Это позволяет своевременно оценить качество работы и дисциплинирует подрядчика, заставляет относиться к своей работе более ответственно», ­ подчеркнул Директор департамента по управлению ТКРС, гидроразрыва пласта и освоению скважин ООО «ТНК-­Уват» Анатолий Кузнецов.

Специалисты отмечают, что новая система мониторинга позволила серьезно сократить количество повреждений кабеля при спуске насоса и преждевременных отказов УЭЦН. Если суммировать эффект для скважин Уватского проекта, то в 2012 году удалось получить 653 дополнительных дня работы оборудования и на 37 отказов оборудования меньше, чем ожидалось.

Рекордных показателей безаварийной работы добывающих скважин удалось достичь и компании «Верхнечонскнефтегаз», добывающей углеводороды на Верхнечонском месторождении с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).

Еще одно отечественное предприятие, активно занимающееся разработкой и внедрением новых технологий в производство – ОАО «Оренбургнефть». В 2012 году компанией была проведена реконструкция растворных узлов на Покровском и Росташинском месторождениях, запущен в работу новый растворный узел на Сорочинско­Никольском месторождении. В 2012 году была подготовлена проектно-­сметная документация для строительства растворного узла восточной группы месторождений в Сорочинском операционном центре, а также начато строительство пропарочных эстакад на всех растворных узлах. В 2012 году активно велась работа с установками ГНКТ (гибкой насосно­компрессорной трубы) после ГРП (гидравлического разрыва пласта) и депарафинизации скважин – введена в эксплуатацию третья, организована их работа со скважинными труборезами. Также, в течение прошлого года для оптимизации производственного процесса, подрядные организации произвели модернизацию блендера ­ дополнительного шнека для подачи химических реагентов, оснастили компрессорные установки дополнительными насосами, которые позволили сократить цикл освоения скважины, запустили в работу установку «Гель – Стрик», компрессорные установки были оборудованы системой контроля параметров закачки азота.

Энергетический менеджмент – новое слово в энергоэффективности

Одна из традиционных областей активного внедрения инноваций – повышение энергоэффективности. Значительных успехов в этой сфере удалось достичь ОАО «Самотлорнефтегазу».

По прогнозам, благодаря программе повышения энергоэффективности ОАО «Самотлорнефтегаз» в 2013 году удастся сэкономить порядка 870 млн.кВт*ч электроэнергии, или в денежном выражении
1 млрд. 548 млн. руб. Для сравнения, в 2012 году, реализация этой программы позволила предприятию сэкономить 317 млн. кВт*ч электроэнергии. По данным начальника отдела энергоэффективности ОАО «Самотлорнефтегаз» ИванаЧудийовича, с учетом переходящего эффекта экономия достигла 744 млн.кВт*ч или 1 млрд. 410 млн. руб. Сбереженной энергии хватило бы, чтобы обеспечить всех жителей и инфраструктуру такого города как Нижневартовск в течение года.

В настоящее время в ОАО «Самотлорнефтегаз» внедрена и развивается Система Энергетического Менеджмента (СЭнМ). В феврале 2013 года был получен сертификат соответствия стандарту ISO 50001. Система охватывает всех основных потребителей электроэнергии предприятия: технологические процессы механизированной добычи пластовой жидкости, подготовки и транспортировки нефти и газа, системы поддержания пластового давления и воздействия на пласт, а также объекты инфраструктуры и обеспечения всех видов операционной деятельности, связанных разработкой Самотлорского месторождения.

Опыт рационализаторства в XXI веке

Применение новых технологий может обеспечить компании серьезное конкурентное преимущество лишь в том случае, если работа по внедрению инноваций ведется ее сотрудниками последовательно, непрерывно и на всех уровнях.

Глубокое понимание этого принципа заставило руководство ЦДО «Варьеганнефтегаз» в 2010 году начать в подразделениях компании развитие уникальной системы непрерывных улучшений. Главной целью проекта стало создание особой среды, в которой каждый работник имеет возможности для совершенствования операций и процессов, за которые отвечает, и лично заинтересован в этой деятельности.

В какой­то степени этот шаг можно сравнить с попыткой возрождения системы поддержки рационализаторских предложений, существовавшей в СССР, с той лишь разницей, что действующая в ВНГ схема, в отличие от своего советского «предка», успешно работает не только на бумаге, но и на практике. Так, к сегодняшнему дню работники предприятия подали порядка 900 предложений по улучшениям, из которых к реализации принято уже 127 (68 – только в одном 2012 году).

В числе наиболее значимых с точки зрения экономической эффективности проектов следует отметить оптимизацию системы транспорта попутного газа Ермаковской группы месторождений, применение защитных покрытий «Корунд» на оборудовании ЦППН Ваньеганского месторождения, внедрение перемещаемых дорожных плит и современных материалов для строительства дорог, мероприятия по замене системы отопления на энергосберегающие инфракрасные обогреватели на объектах АГЗУ и БМА, оптимизацию затрат на лабораторные исследования подтоварной воды в ЦППН, обезвреживание шламов, снижение энергопотребления на БКНС­3, защиту трубопроводов от наружной коррозии, глушение скважин унифицированным раствором и ряд других.

Наиболее мощный экономический эффект – 75 млн. рублей – показало предложение, которое подал заместитель начальника отдела реинжиниринга инфраструктуры «Варьеганнефтегаз» Юлай  Хуснутдинов.

Оно нашло свое применение на Пермяковском месторождении ОАО «ННП», где планировалось бурение кустовой площадки № 26. Начало работ откладывалось из­за отсутствия энергоснабжения, поскольку строительство новой подстанции 35х6 требовало значительных финансовых вложений – порядка 90 миллионов рублей. Юлай Хуснутдинов предложил использовать менее затратное оборудование – установку «Пункт автоматического регулирования напряжения серии ПАРН ВДТ/VR32», которая стоила порядка 15 миллионов рублей, требовала гораздо меньше площади для размещения и времени на монтаж. ПАРН позволила успешно решить такие задачи, как поддержание необходимого уровня напряжения для потребителей, передача электроэнергии по линиям 6 и 10 кВ на большие расстояния; обеспечение качества электроэнергии

Пункт автоматического регулирования напряжения был закуплен и доставлен поставщиком в начале 2012 года. И в этом же году было принято решение о приобретении еще одного ПАРН для установки на Чехлонейском месторождении ЦДО «Варьеганнефтегаз». Там также проблемы с энергообеспечением и с помощью нового оборудования планируется обеспечить бесперебойное энергообеспечение при бурении восьми скважин на двух кустовых площадках, намеченное на 2013 год.

Таким образом, новый подход к поиску инновационных идей позволил Варьеганнефтегазу существенно сэкономить, а также привлечь весь персонал к активной работе, направленной на совершенствование деятельности компании.

Максим Луговой

Оставить сообщение