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
1315

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