Инновации на каждом этапе

Одной из главных задач, стоящих перед отечественными нефтедобытчиками, является поиск эффективных способов получения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Объём таких запасов исчисляется сотнями миллионов тонн, но в настоящее время их добыча почти не ведётся. Однако перспективные технологии, позволяющие решить эту задачу, всё же существуют. Одна из них – бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта. Первая в России горизонтальная скважина была пробурена на кустовой площадке 177А Ем-Еговской площади в 2013 году. К настоящему моменту длина рукава составляет уже 600 метров, причём 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 слоёным пирогом с «нефтяной начинкой». Благодаря применению новой технологии миллионы тонн нефти, которые ещё десятилетия могли оставаться под землёй, теперь будут успешно извлечены российскими специалистами. 

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. Этот необходимый нефтяникам газ теперь производят специализированные азотные мембранные станции. 

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 GRASYSIntelligentControl-7 и полностью автоматизирована, поэтому не требует постоянного присутствия персонала. 

Сам азотный газоразделительный блок создан на основе мембран последнего поколения, что значительно увеличивает надёжность, ресурс работы системы и существенно уменьшает энергозатраты на получение единицы продукта. Мембранные блоки устойчивы к составу подаваемого на разделение воздуха, не требуют особых условий транспортировки, хранения и эксплуатации даже после нахождения в условиях низких температур, поэтому хорошо зарекомендовали себя при работе на севере. 

Не меньшую роль играет применение инновационных технологий в геологоразведке. И в этой сфере оте-

чественным нефтяникам есть чем гордиться. Так, в первом квартале 2013 года было проведено исследование территории Северо-Хохряковского 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.

 Разведка проходила в несколько этапов. Сначала специалисты проложили профили для проходки техники по бурению скважин, в которые затем были заложены заряды. Поступившие от последующих взрывов сигналы были переданы на современную станцию. Этот новый высокоточный метод – 3Д-сейсмика – даёт возможность исследовать земную кору с помощью искусственно возбуждаемых упругих волн, выявляющих участки с наличием полезных ископаемых. Следует отметить, что шурфы, в которые закладываются заряды, также бурятся с помощью передовой установки, которая позволяет увеличить скорость бурения почти в полтора раза – с традиционных 24–27 минут до 13. Кроме того, этот метод геологоразведки отличается высоким уровнем промышленной безопасности. За всё время работ не было зафиксировано ни одного несчастного случая, оборудование и техника работали безаварийно. 

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 являются неотъемлемой частью технологического процесса. Такие компании, как «Самотлорнефтегаз», «Варьеганнефтегаз», «ТНК-Нягань», «Роспан Интернешнл», «Верхнечонскнефтегаз», «Оренбург-нефть», «ТНК-Уват» тщательно контролируют действия 17 подрядных организаций, обслуживающих их скважины. Всего в 2012 году текущий ремонт скважин осуществляли 117 бригад, капитальный ремонт – 329 бригад. Капитальный ремонт включал в себя геологотехнические мероприятия, направленные на увеличение добычи углеводородов: гидроразрыв пласта и зарезку 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 (ИВЭ-50 ПО7.27G). Это оборудование в режиме реального времени передаёт супервайзерам информацию о весе инструмента, моменте свинчивания-развинчивания насосно-компрессорной трубы при спуске, уровне загазованности среды и давлении при промывке. Благодаря внедрению таких приборов, эффективность контроля за качеством технологических операций со стороны супервайзерских служб на месторождении значительно увеличилась, кроме того, появилась возможность осуществлять управление подрядчиками непосредственно из офиса в Тюмени. 

В прошлом оборудование фиксировало только один параметр – вес инструмента, а информация записывалась на специальный блок памяти, и заказчик мог увидеть и проанализировать её только после завершения работы подрядчиком на скважине. «Теперь информация о технологических операциях, выполняемых бригадой, доступна в режиме онлайн. Это позволяет свое-временно 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. 

Центр инженерно-технической информации ВЧНГ

Специалисты отмечают, что новая система мониторинга позволила серьёзно сократить количество повреждений кабеля при спуске насоса и преждевременных отказов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Необходимость в ремонтах снизилась, количество отказов по причине некачественного спуска оборудования стало близко к нулю. 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 УЭЦН. 

Благодаря последовательной работе по повышению эффективности и надёжности оборудования, средняя продолжительность работы между ремонтами на эксплуатационных скважинах ВЧНГ достигла впечатляющих 1616 суток. Высокий показатель безаварийности обеспечивается за счёт правильного подбора оборудования, оптимального использования технологий, согласованной работы специалистов предприятия и сервисных организаций. 

Кроме того, ВЧНГ постоянно модернизируется. В начале февраля 2013 года «Верхнечонскнефтегаз» запустил в эксплуатацию силовую трансформаторную подстанцию, что позволило снизить затраты на добычу в объёме 40 млн. рублей в год.

 Ещё 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 Сорочинско-Никольском месторождении. В 2012 году была подготовлена проект-

но-сметная документация для строительства растворного узла восточной группы месторождений в Сорочинском операционном центре, а также начато строительство пропарочных эстакад на всех растворных узлах. Реконструкция растворных узлов улучшила качество жидкости глушения до норм и стандартов компании, что повлияло на уменьшение негативного влияния жидкостей на призабойную зону пласта, а также на уменьшение сроков вывода скважины на режим. Кроме того, увеличение на Сорочинско-Никольском растворном узле числа наливных эстакад позволило одновременно производить затаривание технологическими жидкостями несколько бойлеров, что привело к снижению простоев бригад ТКРС из-за ожидания завоза технологической жидкости и вследствие этого к уменьшению времени ремонта скважины. В 2012 году активно велась работа с установками гибкой насосно-компрессорной трубы после 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. 

Энергетичеcкий менеджмент – новое слово в энергоэффективности

Добыча нефти на ВЧНГКМ контролируется с помощью новейшего оборудования

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

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

Столь впечатляющих результатов удалось достичь благодаря таким мерам, как оптимальный подбор оборудования на добывающем фонде скважин, сокращение объёмов добываемой воды в продукции скважин, повышение энергоэффективности наземной инфраструктуры, модернизация существующего оборудования с повышением КПД насосных и компрессорных агрегатов, применение оборудования для регулирования частоты вращения насосных агрегатов, оптимизация гидравлических схем площадочных объектов, а также применение интеллектуальных систем управления электрообогревом и освещением и оптимизация работы электросетей. 

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, связанные с разработкой Самотлорского месторождения. 

Опыт рационализаторства в XXI веке

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

Глубокое понимание этого принципа заставило руководство ЦДО «Варьеганнефтегаз» (ВНГ) 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 частности, работники, чьи идеи принесли значительную пользу компании, поощряются денежными премиями, а имена лучших из лучших руководство ВНГ озвучивает на традиционной церемонии награждения. 

В какой-то 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).

Большая часть этих предложений так или иначе касается модернизации существующего производства, оптимизации процессов или экономии электроэнергии. 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 БКНС-3, 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 «Варьеганнефтегаза» Юлай Хуснутдинов. 

Оно нашло своё применение на Пермяковском месторождении ОАО «ННП», где планировалось бурение кустовой площадки №26. Начало работ откладывалось из-за отсутствия энергоснабжения, поскольку строительство новой подстанции 35 х 6 требовало значительных финансовых вложений – порядка 90 млн. рублей. Юлай Хуснутдинов предложил использовать менее затратное оборудование – установку «Пункт автоматического регулирования напряжения серии ПАРН ВДТ/VR32», которая стоила порядка 15 млн. рублей, требовала гораздо меньше площади для размещения и времени на монтаж. ПАРН позволил 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. Кроме того, эксплуатация ПАРН требует гораздо меньших затрат: обслуживание стандартной подстанции составляет порядка двух миллионов рублей в год, а ПАРН – около 270 тысяч рублей. 

Пункт автоматического регулирования напряжения был закуплен и доставлен поставщиком в начале 2012 года. И в этом же году было принято решение о приобретении ещё одного ПАРН – для установки на Чехлонейском месторождении ЦДО «Варьеганнефтегаз». Там также существуют 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.