Глубинные инновации

Глубинные инновации

«Газпромнефть-Восток» оптимизирует производственные процессы











Фото: Максим Печерский

Генеральный директор «Газпромнефть-Востока» Наиль Нугаев:

«Внедрение новых технологий, модернизация производства — было, есть и будет приоритетом и для нас, и для нашей головной компании „Газпром нефть“ Технический прогресс в нефтегазовом деле не стоит на месте, надо успевать, иначе окажешься в хвосте поезда».

Предприятие, которое не вкладывает средства в развитие технологий, рано или поздно становится неконкурентоспособным. Это аксиома для всех отраслей. Для нефтедобычи это означает снижение объемов и падение показателей рентабельности. «Сэкономив» сегодня рубль на внедрение новшеств, завтра получишь миллионные убытки. В «Газпромнефть-Востоке» это прекрасно осознают и активно занимаются реализацией инновационных проектов, базой для разработки которых является принятая на предприятии среднесрочная программа оптимизации затрат.

Текст: Дмитрий Александров

Сталь и пластик

Одна из наиболее серьезных статей расходов в нефтегазовом бизнесе, капиталоемкость которого очень высока — износ скважин и скважинного оборудования. По информации заместителя начальника управления эксплуатации объектов нефтедобычи «Газпромнефть-Востока» Александра Карпова, оборудование выходит из строя прежде всего из-за коррозионных процессов, которые активно идут в подземной среде. «Из трех находящихся у нас в эксплуатации месторождений — Крапивинского (юго-западная часть), Шингинского и Урманского — наиболее проблемным в этом отношении является последнее, — рассказывает Александр. — Подземная среда там весьма агрессивна и пока малоизучена. Коррозионные поражения насосно-компрессорных труб, кабелей и установок электроцентробежных насосов заставляют часто проводить ремонт, соответственно, простои скважин приводят к серьезным убыткам».

Периодичность ремонтных процессов на некоторых скважинах действительно высока — оборудование останавливается 4–5 раз в год. 70–100 суток работы — и очередная пауза. К решению проблемы на предприятии подошли комплексно. В разработке специальной программы, в рамках которой проводятся исследования, анализируются причины коррозии, определяются методы борьбы с этим злом, приняли участие несколько научно-исследовательских институтов и предприятий — поставщиков трубной продукции.

Одно из них — Синарский трубный завод. Специалисты СинТЗ совместно с сотрудниками Российского научно-исследовательского института трубной промышленности (РосНИТИ) разработали новый коррозионностойкий материал для производства насосно-компрессорных труб (НКТ) — 26 ХМФА-2. Теоретически повышение ресурса работы в условиях агрессивной среды достигается за счет добавления в сталь хромовых, вольфрамовых и молибденовых присадок. Эти трубы уже успешно используются в некоторых регионах России. «Опытная партия к нам пришла, — сообщил Александр Карпов. — В ближайшее время трубы будут доставлены на месторождения и смонтированы на действующих скважинах. Думаю, опытно-промышленные испытания займут около трех месяцев. По их результатам станет ясно, насколько эффективен материал в наших специфических условиях, и будем принимать решение о перспективности применения этих труб».

Еще одно направление экспериментов — трубы с антикоррозионным диффузно-цинковым покрытием. Технология его нанесения разработана еще в середине прошлого века, однако промышленная эксплуатация началось лишь несколько лет назад. Договор на поставку таких труб для опытно-промышленных испытаний уже подписан с предприятием «Неоцинк» (Люберцы, Московская область). Правда, в эксплуатации НКТ с диффузно-цинковым покрытием есть свои нюансы. Например, эти трубы нельзя использовать на скважинах, где в рамках мероприятий по интенсификации нефтедобычи ведется кислотная обработка. Тем не менее, если испытания завершатся успешно, на ряде объектов, по словам Александра Карпова, применение их все же будет целесообразно. Однако сталь даже с антикоррозийной защитой все-таки остается материалом, который никогда не «уживется» с агрессивной средой так, как синтетические материалы — например, стеклопластик. Абсолютно нечувствительные к коррозии, трубы из стеклопластика, которые во всем мире, в том числе в России, эксплуатируются Периодичность ремонтов на некоторых скважинах достигает 4–5 раз в год, то есть через каждые 70–100 суток работы до2млн руб. в год даже без учета транспортных расходов составит экономия от использования отечественного эмульгатора вместо импортного уже достаточно давно, служат в пять раз дольше стальных — до 25 лет. Сложность в том, что до сих пор такие трубы были задействованы исключительно на нагнетательных или неглубоких эксплуатационных (до 2,2 тыс. м) скважинах, а «Газпромнефть-Восток» работает преимущественно на
больших глубинах. По заявке предприятия компания «ZST-холдинг» (Москва) разработала вариант трубы, которую можно использовать на глубине 3 тыс. м и ниже. Она выдерживает температуру до +120°С, успешно противостоит интенсивному воздействию газов. Опытно-промышленные испытания новых труб намечены на ближайшие месяцы.

Найти единый выход в борьбе с коррозией вряд ли удастся — в слишком различных условиях работает оборудование на разных месторождениях и даже на разных скважинах одного месторождения. «После завершения испытаний всех материалов мы подсчитаем экономический эффект и подведем общий итог, — пояснил Александр Карпов. — Тот же стекло-пластик — удовольствие недешевое, он в четыре раза дороже обычной стальной трубы. Но где-то целесообразно использование именно таких труб, где-то достаточно стальных с той или иной степенью защиты. Поэтому необходим точный расчет».

Казань вместо Японии

Промысловая подготовка нефти — еще одно обширное поле для инновационной работы. Ведь «черным золотом» добытая нефть становится не сразу: прежде чем подать на узел учета, ее отделяют от газовой составляющей, пластовой воды, прочих примесей. Экономия химических реагентов, которые применяются в процессе подготовки нефти, — одно из приоритетных направлений работы «Газпромнефть-Востока». И здесь предприятие тоже пошло по пути сотрудничества с ведущими научно-производственными организациями и компаниями. Яркий пример — взаимодействие с казанским предприятием «Миррико». «В нынешнем году специалисты этой фирмы разработали для нас новый химреагент-эмульгатор „Деклив-1405“, во многом превосходящий импортный аналог „Демульфер-929“, который мы применяем сейчас, — объясняет начальник отдела подготовки нефти и газа „Газпромнефть-Востока“ Николай Сиркин. — Опытно-промышленные испытания реагента прошли успешно, „Деклив-1405“ уже внедряется в производство». Отечественный эмульгатор почти вдвое эффективнее японского, его удельный расход составляет 41–42 г на тонну нефтяной эмульсии, у «Демульфера-929» — 70–80 г/тонну. При этом отечественный химреагент почти на 30% дешевле импортного. По самым скромным подсчетам, даже без учета транспортных расходов такое удешевление должно дать экономию в 1,5–2 млн руб. в год. Добавив к этому транспортную составляющую, получим серьезный экономический эффект — до 90 тонн иностранного реагента в год завозится в Россию по маршруту Япония — Петербург — Томск, плюс расходы по доставке на автономные месторождения, куда «только вертолетом...»

Заметно усовершенствовали технологический процесс подготовки нефти и недавно внедренные на Шингинском месторождении уникальные фильтры тонкой очистки товарной воды, разработанные специалистами института «ТомскНИПИнефть». «Пластовая вода, отделенная от нефти в процессе ее подготовки, закачивается обратно в пласт для поддержки внутрипластового давления, — пояснил Николай Сиркин. — При этом по экологичес ким и геологическим нормам содержание нефтепродуктов в ней не должно превышать 40–50 мг/л. Новые фильтры позволили довести этот показатель примерно до 5 мг/л. А чем чище закачиваемая в пласт вода, тем лучше для месторождения, так как примеси постепенно забивают поры коллектора и снижают приток нефти в скважину. С попутной водой связано еще одно новшество — уже в сфере автоматизации. Процесс подготовки нефти на месторождениях компании теперь будет контролироваться влагомерами на каждом этапе, установка этих приборов уже ведется. Раньше, когда влагомеры стояли только на коммерческих узлах учета, приходилось брать и анализировать пробы «вручную». Сейчас оператор может фиксировать содержание воды в подготавливаемой нефти на протяжении всего технологического цикла в режиме online, гибко управляя процессом. За счет этого заметно повышается качество конечного продукта. Вообще верный признак, по которому настоящего хозяина всегда можно отличить от временщика — присутствие мыслей о завтрашнем дне. Внедряя новое, тесно сотрудничая с отраслевой наукой, «Газпромнефть-Восток» демонстрирует именно такой под ход к делу. Инновационная работа здесь — глубоко продуманная долгосрочная политика.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ