Масштаб развития

Масштаб развития

Программа инновационного развития «Газпром нефти» вошла в пятерку лучших программ, представленных госкомпаниями

Текст: София Зорина, Николай Гаврилов
Фото: Юрий Молодковец, Александр Таран, Евгений Федосков

«Газпром нефть» актуализировала программу инновационного развития, принятую в компании еще в 2013 году. Одобренный Межведомственной комиссией по технологическому развитию документ нацелен на реализацию проектов отраслевого масштаба

Инновационность применяемых технологий — одно из серьезных конкурентных преимуществ для производственных компаний, претендующих на лидерство в своей отрасли. В «Газпром нефти» внедрение новых технологий отражено в программе инновационного развития — документе, сформированном с учетом стратегических целей компании в долгосрочной перспективе. Первая версия программы была утверждена еще в 2013 году, минувшим летом программа была актуализирована в соответствии с требованиями ряда министерств. Впрочем, для «Газпром нефти» актуализация оказалась скорее формальной задачей: обновление производства, поиск и разработка новых технологий в компании ведутся постоянно, а в основу программы инновационного развития легли проекты, без преувеличения, отраслевого масштаба.

Проблемы в запасе

Стратегические цели «Газпром нефти» определены до 2025 года: компания намерена достигнуть объемов добычи 100 млн тонн н. э. в год, обеспечивая поддержание доказанных запасов углеводородов на уровне 15 лет добычи, а также значительно улучшить показатели нефтеперерабатывающих производств, добившись глубины переработки на всех российских НПЗ компании в 95% при общем объеме переработки 40 млн тонн в год.

Существует целый ряд факторов, препятствующих достижению этих целей. Если говорить о добыче и развитии ресурсной базы, то здесь «Газпром нефть» испытывает характерные для всей отрасли проблемы с качеством запасов, падением добычи на зрелых месторождениях и малой изученностью нетрадиционных трудноизвлекаемых запасов. В свою очередь, в переработке трудности обусловлены необходимостью модернизации существующих производств и снижения зависимости от зарубежных поставщиков.

На решение этих ключевых технологических вызовов и направлена программа инновационного развития компании. Причем ядро программы составили проекты, претендующие на статус инициатив отраслевого масштаба — столь необходимых в условиях сложной экономической ситуации в стране, способных помочь российской нефтянке сделать качественный рывок для выхода на новый технологический уровень.

Одна из первоочередных задач — внедрение комплекса технологий, направленных на повышение продуктивности скважин. Речь здесь идет о необходимости вовлекать в разработку трудноизвлекаемые и остаточные запасы на уже разрабатываемых месторождениях. В числе целевых технологических решений — повторный гидроразрыв пласта (ГРП) в горизонтальных скважинах, бурение на депрессии, увеличение длины ствола горизонтальной скважины, рентабельное увеличение количества стадий гидроразрыва пласта. В частности, уже несколько лет «Газпром нефть» активно испытывает разные варианты технологии гидроразрыва пласта, накапливая бесценный опыт и подбирая оптимальные варианты для различных коллекторов. Летом 2016 года компания впервые в России успешно провела 30-стадийный гидроразыв пласта на Южно-Приобском месторождении, разрабатываемом «Газпромнефть-Хантосом». Добиться таких результатов удалось за счет применения бесшарового многостадийного ГРП (подробнее см. «СН» №134). Эта технология в случае низкопроницаемых коллекторов позволяет создать значительную зону дренирования пласта и увеличить стартовые дебиты, а также дает возможность в будущем проводить повторные гидроразрывы и тем самым продлить период рентабельной добычи.

Инновации в госкомпаниях

Реализации программ инновационного развития в госкомпаниях в России сегодня уделяется особое внимание. Решение о разработке первых программ в крупных компаниях с государственным участием было принято правительством в 2010 году. Два года спустя требования ужесточились: наличие подобных программ стало обязательным для всех госкорпораций. Сам документ должен согласовываться Минэкономразвития, Минобрнауки, а также отраслевым министерством.

В «Газпром нефти» программа инновационного развития была создана в 2013 году как инструмент для решения ключевых технологических вызовов, стоящих на пути стратегического развития компании. Сегодня программа охватывает как добывающие, так и нефтеперерабатывающие активы и включает в себя поиск, создание и внедрение целого ряда значимых для отрасли технологий.

Задача сохранения рентабельности актуальна для целого ряда зрелых месторождений, разрабатываемых компанией. Характерная проблема здесь — недоступность остаточных запасов и низкая продуктивность дренируемой зоны. Исправить ситуацию зачастую можно с помощью все того же гидроразрыва, но сложность в том, что на большинстве скважин ГРП уже был проведен. Именно поэтому в компании идет поиск надежной и эффективной технологии проведения повторного гидроразрыва пласта. Различные вариации такой технологии в настоящее время опробуются на активах компании в ЯНАО.

Химия и нефть

Задачу рентабельного увеличения нефтеотдачи на истощенных месторождениях Западной Сибири решает и еще один проект, легший в основу программы инновационного развития «Газпром нефти». Речь идет о создании технологии сода-ПАВ-полимерного заводнения (АСП: анионное ПАВ — сода — полимер), относящейся к химическим методам увеличения нефтеотдачи. Пилотный проект реализуется на активах совместного предприятия «Газпром нефти» и Shell, компании «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД).

Метод химического заводнения с использованием трехкомпонентной смеси из анионного поверхностно-активного вещества (ПАВ), соды и полимера был впервые опробован в США в 80-е годы прошлого века. К новым попыткам внедрить технологию вернулись уже в начале нулевых — за рубежом АСП работает сегодня лишь на нескольких месторождениях. Технология позволяет вытеснить остаточные запасы нефти из зон с пониженной проницаемостью и нефть, защемленную в поровом пространстве породы после традиционного заводения.

Гидроразрыв пласта — одна из основных технологий, применяемых для повышения нефтеотдачи

Работать с АСП в «Газпром нефти» начали еще в 2008 году. Тогда лабораторные испытания показали, что АСП-заводнение дает возможность значительного увеличения выработки остаточной нефти. В то же время обнаружились и сложности в реализации технологии — ее успешность зависит от правильного подбора соотношения компонентов химического «коктейля». В марте этого года проект вышел на этап опытно-промышленных испытаний — на Салымском месторождении была введена в эксплуатацию установка для смешения компонентов АСП мощностью 1000 м³ в сутки. «Технология сода-ПАВ-полимерного заводнения подтвердила свою эффективность на лабораторном уровне, — рассказал начальник управления геологии и разработки зарубежных и совместных активов «Газпромнефть-НТЦ» Алексей Бородкин. — В марте текущего года проект перешел на стадию опытно-промышленных испытаний. В случае их успешного окончания можно будет перейти к реализации проекта ранней добычи на Западно-Салымском месторождении».

Как показывают расчеты, применение технологии позволит повысить коэффициент извлечения нефти в среднем на 10–20 процентных пунктов. В отраслевом масштабе внедрение АСП принесет стране миллионы дополнительных баррелей нефти и даст вторую жизнь многим зрелым месторождениям.

Установка для смешения компонентов химического заводнения АСП на Салымском месторождении

Новая свита

Постоянное развитие ресурсной базы — залог сохранения конкурентоспособности для любой добывающей компании. В «Газпром нефти» ежегодный прирост запасов входит в круг первоочередных стратегических задач. Среди наиболее значимых источников ресурсов — шельфовые и заполярные проекты компании, а также нетрадиционные запасы — углеводороды баженовской свиты, залегающие на территории ХМАО и ЯНАО. Создание технологий и высокотехнологичного оборудования для разработки бажена — еще один проект, входящий в программу инновационного развития компании и отвечающий потребностям всей отрасли.

Основные задачи проекта — разработка методики и инструментов выявления нефтеносных участков, повышение эффективности бурения и гидроразрыва пласта за счет новых технологий моделирования технологических процессов и развития средств мониторинга, а также разработка комплекса технологий для термохимического воздействия на пласты баженовской свиты. Работа выполняется в партнерстве с отечественными научными организациями: Московским физико-техническим институтом (МФТИ), РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, МГУ им. М. В. Ломоносова, Сколковским институтом науки и технологий.

В частности, в этом году компания уже представила на суд отраслевых экспертов собственное программное обеспечение, позволяющее максимально эффективно рассчитать элементы гидроразрыва пласта в залежах с нетрадиционными нефтегазовыми запасами. Новый симулятор создан совместно с МФТИ, сегодня это единственное в мире ПО, разработанное непосредственно для баженовских пластов. Программа помогает рассчитать, как в пласте будет развиваться трещина ГРП, смоделировать ее форму (длину, толщину, ширину и другие геометрические характеристики), а также оценить объем добываемой нефти из такой скважины.

Сегодня в «Газпром нефти» продолжается поиск оптимальных технологических решений для разработки баженовской свиты. Изучаются разные способы заканчивания скважин и проведения многостадийного гидроразрыва пласта. В то же время для быстрой реализации столь масштабного проекта, как разработка нетрадиционных запасов, усилий одной компании явно недостаточно. «Для «Газпром нефти» разработка баженовской свиты — одно из ключевых технологических направлений, — отметил руководитель проекта «Бажен» Кирилл Стрижнев. — Создание экономически эффективных технологий освоения баженовской свиты требует координации усилий компании и государства. Один из необходимых шагов — создание на базе «Газпром нефти» полигона для отработки новых технологий. В настоящее время условия и механизмы его создания обсуждаются на государственном уровне».

Катализатор успеха

Общемировой тренд развития нефтепереработки сегодня направлен на углубление переработки нефтяного сырья и получение высококачественных моторных топлив с низким содержанием серы и других примесей в соответствии с ужесточающимися экологическими требованиями. Для отечественных производств это означает серьезную модернизацию и масштабное внедрение гидропроцессов. В свою очередь, эффективность всех процессов, связанных с глубокой переработкой сырья и гидроочисткой, обусловлена качеством используемых катализаторов. И здесь Россия оказывается в неприятной зависимости от западных поставщиков — целый ряд катализаторов в стране либо не выпускается совсем, либо уступает зарубежным по своим эксплуатационным характеристикам. По данным экспертов, доля импорта в общем объеме российского рынка катализаторов составляет 70%.

В рамках программы инновационного развития «Газпром нефть» сотрудничает с ведущими отечественными научными организациями в области разработки катализаторов различных процессов. В настоящее время «Газпром нефть» — единственная нефтяная компания в СНГ, обладающая собственным производством катализаторов каталитического крекинга. Причем линейка выпускаемых катализаторов постоянно обновляется, а их качество не уступает лучшим импортным образцам.

Мощностей существующего катализаторного производства компании сегодня уже недостаточно, чтобы удовлетворить потребности всех НПЗ компании, а тем более выйти на внешний рынок. Поэтому на площадке Омского НПЗ «Газпром нефть» строит новое современное катализаторное производство мощностью 21 тыс. тонн в год. Новое катализаторное производство «Газпром нефти» будет включать в себя установку по производству катализаторов каталитического крекинга, катализаторов гидроочистки средних дистиллятов и катализаторов гидрокрекинга вакуумного газойля. «Проект создания современного производства катализаторов для процессов нефтепереработки имеет высокую государственную значимость, — рассказала руководитель направления департамента развития нефтепереработки и нефтехимии «Газпром нефти» Ирина Резниченко. — Именно поэтому в декабре 2015 года проекту «Катализаторы глубокой переработки нефтяного сырья на основе оксида алюминия», составной частью которого является строительство современного производства катализаторов на площадке ОНПЗ, был присвоен статус национального». Реализация проекта позволит снизить зависимость отечественной нефтеперерабатывающей отрасли от импортных катализаторов и решить проблему увеличения выхода высокомаржинальных светлых нефтепродуктов.

Помимо вышеозначенных ключевых проектов, в программе инновационного развития «Газпром нефти» также большое внимание уделено автоматизации активов, как добывающих, так и нефтеперерабатывающих. В частности, проект «Цифровое месторождение» предусматривает точечную автоматизацию процесса добычи в заранее выявленных критичных областях. Такой подход позволит компании повысить эффективность ключевых процессов и при этом оптимизировать затраты на автоматизацию. В сегменте нефтепереработки создается система управления производством, объединяющая все технологические установки. При этом проект предусматривает разработку и внедрение принципиально новых IT-решений, так как приобрести необходимые технологии на рынке сегодня невозможно.

Создание нового катализаторного производства на Омском НПЗ получило статус национального проекта

Высокая отраслевая значимость проектов, заложенных в программу инновационного развития «Газпром нефти», позволила ей попасть в пятерку лучших программ, представленных компаниями с госучастием на форуме «Открытые инновации — 2016». Впрочем, останавливаться на достигнутом рано — основная работа еще впереди.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ