ТАСС, 15 марта. "РН-Пурнефтегаз" (дочерняя структура "Роснефти") за 36 лет работы на Ямале добыла в экстремальных условиях Крайнего Севера 275 млн тонн нефти. Другая ямальская "дочка" компании "Севкомнефтегаз" добыла первые 5 млн тонн на месторождении, к которому не могли подступиться с 60-х годов прошлого века. Эти успехи инженеры "Роснефти" связывают с применением отечественных инновационных решений и оборудования, они же позволяют экономить миллиарды рублей. ТАСС разбирался, какие передовые технологии внедряются на добывающих предприятиях полуострова.
Элементы большой системы
На Северо-Комсомольском месторождении (разрабатывается "Севкомнефтегазом") слой высоковязкой нефти лежит между газовой шапкой сверху и водой - снизу. Это означает, что при добыче шансы "зацепить" воду или попутный газ велики, объясняют инженеры компании. Именно поэтому месторождение, которое открыли еще в 1960-х годах, не разрабатывали вплоть до 2017 года, так как добыча была нецелесообразной. Сделать разработку месторождения рентабельной позволило освоение технологии бурения скважин с горизонтальными стволами протяженностью более 2000 м и внедрение интеллектуальных систем добычи нефти, объясняет журналистам заместитель генерального директора по бурению "Севкомнефтегаз" Булат Хасанов.
Один из таких инструментов - автономное устройство контроля притока нефти. Эта деталь, которая представляет собой плоский круглый диск не более 1 см в толщину, позволяет контролировать восходящий по скважине поток, пропуская нефть и не пропуская воду. Устройство работает за счет разницы давлений: когда в ствол скважины вместо высоковязкой нефти попадает газ или вода, дисковый клапан реагирует на разницу давлений и прижимается к стенке, блокируя вход. Отечественная промышленность освоила выпуск таких устройств.
Другая технология дает старым скважинам вторую жизнь. Инновационная компоновка заканчивания позволяет существенно продлить срок эксплуатации обводненной скважины. "Компоновка сокращает цикл реконструкции скважин на 59 часов, что, в среднем, составляет до 10% временных затрат. За счет этого и затраты на проведение одной операции сокращаются на 35% или на 4 млн рублей", - комментирует начальник отдела интенсификации добычи "РН-Пурнефтегаза" Юрий Шаманаев.
Затраты на ремонт скважины также значительно сокращает отечественная композитная пробка. Устройство ставится на ствол скважины ниже поврежденного участка, герметизируя его. Такие пробки ставились и ранее, но отливались они из чугунного и алюминиевого сплава. "В процессе извлечения старого устройства мы испытывали сложности", - поясняет Шаманаев. Поскольку пробка одноразовая, после использования нефтяникам нужно разрушить ее и извлечь остатки. Чугунную защиту скважины приходилось разбивать почти 130 часов. Новый агрегат - из углеродного волокна и после эксплуатации с легкостью разрушается обычным долотом за три часа. "Мы экономим 1 миллион рублей на каждой ремонтной операции с применением этого композитного инструмента", - добавляет Шаманаев.
Чтобы повысить эффективность бурения, обе "дочки" "Роснефти" на Ямале применяют технологию автоматизированного бурения. Буровой станок больше не управляется вручную - вместо этого инженеры готовят программу работы, а бурильщик остается в операторной и следит за процессом. "Новая разработка позволила сократить время механического бурения скважин в среднем на 11,7 час/скв, а средний экономический эффект при строительстве одной скважины составил порядка 1,7 млн рублей", - отмечают в "Роснефти".
Газовый вопрос
В ЯНАО добывают более 80% российского природного газа. Часть из него - попутный нефтяной газ. Так, на Северо-Комсомольском месторождении фиксируется "высокий газовый фактор". Поэтому здесь используется мобильный комплекс подготовки нефти, специально разработанный учеными компании. В блоке площадью несколько квадратных метров происходит сепарация более 80% попутного нефтяного газа из добытой эмульсии. "Положительный эффект от внедрения этой технологии составил более 1 млрд рублей, прежде всего за счет увеличения объемов перерабатываемой жидкости", - говорит руководитель проекта строительства центрального пункта сбора нефти и дожимной компрессорной станции Виталий Сорокин. Преимущество системы в ее мобильности - установку собрали за несколько месяцев, на год быстрее плановых сроков, добавил он.
"РН-Пурнефтегаз" имеет один из самых высоких в отрасли показателей переработки попутного газа - более 99%. При этом все более значимую часть в структуре добычи предприятия занимает и товарный газ. За его подготовку и отправку в магистральную систему отвечает дожимная компрессорная станция Комсомольского месторождения - через нее в год проходит 6 млн куб. м газа.
Ключевой элемент работы станции - это семь компрессорных газоперекачивающих агрегатов, приводами которых выступают отечественные авиационные двигатели. "Эти двигатели уже "отлетали" свой ресурс, после этого прошли капитальный ремонт, и у них заменили топливную систему - вместо авиационного керосина теперь они работают на газе", - рассказывает начальник цеха подготовки компримирования газа "РН-Пурнефтегаз" Игорь Буга.
На Ямале сложная геология и суровый климат, эти обстоятельства многие годы делали работу здесь низкомаржинальной. Нефтедобыча Ямала переживает эпоху ренессанса - благодаря новым технологиям и оборудованию, в большинстве своем - российскому, говорят в "Роснефти".
Впереди - годы работы на Северо-Комсомольском месторождении с прогнозируемыми запасами в 175 млн тонн нефти и разработка новых месторождений, таких, как Южно-Таркосалинское. Там планируют начать добычу в апреле этого года, и поднять на поверхность более 13 млн тонн нефти, рассказал журналистам генеральный директор "РН - Пурнефтегаз" и "Севкомнефтегаз" Айдар Габдулхаков. По его словам, на Ямале все больше работают с глубоко залегающими запасами, "о вовлечении в разработку которых еще 20-30 лет назад никто не мог даже мечтать". Это стало возможно благодаря новым технологиям, эффект от внедрения которых ежегодно оценивается в более чем 1 млрд рублей, говорит начальник научно-технического отдела развития и инноваций "РН-Пурнефтегаза" Тазмез Тахмезов. С 2018 по 2022 год экономический эффект от внедрения новых технологий в "Пурнефтегазе" составил 3,8 млрд рублей, в "Севкомнефтегазе" - еще 1 млрд.