Сегодня нефтегазовая отрасль переживает непростой период. Время так называемой “легкой нефти” закончилось. Нефтедобывающим компаниям все чаще приходится работать с трудноизвлекаемыми запасами, в связи с чем добыча нефти падает.
Эффективность извлечения углеводородов на территории Западной Сибири ежегодно падает на 4-5%. В этой ситуации становится очевидно, что нужно менять методы поиска и технологии добычи, которые складывались на протяжении 60 лет. “Агентство нефтегазовой информации” рассказывает о самых интересных примерах инноваций, которые внедрили предприятия Югры и Ямала в 2018 г.
Месторождения в формате digital
Сейчас нефтяникам приходится осваивать месторождения, на которых нефть залегает на глубине более трех километров. Как правило, такие месторождения характеризуются сложными геологическими условиями. Нефтяные компании в поисках решений все чаще применяют инновационные технологии. Так, например, НК “Конданефть” при реализации проекта “Эргинский кластер” использует управляемое в режиме реального времени горизонтальное бурение и технологии многостадийного гидроразрыва.
Не отстает и АО “Самотлорнефтегаз”, которое продолжило развивать программу “Интеллектуальное месторождение”. Система в режиме реального времени обеспечивает получение информации со скважин. Сотрудники компании имеют возможность отслеживать работу и производительность каждого объекта, вносить необходимы коррективы. Предприятие давно стало испытательной площадкой для нефтяной науки и практики. В уходящем году больше значение было уделено ограничению водопритока в скважине при разработке зрелых месторождений. Специалистам удалось получить большое сокращение жидкости за счет обработки скважины инновационными добавками. Компания также применяет новую методику бурения скважин с большим проектным смещением. Подобные скважины будут построены на всей территории присутствия компании.
Компания одной из первых сделала ставку на digital, сотрудничая в этом направлении с МТС. Ни для кого не секрет, что югорские нефтяники часто применяют сложные процессы бурения, в том числе зарезку боковых стволов скважин. Современные технологии требуют постоянного контроля за процессом добычи в режиме реального времени, чтобы не допустить нежелательных происшествий. Чтобы решить эту проблему, компания начала внедрять smart-видеонаблюдение.
Данные c системы видеоконтроля, развернутой на территории присутствия нефтедобывающей компании, передаются в единый центр мониторинга. “Умное видеонаблюдение” позволяет не только контролировать работу каждой скважины отдельно, но и проводит мониторинг событий. Преимущества для нефтяной компании в использовании системы очевидны. Она помогает усилить безопасность на месторождении, соблюсти технологии бурения, ускорить технологические процессы и, соответственно, избежать утечек нефти, что в свою очередь улучшит экологический контроль.
Тотальная автоматизация
Компания “Салым Петролеум Девелопмнет Н.В.” также использует технологию “умных месторождений”. Smart field позволяет управлять процессом добычи так, что с одной стороны – увеличивает производство нефти, а с другой оптимизирует затраты на потребляемые энергоресурсы. Проект направлен на повышение нефтеотдачи скважин и снижение затрат на эксплуатацию.
Еще одно предприятие, которое с помощью передовых технологий уверенно движется вперед – ООО “РН-Уватнефтегаз”. Общество внедрило цифровое управление объектами энергетики из единого оперативно-диспетчерского центра. Это стало очередным этапом по созданию “цифрового месторождения”. Энергосистема Уватского проекта обеспечивает автономные месторождения, находящиеся на значительном удалении, что требует круглосуточного мониторинга.
Внедрение программного комплекса на базе информационно-технологической платформы отечественного производства позволило существенно повысить уровень надежности и эффективности энергосбережения. Центр оборудован комплексом сбора, обработки и хранения данных о параметрах режима работы оборудования энергосистем Уватского проекта, отображение которых происходит в реальном времени на видеостене. Высокая степень автоматизации позволяет диспетчеру управлять режимами работы энергосистем в онлайн режиме и прогнозирует возможные отклонения от заданного режима.
Арктические станции
“Ямал СПГ” – один сложных интегрированных проект по добыче, сжижению и поставкам природного газа. Проект предусматривает строительство завода по производству СПГ мощностью около 16,5 млн. т в год на ресурсной базе Южно-Тамбейского месторождения. Проект включает в себя самый северный морской порт – Сабетту. Стоит ли говорить о важности реализации этого проекта для российской экономики? Одна из первоочередных, задач предприятия – обеспечить объект качественной мобильной связью. Суровые климатические условия – повышенные ветровые нагрузки, отрицательные температуры, повышенная влажность воздуха – факторы, которые необходимо учитывать. Так, компания МТС расположила в арктической зоне “Ямал СПГ” специально разработанные контейнеры для вышек, которые выдержат температуру до -60-70 С при максимальной влажности. Это решение позволило обеспечить высокую надежность связи: качество мобильной связи и мобильного интернета останется на том же уровне, вне зависимости от метеорологических условий.
Базовая станция, раздающая сигнал – сложный технологический объект, который расположен прямо на территории “Ямал-СПГ”. Она оборудована датчиками утечки газа, которые при возникновении чрезвычайной ситуации подают сигнал системе, и она блокирует работу станции – во избежание взрыва. Но даже при возникновении такой форс-мажорной ситуации связь на Сабетте будет. Благодаря резервному питанию, даже заблокированная станция сможет обеспечить объект мобильной связью минимум на сутки, при стабильном сигнале. А если учесть, что на Сабетте мобильная спутниковая связь – единственный источник коммуникации на расстоянии, то переоценить важность работы базовой станции невозможно. (Агентство нефтегазовой информации/Энергетика Украины и мира)