стратегия повышения эффективности механизированной
реклама
Инновации и новые технологии в области механизированной добычи нефти СТРАТЕГИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ. ДОСТИГНУТЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ, ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ СВИДЕРСКИЙ Сергей Владимирович Директор по механизированной добыче, Управление технической деятельности, Бизнес-направление «Разведка и добыча» ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» огическим продолжением работы по повышению СНО УЭЦН в ТНК-ВР стало начало реализации в 2010 году Стратегии повышения эффективности механизированной добычи в целом. Новая Стратегия предусматривает решение целого ряда конкретных технологических и организационных задач, включая собственно повышение СНО, сокращение энергопотребления, реализацию потенциала добычи из скважин с техническими ограничениями, повышение эффективности процессов химизации и др. В результате реализации этих инициатив планируется добиться 10%-ного сокращения затрат на добычу нефти в ближайшие пять лет. Л Начиная с 2006 года в ТНК-BP реализуется программа повышения наработки УЭЦН на отказ. И за прошедшее время нам удалось добиться очень хороших результатов – повысить СНО УЭЦН практически на 90%, предотвратив при этом более 20 тыс. отказов (рис. 1). Достигнутое в результате проведенной работы сокращение числа ТРС, снижение затрат на приобретение, ремонт и обслуживание оборудования дали впечатляющий экономический эффект. Все это стало возможным благодаря сотрудничеству с заводами-изготовителями насосного оборудования, сер- Рис. 1. Динамика наработки на отказ и снижения количества отказов УЭЦН висными базами, научно-исследовательскими институтами, высшими учебными заведениями. Огромная работа была проведена по созданию, доработке, обновлению технических требований как к новому оборудованию, так и к ремонтному, а также по поиску, испытанию и внедрению новых видов оборудования, новой техники и технологий. Ведь ключевыми факторами развития Компании были, есть и остаются инновации и передовые технологии. Рис. 2. Стратегия повышения эффективности механизированной добычи нефти 6 №5/2011 инженерная практика В качестве логического продолжения и развития этой работы в I квартале 2010 года в ТНК-ВР была разработана Стратегия повышения эффективности механизированной добычи на предприятиях Компании (рис. 2). За предстоящие пять лет мы рассчитываем снизить затраты на добычу нефти приблизительно на 10%, взяв за основу, с одной стороны, индивидуальный подход к каждой скважине, а с другой – комплексную оценку всех совокупных затрат на добычу нефти. В рамках реализации этой Стратегии мы ставим перед собой задачу дальнейшего повышения МРП скважин всего механизированного фонда ориентировочно на 25% в течение следующих 5 лет. Второе направление работы – снижение энергозатрат на добычу. Это сегодня очень актуальная задача, в течение 5 лет планируется снизить удельные затраты электроэнергии на добычу одной тонны жидкости на 10%. Важными направлениями Стратегии также стали оптимизация затрат на закупку оборудования и секторных услуг, оптимизация процессов химизации добычи нефти, реализация потенциалов добычи нефти по скважинам с техническими ограничениями. И, наконец, важнейшее направление – совершенствование процесса внедрения новой техники, оборудования и технологий. На сегодняшний день в Компании ежегодно испытывается порядка 30-40 новых технологий и новых видов оборудования. В краткосрочной перспективе все вышеперечисленное требует от нас разработки, апробации и внедрения инструментов для оценки и контроля технологических и экономических параметров и целевых показателей для целевых дочерних обществ (ЦДО) и Компании в целом. К долгосрочным задачам можно отнести создание предпосылок для устойчивого снижения операционных и капитальных затрат на добычу нефти и внедрение системы менеджмента, которая позволит непрерывно повышать эффективность на всех этапах производства в будущем. СТРУКТУРА ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ Реализация Стратегии представляет собой комплексную задачу, для решения которой необходимо эффективное взаимодействие между добывающими обществами и подразделениями Корпоративного центра (КЦ). Работа координируется Управлением технической деятельности Бизнес-направления «Разведка и добыча» (УТД БН РиД) и Секторной группой повышения эффективности механизированной добычи нефти. Кроме того, в процесс вовлечены научные учреждения, заводы-производители оборудования и сервисные предприятия (рис. 3). В каждом ЦДО создана Рабочая группа по повышению эффективности механизированной добычи. В состав группы входят технические специалисты, энергетики, экономисты и представители цехов добычи. Руководитель группы – главный инженер ЦДО. В целом по Компании в эту работу вовлечены порядка 100 человек. КЛЮЧЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ Успешность реализации Стратегии предполагается отслеживать по нескольким основным показателям, которые будут включаться в производственные контракты (ПК) и соответственно в отчетность ЦДО и КЦ. Рис. 3. Ресурсы и организационная схема взаимодействия в рамках реализации Стратегии №5/2011 7 Инновации и новые технологии в области механизированной добычи нефти Рис. 4. Динамика СНО УЭЦН в 2010–2013 гг., сут Для контроля и отслеживания планируется использовать два основных ключевых показателя: 1) совокупные затраты на эксплуатацию одной скважины механизированного фонда; 2) удельное потребление электроэнергии на подъем одной тонны жидкости. К дополнительным показателям можно отнести также удельные затраты на добычу тонны нефти и удельные затраты на добычу тонны жидкости. Планируется продолжить также и мониторинг МРП скважин и наработки скважинного оборудования. Для сбора данных будет использоваться Система МI (Management Information System), а кроме того, различные варианты групповых форм отчетности (ГФО) и данные региональных центров (РЦ) МТО по реализации оборудования в адрес ЦДО. Вся отчетность будет ежеквартально представляться исполнительному вице-президенту БН РиД, а также главному операционному директору. НАПРАВЛЕНИЯ РАБОТЫ Базовой технической задачей было и остается повышение МРП механизированного фонда скважин и, в частности, СНО установок для добычи нефти. В Рис. 6. Динамика удельного расхода электроэнергии, кВт/1 т жидкости Рис. 5. Динамика СНО в целом по мехфонду в 2010–2013 гг., сут круг решаемых в рамках этого направления вопросов входят повышение ресурса и надежности оборудования, контроль качества нового и ремонтного оборудования и, конечно, применение оборудования в соответствии со скважинными условиями. Относительно новое направление работы – повышение энергоэффективности механизированной добычи. Здесь также есть ряд основных составляющих. Это и применение оборудования с повышенным КПД, и выбор оптимального сечения кабеля и диаметра НКТ, и оптимальный режим эксплуатации УЭЦН, в том числе оптимальная нагрузка на ПЭД, и т.д. К третьему основному направлению можно отнести поэтапную «интеллектуализацию» механизированной добычи. Очень перспективное с нашей точки зрения направление, задача которого сводится к обеспечению оптимального (или максимального) дебита скважины при минимизации энергопотребления и автоматической адаптации режима работы УЭЦН к притоку из скважины. Сюда же, безусловно, относится возможность автоматизированного вывода УЭЦН на режим. И, наконец, набирающее с каждым годом актуальность направление реализации потенциалов скважин с техническими ограничениями. В данном случае мы говорим о скважинах с малыми и негерметичными колоннами, а также о работе в условиях повышенного содержания газа. Решение этих задач дает возможность дополнительной добычи нефти, что повышает эффективность производства в целом. НАРАБОТКА: РЕЗУЛЬТАТЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ Работа по повышению наработки на отказ активно ведется в Компании с 2006 года. Так, несмотря на увеличение числа скважин механизированного фонда за 2010 год на 4,3%, мы добились уменьшения ЧРФ с 2,9 до 1,6%, снижения удельного количества ТКРС на фонде УЭЦН на 5,6% (с 75 до 71 ремонтов на 100 скважин) и снижения удельного количества «полетов» на 6% (с 1,91 до 1,8 на 100 скважин среднедействующего фонда в год). 8 №5/2011 инженерная практика Рис. 7. Основные мероприятия повышения энергоэффективности скважин с УЭЦН в 2011 г. Все эти успехи нашли отражение в показателях МРП механизированного фонда. На 9,2% за 2010 год увеличился МРП фонда УЭЦН – с 513 до 560 сут (+47 сут). По фонду УСШН увеличение МРП составило 6,9% – с 350 до 374 сут (+24 сут). Сегодня уже с уверенностью можно говорить о правильности и эффективности выбранной еще пять лет назад Концепции, которая строилась на предполагаемой синергии от трех основных составляющих: повышения надежности оборудования, минимизации ошибок персонала, то есть минимизации человеческого фактора, и борьбы с осложнениями, в первую очередь с солями, коррозией и др. Если говорить о наших ближайших перспективах, то мы рассчитываем, как и планировалось ранее, к концу 2011 года достичь СНО УЭЦН на уровне 600 сут, а к концу 2013 года – уже около 660 сут (рис. 4). Чуть более скромных, но тоже динамично повышающихся результатов мы планируем добиться и в целом по механизированному фонду – 640 сут к концу 2013 года (рис. 5). ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ Несмотря на то что в 2010 году задаче повышения энергоэффективности уделялось довольно много внимания, по итогам года мы все равно вынуждены констатировать повышение удельного потребления Рис. 8. Этапы реализации проекта интеллектуализации скважин №5/2011 9 Инновации и новые технологии в области механизированной добычи нефти Таблица 1 Эффект от внедрения технических решений для эксплуатации скважин с ЭК малого диаметра Технологии 1. Двухсторонние УЭЦН 2. Ротафлекс 3. ПЦ-80 4. УЭЦН 3 габарита 5. 2А габарит Всего скважин с накопл. Добыча нефти накопл., тыс. т 2010 г. 15 2 5 8 0 30 2011 г. 45 8 9 31 7 100 76 2012 г. 90 23 19 61 38 231 272 электроэнергии на тонну добытой жидкости (рис. 6). Тем не менее уже к 2013 году мы рассчитываем снизить эти затраты на 4,6%. К настоящему моменту для каждого узла УЭЦН, начиная с подземного оборудования и заканчивая наземным, разработан целый комплекс мер по снижению энергозатрат (рис. 7). ИНТЕЛЛЕКТУАЛИЗАЦИЯ СКВАЖИН С точки зрения интеллектуализации процессов добычи нефти основной акцент планируется сделать на УЭЦН, потому что именно центробежными установками в ТНК-ВР добывается основная доля нефти и именТаблица 2 Динамика фонда скважин с колоннами малого диаметра Категория фонда скважин 2010 г. 2015 г. Изм. Фонд скважин ЗБС (D=102, 114 мм) 695 1700 +1005 Фонд скважин с ремонтными колоннами (D=114, 120 мм) 1860 2650 +790 Всего скважин 2555 4350 +1795 Рис. 9. Схема процесса внедрения новых технологий 2013 г. 160 58 39 111 117 485 653 2014 г. 230 98 64 161 202 755 1225 2015 г. 300 138 89 211 302 1040 1940 Накопленная добыча, тыс. т 545 266 126 450 554 1940 но УЭЦН составляют основу механизированной добычи в Компании. По нашим предварительным оценкам, работа в этом направлении за пять лет обеспечит прирост добычи нефти в объеме 5%, снижение удельного энергопотребления на 5–7%, повышение наработки на отказ и дополнительно – снижение затрат по выводу УЭЦН на режим. Все это в результате приведет к снижению удельных затрат на добычу нефти. Предполагается внедрять интеллектуальные станции управления (ИСУ) на значительной части фонда скважин, оборудованных УЭЦН. Это и скважины с нестабильным притоком, и скважины, эксплуатируемые УЭЦН в периодическом режиме, и скважины с тяжелым выводом на режим, и скважины с высоким газовым фактором. Оценочно таких скважин в Компании насчитывается от двух до трех тысяч. Работа с производителями ИСУ уже ведется. Причем как с уже давно признанными, так и с новыми производителями оборудования данного класса. На сегодняшний день в качестве потенциальных поставщиков ИСУ можно рассматривать как минимум пять компаний – «Электон», «ИНТЭС», «Триол», «Эталон» и «Орион». В 2010 году мы начали проработку вопросов достаточности функционала, потенциальной надежности и эффективности ИСУ. Сейчас в Оренбургском регионе проводятся опытно-промысловые испытания 18 ИСУ трех поставщиков (рис. 8). В целом в первом полугодии 2011 года планируется испытать порядка 50 ИСУ, после чего можно будет принимать решение о последующем широком внедрении оптимального варианта. СКВАЖИНЫ С ТЕХНИЧЕСКИМИ ОГРАНИЧЕНИЯМИ Работа с проблемным на сегодняшний день фондом скважин с техническими ограничениями по добыче (БС и ремонтные колонны, негерметичные ЭК, высокий Гф) должна за предстоящие пять лет принести Компании дополнительные 2,4 млн т нефти (табл. 1). Дело в том, что стандартное существующее оборудование (УЭЦН) и технологии не позволяют достигать потенциальных дебитов на скважинах со вторыми стволами и ремонтными колоннами. В данном случае мы говорим о скважинах с ЭК диаметром от 102 до 120 мм, фонд которых растет довольно динамично (табл. 2). ВНЕДРЕНИЕ И ПРОДВИЖЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ Работа в данном направлении преследует цель создания эффективного процесса поиска, испытания и 10 №5/2011 инженерная практика Рис. 10. Онлайн-обучение технологического персонала • дальнейшее развитие сайта УТД БН РиД «Банк технологий», создание тематической электронной библиотеки по новым и передовым технологиям, доступной каждому технологу нефтяного промысла. На каждом из этапов происходит определенный отсев технологий, применимость которых на данный момент ограничена по причине их недостаточной технической или экономической эффективности. До заключительной фазы широкого применения в Компании доходит порядка 30–40% испытываемых технических решений. внедрения новых видов техники и технологий в рамках Стратегии повышения эффективности механизированной добычи и снижения затрат на производство (рис. 9). В этой части реализации Стратегии особенно важен системный подход, в связи с чем разработана программа действий, состоящая из ряда шагов: • разработка процедуры внедрения новых технологий; • доработка методологии и критериев оценки их технологической и экономической эффектив ности. Постановка задач по решению проблем нефтедобычи перед научно-исследовательскими учреждениями, институтами, заводами-изготовителями; • формирование совместно с регионами ежегодных программ испытания новых технологий, консолидация информации по Компании; • внедрение системы мониторинга на каждом этапе испытания новых технологий, повышение качества и оперативности обмена информацией; ОНЛАЙН-ОБУЧЕНИЕ И АТТЕСТАЦИЯ За три-четыре прошедших года в ТНК-ВР было разработано и внедрено достаточно много нормативных документов: технических стандартов, регламентов и требований. В этой связи возникла необходимость доведения этой информации до технологического персонала, в том числе до новых сотрудников. И это подтолкнуло нас к созданию дистанционной системы обучения и тестирования, которая позволила бы сотруднику пройти обучение и ответить на тестовые вопросы в режиме реального времени и не отходя от рабочего места (рис. 10). К настоящему моменту выполнена вся подготовительная работа и в феврале начато обучение и аттестация технологического персонала ЦДО. В будущем мы планируем дополнять этот курс новыми регламентами, новыми нормативными документами, в частности, появится блок химизации процессов добычи нефти. Будет постоянно совершенствоваться и обновляться и сама система. S №5/2011 11
