В настоящее время ПАО «НК «Роснефть» эксплуатирует более 40 тыс. скважин действующего фонда, лидируя по этому показателю среди мировых нефтедобывающих компаний. Такой уникальный по своему размеру и сложный по своей структуре фонд требует особых подходов в области управления и решения технологических задач. В этой связи руководство Компании поручило Управлению механизированной добычи и геолого-технических мероприятий Департамента нефтегазодобычи реализацию комплексного проекта, который должен существенно повысить эффективность управления мехфондом. В него входят такие задачи, как разработка и доработка локальной нормативной документации и интеграция специализированных программных комплексов, а также автоматизация и интеллектуализация ключевых процессов добычи нефти.[61]
Работа по Проекту построена по принципу приоретизации наиболее сложных технологических задач и категорий мехфонда, а также поиска технологий с высоким потенциалом и целенаправленной работы с подрядчиками и поставщиками.
ПАО «НК «Роснефть» одновременно ведет работу по нескольким направлениям, структурируя производственную деятельность нефтегазодобывающих дочерних обществ Компании. И, пожалуй, первостепенная в этом смысле задача состоит в актуализации действующих и разработке новых локальных нормативных документов (ЛНД) в соответствии с изменяющимися условиями нефтегазодобычи. Это чрезвычайно обширная задача – достаточно сказать, что в настоящее время более 80% действующих ЛНД, регулирующих механизированную добычу, находятся в процессе доработки.
Одно из важных направлений в этой области – унификация подходов к составлению и заключению договоров («договорная деятельность»). Вместе с коллегами из дочерних обществ и профильными департаментами (налогообложение, бухгалтерское дело, юристы, учет, ценообразование) мы выработали общие принципы формирования структуры базовых типовых договоров на сервисные услуги и на прокат (аренду) нефтедобывающего оборудования. Оба типовых договора сейчас приводятся в соответствие корпоративным стандартам ПАО «НК «Роснефть».[69]
Следующее направление работы связно с формированием и обновлением «Единых технических требований (ЕТТ) к закупаемому нефтедобывающему оборудованию». В настоящее время согласовывается шестая версия этого документа. Специалисты ПАО «НК «Роснефть» очень большую работу перед тем, как выдвинуть проект обновленных ЕТТ на согласование. В ходе обсуждения с поставщиками, экспертами и специалистами Компании некоторые условия оказалось возможным смягчить, тогда как в некоторых моментах мы были вынуждены пойти на ужесточение требований с целью повышения ресурса поставляемого оборудования и качества сопутствующих услуг.[62]
Еще один важный подготовленный документ – проект классификатора осложненного фонда скважин в разрезе каждого типа осложнений. Безусловно, вопрос классификации осложненного фонда прорабатывался и прежде, но фактически каждое дочернее общество использовало собственные наработки. Проект нового ЛНД представляет собой анализ и унификацию существующих подходов, предполагающий также автоматизацию процесса.
Следующее направление получило название «Управление себестоимостью процесса добычи из скважины» и, как и все остальные, также предполагает унификацию подходов и принятие общего алгоритма действий. В данном случае речь идет о выборе формы владения эксплуатируемым добычным оборудованием и типа эксплуатации. В ПАО «НК «Роснефть» разработаны две технико-экономические модели с тем, чтобы при отказе скважины или по завершению действия договора с подрядчиком принимать решение в пользу одной из них, исходя из условий работы в данном регионе. В настоящее время методика проходит согласование.
Рис. 3. Динамика среднего межремонтного периода
работы скважин ПАО «НК «Роснефть», сут
И, наконец, еще одна производственная задача состоит в автоматизации и интеллектуализации процесса управления механизированным фондом.[61]
При этом одним из интегральных показателей качества нашей работы служит средний межремонтный период (МРП) работы скважин (рис. 3). К сожалению, не по всем дочерним обществам к настоящему моменту удалось добиться устойчивого роста МРП. Тем не менее, в среднем по ПАО «НК «Роснефть» этот показатель растет из года в год.
Как уже было сказано, проект автоматизации и интеллектуализации процесса управления механизированным фондом скважин (условное название «Мехфонд») затрагивает буквально все сферы деятельности сектора механизированной добычи. Проект предполагает автоматизацию экономической составляющей в рамках подбора ГНО; автоматизацию периодической отчетности по механизированному фонду; актуализацию действующих и разработку новых ЛНД в соответствии с изменяющимся условиям в рамках процесса нефтегазодобычи; усовершенствование модуля
«Энергоэффективность» с функционалом от мониторинга скважины до площадного мониторинга технологического процесса с ежедневной актуализацией потенциала; автоматизацию процесса формирования рейтинга, поставляемого ЭПО и сопутствующих услуг. Задача проекта – интеграция в единый комплекс используемого в ПАО «НК «Роснефть» существующего и дорабатываемого программного обеспечения (ПО) и программных модулей с соответствующими методиками (рис. 4). Под общим руководством Департамента нефтегазодобычи (ДНГД) над реализацией проекта работают два научно-технических центра Компании: Центр экспертной поддержки и технического развития (ЦЭПиТР) в г. Тюмени и ООО «РН-УфаНИПИнефть», а также ООО «РН-Информ» в качестве разработчика ПО. Заказчиком выступает ДНГД.[61]
Рис. 4. Проект автоматизации и интеллектуализации процесса управления механизированным фондом скважин
Все программное обеспечение дорабатывается для максимального соответствия современному реально используемому оборудованию. Некоторые блоки разрабатываются с нуля. А в итоге мы стремимся к максимальной автоматизации и интеллектуализации управления мехфондом.
Выбор в пользу разработки продукта собственными силами был сделан сознательно. Практика показывает, что любая сторонняя разработка всегда страдает нехваткой первичных данных, и для приведения такого продукта к работоспособности, как правило, приходится его практически полностью переделывать. Поэтому система выстраивается «по кирпичикам» из уже адаптированного под наши требования ПО.[62]
Так, помимо технологической части программный продукт RosPump уже выполняет и экономические расчеты: цена оборудования в зависимости от типоразмера учитывается в алгоритме подбора и автоматического предложения технологу той или иной версии компоновки. Причем это относится не только к УЭЦН и УШГН, но и к НКТ.
В свою очередь, автоматизация периодической отчетности должна существенно облегчить задачу сотрудникам дочерних обществ. Сейчас на создание отчетности для формирования у руководства УМДиГТМ представления о текущем состоянии работы с мехфондом на местах тратится очень много времени. Новая система уже позволяет автоматически рассчитывать МРП выбранного фонда скважин, а сейчас мы работаем над автоматизацией классификации фонда.[61]
Один из важных новых блоков – «Энергоэффективность». На первом этапе мы реализовали поскважинный мониторинг энергопотребления, а сейчас работаем над функционалом площадного анализа, то есть анализа данных по мехфонду в целом.
Отдельный модуль направлен на ежедневное автоматическое формирование для технологов отчета по каждой скважине в части ее потенциала как по энергопотреблению, так и по добыче. К настоящему времени разработан прототип этого модуля.[62]
Большая работа ведется в области автоматизации учета оборудования. Система должна отслеживать его отбраковку, уровень и характер износа рабочих органов и других узлов, а также автоматически формировать рейтинг поставляемого оборудования и в более отдаленной перспективе – рейтинг услуг.
Рис. 5. Статус реализации Проекта повышения МРП на месторождениях с низкой наработкой оборудования
Действующий фонд скважин ПАО «НК «Роснефть» в настоящее время превышает 40 тыс. единиц. Это больше, чем у любой другой нефтяной компании в мире, и таким фондом, конечно, очень непросто управлять. Поэтому стратегия Компании предполагает приоретизацию управления самыми сложными участками. К таким приоритетным участкам работы мы относим, в частности, скважины и месторождения с низкой (менее года) средней наработкой оборудования на отказ (СНО). И, как следует из табл. 1, за время реализации проекта количество проблемных месторождений снизилось с 45 до 35 (-22%), а соответствующий фонд скважин сократился на 592 единицы (-38%). За тот же период число дочерних обществ (ДО) с низкой СНО сократилось с 10 до 8 (рис. 5).[61]
Таблица 2. Динамика фонда скважин, оборудованных УЭЦН, с низкой наработкой оборудования на отказ
Этой же задаче служит и классификация ДО по наиболее выраженным осложняющим механизированную добычу факторам.
Наконец, еще одно выделяемое нами направление основного внимания – это малодебитный фонд скважин, к которому мы относим скважины с дебитом жидкости до 30 м3/сут включительно. Это порядка 6000 скважин, расположенных преимущественно в Западносибирском регионе. Такие скважины характеризуются пониженным КПД оборудования, высоким энергопотреблением, меньшим ресурсом работы и высоким риском отклонения от оптимальных напорно-расходных характеристик, а также зачастую малым проходным сечением рабочих органов добычного оборудования. При этом значительная часть скважин этого фонда работают в периодическом режиме (рис. 6). Компания испытывает дефицит работоспособных технологий, которые бы позволяли добывать жидкость в постоянном режиме с малым дебитом и со средней наработкой не менее 600 сут с учетом текущих осложнений.[61]
Рис. 6 Структура добывающего и малодебитного фонда скважин
К настоящему времени выработан ориентировочный план развития сегмента мехдобычи в области внедрения новых технологий (табл. 3).
Таблица 3. Приоритетные направления развития технологий
Все чаще приходится сталкиваться с проблемой качества напряжения. В некоторых регионах количество случаев критического снижения напряжения может доходить до 15-20 в день. Скважины останавливаются, и теряется достаточно большой объем добычи. Часто заново запустить оборудование с теми же оптимизированными уставками не удается. Соответственно необходимы решения в части станций управления для предотвращения таких ситуаций и минимизации потерь.[61]
Следующее направление – повышение ресурса УШГН. До 60% отказов УШГН – это негерметичность НКТ, обрывы и истирание штанг, целый блок проблем на узлах. Необходимы действенные решения, чтобы решить эти проблемы. В последние годы, к сожалению, на рынке нет никаких революционных решений в этой части.
Значительный интерес представляет сегодня и оборудование диафрагменного типа. Его потенциал исчисляется тысячами скважин. Это оборудование можно и нужно конструктивно дорабатывать, и тогда оно будет экономически более эффективным, чем УЭЦН. В целом актуальна потребность в эффективных штанговых насосных установках с подачей до 20 м3/сут и глубиной спуска порядка 2,5 тыс. м. Также большой потенциал усматривается у бесштанговых насосных систем.[61]
Следующий момент – разработка универсальных систем погружной телеметрии, предполагающих взаимозаменяемость блоков разных производителей. Эта работа ведется, и уже видны обнадеживающие результаты.
И, наконец, большой нереализованный потенциал усматривается в части разработки новых линеек защитного оборудования и покрытий.