Инновационная деятельность

Развитие инновационной деятельности по приоритетным направлениям является необходимым условием успешного развития Компании в долгосрочной перспективе.

Стратегическая цель «Газпром нефти» — добывать к 2020 г. 100 млн т н. э. в год. Для достижения запланированного показателя необходимо обеспечить ежегодный прирост. Учитывая масштаб задачи, сфера приложения сил специалистов «Газпром нефти» в области инновационного развития крайне обширна. Это повышение эффективности добычи нефти на истощенной ресурсной базе традиционных месторождений; освоение новых регионов Ямала, Восточной Сибири, Оренбургской области; выход на шельфы, в том числе арктических морей — Печорского, Карского, Баренцева; реализация проектов за рубежом; получение компетенций в сфере разработки нетрадиционных источников углеводородов — битумов, битуминозных песков, битумных сланцев, высоковязкой нефти.

Стратегия инновационного развития Компании до 2020 г. предусматривает реализацию целого ряда программ, которые позволят более эффективно вести разведку, применяя последние достижения геологии и геофизики; разрабатывать нефтегазовые месторождения, максимально снижая нагрузку на окружающую среду. Учитывая, что со временем выработка запасов на традиционных месторождениях будет расти, Компании предстоит создавать и внедрять технологии повышения нефтеизвлечения на месторождениях с преждевременным обводнением, с трудноизвлекаемыми запасами и низкой нефтенасыщенностью. Будет продолжена работа по внедрению современных технологий горизонтального бурения, строительства многоствольных скважин, бурения боковых стволов. В то же время за счет внедрения современных инновационных технологий должны быть сокращены общие затраты на ГТМ и существенно повышена эффективность капитального ремонта скважин. На эксплуатирующихся месторождениях Компании начнется внедрение комплекса энергосберегающих технологий.

ИННОВАЦИИ В СФЕРЕ ГЕОЛОГОРАЗВЕДКИ И ДОБЫЧИ

Основной задачей в научнотехнической сфере является ускоренное освоение достижений технического прогресса, подготовка к внедрению новой техники и технологий в объемах, необходимых для динамичного развития производства. Главным фактором инновационного развития любого предприятия является умение создавать и эффективно использовать новые технические решения и технологии. Использование новейших технологий становится реальным критерием конкурентоспособности предприятия.

В 2011 г. создан Объединенный научно-исследовательский центр инновационных технологий добычи нефти (ОНИЦ) между ООО «Газпромнефть НТЦ» и Санкт-Петербургским государственным горным университетом (СПГГУ) в рамках ранее созданного «Консорциума по разработке и внедрению инновационных технологий добычи и переработки углеводородного сырья». Ядром ОНИЦ стали восемь научно-исследовательских лабораторий (подготовки керна; физики нефтегазового пласта; реологических и фильтрационных исследований; моделирования разработки нефтяных и газовых месторождений; исследований нефтяных дисперсных систем; исследований процессов фильтрации пластовых нефтей; тампонажных и буровых растворов; аналитического контроля, солеотложений и парафиноотложений, коррозии), оснащенных самым современным экспериментальным оборудованием.

В дополнение к этому ООО «Газпром нефть НТЦ» выделило 20 млн руб. на приобретение специального оборудования, лабораторной мебели и программного обеспечения, около 10 млн руб. в текущем году ОАО «Газпром нефть» инвестировало в приоритетные исследования: 

  • повышение нефтеотдачи пласта и производительности скважин; 
  • исследования состава и свойств нефти, твердых отложений и коррозии в нефтепромысловом оборудовании; 
  • подбор и исследование жидкостей для проведения обработки призабойных зон пластов, глушения скважин, ремонтно-изоляционных работ (РИР), гидравлических разрывов пластов; 
  • разработка и адаптация технологий; 
  • подбор рецептур буровых и тампонажных растворов.

Для оптимизации работы системы поддержания пластового давления и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти на выработанных участках залежи в сентябре 2011 г. специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» совместно со специалистами ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» успешно начата реализация проекта по управлению заводнением на опытном участке Сугмутского месторождения. Проект рассчитан на три года. Эффективность от его реализации планируется на 10 лет и составит 62,3 тыс. т дополнительно добытой нефти. На 1 декабря 2011 г. дополнительно добыто 1,1 тыс. т нефти, что соответствует прогнозному расчету.

Специалистами НТЦ совместно с УфаНИПИнефть разработана комплексная программа по щелочно-ПАВ-полимерному заводнению и обработкам призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин для юрской залежи Ярайнерского месторождения ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», которая характеризуется низкими фильтра-ционно-емкостными свойствами и сложным геологическим строением. Проект направлен на стабилизацию разработки залежи. Планируемая суммарная дополнительная добыча нефти составит 9,2 тыс. т.

В 2011 г. проведены работы в рамках «Комплексной программы РИР» на 14 добывающих скважинах Суторминского месторождения ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (филиала «Муравленковскнефть») с целью отключения пласта при переходе на нижележащий горизонт. В ходе проведения работ были опробованы две новые технологии — закачка составов на основе полимеров F100 и WGA111. Технологическая успешность работ составила 93 %. Среднесуточный прирост дебита нефти после проведения РИР — 6,5 т/сут. Дополнительная добыча нефти по состоянию на 1 января 2012 г. составила 6 229 т. Эффект продолжается на 12 скважинах.

Проведены работы по устранению множественных интервалов негерметичности эксплуатационной колонны. Применение технологии поинтервальной закачки состава ТСА, ранее применявшегося на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», позволило за один спуск-подъем пакерного оборудования ликвидировать все три интервала негерметичности эксплуатационной колонны, экономия продолжительности работы бригады капитального ремонта скважин составила 240 часов. Дополнительная добыча от комплексного проведения мероприятия (вывод из бездействия, устранение множественных интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, гидроразрыв пласта) составила 8,3 тыс. т нефти, среднесуточный прирост дебита нефти за время эффекта — 29,8 т/сут.

В 2011 г. в рамках проекта «Мониторинг солеобразования в скважинном оборудовании, технологии предупреждения солеобразования и их оптимизация» проведены исследования причин выпадения твердых отложений во внутрискважинном оборудовании на Приобском, Пальяновском, Зимнем месторождениях, проведены лабораторные исследования по подбору оптимальных реагентов (из 16 выбраны 4) и их концентраций для Приобского, Пальяновского, Зимнего месторождений ООО «Газпромнефть-Хантос». В 2011–2012 гг. проводятся опытно-промышленные испытания (ОПИ) четырех реагентов. Проведенная оптимизация ингибиторной защиты внутрискважинного оборудования позволила сэкономить 7,7 млн руб. Ожидаемая экономия в 2012 г. — 14,2 млн руб. Наработка внутрискважинного оборудования на осложненном солеотложениями фонде увеличилась с 313 до 382 суток (прирост 22 %), в 2013 г. планируется увеличение до 420 суток (прирост 10 %). Проведены соляно-кислотные обработки внутрискважинного оборудования. Средняя продолжительность эффекта составляет 21 сутки. Экономическая эффективность от проведенных операций — 32,5 млн руб.

Специалистами НТЦ в 2011 г. проведены работы по ОПИ технологий и способов защиты от коррозии подземного оборудования добывающих скважин на Урманском месторождении ООО «Газпромнефть-Восток». Проведено тестирование ингибиторов коррозии внутрискважинного оборудования, на основе которого разработана единая линейка эффективности ингибиторов коррозии для применения на месторождениях ООО «Газпромнефть-Восток».
Для обеспечения прироста МРП внутрискважинного оборудования и снижения операционных затрат на его эксплуатацию разработаны и внедрены следующие нормативно-технические документы:

  • Методика отнесения скважин к осложненному фонду;
  • Классификатор видов коррозии внутрискважинного оборудования;
  • Методика расчета сравнительной эффективности противокоррозионных мероприятий;
  • Методика выбора защитных мероприятий;
  • Инструкция по эксплуатации труб;
  • Формы программы и отчета по ОПИ;
  • Регламент на приготовление жидкостей глушения.

Основываясь на вновь разработанной документации в 2012 г., планируется разработать и внедрить интегрированный с существующими базами данных по коррозионному фонду программный продукт для расчета и прогнозирования развития коррозионных процессов во внутрискважинном оборудовании. Результатом выполненных работ в 2011 г. является снижение удельного показателя коррозионных отказов на действующем фонде с 0,37 до 0,16.

В текущем году проведено совершенствование постоянно действующей базы данных неработающего фонда, проведена комплексная интеграция корпоративных баз данных, добавлены критерии для автоматического подбора скважин для интенсификации, разработаны картографические репрезентативные материалы для поддержки принятия решения и углублен экономический анализ.
Данная система позволяет: формировать ранжированные по экономическим и технологическим показателям списки скважин для возврата их в работу, формировать адресные ГТМ, необходимые для возврата скважины в работу, формировать дополнительную отчетность, осуществлять подбор погружного оборудования, интерактивно работать с картой и данными. Дальнейшее развитие программы основано на углублении и расширении анализа и подключении дополнительных методик отбора. После внедрения постоянно действующей базы данных неработающего фонда в ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и филиале «Муравленковскнефть» скорость анализа бездействующих скважин возросла в 15 раз.

В ДЗО Компании совместно со специалистами НТЦ в 2011 г. были проведены испытания режима периодического кратковременного включения (режим ПКВ) УЭЦН. В результате испытаний было зафиксировано увеличение МРП на малодебитном и осложненном фонде в 1,5-2 раза и на столько же — сокращение затрат на электроэнергию. При написании стандарта Компании «Выполнение работ с УЭЦН» в 2011 г., специалистами НТЦ была разработана методика «Подбор режима периодического кратковременного включения». В 2012 г. планируются дальнейшие работы по изучению и внедрению режима ПКВ в Компании. Планируемый эффект от полномасштабного внедрения технологии на малодебитном осложненном фонде и фонде с нестабильным притоком в 2014–2016 гг. по расчетам составит 148 млн руб.

Основной задачей в научно-технической сфере является ускоренное освоение достижений технического прогресса, подготовка к внедрению новой техники и технологий в объемах, необходимых для динамичного развития производства.

Главным фактором иннова-цион­ного развития любого предприятия является умение создавать и эффективно использовать новые технические решения и технологии. Использование новейших технологий становится реальным критерием конкурентоспособности предприятия.

ИННОВАЦИИ В СФЕРЕ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И НЕФТЕХИМИИ

Целый ряд факторов, в том числе требования технического регламента по повышению качества топлив, выравнивание пошлин на темные и светлые нефтепродукты, новые продукты нефтепереработки и нефтехимии (премиальные брендированные топлива, смазочные материалы, новые марки битумов, кокс), необходимость оптимизации и снижения производственных затрат, рост зависимости от зарубежных катализаторов и технологий и др., обусловливает необходимость совершенствования технологий нефтепереработки и нефтехимии.

Основными целями инновационной и научно-технической деятельности в области нефтепереработки ОАО «Газпром нефть» являются обеспечение конкурентоспособности в технологической области, повышение качества продукции, снижение себестоимости производства, разработка и производство новых видов технологий, продуктов и услуг, решение текущих технологических проблем, а также развитие позитивного инновационного имиджа Компании.

В 2011 г. Правлением Компании была утверждена Стратегия развития иннова­ционной и научно-технической деятельности в области нефтепереработки и нефтехимии до 2020 г. Документ определяет принципы и ключевые показатели эффективности управления инновационной деятельностью в Блоке логистики, переработки и сбыта, а также основные направления разработки инновационных технологий в области нефтепереработки и нефтехимии: повышение качества продукции (в частности, снижение содержание серы и ароматики в бензинах и дизельных топливах), увеличение глубины переработки нефти, разработка новых видов продукции, повышение эффективности и экологичности производства. Стратегией предусмотрено финансирование НИОКР в области нефтепереработки и нефтехимии в годовом объеме до 450 млн руб. к 2015 г. Затраты на НИОКР в области нефтепереработки и нефтехимии, запланированные на 2012 г., превышают 200 млн руб.

НИОКР в области нефтепереработки и нефтехимии выполняются в партнерстве с ведущими российскими исследовательскими учреждениями, имеющими наработки в приоритетных для ОАО «Газпром нефть» технологических областях.

Среди партнеров ОАО «Газпром нефть» — Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Институт проблем переработки углеводородов, ОАО «НПП Нефтехим» и т. д.

В течение 2011 г. на нефтеперерабатывающих предприятиях Компании реализовывались как крупные, долгосрочные инновационные проекты, направленные на разработку стратегически значимых технологий, так и заводские НИОКР, удовлетворяющие технологические потребности конкретных НПЗ. Примером масштабного инновационного проекта, реализованного в 2011 г., является разработка совместно с Институтом проблем переработки углеводородов СО РАН и постановка на производство бицеолитного катализатора каталитического крекинга в ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ». Внедрение нового катализатора позволило Омскому НПЗ повысить выход светлых нефтепродуктов, увеличить глубину переработки и снизить содержание серы в продукте при одновременном снижении операционных затрат. В настоящее время ОАО «Газпром нефть» является единственным в России производителем катализаторов каталитического крекинга.

Ключевые инновационные проекты, запланированные на 2012 г., включают разработку технологий производства синтетических жидких углеводородов из природного и попутного нефтяного газа, алкилирования на гетерогенных катализаторах и гидроконверсии гудрона.