«Самаранефтегаз» развивает технологический потенциал

АО «Самаранефтегаз» применяет инновационные подходы для работы с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Читайте также:

 «Единая Россия» сохранила подавляющее большинство в Самарской городской думе

Рубль попытается продолжить волну восстановления

Самая мощная за три месяца магнитная буря 15 сентября нарушила прогнозы

Больше

В 2021 году в АО «Самаранефтегаз» началась реализация проекта «Цифровое месторождение», ориентированного на внедрение передовых технологий. Сегодня работа всех подразделений предприятия строится в соответствии с главными принципами Стратегии «Роснефть-2022».

Основные цели и задачи компании — стопроцентное восполнение запасов, эффективная добыча на зрелых месторождениях и разработка трудноизвлекаемых запасов нефти, эффективная реализация энергетического потенциала и бережное отношение к природным ресурсам. По заверению нефтяников, выполнение этих задач будет сопровождаться цифровизацией всех процессов.

Уже сейчас специалисты предприятия уделяют особое внимание инновационной деятельности и использованию прорывных подходов, определяя технологическое лидерство как ключевой фактор конкурентоспособности на нефтяном рынке.

«Большая часть месторождений АО «Самаранефтегаз» находится на поздней стадии разработки, поэтому наша конкурентоспособность в долгосрочной перспективе напрямую зависит от внедрения передовых управленческих подходов, новых технологий и повышения отдачи существующих активов. И делать это нужно уже сегодня, чтобы заложить прочную основу для дальнейшего развития», — поясняют специалисты предприятия.

«Цифровое месторождение» — это виртуальный аналог реального производства, когда в режиме онлайн на цифровой платформе отображаются все основные параметры его работы: добыча нефти, ее транспортировка, движение транспорта и беспилотных летательных аппаратов, перемещения персонала.

Его реализация осуществляется на базе цифровых двойников физических объектов с использованием платформы для 3D-визуализации.

По мнению экспертов, внедрение данного проекта поможет решить ряд ключевых задач.

Интегрированное планирование позволит объединять различные типы мероприятий по добыче нефти, снижать простои, сократить время на непродуктивные операции, проводить оптимизацию на основе цифрового двойника, автоматизировать ручной труд и формирование отчетности.

Справка

АО «Самаранефтегаз», дочернее общество ПАО «НК «Роснефть», наращивает производственные мощности, осуществляя промышленную добычу нефти на территории Самарской и Оренбургской областей. За 85 лет с начала деятельности накопленная добыча составила более 1,27 млрд тонн нефти и около 85 млрд м³ газа.

Так, в рамках программы цифровизации на предприятии все данные о месторождениях, нефтяной и газовой инфраструктуре внесены в единую геоинформационную систему.

Как отметили в «Самаранефтегазе», география предприятия характеризуется существенной протяженностью и большим разбросом объектов нефтегазодобычи и транспортировки.

«Объекты акционерного общества: лицензионные участки, скважины, промышленные площадки, трубопроводы, земельные участки, здания, сооружения — расположены по всему Самарскому региону, а также на части Оренбургской области. Для эффективного управления необходимо оценивать информацию о пространственном положении объектов нефтегазодобычи в совокупности с данными производственных управлений, участвующих в процессах планирования, проектирования, строительства и обустройства месторождений. Такую интеграцию обеспечивают геоинформационные системы (ГИС)», — пояснили на предприятии.

НИКОЛАЙ ПОПОВ, начальник цеха №5 по подготовке и перекачке нефти АО «Самаранефтегаз»

«Проектная производительность Нефтегорского нефтестабилизационного производства на данный момент составляет 5,5 млн тонн в год, а после модернизации предполагается ее увеличить примерно до 6,4 млн тонн. При реконструкции будут применяться ресурсосберегающие технологии, тем самым увеличена энергоэффективность производства с соблюдением требований экологической безопасности. Весь технологический процесс будет автоматизирован при минимальном участии вахтового персонала.»

Следят за всеми свысока

АО «Самаранефтегаз» — одно из передовых дочерних обществ НК «Роснефть», где реализован инновационный проект с применением в работе дистанционных газоанализаторов.

Контроль за состоянием производственных объектов предприятия производится с помощью современных решений — съемки с беспилотных летательных аппаратов (БПЛА). С мая 2021 года их начали использовать для контроля уровня парниковых газов на 16 объектах подготовки и перекачки нефти, а также компримирования и подготовки газа.

По информации предприятия, мониторинг проводится с помощью дистанционного лазерного газоанализатора, установленного на беспилотных летательных аппаратах.

В режиме реального времени на наземную станцию управления поступает информация о возможном содержании в слоях воздуха метана — парникового газа. В случае выявления отклонений составляются фотоплан и тепловая карта.

Только в первом полугодии 2021 года выполнено примерно 500 вылетов, во время которых обследовано около 58 тысяч км трасс трубопроводов. Используемые на предприятии беспилотники имеют автономность полетов до 100 км (онлайн-контроль наземной инфраструктуры до 60  км), что позволяет одному аппарату с периодическим облетом контролировать территорию площадью до 20 кв. км, в частности на отдаленных и труднодоступных производственных участках.

АНТОН ТРОФИМОВ, начальник производственно-технического отдела управления эксплуатации трубопроводов АО «Самаранефтегаз»

«Авиационный мониторинг трубопроводов и прилегающей инфраструктуры объектов предприятия реализован с помощью БПЛА и происходит в режиме реального времени с передачей видеосигнала на станцию наземного управления и на рабочие места специалистов по эксплуатации. Это позволяет выявлять потенциальные повреждения трубопроводов и оперативно реагировать на них. Цель проекта — оценка технического состояния трубопроводных систем, обнаружение дефектов, контроль производства строительно-монтажных и иных видов работ, выявление посторонних лиц и их несанкционированных действий в охранной зоне. На данный момент на предприятии действуют три летных звена, что обеспечивает производство работ по каждой группе месторождений в нашем регионе. Беспилотные летательные системы позволяют нам охватывать весь парк трубопроводов.»

Подстраиваются под новые стандарты

Около 50% добываемой нефти АО «Самаранефтегаз» с месторождений губернии поступает на Нефтегорское нефтестабилизационное производство (НСП), где обеспечивается ее подготовка до первой группы качества для сдачи в систему магистральных нефтепроводов.

Процесс подготовки нефти здесь включает в себя ее разгазирование, обезвоживание, обессоливание и стабилизацию.

Построенное в 1964 году НСП в настоящий момент проходит модернизацию.

По словам начальника цеха №5 по подготовке и перекачке нефти АО «Самаранефтегаз» Николая Попова, необходимость проведения реконструкции данного объекта вызвана возрастающими объемами добычи нефти на месторождениях Верхне-Ветлянском, Тверском, Низовском, Западно-Бородинском, Западно-Шпильском и ряде других.

Увеличение объемов стало возможным в результате ввода новых скважин, а также применения высокоэффективных методов, таких как, например, операции гидравлического разрыва пласта.

План модернизации Нефтегорского НСП предусматривает увеличение емкости резервуарного парка, повышение мощности насосной станции товарной нефти, приемо-сдаточного пункта «Кулешовка», системы измерения количества и показателей качества нефти.

Всего в рамках модернизации на территории НСП будет возведено порядка 30 новых сооружений, в числе которых строительство нефтеотстойников, электродегидраторов, печей нагрева нефти и многое другое. Их ввод в эксплуатацию позволит повысить надежность и экологичность процессов.

Один из ключевых объектов модернизации площадки НСП — строительство узла захолаживания нефти, который включает в себя: блоки холодильной установки, циркуляционных насосов, аппарата воздушного охлаждения, сухих градирен, узла фильтрации и пластинчатых теплообменников.

Основная цель — обеспечение температуры товарной нефти перед сдачей в магистральный нефтепровод не выше +30 градусов в связи с новыми техническими условиями стандарта. Такая технология охлаждения нефти уникальна и впервые будет применяться в России.

— Любовь Федорова