Провожаем «век кувалды»

Отечественная наука предлагает ноу-хау для автоматизации добычи и транспортировки нефти. Наиболее актуальная задача России — укрепить сырьевую отрасль, поскольку она приносит львиную долю доходов в бюджет. А для этого совершенно необходимо внедрять новые технологии, которые позволят сократить число людей, занятых на удаленных объектах, и одновременно повысить качество работ и надежность техники. Автоматизация производства помогла бы нефтегазовой отрасли еще долго сохранять передовые позиции.

Анатолий КОНДРАТЬЕВ,
эксперт высшей квалификации в нефтяной и газовой промышленности

Основная причина аварий на нефтепроводах — человеческий фактор

В ведущих нефтяных компаниях, работающих на территории РФ, в 2005 г. произошло 14 229 разрывов в трубопроводах (из них 9249 — в нефтепроводах и 4980 — на водоводах). Вытекло 142 300 т нефти, суммарный убыток составил 3,5 млн долл. На эти деньги можно оснастить системами мониторинга 350 км внутри промысловых трубопроводов, что позволило бы полностью исключить крупные аварии и сократить до минимума потери.

Основная причина аварий на нефтепроводах — человеческий фактор. По этой причине происходит 70% чрезвычайных ситуаций. И только в 14 случаях из 100 виною — обычный коррозионный износ. Мониторинг трубопроводов позволил бы избежать многих аварий. Чтобы свести человеческий фактор к минимуму, следует в первую очередь оснастить нефтепроводы тензодатчиками, реагирующими на механическое вмешательство, в том числе на несанкционированные врезки. Существует также система мониторинга нефтепромысловых трубопроводов, способная перекрыть участок аварийной трубы в случае механического повреждения или коррозионного износа. Сегодня, например, мониторинг 1 км внутри промыслового трубопровода стоит около 300 тыс. руб. А ведь именно на этом участке трубопроводной системы аварии происходят наиболее часто и с весьма серьезными последствиями. Точную статистику никто не знает, поскольку частные компании стараются эту информацию не придавать гласности, дабы избежать штрафных санкций.

На основе статистических данных одной из ведущих НК удалось разработать простую зависимость числа прорывов на трубопроводах от объемов добычи. Формула выглядит так: А=Д/30000*0,9, где А — число аварий, Д — объем добычи нефти в млн т/год, 30 000 — константа, 0,9 — корректирующий коэффициент.

Прогнозы прорывов на трубопроводах в различных НК, сделанные на основе этой формулы, подтверждались с погрешностью ±7%. Важно отметить, что формула действует до тех пор, пока капитальные вложения на ремонт внутрипромысловых нефтегазопроводов остаются на уровне 10% в год вместо необходимых 25—30%.

Совершенно очевидно, что автоматизация процесса диагностики трубопроводного транспорта — направление, достойное внимания наших нефтяников. Нелишне было бы также разработать федеральный закон о широком внедрении техники, выдающей объективную информацию о состоянии трубопроводов, независимо от заключения частных лиц и фирм, активно работающих сегодня на этом рынке. Кроме того, следует разработать государственную программу по автоматизации процесса мониторинга трубопроводного транспорта России.

Результатом такой политики станет, во-первых, повышение надежности трубопроводов и исключение крупных аварий. Во-вторых, рынок автоматизации оборудования получит новый импульс, увеличатся темпы научно-технического прогресса. Посреднические организации, работающие в этом секторе, будут постепенно уступать место сервисным компаниям, располагающим, как правило, и производственными мощностями. В-третьих, сократится число работников, вынужденных трудиться в экстремальных климатических условиях.

Мониторингу поддаются практически все виды деятельности на нефтегазовых промыслах. Так, в скважине успешно контролируется работа погружного оборудования, внедряются интеллектуальные системы управления с последующим выводом данных на диспетчерский пульт, с обратной связью при аварии. А система мониторинга, которая устанавливается на дожимной насосной скважине (ДНС), позволяет контролировать работу насосного оборудования и своевременно предупреждает о необходимости ремонта.

Автоматизация — главное условие эффективной добычи

Россия обладает серьезным потенциалом в области автоматизации добычи углеводородов и систем мониторинга этого процесса. Разработками по обеспечению номинальных параметров при выкачивании нефти с помощью электропогружного оборудования располагает ООО «Объединенный центр исследований и разработок» (бывший «Центр исследований и разработок «ЮКОС»). Установка ЦУНАР-500 обеспечивает непрерывный мониторинг работы насоса, контроль динамического уровня скважины. Впервые в мировой практике нефтяного машиностроения применена высокая частота вращения насоса, достигающая 10 тыс. об./мин; создан вентильный регулируемый привод с использованием высокоэнергетических постоянных магнитов мощностью 300 кВт, отдельные детали изготовлены из нетрадиционных композиционных материалов на основе титановых сплавов, а трущиеся пары — из твердых сплавов на основе карбида вольфрама. Также впервые применено принудительное охлаждение зоны электродвигателя; рабочее колесо насоса снабжено усилителем потока; установка оснащена интеллектуальной системой управления, задающей требуемые режимы работы насоса в скважине. «Ижевский радиозавод» (в прошлом сверхсекретное предприятие) выпускает современные электронные блоки, обеспечивающие непрерывный контроль параметров погружного электрического насоса, работающего в нефтяной скважине на глубине до 2 тыс. м. Предприятие организует выставки, презентации своего оборудования и упорно ищет понимания у нефтяников и газовиков, но те заняты текущими проблемами и, видимо, не заглядывают далеко вперед. «Ижевский радиозавод», так же, как и «Объединенный центр исследований и разработок», работает с ОАО «Татнефть» над созданием адаптивной системы забойного контроля и управления для оптимизации работы скважины («интеллектуальная» скважина). Завод и разрабатывает, и выпускает это оборудование, но им пользуются только «близживущие» нефтяники.

Отметим, что именно «Татнефть» избегает методов интенсификации нефтеотдачи и применяет множество технологий, которые помогают ей в течение длительного времени удерживать добычу на старых месторождениях в рамках 25—28 млн т нефти в год.

Значительный прорыв сделан отечественной наукой в области технологий бурения. Один из самых ярких примеров — технология бурения на обсадной колонне. Впервые она была применена советскими специалистами в 50-х годах прошлого века, однако по разным причинам развития не получила. Позже бурение на обсадной колонне было «замечено» в Канаде. Эта технология обеспечивает минимальные затраты, как временные, так и материальные. Сроки строительства скважины сокращаются за счет устранения спускоподъемных операций, которые занимают до 70% общего объема буровых работ. Остается только процесс свинчивания обсадной трубы. Отпадает необходимость в бурильных трубах и в высоких мачтах буровых установок. Кроме того, снижается общая приводная мощность. Так как российские предприятия работают в основном турбинным способом, то не нужно применять мощный высокомоментный верхний привод, обеспечивающий вращение всей колонны труб. Турбинный способ предполагает вращение непосредственно породоразрушающего инструмента, находящегося в забое.

Однако пока комплекс оборудования для бурения на обсадной колонне с применением высоконадежных турбобуров (разработанных ООО «Техбур») существует только на бумаге. Для реализации этого проекта потребуется около 1,5—2 лет и около 150 млн руб.

Подобный комплекс оборудования создан канадской фирмой CЕTСO, которая предлагает его за 12 млн долл. (или 342 млн руб.), при этом средняя потребляемая мощность комплекса — 4,5 МВт, аналогичный показатель отечественной системы не превысит 2,5 МВт.

Кроме того, на основе этой же технологии можно разработать мобильный буровой комплекс, поставленный на шасси. Полный его монтаж на месте бурения потребует 5 дней (вместо 30 в случае со стационарным оборудованием). Процесс бурения с применением новой техники займет как минимум в 3 раза меньше времени, чем требуют обычные установки (эксплуатационная скважина глубиной 3 тыс. м бурится минимум 28—30 дней, а по новой технологии — 7—10 дней). Сокращение сроков и сметы происходит благодаря тому, что исчезает необходимость в стационарных буровых сооружениях, применяются только мобильные подъемные установки грузоподъемностью 60—125 тс, выпускаемые Кунгурским машиностроительным заводом, а если применить оппозитную схему (см. рис.), грузоподъемность вырастает до 300 тс.

Таким образом, строительство одной скважины глубиной 3 тыс. м с помощью мобильной установки занимает до 15 дней и обходится в 110 тыс. долл., а это в 6 раз дешевле, чем сегодня предлагает рынок. Полная окупаемость всего бурового комплекса возможна уже после проходки 17 скважин, которые он сможет пробурить за один год.

Кроме прямой экономии, нефтедобывающие предприятия выигрывают на снижении закупок бурильных труб.

Еще одна веха в прогрессивном отечественном машиностроении — гидравлические прямодействующие насосы. Опытные образцы начали изготавливать на заводе «Полет» (г. Омск), однако из-за прекращения финансирования работа остановилась на одном из последних этапов. Такой насос имеет в два раза меньшую массу, чем обычный буровой — 15 тс вместо 32. А надежность его как минимум в 3 раза выше из-за отсутствия крутящихся масс и трущихся на высоких скоростях шарнирных элементов.

Сегодня, как правило, на буровой устанавливают три насоса: один или два работают, остальные — резервные. При использовании прямодействующих насосов их число можно уменьшить до двух (один в резерве). Отсюда — сокращение общей массы насосов с 96,9 до 30 тс. А надежность при этом возрастает.

В России также ведутся работы по созданию высоконадежных аппаратов для передачи вращения на долото. К промышленным испытаниям готовы низкооборотные (редукторные) турбобуры с высокой степенью надежности (до первого отказа не менее 700 ч). Разработан и высокооборотный турбобур с аналогичными параметрами надежности, однако средств на его изготовление пока нет. Свою заинтересованность в новой модели проявили буровики «Славнефти». Скважины этой компании находятся в отдаленных районах, за 600 км от базы, и поэтому ей необходим надежный турбобур, способный полностью пробурить одну скважину. Но пока «Славнефти» приходится применять 7—10 турбобуров для проходки 3 тыс. м.ООО «Техбур» также разработало редукторный турбобур с параметрами, сопоставимыми с показателями винтового забойного двигателя, а по надежности в 4 раза его превосходящий. Причем ремонт редукторного турбобура возможен на месте, в то время как винтовой забойный двигатель не подлежит восстановлению.

Кроме «Славнефти», интерес к этой технике проявили «Сургутнефтегаз» и «Газпром», которые готовы провести опытные испытания на своих месторождениях. Отечественные разработки привлекли внимание и British Petroleum. Компания подсчитала минимальную прибыль сервисного предприятия, которое занималось бы только тем, что сдавало низкооборотные и высокооборотные турбобуры в аренду. Цифра составила 500 млн долл. в год.

Судить о том, отечественные или зарубежные компании окажутся на гребне волны автоматизации и высоких технологий в российском ТЭК, пока рано. Однако бесспорно, что «век кувалды» уходит в прошлое. Будущее за надежными автоматизированными комплексами и современным программным обеспечением, позволяющими оперативно выявлять износ оборудования, моментально устранять неполадки и снижать влияние человеческого фактора.

Журнал «Мировая энергетика»

Все права защищены. © Copyright 2003-2012. Свидетельство ПИ ФС77-34619 от 02.12.2008 г.
При использовании материалов ссылка на www.worldenergy.ru обязательна
Пожелания по работе сайта присылайте на info@worldenergy.ru