Хмао - территория нефти.

Ханты-Мансийский автономный округ - Югра - ведущий добытчик нефти (около 56%) и один из самых крупных ее производителей в мире.

Промышленность Ханты-Мансийского автономного округа - Югра - типично монопрофильная и все остальные отрасли, за исключением выполняют вспомогательные функции. Заметная доля и металлообработки объясняется высокими затратами на выполнение ремонтов оборудования. Крайне невелика роль лесной промышленности, которая в Ханты-Мансийском автономном округе - Югра имеет достаточные исходные сырьевые ресурсы для самостоятельного развития в отрасль специализации округа.

Добыча нефти началась в 60-е годы прошлого века и развивалась крайне быстро. Пик добычи был достигнут в 1988 г. - 335,0 млн тонн, затем произошел серьезный спад ее уровня и далее, начиная с 2000 г. начинается новый подъем. В значительной степени рост добычи нефти связан с ростом мировых цен на нефть и ростом спроса на нее, что чрезвычайно повышает эффективность ее разработки.

За прошедшие годы из недр Ханты-Мансийского автономного округа - Югра извлечено более 7 млрд тонн нефти. В настоящее время Ханты-Мансийский автономный округ - Югра занимает первое место среди регионов страны по величине разведанных запасов и добыче нефти. Средняя разведанность запасов нефти около 40%. Средняя выработанность разведанных запасов превышает 50%. Постепенно нарастает напряженность с запасами нефти, так как новые запасы не покрывают объем годовой ее добычи. В регионе ежегодно геофизическая служба готовит всего по 16–18 новых нефтеносных структур, что крайне мало. Уровень восполнения запасов углеводородного сырья в последние годы не превышает 30% от добычи. Поэтому геологическая обеспеченность разных нефтяных компаний запасами нефти промышленных категорий варьирует от 15 до 100 лет (при современном уровне ее добычи). Среди месторождений встречаются чисто нефтяные, нефтегазоконденсатные и нефтегазовые.

По состоянию на 1.01.2003 г. на территории округа открыто 358 нефтяных, 34-нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газонефтяных месторождений. По состоянию на начало 2004 г. из общего количества месторождений разрабатывается 171 месторождение, 16 подготовлены к разработке, 215 находятся в разведке, остальные - на консервации. Среди разрабатываемых месторождений к числу уникальных по запасам относятся - Самотлорское, Красноленинское, Салымское, Приобское, Тайлаковское. За более чем 35 лет эксплуатации на Самотлорском месторождении, извлекаемые запасы которого оценивались в 3 млрд тонн, добыто около 2,5 млрд тонн нефти. Из этой группы месторождений прирост добычи нефти в последние годы удается получить только на Приобском и частично на Самотлорском месторождениях за счет использования новейших технологий ее извлечения.

К числу крупных относят 25 месторождений. Высокая степень концентрации запасов в уже открытых месторождениях повышает эффективность всей разработки нефти. Однако вновь открываемые месторождения, как правило, относятся к числу средних или мелких. Обычно это доразведка окраинных частей уже известных месторождений или рядом расположенных более мелких нефтяных блоков.

За прошедшие годы из 12 уникальных и самых крупных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа - Югра извлечено 4.8 млрд тонн нефти при первоначальных запасах в 7 млрд тонн. Выработанность запасов по этим месторождениям составляет от 65 до 85% (средняя 70%) Добытая на них нефть характеризуется обводнённостью от 73 до 93% (в среднем 90%).

Одновременно с развитием добычи нефти возникло производство, связанное с утилизацией попутного нефтяного газа. В первые десятилетия развития добычи нефти степень улавливания (утилизации) попутного нефтяного газа была невелика. По мере обустройства месторождений и появления мощных предприятий в страны интерес к использованию попутного нефтяного газа стал возрастать. Но и сегодня степень его утилизации относительно невелика.

Газовый фактор (количество газа на 1 тонну добытой нефти) с течением времени уменьшается. Поэтому, чем раньше начинается его использование, тем большая часть этого ценного топлива и нефтехимического сырья может быть использована полезно. В этом процессе многое зависит от складывающихся цен на этот вид сырья и от дефицитности сырья для нефтехимии в стране.

Суммарная мощность всех газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) в округе составляет примерно 27 млрд м3 попутного газа. В 2003 г. ГПЗ переработали примерно 12 млрд м3 газа. Сгорает в факелах примерно 6 млрд м3 газа в год, т.е. коэффициент утилизации газа составляет по официальным данным 0,67. Эти данные свидетельствуют о том, что в округе не исчерпаны возможности по увеличению степени полезного использования попутного газа.

Нефтеперерабатывающая промышленность выполняет вспомогательную функцию и не является отраслью специализации округа. Подавляющая часть добытой нефти по системе нефтепроводов уходит за пределы округа в западном частично восточном направлениях на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) страны и на экспорт. Между тем огромный парк техники нуждается в моторном топливе и бензине, велика потребность в поточном мазуте, завоз нефтяного топлива обходится дорого. Поэтому развитие переработки нефти и газового конденсата в моторное топливо на уровне собственных потребностей экономически целесообразно и оправдано. В дальнейшем можно ожидать увеличение мощности мини-НПЗ, а с ростом цен на природный газ и нефтехимическое сырьё и увеличение степени утилизации попутного нефтяного газа.
Приобское месторождение нефти

Транспорт нефти осуществляется по высокоразвитой сети нефтепроводов. Первый нефтепровод Шаим – Тюмень был пущен в 1965 г.. Далее были сооружены нефтепроводы Усть-Балык – Омск (964 км), Самотлор – Уфа – Альметьевск (1836 км), Сургут – Полоцк (3252 км) и Нижневартовск – Анжеро-Судженск – Иркутск. Использованы трубы различного диаметра – от 520 мм и до 1220 мм. Для экспорта западносибирской нефти используются морские порты: Новороссийск, Приморск, Туапсе, а также порты стран Балтии.

Сложившийся в последние годы дефицит мощностей на магистральных нефтепроводах вынуждает нефтяные компании перевозить часть добытой нефти по железной дороге (в Китай, в морские порты Витино, Восточный). Летом часть добытой нефти отгружается через Обскую губу.

Первые месторождения природного газа в округе были открыты в 1953 г. районе Берёзово и вскоре в 1966 г. был построен газопровод Игрим–Серов–Нижний Тагил. В 1977 г. был построен газопровод Нижневартовск–Парабель– для подачи туда осушенного попутного нефтяного газа.

В 2015 году добыча нефти велась на 273 месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа, что было обеспечено поисково-разведочными работами на нефть и газ, проводимыми на этой территории на протяжении не менее шести десятилетий. С начала разработки месторождений (с 1964 года) из недр округа на 1.01.2016 г. было извлечено 10949 млн т нефти, или 59,7% начальных извлекаемых запасов промышленных категорий. На рис. 1 представлена структура извлекаемых запасов распределенного фонда недр округа на 1.01.2016 г. В 2015 году началась добыча на 6 новых месторождениях и было добыто 243,1 млн т нефти. В недрах округа содержалось 3890 млн т разведанных разбуренных текущих запасов, 3505 млн т разведанных неразбуренных запасов. Кроме того, имелось 3200 млн т предварительно оцененных неразбуренных извлекаемых запасов. Кратность текущих промышленных разведанных запасов округа на 1.01.2016 г. годовой добыче 2015 г. составила 31 год, что свидетельствует о надежной сырьевой базе округа для того, чтобы быть и в дальнейшем основным нефтедобывающим регионом России, хотя качество текущих запасов с течением времени ухудшается.

В табл. 1 приведены итоги разработки нефтяных месторождений ХМАО-Югры в 2015 г.

Как было сказано, годовая добыча нефти по округу в 2015 г. составила 243,1 млн т, что на 7 млн т меньше, чем в 2014 г., и на 8,2 млн т меньше предусмотренной проектными документами. Выполнение составило 96,7%. Учитывая, что месторождения региона разрабатываются уже более 50 лет, плавное снижение годовой добычи на 5-7 млн т не является катастрофическим, хотя происходит снижение качества запасов со временем, рост обводненности продукции и уменьшение производительности скважин, а также допущенные в прошлом форсированные отборы продукции и сверхпроектная закачка воды в продуктивные пласты.

Проектные показатели по добыче нефти выполнили НК «Сургутнефтегаз» – 102,6%, НК «Газпромнефть» – 114,3% и «Салым Петролеум Девелопмент» НВ – 104,8%. Уровни добычи 2014 г. превысили НК «Газпромнефть», ВНК «Томскнефть» и АНК «Башнефть». Темп отбора нефти по округу от начальных извлекаемых запасов составил 1,3%, от текущих 3,3%.

В 2015 г. объем эксплуатационного бурения составил 13489 тыс. метров, что на 945 тыс. м больше, чем в 2014 г., но на 405 тыс. м меньше, чем предусматривалось проектными документами. Выполнение составило 97,1%. Рост эксплуатационного бурения является положительным фактором, несмотря на кризисные явления. В работу введено 3548 эксплуатационных скважин, что позволило уменьшить снижение годового уровня добычи нефти по округу.

Разбуренность запасов категории АВС 1 составила 80,9%, разбуренность проектного фонда запасов АВС 1 достигла 72,7%. Дебит скважин по нефти новых скважин по сравнению с 2014 г. несколько увеличился с 28,0 до 28,7 т/сут, а средний дебит добывающего фонда уменьшился с 9,9 до 9,5 т/сут в 2015 г.

Действующий эксплуатационный фонд скважин округа в 2015 г. вырос по сравнению с 2014 г. на 2187 скважин, неработающий фонд остается на уровне 31,0-31,4 тыс. скважин. Коэффициент использования эксплуатационного фонда увеличился в 2015 году до 89,4%. Обводненность продукции выросла до 89,7% в 2015 г. (с 89,4% в 2014 г.) Закачка воды в 2015 г. увеличилась на 29789 тыс. м 3 по сравнению с 2014 г., что на 61349 тыс. м 3 выше предусмотренной проектными документами. Наибольшие превышения проектной закачки допустили ПАО «ЛУКОЙЛ», НК «Роснефть» и НК «Газпромнефть».

Прирост годовой добычи от проведения геолого-технологических мероприятий в 2015 г. составил 27,5 млн т, что на 1,5 млн т больше, чем в 2014 г. Это явилось следствием того, что в 2015 г. было выполнено 27302 скважино-операции ГТМ, т.е. на 838 скважино-операций больше, чем в 2014 г. Несколько увеличился в 2015 г. удельный эффект, приходящийся на каждую скважино-операцию, с 0,983 тыс. т до 1,006 тыс. т. Наибольший объем ГТМ в 2015 г. выполнили НК «Сургутнефтегаз» – 11418 скважино-операций с приростом годовой добычи 9,1 млн т (17,2%) и НК «Роснефть» – 7735 скважино-операций с приростом годовой добычи 9,7 млн т (10,2%).

Наибольшее увеличение удельного эффекта на одну скважино-операцию было получено в 2015 г. АНК «Башнефть» с 0,2 тыс. т до 5,4 тыс. т. Компания применила инновационную технологию при разбуривании Соровского месторождения на 14 скважинах. Работы АНК «Башнефть» доказывают, что значительный прогресс может быть достигнут в результате многозонного гидроразрыва в горизонтальных скважинах по сравнению с обычной технологией. Большие и успешные объемы работ в этом направлении были проведены Роснефтью, ТНК-ВР и ПАО «ЛУКОЙЛ». Так, средний дебит по 9 горизонтальным скважинам НК «Роснефть» на Восточно-Правдинском, Ефремовском, Приобском и Омбинском месторождениях составил 177 т/сут при среднем по округу 9,5 т/сут. Хорошие результаты в регионе дает опробование «азотно-пенного гидроразрыва пласта» с ростом дебитов по нефти на 10-15%.

Незаслуженно «забыты» дилатансионные методы, в свое время успешно опробованные на Мамонтовском месторождении. При опробовании этой технологии дебит по нефти скв. 587 увеличился с 20 до 40 т/сут (в 2 раза), скв.612 с 15 до 53 т/сут (в 3,5 раза), скв.688 с 7,2 до 40 т/сут (в 5,5 раза). Продолжительность эффекта 1,5-2 года при длительности эффекта от ГРП 4-6 месяцев. Положительное влияние технологии частично отмечалось и по соседним скважинам.

Начала применяться в округе технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) на многопластовых месторождениях. В условиях Югры внедрение установок ОРЭ позволит обеспечить прирост годовой добычи.

Несколько слов об акустическом пороховом генераторе давлений, разработанном Пермским пороховым заводом. Опробование генератора давлений на низкодебитных скважинах Шаимского района показало, что прирост дебита скважин по нефти вырос в среднем в 2,5 раза. Технология создана для интенсификации низкодебитных скважин. Учитывая, что в 2015 г. на месторождениях Югры с дебитом менее 5 т/сут работало 35 тыс. скважин с годовой добычей 29 млн т, можно ожидать от применения этой технологии существенного прироста годовой добычи нефти округа.

Следует упомянуть об успешном опробовании на месторождениях округа плазменно-импульсного воздействия на пласт, разработанного кафедрой геофизики Санкт-Петербургского технического университета им. Г.В. Плеханова совместно с Научно-производственным центром «Гео-МИР». С 2007 г. промышленным внедрением метода занималась компания «Новас». Работы были проведены в более чем 150 скважинах и получили одобрение академика А.Н. Дмитриевского. Эффект был получен в 82% случаев и длился от 6 до 24 месяцев. Среднее увеличение дебита более 50%, приемистости 20-50%. Работы проводились на Южно-Приобском, Вахском, Западно-Полуденном и других месторождениях. Положительные результаты были получены даже в коллекторах с пористостью 2-3% и проницаемостью 1,5-3 мД.

Большой интерес в недрах Югры вызывают баженовско-абалакские отложения с их многомиллиардными ресурсами углеводородов. До 2007 г. годовой уровень добычи из этих отложений не превышал 120 тыс. т, а в период 2009-2015 г. рост годовой добычи нефти превысил 600 тыс. т.

Специалисты ОАО «РИТЭК» создание технологии разработки баженовско-абалакских отложений связывают с термогазовым методом воздействия на пласт, который основан на закачке воздуха и нагревании породы в результате окислительных процессов. Метод был предложен сотрудниками ВНИИНефть в 1971 г. Имеется опыт его применения в ряде стран мира (США, Канада, Украина, Норвегия). Опытно-промышленные работы начаты ОАО «РИТЭК» на Средне-Назымском месторождении в 2009 году. Большой объем работ на баженовского-абалакских отложениях выполняет НК «Сургутнефтегаз», у которой наибольшая в округе добыча нефти из этих отложений.

Создание технологии разработки баженовских отложений коренным образом может решить проблему сырьевого обеспечения добычи нефти в ХМАО-Югре. Однако эта проблема весьма сложная, трудоемкая и не может быть решена отдельными даже крупными компаниями без участия Государства. Для этого необходима Государственная программа промысловых испытаний, результатом реализации которой станет не 600 тысяч тонн, а миллионы тонн нефти и не на шельфе полярных морей, а в относительно обустроенной Западной Сибири.

Большой интерес в условиях Югры представляет выработка остаточных высокопроницаемых обводненных запасов эксплуатационных объектов крупнейших и уникальных разрабатываемых месторождений округа: Самотлорского, Федоровского, Мамонтовского и др., которые, несмотря на длительный период эксплуатации, еще содержат значительные запасы нефти.
Была проведена оценка возможности применения для выработки этих запасов одной из комплексных технологий физико-химического воздействия на пласт – АСП, предусматривающей закачку в пласт щелочи, ПАВ, полимеров и позволяющей добыть дополнительную нефть, не стоящую на балансе.

Применение этой технологии позволит не только стабилизировать добычу нефти, но и обеспечить действительно рациональное пользование недрами. Уже в первые 5-10 лет после массового внедрения этой технологии есть возможность увеличить добычу по округу на 5-10 млн т в год. В настоящее время один из недропользователей, работающих в округе, «Салым Петролеум Девелопмент НВ» исследует возможности данного вида воздействия на Западно-Салымском месторождении.

Для повышения эффективности разработки интересны газовые и газоводяные методы. В мире более 150 месторождений разрабатываются с закачкой углеводородного газа, углекислого газа, азота. С помощью газовых методов в Норвегии удалось поднять КИН с 30 до 50% и ставится задача довести его до 60%. В округе применение методов газового воздействия только начинается. Считаем, что их применение существенно повысит добычный потенциал округа.

Сложившееся в нефтедобыче Югры положение может быть улучшено только путем инновационного развития отрасли. Инновации являются одним из средств, которые можно противопоставить ухудшению сырьевой базы добычи, росту обводненности продукции, снижению дебитов скважин. Создание инновационных технологий невозможно без изучения тонкой поровой структуры горной породы, без определения энергетической структуры начальных и текущих запасов нефти, без изучения взаимодействия пластовых флюидов с горной породой. Инновационные технологии должны обладать высокой наукоемкостью и давать ощутимый эффект в значительном приросте извлекаемых запасов.

За небольшим исключением многие недропользователи округа в силу различных причин не занимаются внедрением инновационных технологий. Авторам новых разработок приходится вести долгие, трудные переговоры с недропользователями о возможности опробования своих проектов на месторождениях в реальных условиях, даже несмотря на положительные предпосылки к их применению. Зачастую проектные технологические документы не предусматривают опробования новинок. На наш взгляд, следует изменить существующий порядок. В каждом утверждаемом проектном технологическом документе должно предусматриваться опробование хотя бы одной инновационной для данного месторождения технологии, без чего документ не должен согласовываться и утверждаться. Необходимо заинтересовать недропользователей в опытных работах на своих месторождениях.

На рис. 2 приведено сопоставление динамики фактической добычи нефти по округу с 1999 г. с прогнозом добычи нефти по проектным технологическим документам и с прогнозом добычи нефти, составленным в АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» в 2008 г. На протяжении восьми лет расхождение между фактической добычей и добычей по прогнозу НАЦ РН не превышает 1,5%, в то время как расхождение между фактической добычей и проектными технологическими документами доходит до 3,8%, поэтому для социально-экономического планирования хозяйственного развития округа предпочтительнее пользоваться прогнозом Центра.

Несмотря на некоторое снижение годовой добычи нефти на месторождениях округа добычный потенциал ХМАО – Югры еще довольно высокий. Его составными частями являются: текущие запасы нефти, стоящие на Государственном балансе в объеме 41% начальных запасов; прирост запасов нефти по результатам ГРР и применения современных технологий.

Реализация этого потенциала должна производиться разбуриванием текущих запасов, вводом в разработку новых месторождений и бездействующих скважин, бурением боковых стволов и горизонтальных скважин с многозонным ГРП, внедрением в большом объеме физико-химических МУН, в том числе и технологии АСП, повышением дебитов скважин с помощью акустического порохового генератора, дилатансионных, газовых, термогазовых, водогазовых методов, установок одновременно-раздельной эксплуатации скважин, пенного гидроразрыва пласта, плазменно-импульсного, имплозивного воздействия на пласты и других технологий интенсификации притока и МУН. Реальный прирост годовой добычи будет определяться степенью реализации добычного потенциала округа. Но даже частичная его реализация способна уменьшить темпы снижения годовой добычи нефти в ХМАО – Югре.

Владимир Хомутко

Время на чтение: 4 минуты

А А

История добычи нефти в Ханты – Мансийске

Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) имеет свое самоназвание – Югра.

Это – один из самых бурно развивающихся регионов нашей страны, который за одно поколение из архаичного края, где в основном жили кочевники в своих стойбищах, превратился в край с развитой индустриальной инфраструктурой. И большая заслуга в этом принадлежит найденной здесь нефти.

Столица Югры – город Ханты-Мансийск. Нефть, а точнее, доходы от её добычи превратили его в самый настоящий деловой центр.

Этому городу, расположенному в двадцати километрах от места, где сливаются две могучие сибирские реки – Обь и Иртыш, исполнилось 435 лет. Добыча «черного золота» дала толчок к интенсивному развитию этого сурового края.

Географическое положение

ХМАО – это один из ключевых регионов, в котором сосредоточена нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность нашей страны. Самым крупным добывающим предприятием является созданное в 2005-ом году дочернее предприятие ОАО «Газпром» – «Газпромнефть-Хантос».

Сегодня это предприятие разрабатывает восемь нефтяных месторождений, расположенных на территории ХМАО и в Тюменской области: Южную часть Приобского месторождения, месторождение «Зимнее» и другие. В самой Югре продолжаются активные работы по поиску новых нефтяных и газовых месторождений.

Всего в 65-ти километрах от Ханты-Мансийска находится Южно-Приобское месторождение, которое является ключевым активом предприятия «Газпром нефть». Это один из самых крупных и перспективных промыслов корпорации. Именно отсюда компания получает больше 80-ти процентов всей добываемой им нефти. Открыто это месторождение было в 1982-ом году, а его разработка началась в 1999-ом. Бурение эксплуатационных скважин началось в 2002-ом году.

Объем нефтяных запасов этого промысла весьма значителен – около 451-го миллиона тонн «черного золота». Стоит сказать, что природные ресурсы здесь относятся к категории трудноизвлекаемых, однако, применение новых инновационных добывающих технологий позволило увеличить объем добываемого сырья (по сравнению с 2005-ым годом) в шесть раз. 2016-ый год ознаменовался добычей стомиллионной тонны нефти за всю историю этого промысла.

Нефтедобыча в Югре

В строительстве скважин задействованы десятки служб разного профиля. Вес буровых установок, применяемых здесь, иногда достигает тысячи тонн. Проходят скважины при помощи специального инструмента – долота, им же отбираются образцы так называемого керна (см. ниже).

Эти образцы необходимы для проведения лабораторных исследований, которые позволяют определить расположение нефтеносных пластов. Само долото крепится на особой трубной конструкции, которую вращает огромный электродвигатель. Бурильные колонны опускают и поднимают по нескольку раз, поскольку долото требует периодической замены.

В зависимости от вида скважин, они оборудуются различными технологическими устройствами: замерными установками, технологическими трубопроводами, площадками для ремонтной техники, пунктами управления, блоками закачки в пласт воды (скважины нагнетательного типа) и так далее. Само углеводородное сырье выкачивает нефтяной центробежный насос, который опускается на дно скважины (в забой).

Также насосы применяются для подачи поднятого сырья на очистные станции различного типа. Любое появление нефти наружу строго регламентировано. Увидеть или потрогать «черное золото» можно лишь во время отбора лабораторных проб.

С добывающим комплексом непосредственно связаны УПН – установки подготовки нефти. Них производится разделение добытой углеводородной смеси на газ, воду и саму нефть, перед подачей её в систему магистральных нефтепроводов. Здесь же производится количественный учет добытого полезного ископаемого.

Это предприятие было создано в 2007-ом году. Оно является совместной собственностью двух российских компаний – «СИБУРА» и «Газпром нефти». Это современное предприятие было построено в строгом соответствии со всеми требованиями, касающимися промышленной безопасности и защиты экологии окружающей среды. Этот завод является одним из ключевых элементов Западно-Сибирского перерабатывающего кластера.

Южно-Приобский газоперерабатывающий завод (Южно-Приобский ГПЗ)

Годовая мощность этого завода составляет 900 миллионов кубических метров нефтяного попутного газа.

Что такое керн и где его хранят?

Керн представляет собой кусок горной породы, взятый с помощью долота из скважины. Его исследуют на предмет наличия в нем нефти и, если она там есть, исследуют её свойства.

Кроме того, керн несет в себе следующую важную информацию:

• о геологической картине (процессах формирования конкретной горной породы;
• о количестве нефтяных запасов месторождения;
• о том, насколько затратна будет разработка и так далее.

Ханты-Мансийское кернохранилище является одним из самых крупных в России. В нем уже находится примерно двести километров отобранного нефтяного материала, а общая вместимость этого хранилища составляет одну тысячу километров керна. Здесь хранятся образцы, взятые со всех разведываемых и разрабатываемых западносибирских месторождений.

Идея построения в Ханты-Мансийском автономном округе кернохранилище пришла группе ученых, руководил которым геолог Владимир Шпильман, после заграничной командировки. До появления такого специализированного склада керн хранили в абсолютно неприспособленных для этого местах – в подвалах и на обычных промскладах. Из-за этого ценнейшая информация, содержавшаяся в нефтяном материале, терялась. Сегодняшнее кернохранилище в этом российском регионе представляет собой не просто обычный склад, а целый лабораторный комплекс, в которых и изучаются полученные образцы горных пород.

Музей геологии

Есть в этом нефтяном краю и еще одна достопримечательность. Это музей единственный в России общедоступный геологический музей нефти и газа, в котором сосредоточено более 35-ти тысяч интереснейших экспонатов.

Музей геологии, нефти и газа

Это и очень занимательная историческая экспозиция, и уникальная коллекция минералов, и доступно изложенные принципы нефтедобычи. В этом музее постоянно проводятся самые разнообразные выставки, такие, как, например, выставка агатов или, к примеру, выставка под названием «Баррель нефти», на которой посетители имеют уникальную возможность не только вживую увидеть, но даже понюхать и потрогать так называемое «черное золото» Югры.

В заключение хочется сказать, что сам Ханты-Мансийск является очень современным городом со своей неповторимой архитектурой и национальным колоритом. Жители Югры по праву гордятся своим краем, и делают все для его дальнейшего развития и процветания.

Что интересного в добыче нефти? - скажете вы. Об этом писали много, часто и все давно разложено по "полочкам". Однако, все меняется и в этой классической отрасли. Незаметно для нас с вами происходят большие изменения. Это связано, в первую очередь, с тем, что легкой нефти практически не осталось, а добыча сложной нефти требует рационального подхода и новых цифровых технологий.

Совсем недавно мы побывали на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса», которое находится недалеко от Ханты-Мансийска. Месторождение открыто в 1982 году. В разработку введено в 1999 году. Эксплуатационное бурение ведется с 2002 года. Площадь ЮЛТ Приобского месторождения: 2253,8 кв. км.
Начальные геологические запасы составляют более 1,5 млрд тонн. Из-за крайне низкой проницаемости продуктивных пластов разработка Южно-Приобского месторождения долгое время считалась нерентабельной. За счет применения новых технологий, в частности, гидроразрыва пласта (об этом расскажем чуть позже), компании удалось не только начать его разработку, но и кратно повысить объем добычи: с 2,7 млн тонн н. э. в 2005 году до 15,2 млн тонн н. э. в 2017 году:

Скважины

1. Мы побывали на одном из кустов и посмотрели, как ведется добыча нефти. Для того, чтобы попасть на объект, необходимо переодеться в спецодежду, пройти инструктаж по технике безопасности и получить допуск. Все очень серьезно:

2. Если честно, я ожидал увидеть традиционные качалки. Оказывается, эти технологии ушли в прошлое вместе с дисковыми телефонами. Сейчас нефть выкачивается более эффективными способами. На снимке видно 7 действующих скважин. За ними находится буровая установка, которая бурит очередную скважину. Благодаря рельсовой подвижной основе она перемещается по территории куста:

3. Скважина имеет глубину более 3-х километров. После бурения и подготовки в ствол скважины опускается специальный электрический насос, который и выполняет роль привычной нам огромной качалки. Насосам необходимо электропитание, поэтому вместе с насосом в скважину спускается специальный бронированный кабель, по которому подается электрический ток. Все электромагистрали проложены по "воздуху" на опорах, что дает визуальный контроль и обеспечивает безопасность подачи электричества:

4. Один насос потребляет около 600 кВт в час. Для контроля эффективности расхода электричества предусмотрены специальные цифровые решения о которых мы поговорим чуть позже:

5. На обслуживании скважин работают специально обученные люди - операторы. Это квалифицированные рабочие из разных регионов России, прошедшие подготовку и аттестацию. Работа на добыче нефти осуществляется сменным вахтовым методом:

6. Все управление осуществляется удаленно из центра управления добычей (ЦУД). У каждого оператора есть смартфон со специальным приложением, на который поступают задания из ЦУДа. Оператор продемонстрировал нам, как проводилась работа в доцифровую эпоху. На смартфон (до появления смартфона задание выдавалось через запись в журнал) поступило задание измерить уровень нефтесодержащей жидкости в скважине и взять забор пробы:

7. Оператор отправляется к скважине с набором специальных инструментов и емкостей. Из скважины качается не нефть, а нефтесодержащая жидкость, которая состоит из воды, газа, примесей и, собственно, самой нефти. Для забора пробы необходимо сначала пропустить часть верхней жидкости. Для этого используется ведро. Суть та же, когда мы пропускаем грязную воду после ремонта труб из-под крана. Далее делается забор в несколько бутылок:

9. Пласт нефтесодержащей жидкости, из которого ведется добыча, находится на значительной глубине. Если уровень растет, значит насос засоряется, либо пласт стал больше давать, если падает - пласт дает меньше расчетного объема добычи. Периодический замер уровня жидкости в скважине необходим для точного определения характеристик электрического насоса, а также подтверждения точности настроек контрольных датчиков, установленных в скважине:

10. Многие нефтедобывающие компании до сих пор работают по старинке, качая нефть качалками, производя ручной забор проб и отбивая уровень в скважине вручную. «Газпромнефть-Хантос» уже давно оснастил кусты добычи автоматизированными групповыми замерными установками (АГЗУ), предназначенными для измерения количества сырой нефти, нефтяного газа и дальнейшей программной обработки результатов, передачу их в систему телеметрии по каналам связи.
 Весь процесс максимально автоматизирован и оснащен удаленным контролем:

11. Еще одна система цифрового управления добычей - станция управления насосами:

12. Здесь установлены приборы слежения и управления насосами, которые находятся в скважинах. Все программное обеспечение и начинка российского производства. Операторы следят за давлением в скважинах, уровнем и температурой. Например, вот текущее значение в одной из скважин. Уровень пластовой жидкости 2633 метра, температура на этой глубине +97 градусов. В таких условиях работают насосы:

Гидравлический разрыв пласта

Под высоким давлением в пласт закачивается смесь жидкости и специального расклинивающего агента (пропанта). В процессе подачи смеси формируются высокопроводящие каналы (трещины ГРП), соединяющие ствол скважины и пласт, которые закрепляются пропантом. По этим каналам нефти гораздо проще поступать из пласта в скважину. При многостадийном ГРП (МГРП) в одном стволе горизонтальной скважины проводится несколько операций гидроразрыва. Таким образом, обеспечивается многократное увеличение зоны охвата пласта одной скважиной.

Фото кликабельно для увеличения:

Буровая установка

14. Бурильная колонна состоит из бурильных труб, предназначена для передачи нагрузки при бурении на долото, транспортировки бурового раствора на забой скважины с последующим выносом выбуренной породы. Длина бурильной колонны напрямую зависит от глубины скважины:

15. В основании бурильных труб устанавливается долото, которое и осуществляет бурение. Долото имеют разные размеры, форму и рабочие поверхности в зависимости от толщины породы, которые требуется пробурить. Ресурс износа одного долота около 10 тыс. метров бурения.

Для примера два разных долота до использования/после:

16. Весь процесс бурения полностью автоматизированный и управляется программно:

17.

18. При бурении скважин, добыче и транспортировке нефти большое внимание отводится сохранению экологии. Все отходы вывозятся и утилизируются, а побочные продукты, такие как газ и вода, идут на вторичную переработку. Экологическую чистоту лучше всего передают лебеди, которые облюбовали озера рядом с местами добычи:

Центр подготовки нефти

Как уже было сказано, из скважины добывается не нефть, а нефтесодержащая жидкость, в которой кроме самой нефти присутствует большое количество воды, газа и других примесей. Для ее очистки и дальнейшей транспортировки жидкость сначала попадает в установку подготовки нефти. Затем товарная нефть поступает на приемо-сдаточный пункт нефти, здесь же происходит ее коммерческий учет и откачка для дальнейшей сдачи в систему Транснефти. 



19. Территория, на которой находится установка подготовки нефти, походит на приличный нефтеперерабатывающий завод:

Основной процесс подготовки термо-химический. Продукция скважин по системе нефтесбора поступает в систему сепарации, где происходит предварительное отделение газа от жидкости. Отделение в сепараторах происходит путем перепада давления. Водонефтяная эмульсия отправляется на предварительную площадку подогревателей, где она нагревается и на следующей ступени смешивается с химическим эмульгатором на основе метанола, который позволяет улучшить отделение нефти от воды.

После подогрева эмульсия попадает на площадку трехфазных сепараторов. Это огромные бочки, разделенные на две камеры. Из-за разности в плотности вода попадает в нижнюю камеру, нефть в верхнюю. Также выделяется газ второй ступени, оставшийся после первой сепарации. Через перегородку нефть перетекает в третью камеру, после чего отправляется еще на одну ступень сепарации, где из нее отделяется оставшийся газ. Таким образом получается нефть, которая уже готовится к дальнейшей транспортировке.
 Отделенная пластовая вода очищается здесь же от различных примесей и в дальнейшем используется для закачки под огромным давлением в пласты для гидроразрывов.
 Полученный газ со всех трех ступеней сепарации частично используется для собственных нужд (печей, котелен и производства собственной электроэнергии), но большая его часть отправляется на газопереработку. 
Получается практически безотходное производство.

20.

21. Как и при добыче, процесс подготовки нефти максимально автоматизирован. За ходом всего процесса следит оператор:

22. Здесь же находится химическая лаборатория. После каждого этапа сепарации образцы продуктов проходят тщательный химический анализ на соответствие к техническим требованиям.

23.

24. Лаборатория оснащена по последнему слову техники. Вот, например, прибор определения точки росы. Этот прибор нужен для определения состояния газа. К слову сказать, он отечественного производства, хоть и стоит больше трех миллионов рублей:

Цех добычи нефти

26. Сюда стекаются все показания и отчеты работы оборудования буровых и скважин. Диспетчера отслеживают параметры и объемы добычи, распределяют задания операторам на местах (см. фото 6).

27. Осуществляется видеонаблюдение и контроль за работой кустов и скважин:

28. На мониторе отображается вся структура работы месторождения. Операторы имеют возможность корректировать объем добычи, вносить изменения в работу оборудования для оптимизации всего процесса:

29. Так выглядит карта текущих отборов нефти с визуализацией по кустам. Все это видоизменяется в режиме реального времени:

30. Диспетчерская служба в круглосуточном режиме следит за работой электросетевого оборудования и электростанциями, работающими на месторождениях «Газпромнефть-Хантоса». Диспетчерский щит отечественного производства выполнен с использованием инновационных разработок и высоких требований к надежности работы всех элементов. Общая площадь щита составляет более 27 квадратных метров. На нем обозначены ВЛ и ПС с уровнем напряжения 110 кВ и 35 кВ, а также электростанции, работающие на Приобском, Зимнем, Южно-Киняминском месторождениях.

Центр управления добычей в Ханты-Мансийске

ЦУД созвучен с космическим ЦУП и выполняет похожие задачи только в земном масштабе отдельно взятого предприятия.
Для реализации стратегических планов в 2017 году создан инновационный Центр управления добычей (ЦУД).
В основе ЦУД - сопровождение и адаптация «цифрового двойника» месторождения. Особенность модели заключается в функции самообучения: она способна самостоятельно калиброваться на основе динамично меняющейся информации, поступающей от средств автоматизации.

32. «Цифровой двойник» позволяет автоматически подбирать оптимальные режимы работы всех элементов комплекса, заранее идентифицировать нештатные ситуации, вести превентивную оценку работы системы в случае изменения ее конфигурации.

33. На огромном мониторе отображена актуальная информация по месторождениям с привязкой к конкретным цифрам добычи:

Благодаря внедрению новых технологий, оборудования и систем, компания перешла на качественно новый уровень управления производством.
Вся информация, поступающая в ЦУД, может быть визуализирована, что позволяет мультифункциональной команде принимать своевременные обоснованные решения, учитывающие все возможности и ограничения, отслеживать их качественное исполнение.

34. Цифровой двойник - это, в первую очередь, визуальный прогноз и расчет, что может призойти при изменении того или иного параметра производства. Например, можно смоделировать ситуацию, что получится на выходе, если поднять или опустить добычу одной конкретной скважины/куста/месторождения. Будет выдан расчет по убыткам/прибыли/затратам. На этой основе работает система оптимизации производства. На мониторе отображены два графика: реальный и оптимизированный. Это позволяет делать прогнозы на будущее и экономить значительные средства для будущих проектов:

35. Кроме процессов нефтедобычи здесь отображаются и другие направления производства. Вот, например, маршрут движения автомобиля нашей группы с визуализацией на карте, временем в пути и занятости водителя. Это позволяет оптимизировать не только производственные процессы, но и кадровую занятость:

36. Из окон ЦУДа открывается шикарный вид на красавец Ханты-Мансийск:

37.

38. Очень интересна геометрия офиса Газпромнефть-Хантос. Она хорошо подчеркивает все современные цифровые процессы, которые происходят внутри предприятия:

40. Будущее наступило и мы часть его!

Всем привет, с вами Вячеслав Буленков и в этом выпуске, я поделюсь ТОП 10 самых богатых людей России в мировом рейтинге Forbes на 2015 год. Американский Forbes 2 марта обнародовал традиционный, 29-й по счету, мировой рейтинг миллиардеров. На этот раз в список вошли 88 бизнесменов из России, на 33 меньше, чем годом ранее, причем лидером впервые оказался Владимир Потанин - он сместил с первой «национальной» строчки Алишера Усманова. Российские участники рейтинга за год заметно «обеднели» - виной тому кризис в экономике страны и санкции Запада из-за отторжения Крыма у Украины и войны в Донбассе. По числу долларовых миллиардеров Россия теперь уступает не только США и Китаю, но и Германии и Индии. 10. Михаил Прохоров Состояние: $9,9 млрд Изменение за год: -$1 млрд Позиция в мировом рейтинге: 125 Спортсмен, банкир, металлург, плейбой, инвестор, медиамагнат, политик и владелец клуба НБА – все это Михаил Прохоров. В 2012 году он потряс всю Россию неожиданным выдвижением своей кандидатуры на пост президента страны – и по итогам выборов собрал вполне достойные 8% голосов. Но с тех пор политическая карьера бизнесмена затухла. Его самый заметный американский проект – строительство новой арены для Nets. В декабре 2013 года он приобрел 27% в «Уралкалии», крупнейшем мировом производителе калийных удобрений. 9. Геннадий Тимченко Состояние: $10,7 млрд Изменение за год: -$4,6 млрд Позиция в мировом рейтинге: 118 Геннадий Тимченко владеет долями во множестве компаний в газовой, транспортной и строительной отраслях. Среди его активов – крупнейший производитель газа «Новатэк», нефтехимический холдинг «Сибур», железнодорожный перевозчик «Трансойл» и страховая компания «Согаз». Будучи одним из самых влиятельных в стране людей, миллиардер, которого считают близким другом Владимира Путина, в 2014 году угодил под санкции США. Среди неделовой нагрузки Тимченко – кураторство российского хоккея: он председательствует в совете директоров КХЛ и занимает пост президента в санкт-петербургском клубе СКА. 8. Владимир Лисин Состояние: $11,6 млрд Изменение за год: -$5 млрд Позиция в мировом рейтинге: 107 Владимир Лисин сделал состояние на металлургии, железнодорожных перевозках и логистике. Ранее он стал партнером в компании Trans-World Group, которая за несколько лет выросла в ведущего российского экспортера алюминия и стали. Лисин к тому времени накопил богатый опыт в управлении металлургическим производством, так что при разделе активов в 2000 году закономерно получил в собственность гиганта отрасли – Новолипецкий металлургический комбинат. Миллиардер также контролирует логистический холдинг UCL, который владеет Первой грузовой компанией. 7. Леонид Михельсон Состояние: $11,7 млрд Изменение за год: -$3,9 млрд Позиция в мировом рейтинге: 105 Леонид Михельсон – основной владелец производителя газа «Новатэк», химической группы «Сибур» и «Первого объединенного банка». В июле 2014 года США и Евросоюз ввели против «Новатэка» санкции, оказывая давление на делового партнера Тимченко, которого на Западе считают близким другом Путина. Компания остается контролирующим акционером проекта «Ямал-СПГ», который развивается вопреки санкционному давлению. Для его поддержки «Новатэк» запросил $2,3 млрд поддержки из Фонда национального благосостояния. Общая стоимость проекта оценивается в $27 млрд, $10 млрд готовы вложить китайские инвесторы. 6. Вагит Алекперов Состояние: $12,2 млрд Изменение за год: -$1,4 млрд Позиция в мировом рейтинге: 96 Вагит Алекперов возглавляет «Лукойл» – крупнейшую нефтяную компанию России, которая, в частности, разрабатывает месторождение Западная Курна 2 в Ираке, обладающее одними из самых богатых залежей на планете. Миллиардер не имеет репутацию бизнесмена из ближнего круга президента Владимира Путина, что не спасло «Лукойл» от санкций со стороны США в сентябре 2014 года. Прошедший все карьерные ступени в нефтяной промышленности, на закате СССР будущий миллиардер даже успел поработать отраслевым министром. В 1991 году он приватизировал три крупные месторождения и основал «Лукойл». Алекперов – автор книги «Нефть России: прошлое, настоящее и будущее». 5. Алексей Мордашов Состояние: $13 млрд Изменение за год: +$2,5 млрд Позиция в мировом рейтинге: 89 В середине января 2015 года Путин принял у себя Мордашова и взял с металлургического магната обещание не допускать неразумных инвестиций. На фоне плохой конъюнктуры для России миллиардер избавился ото всех американских активов – его компания «Северсталь» теперь делает акцент на национальном рынке. В конце 2013 года бизнесмен вместе с близким к Путину предпринимателем Юрием Ковальчуком купил 50% акций четвертого по величине российского мобильного оператора Tele2 Russia. Также вместе с Ковальчуком Мордашов является акционером банка «Россия», который находится под санкциями США и ЕС из-за «пропрезидентской» репутации своего основного акционера. В 2011 году владелец «Северстали» нарастил долю в холдинге «Силовые машины», выкупив 25% у Siemens. 4. Виктор Вексельберг Состояние: $14,2 млрд Изменение за год: -$3 млрд Позиция в мировом рейтинге: 73 Российские власти выбрали Виктора Вексельберга на роль куратора проекта национального аналога Кремниевой долины – иннограда Сколково – в 2010 году. С тех пор среди резидентов проекта, получивших гранты от государства, появились уже три компании миллиардера. В 2013 году бизнесмен вместе с Михаилом Фридманом и Леонардом Блаватником продал 50%-ную долю в нефтяной компании ТНК-BP государственной «Роснефти» за $28 млрд. Первый свой миллион Вексельберг заработал на продаже металлолома. В 1990-х он основал холдинговую компанию СУАЛ. В 2007 году СУАЛ объединил активы с группой «Русал» и горнодобывающей Glencore – так на свет появился крупнейший мировой производитель алюминия UC Rusal. Кроме того, у Вексельберга есть доли в нефтехимических, потребительских и телекоммуникационных предприятиях. 3. Алишер Усманов Состояние: $14,4 млрд Изменение за год: -$4,2 млрд Позиция в мировом рейтинге: 71 Алишер Усманов лишился статуса самого богатого человека России после трех лет лидерства, но продолжает оставаться ключевой фигурой сразу в нескольких основных секторах национальной экономики. Среди его активов металлургический гигант «Металлоинвест», второй по величине мобильный оператор страны «Мегафон», интернет-холдинг Mail.ru Group и издательский дом «Коммерсантъ». Самые успешные инвестиции миллиардера в международном масштабе связаны с отраслью технологий: он стал одним из ранних инвесторов Facebook, но продал все акции социальной сети в 2013 году, чтобы вложиться в набирающего темпы китайского гиганта электронной торговли Alibaba и китайского же производителя бюджетных смартфонов Xiaomi. Также Усманов остается акционером лондонского футбольного клуба Arsenal. 2. Михаил Фридман Состояние: $14,6 млрд Изменение за год: -$3 млрд Позиция в мировом рейтинге: 68 Вместе со своими друзьями по учебе Михаил Фридман контролирует «Альфа-Групп» – крупнейшую частную финансово-промышленную группу России. В 2011 году подконтрольный «Альфе» мобильный оператор VimpelCom приобрел телекоммуникационный холдинг египетского миллиардера Нагиба Савириса и превратился в шестого по величине игрока на глобальном рынке. Также Фридман и партнеры владеют второй по числу магазинов сетью в России – X5 Retail Group. 1. Владимир Потанин Состояние: $15,4 млрд Изменение за год: +$2,8 млрд Позиция в мировом рейтинге: 60 Владимир Потанин, бывший сотрудник Министерства внешних экономических связей СССР, в 1991 году познакомился с будущим партнером Михаилом Прохоровым. В 1993 году партнеры создали Онэксимбанк, который переманил к себе на обслуживание клиентов МБЭС. Онэксимбанк стал платформой для строительства холдинга «Интеррос». При поддержке государства миллиардер стал крупнейшим частным инвестором зимней Олимпиады в Сочи – он построил горнолыжный курорт «Роза Хутор». И так, это был ТОП 10 самых богатых людей России в мировом рейтинге Forbes на 2015 год. Подписывайся на канал, чтобы получать новые вдохновляющие и полезные выпуски, напиши свое мнение в комментарии, а если понравился выпуск ставь лайк и поделись этим видео с друзьями. Для меня это будет самой большой поддержкой. А с вами был Вячеслав Буленков и до новых встреч!