Дорогу осилит идущий
-
Открытие уникального Ромашкинского месторождения явилось выдающимся событием не только в истории Татарстана и Урало-Волжской нефтеносной провинции, но и нефтяной промышленности всей страны. В реализацию программы освоения Ромашкинского месторождения были вовлечены крупные промышленные предприятия, научные и производственные кадры и партийно-хозяйственные органы нашей республики.
На каждом этапе освоения Ромашкинского месторождения решались свои проблемные вопросы. Поэтому были проведены и крупные организационные мероприятия. Так, приказом Министерства нефтяной промышленности СССР в 1949 году в Бугульме был создан трест «Татнефть». 3 ноября 1953 года указом Президиума Верховного Совета РСФСР рабочий поселок Альметьевск был преобразован в город. А годом раньше – 1 октября 1952 года – на базе нефтепромысла «Миннибаево» треста «Бугульманефть» было образовано НГДУ «Альметьевнефть».
В настоящее время в состав управления входят: 6 цехов по добыче нефти и газа, 2 цеха комплексной подготовки и перекачки нефти, цех по приему и сдаче нефти, цех поддержания пластового давления, 10 цехов вспомогательного производства и социальной сферы. «Альметьевнефть» разрабатывает центральную и северо-западную части Ромашкинского месторождения. Объекты разработки – 4 площади терригенного девона (Мин¬нибаевская, Альметьевская, Северо-Альметьевская, Березовская), а также залежи терригенных и карбонатных отложений карбона. Введены в разработку промышленно-нефтеносные объекты терригенных отложений девона, бобриковского горизонта и карбонатные коллекторы турнейского яруса карбона Бухарского месторождения.
С момента создания НГДУ «Альметьевнефть» началась разработка площадей и наращивание добычи нефти. Максимальное количество бурения скважин приходится на 1971-1980 годы, когда в эксплуатацию была введена 1571 скважина. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1968 году – 21,8 млн т. После открытия в 1948 году промышленных залежей в девонских отложениях пашийского горизонта скважиной № 3, давшей фонтан нефти в 120 т/сут., объемы геологоразведочных работ резко возросли. На каждом этапе освоения такого уникального месторождения проводилось внедрение разработок научного и производственного направления, которым не было аналогов в нефтепромысловой практике. В частности, на этапе геологоразведочных работ основным методом подготовки поднятий для глубокого бурения было структурно-кортировочное бурение. Для ускорения геологоразведочных работ была успешно применена методика охвата объекта с расстоянием между разведочными скважинами 5-10 км и поиcковыми скважинами 15-20 км. Такой подход позволил сократить сроки освоения месторождения на 10-15 лет и уже в 1951 году перейти к эксплуатационному бурению. Разбуривание Ромашкинского месторождения осуществлялось согласно генеральной схеме. В истории разработки было 4 генеральные схемы.
Первая генсхема разработки месторождения была утверждена в 1956 году. В основу были заложены следующие принципы: разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на 22 самостоятельно разрабатываемые площади; вскрытие всех пластов в добывающих и нагнетательных скважинах общим фильтром; число скважин – 9364, в том числе добывающих – 7276 и нагнетательных – 1088; способ эксплуатации – фонтанный.
С уточнением геологического строения возникла необходимость увеличения количества скважин – в третьей схеме фонд скважин был увеличен до 12491 скважины с полным переводом на механизированный способ эксплуатации.
В соответствии с принятыми схемами разработки постоянно менялись технология добычи нефти и условия труда. Приходилось постоянно дорабатывать оборудование и технологические процессы. В этот период, как выражается ветеран производства Р.Х. Амерханов, все светила науки подолгу жили в управлении, ходили в рабочей одежде и творили вместе с работниками НГДУ. Благодаря творчеству были созданы различные по производительности ЭЦН (чтобы не покупать их у американцев).
Активный творческий подход к проблемам присутствовал на каждом этапе разработки Ромашкинского месторождения. Первый этап разработки (1950-1966 гг.) включал в себя активный ввод скважин. Эксплуатация в основном осуществлялась фонтанным способом. В 1953 году был произведен первый гидроразрыв пласта. Впервые в СССР было испытано оборудование для раздельной добычи нефти. Эти направления в последние годы снова получили широкое распространение.
На втором этапе разработки (1967-1972 гг.) достигнут максимальный уровень добычи нефти – 21,836 млн тонн. В связи с наметившимся снижением добычи нефти началось интенсивное внедрение методов повышения нефтеотдачи пластов. С 1971 года осуществлялось промышленное применение новых методов нефтеотдачи пластов путем закачки различных агентов для создания «оторочек».
На третьем этапе разработки (1972-1985 гг.) выработка запасов характеризовалась наращиванием объемов жидкости с ежегодным падением добычи нефти при значительном росте обводненности добываемой продукции (до 85,2 %). Суммарное потребление электроэнергии достигло более 1 млрд кВт/ч.
Для компенсации падения добычи был реализован ряд мероприятий. Применены высокопроизводительные насосы (свыше 250 м3/сут.) для форсированного отбора жидкости. В 1975 году введена в разработку залежь № 8 бобриковского горизонта, в это же время началось разбуривание опытно-промышленного участка Альметьевской площади по разработке малопродуктивных коллекторов с применением высокого давления нагнетания. В этом же году на опытном участке Миннибаевской площади была начата закачка сухого газа по скважине № 3Н. В 1976 году начата периодическая закачка газа и воды в скважину № 280 Миннибаевской площади. В 1977 году в промышленную эксплуатацию введена бобриковская залежь № 24. Разработка залежи осуществлялась с 1979 года с применением влажного внутрипластового горения. В 1979 году начаты работы по организации очага горения на залежи № 24. В 1980 году начались работы на опытных участках Миннибаевской площади по изучению эффективности разработки алевролитов при повышенных давлениях нагнетания. На четвертом этапе разработки (с 1986 года) для снижения темпов падения добычи нефти были предприняты методы революционного характера, которые связаны с именами Н.Г. Ибрагимова, М.Ш. Залятова и А.Т. Панарина. К середине 80-х годов в
ОАО «Татнефть» накопился ряд очень серьезных проблем: большинство крупных месторождений, в том числе Ромашкинское, вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся высокой обводненностью продукции и отбором огромных объемов попутной воды. Системы нефтесбора и поддержания пластового давления, выполненные в обычном неантикоррозионном исполнении, приходили в негодность и сопровождались большим количеством порывов трубопроводов. Экологическая ситуация резко ухудшилась, особенно это касалось засолонения родников и поверхностных водных источников. Существенно возросла себестоимость продукции и потребление электроэнергии.
В это время и появилась «Технология оптимальной выработки пластов», разработанная совместно с научными сотрудниками Казанского университета. Эта технология в совокупности с другими геолого-техническими мероприятиями позволила решить в комплексе ряд негативных вопросов, накопившихся в предыдущие периоды. Для их осуществления необходимо было в первую очередь переломить сложившиеся стереотипы и подходы к разработке нефтяных месторождений. В условиях существовавшей системы ППД соотношение нагнетательных скважин к добывающим превышало 1:4,5, огромные объемы попутно добываемой воды (а это более 40 млн м3 в год) утилизировались менее чем в 300 скважин при высоких давлениях нагнетания в 150-170 атмосфер. Первая задача касалась сокращения отбора попутных вод, наряду с увеличением количества осваиваемых под закачку скважин. Снижение отбора попутной воды потребовало согласования с Министерством нефтяной промышленности СССР. В результате в 1986 году объем закачки был скорректирован в сторону уменьшения на 5 млн м3. Благодаря стараниям начальника НГДУ
М.Ш. Залятова и пониманию важности проблемы со стороны главного геолога объединения Р.Х. Муслимова и генерального директора объединения «Татнефть» А.К. Мухаметзянова этот вопрос был отрегулирован, а в последующие годы данный показатель перестали доводить в виде плана.
Острой проблемой являлось ухудшение экологической ситуации. Движение «зеленых» обязывало не откладывать ее решение в долгий ящик. Однако лозунг «Природа – не храм, а мастерская» еще господствовал в умах людей. Большинство специалистов-нефтяников сходилось во мнении, что источником засолонения родников являются эксплуатационные скважины. С целью определения истинных причин ухудшения качества вод питьевого комплекса пришлось проводить специальные исследования. Изучению негативного влияния земляных амбаров на подземные воды при бурении скважин были посвящены работы специалистов ТатНИПИнефть.
С целью поиска источников засолонения родников по другим причинам был предложен метод вертикального электрозондирования (ВЭЗ). Первый комплект аппаратуры ВЭЗ был доставлен из Красноярска. Затем в Альметьевской геолого-поисковой конторе татарского геологоразведочного управления (ТГРУ) была создана специальная партия, которую возглавил Б.А. Цитцер. Опробованы были методы диагностики засолонения почв и родников. Сначала – бурение неглубоких шурфов (на 5700 ряду Северо-Альметьевской и Березовской площадей), затем была создана специальная программа по бурению гидрогеологических скважин. Наряду с этим, опробовались и другие методы, в частности – гелиевая съемка. К началу 90-х годов стало ясно, что основными источниками загрязнения подземных вод являются поверхностные источники: амбары, колодцы, факельные обваловки, водоводы и т.д. Также проводились изоляционные работы по цементажу кондукторов и доподъему цемента за эксплуатационной колонной. Благодаря созданию и выпуску в промышленных масштабах металлопластмассовых труб (МПТ) различного диаметра начался планомерный процесс замены водоводов на МПТ. Ежегодно выполнялись мероприятия по ликвидации старых амбаров и факельных обваловок.
Немного позднее развернулось движение за чистоту и благоустройство родников. В конечном итоге решение комплекса экологических вопросов позволило остановить ухудшение, а затем повернуть к улучшению состояние родников и поверхностных водоемов: содержание хлоридов в реке Зай было снижено более чем в 2 раза и доведено до уровня ниже предельно-допустимых концентраций. В системе ППД в первые годы при отсутствии насосов меньшей производительности приходилось идти по пути запараллеливания КНС водоводами высокого давления или снятии колес для уменьшения производительности насосов. В последующие годы по мере поступления насосов
ПЭ-90 и ЦНС-63 была создана более гибкая система ППД. Для вовлечения в активную разработку слабопроницаемых и глинистых коллекторов сначала на Березовской, а затем и других площадях было начато внедрение систем внутрискважинной и межскважинной перекачки пластовых соленых вод при давлениях нагнетания ниже 100 атмосфер.
Увеличение (почти двукратное) количества осваиваемых под закачку скважин, поэтапный перевод после соответствующей подготовки КНС на сточную воду позволили более равномерно распределить давление по площади с вовлечением в эксплуатацию ранее недренируемых запасов. Другой важной составляющей данного периода стало открытие нового Бухарского месторождения на северной периферии Ромашкинского месторождения. Оно явилось результатом проведения детализационных работ по изучению строения северной части Алтунино-Шунакского прогиба и северо-западного склона Южно-Татарского свода. Принятые в те годы налоговые льготы по новым месторождениям позволили в короткие сроки провести обустройство и освоение Бухарского месторождения. Впервые в ОАО «Тат¬нефть» для обеспечения разведочного бурения была внедрена нейрокомпьютерная технология прогнозирования нефтеносности локальных структур, что позволило повысить успешность геологоразведочных работ с 53 до 78 %. Геологическая служба управления на примере этого месторождения получила навыки поиска и разведки небольших сложно построенных залежей.
В конце 80-х годов рассматривался и утверждался генеральный план развития Альметьевска, который предполагал значительное расширение границ города. В городской черте оставались невыработанными значительные запасы нефти. С целью организации опережающей выработки этих запасов была разработана специальная программа с выбором 26 кустовых площадок для бурения скважин и их последующим обустройством. Выполнение этих мероприятий также внесло свой вклад в стабилизацию и наращивание уровня добычи нефти. В результате комплексного подхода к оптимизации разработки девонских площадей и залежей нижнего карбона были созданы предпосылки, позволившие осуществить кардинальный поворот к внедрению энергоресурсосберегающей технологии, сопровождавшейся значительным снижением экологической нагрузки на природную среду. Обводненность продукции снизилась с 85,2 до 77,8 %; отбор попутных сточных вод сократился более чем в 4 раза; объемы закачки и использование пресной воды в системе ППД сократились более чем в 3 раза; ежегодное энергопотребление на добычу нефти снизилось с 1009 до 387 млн кВт/час, в том числе на закачку технологической жидкости – с 478 до 129 млн кВт/час. Это произошло благодаря сокращению объемов закачиваемой воды и за счет уменьшения давления закачки до 100-120 атмосфер. Также произошел практически полный отказ от дорогостоящих тяжелых жидкостей глушения за счет более равномерного распределения пластового давления и ликвидации аномально-высоких зон. Для оперативной оценки техногенного воздействия скважин, предотвращения загрязнения родников были проведены теоретические изыскания и промысловые эксперименты. В результате этой целенаправленной работы были разработаны технологии исследования нагнетательных и добывающих скважин. Для реализации разработанной технологии исследования нагнетательных скважин был осуществлен переход на исследование скважин автономным прибором «ГеО-1» под рабочим давлением до 150 атмосфер. Данная технология позволила проводить исследования скважин без извлечения НКТ и увеличить охват с 28 % в 1998 году до 95 % в 2000 году. Годовой эффект от внедренной технологии в виде экономии затрат составил более 50 млн рублей. Следом за НГДУ «Альметьевнефть» и другие нефтегазодобывающие управления объединения «Татнефть» пошли по пути сокращения отборов воды и закачки. В результате ежегодное суммарное энергопотребление было снижено более чем в 2 раза (более 3 млрд кВт/час). Конечно же, любое дело творят люди. Кроме командного состава НГДУ и ОАО «Татнефть» достойный вклад в общий результат внесли и работники геологической службы, которая представляла собой сплав опыта и молодости. В ней работали промысловые геологи: Р.Б. Медведев, Э.Ш. Хамитов, Р.С. Шайдуллин, Л.В. Сергеева, Л.А. Исакова, В.А. Таипова, Н.Н. Демидова; а так¬же специалисты аппарата управления: Р.А. Равилов,
В.В. Зимина, Р.М. Мухамаде¬ева; работники ЦНИПР: В.П. Карпунин, Н.И. Гаврилин, С.А. Раков. Это команда, заложившая новый вектор развития НГДУ «Альметьевнефть».
О духовной силе коллектива может свидетельствовать следующий эпизод. В 1998 году, когда разразился экономический кризис, было приостановлено бурение скважин и их капитальный ремонт. В этой непростой ситуации начальник НГДУ «Альметьевнефть» М.Ш. Залятов с главным инженером Н.Г. Ибрагимовым предприняли следующий шаг. Они собрали начальников отделов и объявили, что в условиях кризиса должны развиваться экономически привлекательные наукоемкие технологии обеспечения процессов добычи нефти. В условиях кризиса руководством НГДУ было принято решение составить сборник технологий НГДУ «Альметьевнефть» под названием «Как выжить в условиях кризиса». В этом сборнике каждый ведущий специалист нефтегазодобывающего управления предложил методы, которые могли бы значительно сократить затраты на ведение технологических процессов. Поставленная задача в этот период еще больше сплотила коллектив.
Многие предприятия до кризиса большое внимание уделяли объектам, напрямую не связанным с производством. А нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» пошло по другому пути.М.Ш. ЗАЛЯТОВ (начальник НГДУ с 1985 по 2005 гг.):
«Мы начали строить дороги к объектам, а точнее – ремонтировать подъездные пути. «Посадили» это в себестоимость, хотя бухгалтера требовали этого не делать. О том, что нас могут крупно наказать, я знал хорошо. Но не в свой карман деньги вкладываю, в конце концов! Для интереса дела стараюсь! И за эти годы мы построили столько дорог! Впрочем, обошлось без проблем – налоговики «Татнефти» нашли статью, которая разрешает в добывающей промышленности строить за счет себестоимости временные дороги. А нефтяные объекты – они все временные. Но и наши временные помогли нам решить многие проблемы. Сегодня в любой «медвежий угол» «Альметьевнефти» можно подъехать на легковом транспорте. Какой сегодня экономический эффект дают нам наши дороги!»
«Не всегда надо изобретать велосипед. Решение многих проблем, с которыми мы безуспешно пытаемся бороться, часто лежит рядом, на письменном столе. Я имею в виду многочисленные инструкции, регламенты и прочие акты, к которым у профессионалов-практиков почему-то не всегда уважительное отношение.
При этом, как правило, еще стремимся их упрощать. Мы всю жизнь втиснули в рамки процесса упрощения – любой механизм хотим превратить в «палку с веревкой». Отсюда многие наши беды. Вот почему персонал должен стремиться, как можно точнее соблюдать как элементарные правила, так и ответственные акты. В этом мы видим истоки наших успехов. А как быть, если вопрос не решен, не разработан для конкретных условий?
Тогда мы открываем ОВЗ – особо важное задание. ОВЗ – увидел проблему – ищи решение. В начале каждого года инженерной службой определяется перечень первоочередных проблем, которые необходимо решить. Их актуальность диктуют практика и требование дня. ОВЗ – это еще уход от уравниловки. Это также один из принципов философии управления. Уравниловка губит дело, губит инициативу, губит творческие силы».Н.Г. ИБРАГИМОВ (главный инженер НГДУ с 1988 по 1999 гг.):
Рашит Миннуллин
«Учитывая особую роль руководителя, в НГДУ «Альметьевнефть» подготовка и организация труда управленческих кадров считается главной задачей. В большом коллективе нельзя эффективно работать без создания системы управления людьми, которую условно можно разделить на три части (три «О»): обучение, оценка, организация. Начинать обучение искусству руководителя на производстве следует с первых дней его работы на предприятии. С этой целью в 1988 году в
НГДУ «Альметьевнефть» была создана школа менеджеров. Это – подготовка руководителей среднего звена (уровень начальника цеха или отдела). В НГДУ давно уже отказались от принципа «очередности», когда место ушедшего начальника занимает его заместитель. Кто на данный момент сильнее, умнее, тот и займет освободившееся место. Конкуренция – движущая сила, и в НГДУ ее пытаются создать там, где это только возможно. Это – концепция, но нужен был и механизм реализации. Чтобы конкуренция, соревновательность заработали, пришлось работать и внедрить систему контроля качества работы. В этой системе есть количественный показатель – коэффициент качества работы (ККР)».
Прошли времена кризиса 1998 года, но наступил новый кризис банковской системы в 2009 году. Поэтому принципы выживания остаются прежними – направленность на внедрение технологий, позволяющих получать наибольший эффект.
Изменился мир, изменились экономические отношения в стране. Одним из двигателей рыночной системы является конкуренция, в которой важное значение имеет престиж предприятия. Поэтому нынешний начальник НГДУ «Альметьевнефть» Миргазиян Закиевич Тазиев считает, что в работе не бывает мелочей, должное внимание необходимо уделять и внешнему и внутреннему состоянию объектов, как показателю эффективности технологических процессов. Кроме того, важными он считает уровень обученности работников, их квалификацию и компетентность.
Руководство НГДУ «Альметьевнефть» большое внимание уделяет и развитию научно-технического творчества своих специалистов. Так, в последние годы были выпущены специальные сборники технических разработок, а лучшие работы опубликованы в центральных научно-технических изданиях.
Славные традиции, заложенные в самом начале пути, успешно продолжаются и в настоящее время. За счет повышения технологической культуры и внедрения новых разработок по НГДУ достигнуты значительные показатели. Так, межремонтный период скважин составляет 1254 суток. В эксплуатации находятся 89 скважин с ОРЭ, в том числе 14 скважин с одновременным отбором и закачкой жидкости (ОРЭ и З). Начаты опытно-промышленные работы по реализации технологии насосной системы двойного действия на основе УЭЦН с закачкой части попутной воды в верхний поглощающий пласт. Данная технология обеспечивает внутрискважинное разделение пластовой жидкости на нефть и воду, подъем малообводненной жидкости к устью скважины и закачку большей части попутной воды в поглощающий пласт без подъема ее на поверхность. Считаем, что у данной технологии есть будущее, а на данном этапе важно определиться с областью ее эффективного применения. На сегодняшний день автоматизировано 397 скважин с УШГН, 180 скважин с УЭЦН оборудованы контроллерами «РУМБ» с антенно-фидерными устройствами (АФУ) для передачи данных по системе телемеханики. Продолжаются опытно-промышленные работы по интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов с использованием средств автоматизации на участках 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения. Выполнение данных работ поможет сделать первые шаги в выявлении нужных алгоритмов оптимального управления выработкой запасов, что позволит в дальнейшем тиражировать результаты экспериментальных работ на другие объекты разработки нашего НГДУ и другие нефтегазодобывающие управления компании.
В 100 % действующего фонда нагнетательных скважин затрубное пространство заполнено антикоррозионной жидкостью на водной основе. Внедрено всего НКТ с ПЭП и стеклопластиковых НКТ в 82,45 % скважин, работающих на сточной воде. Для защиты эксплуатационной колонны скважины от высокого давления продолжается внедрение пакеров М1-Х и ПРО-ЯДЖ. Благодаря этим мероприятиям удается предотвратить рост количества нарушений герметичности эксплуатационных колонн скважин. Сегодня успешно внедрено оборудование для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) на 138 скважинах. Оценивая результаты внедрения данной технологии, следует отметить, что суммарная дополнительная добыча нефти с момента внедрения ОРЗ составила 340,6 тыс. тонн и продолжает расти. С развитием технологий строительства скважин широкое применение нашло бурение горизонтальных скважин с целью извлечения нефти из-под Альметьевска, Урсаева и Миннибаева. Внедрена технология бурения скважин с малым диаметром. Разработанная в НГДУ технология повышения качества цемента за счет увеличения толщины цементного камня позволила обеспечить широкое применение бурения скважин малого диаметра и вовлечь в разработку карбонатные коллектора турнейского яруса. Для проводки горизонтальных стволов внедрены наддолотные модули гамма-каротажа. С целью повышения оперативности и качества принятия инженерных и организационных решений в процессе бурения в НГДУ создан и функционирует информационный центр по сопровождению бурения скважин с системой видеонаблюдения и возможностью контроля проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
Все, что было создано предыдущими поколениями нефтяников, должно быть грамотно использовано. Для решения этой задачи была разработана и внедрена система автоматизированного рабочего места КИС «АРМИТС». Это позволило повысить производительность труда инженерно-технологи¬ческой и геологической служб НГДУ. Система под руководством Г.Н. Ковановой постоянно совершенствуется. Программа «АРМИТС» удостоена Государственной премии Республики Татарстан за достигнутые успехи при применении в производственном цикле.
В настоящее время группа «АРМИТС» переведена под руководство Инженерного центра
ОАО «Татнефть». Этот факт еще раз подтверждает, что нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» и в наши дни твердо стоит на передовых рубежах науки, производства и активно делится накопленным опытом по технологическим разработкам и методам управления производственными процессами со смежными предприятиями.