Отчет по практике в ОАО «Сургутнефтегаз»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.1.Приоритетные направления деятельности компании

 

Добыча нефти и газа:

• расширенное воспроизводство и улучшение качества ресурсной базы за счет проведения геологоразведочных работ на существующих лицензионных участках и приобретения новых перспективных участков;
• разработка и  применение инновационных решений, внедрение современных техник и  технологий в  освоении и  разработке месторождений, повышающих эффективность геологоразведочных работ и процессов добычи нефти и газа;
• стабилизация объемов производства в  традиционном регионе деятельности – Западной Сибири, наращивание добычи нефти в Восточной Сибири;
• комплексное развитие газового сектора – обеспечение высокого уровня утилизации и  максимально эффективное использование попутного нефтяного газа;
• контроль над затратами.

 

Переработка нефти и газа:

• улучшение качественных характеристик продукции, соответствие ее российским и мировым стандартам качества;
• повышение эффективности процессов переработки за  счет реализации проектов модернизации и  реконструкции производственных мощностей;
• расширение ассортимента продукции.

 

Сбыт продукции:

• диверсификация поставок продукции за  счет выхода на  новые рынки и развития транспортной инфраструктуры России;
• расширение рынков сбыта нефтепродуктов за  счет строительства и модернизации сети автозаправочных станций;
• увеличение объемов реализации сопутствующих товаров и услуг.

 

Энергетика:

• развитие энергетического комплекса, который обеспечивает генерацию, транспортировку и сбыт электрической и тепловой энергии и создает дополнительные преимущества использования добываемого углеводородного сырья и вырабатываемых энергоресурсов;
• внедрение энергосберегающих и  энергоэффективных решений и технологий.

 

Социальная ответственность:

• уменьшение негативного воздействия производства на  окружающую среду, обеспечение экологической безопасности производственных объектов и рациональное использование природных ресурсов;
• обеспечение высоких стандартов промышленной безопасности и охраны труда;
• содействие гармоничному социально-экономическому развитию регионов присутствия;
• обеспечение дополнительных социальных льгот и гарантий работникам, членам их семей, пенсионерам.

 

 

 

 

 

 

5.2.Производственная деятельность

 

Добыча нефти

 

В отчетном году Компания вела добычу нефти на  63 месторождениях, из  которых 59 расположены в  Западной Сибири и  4 – в Восточной Сибири. При  этом вклад месторождений Восточной Сибири в общие результаты Компании постоянно растет, по  итогам 2012 года на данный регион пришлось свыше 10 % общей добычи нефти. Динамичное развитие нового перспективного региона помогает компенсировать естественное снижение объемов производства в основном нефтедобывающем регионе ОАО «Сургутнефтегаз» – Западной Сибири.

В 2012 году на 10 наиболее крупных месторождений Компании пришлось порядка 68 % суммарного объема добычи нефти. Из  них ЦБ Талаканского НГКМ, Северо-Лабатьюганское, Рогожниковское находятся в разработке относительно недавно и  дают наиболее значительный прирост добычи. Остальные месторождения – длительно разрабатываемые, с  высокой степенью обводненности добываемой продукции. На  них происходит естественное снижение уровней добычи, для сдерживания которого широко применяются методы увеличения нефтеотдачи, ведется разработка нижележащих пластов и залежей с трудноизвлекаемыми запасами.

Для обеспечения целевого уровня добычи Компания вовлекает в  разработку новые запасы углеводородного сырья, осуществляет значительный объем работ по  эксплуатационному бурению, постоянной оптимизации режимов эксплуатации скважин и различные мероприятия по  увеличению нефтеотдачи пластов.

В 2012 году ОАО «Сургутнефтегаз» введены в  разработку три новых месторождения: Восточно-Алинское – в  Восточной Сибири, Восточно-Сахалинское и Соимлорское – в Западной Сибири. Всего за последние пять лет было введено 13 новых месторождений.

Объем эксплуатационного бурения в  отчетном году вырос на 3,5 % и составил более 4 687 тыс.м, были введены в  эксплуатацию 1 893 скважины, в том числе 1 325 нефтяных со средним дебитом 20,2 т в  сутки. Проводить такой значительный объем бурения Компании позволяет наличие собственных буровых и вспомогательных подразделений, имеющих уникальный опыт работы в  различных условиях, и их высокая технологическая оснащенность современной техникой и оборудованием. Только в Западной Сибири за  2012 год рубеж в  100 тыс.м проходки достигли 24 буровые бригады, в  Восточной Сибири 7 бригад выполнили проходку в объеме 25 тыс.м, что сопоставимо с  рекордным уровнем в Западной Сибири.

Среднедействующий фонд добывающих скважин Компании увеличился на  4,4 % и  составил по итогам отчетного года 19 490 единиц. При  этом неработающий фонд на  конец 2012 года составил лишь 7,3 % от эксплуатационного. Компания последовательно проводит работу по эффективному использованию фонда скважин – на  основе анализа параметров работы оборудования в  различные периоды выбирается оптимальный режим и  способ эксплуатации скважин.

В  отчетном году коэффициент использования эксплуатационного фонда составил 0,924. Методы повышения нефтеотдачи пластов Компания применяет с  учетом состояния разработки месторождений и  параметров конкретной залежи. Основные из  применяемых методов: гидроразрыв пласта (ГРП), забуривание боковых стволов, физико-химическое воздействие на  пласт, строительство горизонтальных скважин.

Общий эффект от  всех проведенных в отчетном году мероприятий с учетом ввода новых скважин позволил обеспечить дополнительную добычу нефти в  объеме порядка 12 млн.т. В  2012 году было выполнено 696 ремонтов методом забуривания боковых стволов, из  них 51 операция – с  использованием комплекса «Непрерывная труба», проведено 644 операции гидроразрыва пласта на эксплуатационном фонде добывающих скважин, введено 99 горизонтальных скважин, проведено более 7 тыс. операций физико-химического воздействия на пласт. При этом эффективность операций по обработке призабойных зон выросла на 13 % при снижении объемов на 1,8 %.

К наиболее эффективным методам по интенсификации притока относятся ГРП и зарезка боковых стволов. В ОАО «Сургутнефтегаз» внедрено 14 технологий гидроразрыва пласта, которые используются с  учетом особенностей геологического строения месторождения. В  отчетном году Компания начала применение новых технологий освоения пластов – одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ) двух объектов разработки и многосекционный ГРП.

 

Добыча и производство газа

 

В области производства газа основным приоритетом ОАО «Сургутнефтегаз» является оптимальное использование природных ресурсов путем создания полного цикла использования попутного нефтяного газа. В 2012 году объем производства попутного газа снизился на  5,6 % и  составил 12,2 млрд.куб.м, добыча природного газа составила 45,6 млн.куб.м. Снижение объемов производства попутного нефтяного газа происходит в  связи с  уменьшением объемов добычи нефти на  месторождениях Западной Сибири, имеющих наибольший газовый фактор. При этом изменяется и структура добываемого попутного нефтяного газа – постепенно идет увеличение доли газа с содержанием тяжелых углеводородов, что осложняет процесс его сбора и использования. Производственные мощности ОАО «Сургутнефтегаз» по добыче, сбору и использованию газа позволили в отчетном году достичь рекордного уровня утилизации попутного нефтяного газа – 99,2 %.

Компания ведет полный учет сбора и  использования добываемого газа – все объекты, включая факельные установки, оснащены приборами учета. Показания приборов попадают в информационную систему учета, добычи, транспортировки, переработки и реализации газа и  позволяют автоматически формировать материальный баланс попутного нефтяного газа, иметь оперативную информацию по его использованию. В отчетном году основными направлениями использования газа стали: переработка на  собственном газоперерабатывающем заводе – 59 %, реализация покупателям на внутреннем рынке – 15 %, поставка на собственные газотурбинные (ГТЭС) и  газопоршневые (ГПЭС) электростанции для выработки электроэнергии – более 13 %, собственное потребление в  качестве топлива и  на технологические нужды – около 13 %. После подготовки на  газоперерабатывающем заводе газ также поставляется потребителям на внутренний рынок. С учетом этих объемов общая поставка газа Компании на  внутренний рынок составляет 73 % от добычи.

 

В отчетном году велись работы по модернизации действующих производственных мощностей и  вводу новых объектов: на  КС-44 Федоровского месторождения проведена модернизация основного компрессорного оборудования, на  Рогожниковском месторождении дополнительно введена компрессорная установка №3 УКПГ, построено более 170 км газопроводов и начато строительство стратегически важного газопровода протяженностью 202 км, соединяющего Западно-Камынское и Рогожниковское месторождения. Этот трубопровод позволит Компании обеспечить законодательно требуемый уровень утилизации на вводимых месторождениях, расположенных рядом с Рогожниковским.

На конец отчетного года уровень утилизации газа на  всех месторождениях Компании составил свыше 95 %, в  том числе в  новом регионе деятельности – Восточной Сибири. Данный результат обеспечен благодаря заложенным решениям по направлениям использования попутного нефтяного газа на стадии проектирования объектов обустройства месторождений.

 

 

Переработка нефти

 

Нефтеперерабатывающий завод Компании, ООО «КИНЕФ», расположенный в  Северо-Западном регионе России, производит все виды топлив и  продукцию нефтехимии. В  структуре завода находятся комплексы по  выпуску гидроизоляционных и  кровельных материалов – «Изофлекс» – и  основ для  моющих средств – «ЛАБ-ЛАБС». Ежегодный объем переработки сырья на протяжении последних лет составляет свыше 20 млн.т. Вся продукция завода характеризуется высоким качеством, соответствует современным экологическим стандартам, отдельные виды неоднократно удостаивались наград на конкурсах и выставках: «100 лучших товаров России», «Премия Правительства Ленинградской области по качеству» и др.

Суммарные инвестиции Компании в  нефтепереработку за последние 5 лет составили порядка 90 млрд.руб., в том числе в отчетном году – около 19 млрд.руб. Они направлены на  модернизацию технологической схемы и обновление производственной базы предприятия. Основным проектом завода в  настоящее время является строительство комплекса глубокой переработки нефти на  базе гидрокрекинга мазута мощностью 4,9 млн.т, который позволит значительно увеличить выпуск качественных светлых нефтепродуктов. В  комплекс входят несколько основных установок – вакуумной дистилляции, висбкрекинга, гидрокрекинга, производства водорода, отпарки кислой воды и сточных вод.

В 2012 году на  ООО «КИНЕФ» завершены основные работы по  строительству комплекса глубокой переработки нефти: смонтированы все основные крупные узлы (компрессоры, колонны, теплообменное и емкостное борудование), установлено аппаратурное оборудование, произведена его связь с технологическими трубопроводами и системами энергоносителей, осуществлена установка контрольно-измерительных приборов и  систем регулирования, выполнено опробование электродвигателей и  насосов. Комплекс гидрокрекинга имеет обособленное энергообеспечение, системы подачи воздуха и  воды.

В  2012 году введены объекты первого пускового этапа комплекса глубокой переработки нефти: установка гидропарафинизации Л-24/10-2000, предназначенная для выпуска экологически чистого зимнего дизельного топлива класса Евро-5, второй поток установки получения элементарной серы. Объем капитальных вложений в  модернизацию действующего производства ООО «КИНЕФ» в  отчетном году составил 6,4 млрд.руб. Выполнены работы по  замене физически и  морально устаревшего оборудования на установке первичной переработки нефти ЭЛОУ АВТ-6, замене печей на установке ЛГ-24/7, реконструкции межцеховых коммуникаций в  цехе №3, занимающемся хранением и отгрузкой темных и светлых нефтепродуктов. Часть работ по  замене технологического оборудования на  действующем производстве связана со строительством комплекса глубокой переработки нефти для  создания единой взаимосвязанной схемы производственных процессов. Практически завершены работы по строительству новой автоматизированной установки тактового налива светлых нефтепродуктов в  железнодорожные вагоныцистерны мощностью 19,8 тыс.т товарной продукции в  сутки. Одним из  преимуществ новой эстакады является герметичный налив нефтепродуктов, точный учет отгружаемой продукции, сокращение безвозвратных потерь за  счет наличия в  составе объектов эстакады установки рекуперации паров углеводородов.

Объем переработки углеводородного сырья в отчетном году составил 20,5 млн.т – это на 3 % меньше уровня 2011 года, что связано с работами на установке первичной переработки нефти АВТ-6 и снижением объема переработки газового конденсата. Общий объем производства нефтепродуктов составил 19,6 млн.т, при  этом доля выпуска светлых нефтепродуктов выросла на    1  % – до  уровня 40,2 %. Выработано 2,2 млн.т автобензинов, 5,1 млн.т дизельного топлива, 0,7 млн.т авиакеросина, 10,4  млн.т мазута и  1,2 млн.т других нефтепродуктов. В  структуре производства автобензинов доля высокооктановых бензинов не  ниже класса Евро-4 увеличилась до 41,4 % по сравнению с 29,6 % в 2011 году. При производстве автобензинов с целью получения более качественных продуктов проводилась оптимизация качества прямогонных фракций, применялись эффективные схемы смешения, современные катализаторы на  установках каталитического риформинга. Весь производимый на заводе бензин отвечает требованиям государственных стандартов (ГОСТ). Бензин Премиум-95 класса Евро-5 по итогам года стал лауреатом конкурса «100 лучших товаров России» – это высокая награда в области качества. Объем выработки дизельного топлива увеличился на 2,4 % за счет изменения характеристик сырья, поступающего с  установки АТ-6, и  ввода в  эксплуатацию установки Л-24-10/2000 комплекса глубокой переработки нефти, где перерабатывается атмосферный газойль и  дизельная фракция.