На балансе АО «Эмбамунайгаз» стоят в основном выработанные месторождения, что делает особо острой задачу по применению передовых технологий интенсификации добычи. А нынешний период низких цен заставляет внимательно относиться к снижению затрат.
О том, за счет чего компания планирует обеспечить рост добычи на своих активах и как снижает свои затраты, рассказал председатель Правления акционерного общества «Эмбамунайгаз» Ануар Еркинович Жаксыбеков.
- IT–технологии сегодня уверенно завоевывают нефтегазовый рынок. В новых экономических условиях, когда нефтегазовые компании не могут себе позволить тратить деньги без условия возврата инвестиций, внедрение IT–технологий становится неизбежным условием эффективной добычи. Расскажите об опыте вашей компании в этом направлении?
- На протяжении последних лет компания активно внедряет новые технологии и проекты. Хотелось бы особо отметить один из них - «Цифровое месторождение», внедрение которого началось в 2016 г. на базе небольшого месторождения «Уаз» и дало хорошие результаты.
Эта технология обеспечивает непрерывную обработку данных по работе месторождения для оперативного контроля и быстрого принятия решений. За счет оптимизации режима добычи обеспечивается ее рост. При этом происходит и оптимизация работы оборудования. Это, а также централизованное управление и дистанционный мониторинг дают снижение капитальных и эксплуатационных затрат. При этом повышается безопасность, уменьшаются производственные риски.
Сегодня параметры скважин месторождения Уаз в онлайн-режиме передаются в диспетчерскую НГДУ. Параллельно вся информация поступает в Центр визуализации производственных процессов в ЭМГ, где она также анализируется и на ее основе осуществляется долгосрочное планирование. При этом в процесс удаленного мониторинга и управления объектами нефтедобычи вовлечены специалисты всех ветвей управления компании.
- Вы сказали, что применение концепции «Интеллектуальное месторождение» на месторождении Уаз дало хорошие результаты. Могли бы вы рассказать о них?
- С момента внедрения проекта на месторождении были оптимизированы затраты на потребляемые энергоресурсы: потребление электроэнергии снижено на 35%. За счет увеличения коэффициента эксплуатации действующего фонда скважин обеспечена дополнительная добыча 1360 тонн нефти и, соответственно, сокращено количество подземных ремонтов. Упорядочен учет добываемой нефти по каждой скважине. Все это позволит окупить инвестиции в течение 2-3 лет с момента внедрения ИМ.
Сегодня концепция цифрового месторождения тиражируется на другие месторождения АО РД КМГ. В 2017 году мы реализовали проект внедрения на Прорвинской группе месторождений (Актобе, Зап. Прорва, Досмухамбетовское, С. Нуржанов). О результатах пока говорить рано. По завершению данного этапа планируется проводить анализ накопленных данных и работы системы в целом.
В этом году планируется тиражирование системы ИМ на месторождение Жанаталап НГДУ «Жаикмунайгаз».
- С какими трудностями вы столкнулись в ходе внедрения и тиражирования этого проекта? Прибегали ли вы к аналогичному опыту других компаний?
- Ввиду того, что проект на месторождении Уаз был пилотным, мы столкнулись с трудностями в процессе проектирования и в процессе внедрения.
Была проведена огромная работа по исследованию комплексных решений типовых проектов западных нефтяных компаний, а также их адаптация к нашему месторождению. В настоящее время крупнейшие нефтяные компании имеют подразделения, занимающиеся разработкой и внедрением концепции интеллектуального месторождения: «Умные месторождения» (”Smart Fields”) компании Shell, «Месторождение будущего» (“Field of the Future”) компании BP, “iFields” компании Chevron и др. Аналогичные подразделения имеют крупнейшие национальные нефтяные компании, включая Saudi Aramco, Petrobras, Kuwait Oil Company.
Анализ мирового опыта функционирования нефтяных промыслов с системой интеллектуальных месторождений показывает, что ее внедрение приводит к увеличению проектного КИН на 10-20%; скорость принятия управленческих решений возрастает на 20-40%; эксплуатационные затраты снижаются на 30-50%; прибыль увеличивается на 10-35%.
В целом мировая нефтегазовая отрасль планирует инвестировать более $1 млрд. в создание интеллектуальных месторождений в течение следующих 5 лет.
- В последние годы в ЭМГ был реализован целый ряд проектов по развитию бизнеса. Расскажите о них.
- Последние годы мы внедряем проекты, направленные на снижение затрат и повышение эффективности производства. Первый проект был связян с оптимизацией ТМЦ на складах. Как известно, деятельность нефтяной компании зависит, в том числе, и от наличия на складах предприятия нефтепромыслового и иного вида оборудования. При этом для нефтяной компании одинаково важно как обеспечить наличие на складах необходимое количество нужного оборудования, так и не допустить затоваривания складов неликвидными ТМЦ. Чтобы решить обе задачи, нефтяная компания должна иметь точную информацию о количестве запасов и четкое описание характеристик каждого вида ТМЦ.
Мы провели большую работу по инвентаризации всех имеющихся на складах видов ТМЦ и каждый вид привели к единому формату. Это дало ощутимый результат: выявлены позиции, которые на разных складах шли под разными форматами, поэтому не определялись как идентичные. В результате был решен вопрос затоваривания складов. Теперь любая информация о запасах стала доступной в режиме реального времени; улучшилась оборачиваемость запасов.
Во-вторых, мы запустили проект оптимизации транспортного обеспечения, который в пилотном режиме был внедрен на базе нефтегазодобывающем управлении «Жайыкмунайгаз». С учётом этого опыта уже во всех подразделениях производится обновление автопарка, внедрена система GPS контроля транспортных средств, планируется установление датчиков расхода топлива, создано централизованное управление процессом транспортного обеспечения. Эти меры позволили повысить эффективность транспортного обеспечения путем снижения потребления ГСМ.
Следующий проект – техническое обслуживание и ремонт оборудования, который в пилотном режиме был внедрен в НГДУ «Жайыкмунайгаз». Мы ожидаем, что в результате межремонтный период и коэффициент использования оборудования будет увеличен, а доля незапланированных работ снизится.
- Ваша компания занимается развитием молодых кадров для нефтегазовой отрасли. Расскажите об этом подробнее?
- Действительно, для компании вопрос о подготовке квалифицированных специалистов является приоритетным. Только в рамках проекта по дуальному обучению за два последних года на базе наших производственных площадок различные рабочие профессии получили 69 выпускников Атырауского университета нефти и газа и АПЕК Петротехник. 16 из них были трудоустроены в компанию.
Ежегодно мы расширяем перечень профессий, по которым стажируются студенты в рамках дуального обучения. В этом году студенты кафедры химической технологии органических веществ стажируются на базе новой установки переработки попутного нефтяного газа Прорвинской группы месторождений. Напомню, все затраты по стажировке студентов, включая проживание, питание, обеспечение спецодеждой и компенсационной выплатой, несет АО «Эмбамунайгаз».
- Для обеспечения производственной деятельности нефтяной компании важными являются процессы закупок товаров, работ и услуг. Каков объем закупок компании и какова доля местного содержания?
- «Эмбамунайгаз» входит в холдинг «Самрук-Казына», поэтому закупки осуществляются в соответствии с правилами закупок холдинга и проходят в его информационной системе электронных закупок.
Согласно плана на 2018 г., объем закупок товаров, работ и услуг составляет более 55 млрд. тенге. В закупках ЭМГ могут принять участие поставщики из любой точки мира. Так, партнерами АО «Эмбамунайгаз» на текущий момент являются более 400 компаний.
Вместе с тем ведется работа по поддержке отечественных производителей и организаций инвалидов путем предоставления различного рода преференции при проведении закупок, в том числе предоставление условных скидок и проведение закупок только среди товаропроизводителей холдинга «Самрук-Казына» и организаций инвалидов. Доля казахстанского содержания в ТРУ превышает 75%. И мы открыты к диалогу и сотрудничеству со всеми потенциальными поставщиками.
- Ануар Еркинович, прошлый год был довольно насыщенным для вашей компании. С какими итогами вы подошли к 2018 году?
В 2017 году компания произвела свыше 2,8 млн. тонн нефти и 199,75 млн. кубометров газа. В прошлом году мы успешно запустили крупный проект - установку по комплексной подготовке газа Прорвинской группы месторождений, мощностью 150 млн. кубометров в год. Проект был реализован в рамках Программы по утилизации попутного нефтяного газа АО «Эмбамунайгаз». Благодаря установке, мы сократили до минимума сжигание газа на факелах. Товарный газ теперь поставляется на коммерческой основе в ГСП «Толкын». Напомню, что аналогичные установки на протяжении нескольких лет работают в НГДУ «Жайыкмунайгаз» (Исатайский район) и НГДУ «Доссормунайгаз» (Макатский район), откуда газ поставляется по льготной цене населению трех районов Атырауской области.
- Куда реализуется ваша продукция?
- Наша продукция реализуется как на внутренний рынок, так и на экспорт. Согласно правилам Министерства энергетики РК, поставка нефти в первую очередь осуществляется отечественным нефтеперерабатывающим заводам – ПНХЗ и АНПЗ. Что касается экспорта, то он идет по двум основным: по КТК и Узень‐Атырау‐Самара (УАС) до морского порта Новороссийск на Черном море. В прошлом году компания экспортировала около 2,8 млн. тонн нефти.
Газ, производимый компанией, реализуется только на внутреннем рынке. На трех установках подготовки газа, находящихся на месторождениях С.Балгимбаева, Восточный Макат и Прорва, подготавливается товарный газ, который покрывает потребности населения Исатайского, Кзылкогинского и Макатского районов Атырауской области, а также направляется в магистральный газопровод «Средняя Азия - Центр».
