Современная нефтодобыча в России

Нефтяная промышленность является составной частью ТЭК - многоотраслевой системы, включающей добычу и производство топлива, производство энергии (электрической и тепловой), распределение и транспорт энергии и топлива

Нефтяная промышленность - отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти.

В 2011 году добыча нефти в РФ составила 511,432 млн  тонн, что на 1,23% выше, чем в 2010 ^[11]. Экспорт нефти сократился на 2,4% по данным Росстата^[11], или на 6.4% по данным ФТС^[12], но доходы от экспорта выросли со 129 до 171,7 млрд. долларов^[12].

Для современной нефтодобычи в России характерна неприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля технологически освоенных запасов всего 35-40%. Остальные запасы – трудноизвлекаемые: низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубокие горизонты, высоковязкие и битумные нефти, подгазовые зоны. Основные крупные месторождения Сибири, Урала значительно истощены и обводнены – до 90%, коэффициент извлечения нефти близок к максимальному значению, добыча нефти осложняется отложением солей, выделением сероводорода, выносом песка, парафинистыми отложениями. Следствием ухудшения структуры запасов становится постоянное снижение среднего суточного дебита добывающих скважин. Однако коньюктура мирового рынка в период 2001-2008 годов диктовала условия об интенсификации добычи нефти.

Для увеличения и ускорения  добычи нефти большое количество скважин в эти годы было оборудовано  высокопроизводительными погружными нефтяными насосами, преимущественно центробежными, были созданы новые технологии изготовления насосов, отработана их конструкция, технологии эксплуатации и ремонта. При всех достоинствах ЭЦН установок – высокая надежность, коррозионостойкость, удовлетворительная износостойкость, простота конструкции существуют и непреодолимые недостатки: нестабильность и невозможность работы в диапазоне малых подач – до 25 м³/сутки, низкий КПД, регулирование производительности происходит с потерей либо напорной характеристики, либо падением КПД, срывы подачи при большом газосодержании. Оборудование скважин ЭЦН установками и не правильный их подбор, зачастую приводит к превышению предельно допустимой депрессии на пласт, снижению динамического уровня жидкости в скважине и выделению свободного газа в затрубное пространство, образованию воронок депрессии, увеличению обводненности добытой пластовой жидкости.

Также в эти годы внедрялись в РФ технологии поддержания пластового давления - закачка в пласты под  давлением пресной воды, которую преимущественно брали из рек и водяных скважин, что в развитых нефтяных странах (США, Норвегия) запрещено законом. Прямым следствием таких технологий стало: разрушение пластов и как следствие снижение проницаемости пласта, вынос песка, твердых пород; отложение гидратов, солей, гипсов; образование сероводорода, как следствие – повышение коррозионной активности пластовой жидкости и выделение токсичных газов; образование устойчивых водонефтяных эмульсий. Все это привело и к проблемам в насосной добыче: твердым отложениям в насосах, снижению параметров наработки на отказ, ресурса. При грамотной, технологически правильной разработке и эксплуатации нефтяных месторождений большинство этих негативных явлений отсутствует. Технологии увеличения коэффициентов нефтеотдачи пластов и повышения среднего дебита скважин в Следствием неверной эксплуатации нефтяных месторождений, неправильным подбором погружных насосов стало предъявление повышенных требований к насосному оборудованию: высокая коррозионо и износостойкость, длительный ресурс работы скважинных нефтяных насосов, высокая производительность, возможность работы на мультифазных жидкостях.

Изменение мировой коньюктуры цен на нефть в 2008 году сделало  нерентабельной эксплуатацию скважин  с высокой обводненностью, вследствие больших энергозатрат на добычу, разделение пластовой жидкости и обратной закачке воды в пласт. Становится целесообразнее не вступать в конфликт с природой, не губить подземные богатства, а перейти к правильной эксплуатации скважин – не превышать значения предельно допустимых депрессий, поддерживать пластовое давление только закачкой пластовой воды или нейтральных химреагентов.

Таким образом, возникает необходимость решение задач, связанных с эксплуатацией малодебитного фонда скважин видит в применении интеллектуальных алгоритмов управления скважинным оборудованием, которые могут быть встроены в станции управления . Такие алгоритмы способны не только защитить оборудование от нежелательных режимов работы, но и изменить режимы работы насоса, например, путем регулирования частоты вращения ротора ПЭД.

В настоящее время  имеется ряд успешных приме- ров  реализации данной технологии: высокооборот- ные интеллектуальные системы ЭЦН  АКМ (автома- тический комплектный малогабаритный электро- центробежный насос), частотно регулируемые при- воды (ЧРП), автоматическое регулирование режи- мов работы скважин стабилизаторами притока с контроллером управления (СПКУ).

Инновационная политика, основанная на широкомасштабном применении новых технологий и оборудования, позволяющих обеспечивать рентабельную разработку месторождений Компании, запасы которых относятся к трудноизвлекаемым.

Научно-исследовательские, опытно-конструкторские и опытно-промышленные работы (НИОКР и ОПР) являются важной составной частью инновационной деятельности

Сформулированы базовые  направления перспективной инновационной  политики: переход от фокусирования  на поддержке отдельных инновационных  проектов, соответствующих  жестко установленным технологическим приоритетам, к стимулированию массовых инноваций во всех секторах экономики, включая низкотехнологичные; секторальная дифференциация приоритетов, критериев, инструментов политики; сбалансированная поддержка инноваций в высоко- и низкотехнологичных секторах; отказ от жесткой иерархии в управлении в пользу децентрализации, наделения регионов, институтов развития, бизнес-ассоциаций и других субъектов более широкими полномочиями;  поддержка сетевой кооперации на всех уровнях; усиление ориентации на результат при принятии решений; обеспечение баланса тематических и функциональных приоритетов политики в целях ликвидации возможных провалов в инновационном цикле. Подчеркнута важность акцентов на социальных эффектах инновационной политики, поддержке креативного класса, подготовке предпринимателей, менеджеров и профессионалов для инновационной сферы и экономики в целом.

Создание устойчивой национальной инновационной системы в сфере энергетики для обеспечения российского топливно-энергетического комплекса высокоэффективными отечественными технологиями и оборудованием, научно-техническими и инновационными решениями в объемах, необходимых для поддержания энергетической безопасности страны.

Научно-техническая  и инновационная политика в энергетическом секторе должна основываться на современных  достижениях и прогнозе приоритетных направлений фундаментальной и прикладной отечественной и мировой науки в указанной сфере, обеспечивая создание и внедрение новых высокоэффективных технологий в энергетическом секторе российской экономики.

Инновационная направленность развития топливно-энергетического комплекса также предполагает формирование условий для развития непрерывного процесса поиска и практической реализации новых научно-технических, технологических и организационно-экономических решений в рамках общегосударственного регулирования и четкой системы взаимодействия всех участников инновационного процесса.

ОАО «ТНК-ВР»

ТНК-ВР является одной из ведущих нефтяных компаний России и входит в десятку крупнейших частных нефтяных компаний в мире по объемам добычи нефти. Компания была образована в 2003 году в результате слияния нефтяных и газовых активов компании BP в России и нефтегазовых активов консорциума Альфа, Аксесс/Ренова (ААР). ВР и ААР владеют компанией ТНК-ВР на паритетной основе.

ТНК-ВР — вертикально интегрированная нефтяная компания, в портфеле которой ряд добывающих, перерабатывающих и сбытовых предприятий в России и Украине. Добывающие активы компании расположены, в основном, в Западной Сибири (Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа, Тюменская область), Восточной Сибири (Иркутская область) и Волго-Уральском регионе (Оренбургская область).

Розничная сеть компании включает почти 1 490 заправочных  станций в России и Украине, работающих под брендами ТНК и ВР. Компания является ключевым поставщиком на розничный рынок Москвы и лидирует на рынке Украины.

Юридический статус компании.

Общество является юридическим лицом и имеет  в собственности обособленное имущество, учитываемое на его балансе, может  от своего имени приобретать и  осуществлять имущественные и личные неимущественные права, от своего имени совершать любые допустимые законом сделки, иметь обязанности, быть истцом и ответчиком в суде, в том числе, третейском суде. Права и обязанности юридического лица Общество приобретает с даты его государственной регистрации.

Общество несет  ответственность по своим обязательствам всем принадлежащим ему имуществом.

Акционеры не отвечают по обязательствам Общества и несут  риск убытков, связанных с его  деятельностью, в пределах стоимости  принадлежащих им акций. Общество не отвечает по обязательствам акционеров.

Общество может  самостоятельно и совместно с  российскими и иностранными юридическими лицами (независимо от их формы собственности  и организационно-правовой формы) и  гражданами создавать на территории Российской Федерации и иностранных государств юридические лица и иные организации в любых допустимых законом организационно-правовых формах.

Общество может  создавать филиалы и открывать  представительства как на территории Российской Федерации, так и за пределами Российской Федерации.

Компания занимается большим количеством видов деятельности. Я перечислю некоторые из них:

• разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений;
• бурение параметрических, поисковых, разведочных, структурных, наблюдательных и эксплуатационных скважин на углеводородное сырье, воду;
• добыча, транспортировка, подготовка, прием, хранение, переработка и реализация углеводородного сырья (в том числе нефти, газа и газового конденсата) и продуктов его переработки;
• ведение государственного баланса запасов нефти, газа, конденсата, попутных компонентов и учет совместно с ними залегающих полезных ископаемых в границах лицензионных участков;
• обустройство нефтяных и газовых месторождений;
• переработка нефти, производство и реализация нефтепродуктов, газа, продукции органического синтеза, продукции неорганической химии, удобрений, полимеров, пластических масс, товаров бытовой химии, производство катализаторов и металлопродукции;
• разделение и извлечение фракций из нефтяного (попутного) газа;
• предоставление прочих услуг, связанных с добычей нефти и газа;
• оптовая торговля прочим жидким и газообразным топливом;
• оптовая торговля моторным топливом, включая авиационный бензин;
• розничная торговля моторным топливом;
• розничная торговля бытовым жидким котельным топливом, газом в баллонах, углем, древесным топливом, топливным торфом;
• производство электрической и тепловой энергии;
• предоставление услуг по передаче электрической и тепловой энергии;

Кальчинское месторождение.

Кальчинское месторождение расположено в западной части Уватского района. Это первое месторождение уватской группы, которое было введено в эксплуатацию в 1992 году и вплоть до 2009 года оставалось единственным активом, на котором осуществлялась промышленная добыча нефти.

С начала разработки Кальчинского месторождения добыча на начало 2011 года составляла 12,6 млн т. Максимальный уровень добычи был достигнут в 2006 году и составил 1,46 млн т. Фактическая добыча в 2010 году составила 761 тыс т.

Начальные извлекаемые  запасы месторождения превышают 5 млн т.

На Кальчинском месторождении  расположены крупные объекты  региональной инфраструктуры – нефтеперекачивающая  станция мощностью 11 млн т в  год и расширенный коммерческий узел учета нефти до 11 млн т  в год.

Кальчинское месторождение  сыграло роль отправной точки в реализации Уватского проекта ТНК-ВР.

Кальчинский нефтепромысел - это самый крупный инфраструктурный узел который является базой для  развития всего Уватского проекта. На территории месторождения расположена нефтеперекачивающая станция, через которую проходит вся нефть, добываемая на Восточном и Центральном Увате: Урненском, Усть-Тегусском и Тямкинском месторождениях. Проектная мощность станции составляет 11 млн тонн в год. На данном этапе станция прокачивает около 6 млн тонн в год, или 500 тыс. тонн нефти ежемесячно.

  Кальчинский актив используется ООО "ТНК-Уват" в качестве полигона для опытно-промысловых испытаний различных инновационных технологий. При положительных результатах эти технологии направляются и на другие предприятия ТНК-ВР. В 2010 году внедрено уже 24 новых систем по управлению технологическими установками для добычи нефти. Основное преимущество нововведений заключается в автоматизации работ на месторождении. Эти системы выводят оборудование из аварийной ситуации даже когда оператор отсутствует. Сейчас разрабатываются системы для определения обводнения скважин без трудозатратной работы по отборам проб и их анализа в лабораториях. На 2012 год запланировано запустить еще одну новую технологию-гибкую насосно-компрессорную трубу.

SWOT-анализа включает  в себя анализ ситуации внутри  компании, а так же анализ внешних  факторов и ситуацию на рынке,  проанализировав внешнюю и внутреннюю  среду компании, оценив его сильные  и слабые стороны приняты следующие  решения:

Несмотря на большое  количество добываемой нефти, при эксплуатации АПВ-фонда в России – происходит потеря в добыче около 60 млн. тонн нефти в год, что являет собой огромные финансовые и технологические затраты.

Одним из вариантов  устранения этой проблемы служит введение технологии СПКУ – самонастраивающейся системы интеллектуального управления установкой электро-центробежного насоса (УЭЦН)  с частотным преобразователем, которая позволяет значительно сократить издержки и увеличить прирост добычи нефти.

Стабилизатор притока является реализованным комплексом технико-техно-логических средств и оборудования автоматизированной системы частотного управления скважинным центробежным электронасосом.

Он предназначен для эксплуатации УЭЦН  малодебитных, периодических и других скважин  неустойчивого и осложненного фонда. Стабилизатор может эксплуатироваться в передвижных установках и стационарно. Разработанная система верхнего уровня управления (система телеметрии) позволяет одновременно, в режиме реального времени, контролировать, исследовать и при необходимости вмешиваться в работу всего фонда скважин, оборудованных СПКУ, на любом удалении от месторождения. Данное оборудование значительно сокращает влияние человеческого фактора на процесс добычи. Станции имеют графический интерфейс панели управления, что в свою очередь также делает процесс работы понятным и доступным.

Система архивации позволяет хранить на удалённом сервере всю информацию о скважине за весь период её работы. Принципиальное отличие СПКУ от всех известных управляющих технологий состоит в самом принципе  согласования темпа отбора продукции центробежным насосом (УЭЦН) и притока при заданной депрессии. Это позволяет наиболее рационально и эффективно производить добычу нефти, (увеличение МРП, сокращение простоев, прирост объемов извлечения нефти за счёт оптимизации работы насоса в скважине). При традиционных методах основным критерием оптимальной эксплуатации скважины с помощью такого насоса принято считать согласование установившегося притока жидкости в скважину с производительностью УЭЦН в рекомендуемой области на его Q-H характеристике. СПКУ режим скважины – это пересечение условной характеристики скважины с траекторией изменения параметров насоса при поиске ограничений частоты, поэтому непрерывный режим эксплуатации скважины достигается уверенно  в широком диапазоне изменения притока и динамических уровней жидкости в скважине.  

Система сама определяет и задаёт максимально возможную  депрессию для получения максимально  возможного притока и дебита нефти  из скважины, без остановок и применения датчиков с соблюдением всех регламентов  работы насоса .Не критичны ошибки в подборе УЭЦН. По косвенным параметрам работы УЭЦН система определяет уровень и дебит. Прирост в добыче при применении данной технологии практически всегда выше примерно на 7 тонн в сутки нефти, чем у производителей подобного оборудования, в одинаковых условиях.

Реализуемый режим  контролируется путем косвенного определения (через параметры насосного агрегата на граничной частоте) изменения  давления на приеме насоса через его погружение под уровень жидкости и дебита скважины. Естественно, речь идет не о прямом измерении фактического погружения и дебита, а о косвенной их оценке для определения эффективности достигнутого режима или о целесообразности его автоматической коррекции. Обычно стабилизация управляемого режима достигается с первых же часов работы насоса в соответствии с притоком. Реализация технологии в автоматических  стабилизаторах позволяет оптимизировать режим скважины в самых сложных гидродинамических условиях.

Применение СПКУ на скважинах  Кальчинского месторождения позволило стабилизировать работу оборудования в сложных гидродинамических условиях, предотвратить срывы подачи при высоком давлении, повысить дебит нефти без смены размера насоса и увеличения глубины его спуска, а также существенно увеличить наработку УЭЦН на отказ. Создать необходимую депрессию на пласт и стабилизировать режим эксплуатации скважины в сложных гидродинамических  условиях позволяют  станции  управления  (СУ)  УЭЦН по  технологии циклической стабилизации притока («СПКУ»).

В 2008 году в рамках программы опытно-промышленной эксплуатации были приобретены первые 12 стабилизаторов притока СПКУ. В результате пробной эксплуатации основной задачей стоящей перед техническими специалистами было подтверждение заявленных преимуществ, таких как:

• Самонастраивающаяся система управления УЭЦН без участия операторов добычи;
• Автоматический вывод на Режим с автоматической настройкой на потенциал скважины;
• Высокая энергозащищенность;
• Определения давления на приеме насоса (без применения погружных датчиков);
• Сокращение невынужденных остановок по защите от срыва подачи (ЗСП);

Произошло реальное снижение до полного отсутствия остановок  скважин по ЗСП. В пересчете удельные потери по ЗСП, ЗП на 1 скважину с установленным  СПКУ составили около 1 тонны, что  в 7 раз меньше чем по остальным скважинам. На основании чего удалось избежать более 200 тонн потенциальных потерь нефти.

По ряду скважин  был получен дополнительный прирост  в добыче, без каких либо мероприятий, около 3 тонн на каждую скважину за счет оптимизации работы системы пласт-насос.

Подтверждены, показали эффективности защиты от помех, как по высокой, так и по низкой питающей стороне энергоснабжения. Летом был грозовой период с массой аварийных отключений и колебаний уровня напряжения.

Отмечено удобство эксплуатации и контроле параметров по СПКУ.

На фоне установленных  целей по увеличению наработки, а  также дальнейшего истощение  пластов Кальчинского месторождения  для эффективной эксплуатации УЭЦН необходимо применение самоадаптивных и самонастраиваемых систем управления погружным оборудованием. По результатам опытно-промышленной эксплуатации стабилизаторов притока СПКУ на Кальчинском месторождении были получены и подтверждены следующие преимущества данного вида оборудования:

• Стабильная работа погружного оборудования в широком диапазоне подач при изменении производительности скважины;
• Отсутствие остановок скважин по причинам срывы подачи по напору и по газу (ЗСП); с получением дополнительной добычи нефти за счет снижения простоев скважины и за счет самоадаптивного режима эксплуатации погружного оборудования для максимального достижения потенциальных возможностей скважины;
• Отсутствие слива жидкости из колонны НКТ при циклической работе скважины (в период накопления);
• Точная регистрация момента на валу ЭЦН делает невозможной его работу в условиях недостаточного наполнения жидкостью. Эта же способность позволяет избежать «жесткого» заклинивания ЭЦН при работе в осложненных условиях, а так же контролировать уровень жидкости над насосом.
• Работа в циклах позволила избежать штуцирования УЭЦН без потери производительности.
• Возможность визуального оперативного контроля за работой скважин эксплуатируемых с помощью стабилизаторов притока СПКУ при отсутствии систем телеметрии (параметры транслируются через систему GPS – InternetExplorer);
• Возможность дополнительного контроля за дебитом скважины (по косвенным показателям стабилизатор притока определят производительность системы «пласт-насос»; получение достоверных данных по текущим значениям давлений на приеме насоса и величине погружения оборудования под уровень жидкости (блинкерное погружение) без применения погружных датчиков телеметрии;
• Влияние гармоник на ПЭД и ТМПН при работе минимизировано за счет качественной подготовки питающего напряжения с использованием комплекса фильтров.
• Постоянный контроль работы СПКУ со стороны персонала компании, выпускающей оборудование, сокращает потери при аварийных отключениях электроэнергии, а так же при других нештатных остановках УЭЦН.
• Реального увеличения продолжительности работы погружного оборудования.

Все вышеизложенное положительно отразится на наработке УЭЦН на отказ, особенно при тенденции к снижению забойного давления.

Система адаптивного  управления по методу стабилизации притока использовалась главным образом на стадии вывода скважин на режим, отчасти ее применение было направлено на получение дополнительного прироста добычи нефти при работе на повышенных частотах.

СПКУ позволяет значительно сократить издержки и увеличить прирост добычи нефти, увеличить наработку УЭЦН на отказ, значительно сократить АПВ-фонд, увеличить МРП примерно на 30%.

Получить прирост  в добыче за счет оптимизации работы режимов УЭЦН на АПВ фонде до50%.

Экономия электроэнергии до 30%.

Решить наибольший круг проблем при эксплуатации АПВ  фонда.

Получить дополнительный доход от применения СПКУ при массовом внедрении в размере около 6 млрд.$.

Срок службы оборудования 7 лет.

Стоимость оборудования 199233306 руб.

.ВВЕДЕНИЕ.

Но есть и так называемые «проблемные  скважины» – скважины, в которых  постоянно меняется, вплоть до полного  его прекращения, приток пластовых флюидов; скважины, работа которых сопровождается залповым, а то и постоянным выносом большого содержания мехпримесей, прохождением газовых пачек. К проблемным скважинам также можно отнести скважины с интенсивным набором кривизны эксплуатационной колонны. Все вышеперечисленные аномалии приводят к нестабильной работе насосного оборудования. За счет ограниченности рабочего диапазона традиционные УЭЦН при изменении притока в скважине зачастую начинают работать вне зоны рабочего диапазона, вследствие чего оборудование в лучшем случае начинает эксплуатироваться в периодическом режиме, в худшем – возникает необходимость в подъеме оборудования и замене его типоразмера, либо происходит отказ установки. За счет низкого класса износостойкости традиционно применяемых погружных насосных установок при работе с большим содержанием мехпримесей, в том числе проппанта, происходит износ рабочих органов УЭЦН, что приводит к потере напора установки или слому одного или нескольких узлов. В результате снижаются объемы добычи нефти, увеличиваются затраты на спуско-подъемные операции и ремонт оборудования.  

 Еще  одной проблемой действующего  фонда скважин является недостаточная  автоматизация систем управления. Вследствие постоянно протекающих  изменений в действующем фонде скважин (планово-предупредительные ремонты, запуски, остановки, оптимизация, смена способа эксплуатации, ввод новых скважин и др.) существуют трудности с регулировкой оптимального режима эксплуатации всего добывающего фонда скважин (рис. 1) с помощью имеющегося традиционного оборудования, связанные с его технической и технологической ограниченностью. Для повышения уровня контроля и изменения параметров работы погружного оборудования необходимо постоянно привлекать людские ресурсы. В связи с этим возникают риски, связанные с влиянием человеческого фактора и временем реакции на изменение какого-либо из параметров скважины. С целью минимизации этих рисков подбор погружного оборудования изначально осуществляется с учетом возможных изменений производительности скважины, что и является резервом для их дальнейшей оптимизации.  

 Решение  этой задачи имеет два пути: эволюционный – за счет повышения  качества путем реинжиниринга  бизнес-процессов, и качественный  – за счет внедрения инноваций. 

После внедрения комплексного решения необходимость улучшения работы имеющегося традиционного насосного оборудования стала еще более очевидной. Задача, которую предстояло решить проектной команде, заключалась в том, чтобы без подъема оборудования из скважины добиться его работы с максимально возможным дебитом в безопасном для оборудования режиме. Так мы подошли к вопросу внедрения интеллектуальных станций управления. Испытания интеллектуальной станции управления СПКУ ИНТЭС-90 проходили в несколько этапов. Необходимо было проверить все технические и технологические возможности, включая возможность без вмешательства человека в режиме автоадаптации выводить скважины, работающие в периодическом режиме, в постоянный режим эксплуатации. Сегодня данное оборудование используется для выводов скважин в постоянный режим, при необходимости – для исследования потенциально возможного режима добывающих скважин. Что касается проверки других возможностей оборудования, необходимо отметить, что производителю, благодаря использованию высокотехнологичного контроллера, удалось разработать математические модели, способные обрабатывать электрические показатели работы оборудования и с высокой точностью выдавать информацию по динамическому уровню, дебиту скважины, причем проверки сертифицированными приборами контроля подтвердили полную сходимость этих методов. Кроме того, при наступлении критической ситуации защиты СПКУ ИНТЭС-90 срабатывают мгновенно, не допуская даже кратковременных запредельных токовых нагрузок на погружной электродвигатель.  

 Проведенные  испытания легли в основу разработки  единых технических требований  и единой методики испытаний,  как интеллектуальных станций  управления, так и высокооборотного  оборудования с широким диапазоном  эксплуатации. Идея заключается  в том, что ОАО «НК „Роснефть“» предъявляет производителям единые технические требования (ЕТТ) на изготовление оборудования, обладающего определенными свойствами и предназначенного для работы в конкретной группе скважин, а для того, чтобы результаты были объективны, все кандидаты проходят абсолютно одинаковые этапы испытаний, которые фиксируются и попадают в матрицу технологий. При этом в данной матрице отражаются как проверяемые по конкретному техническому заданию возможности оборудования, так и все дополнительные, которыми оно обладает. Таким образом, при наличии полной картины испытаний нового оборудования, всегда имеется возможность решить практически любую задачу, возникшую в новой «проблемной зоне» эксплуатации. В текущем году в ООО «РН-Юганскнефтегаз» и других дочерних обществах ОАО «НК „Роснефть“» начаты масштабные испытания интеллектуальных станций управления. Планируется испытать решения не менее четырех различных производителей наземного оборудования, сравнить возможности этих решений с характеристиками испытанной нами станции управления СПКУ ИНТЭС-90, являющейся на данный момент эталонной. Интеллектуальные станции управления, прошедшие успешные испытания, будут переданы в 2011 году в повседневное использование производственными подразделениями.  
Остановимся подробнее на испытаниях высокооборотного оборудования с широким диапазоном подач. Компания OOO «Инновационные Промышленные Технологии» (г. Москва) модернизировала инновационную МИМ технологию (Metal Injection Molding – инжекционное формование металла) и первой в России научилась изготавливать крупные детали любой пространственной сложной формы с максимальной плотностью материалов. Данная технология позволяет равномерно распределять смесь из любых металлов и керамики, спекаемость которых происходит на уровне кристаллической решетки материала. В результате получается полностью однородное изделие (оборудование) с максимальной плотностью и необходимыми свойствами.  
Целевой фонд для данного оборудования – новые скважины, вводимые после бурения. Для того чтобы не допустить отказа инновационного оборудования в новых скважинах, разработана и реализована программа исключения возможных рисков. Основной риск в данном случае – отказ ЭЦН по причине влияния мехпримесей. Для исключения потенциальных отказов оборудования по данной причине, инициированы полномасштабные испытания на стенде с мехпримесями и проппантом в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. В РГУ также организованы стендовые испытания оборудования для исключения возможного срыва напора по «газу». С целью устранения возможных отказов по электрической части принято решение внедрять оборудование с приводами различных производителей.