Новые приоритеты Сургутского УПНПиКРС
– Сургутское УПНПиКРС организовано 11 ноября 1985 года. Но это было уже второе УПНПиКРС. Первое начало работу 1 января 1978 года, но в 1985 году бывший министр нефтяной промышленности Николай Алексеевич Мальцев решил, что отдельные сервисные предприятия не нужны, и бригады начали передавать, то есть возвращать в нефтегазодобывающие управления, а прежнее УПНПиКРС ликвидировали. В новом же начали с того, что создали одну бригаду, которая начала работать 14 декабря. На финише года она успела даже отремонтировать одну скважину. А в 1986 году началась «гонка с препятствиями»: создавалось по одной бригаде в месяц, и закончили мы год уже с 13 бригадами. Это было крайне сложно, потому что специалистов практически не было.
Но шло время, менялась техника. В конце 80-х годов начали заниматься гидроразрывом пластов. Сначала использовали имевшиеся у нас агрегаты АЦН-700, но это оказалось не очень эффективно. И в 1992 году генеральный директор акционерного общества Владимир Леонидович Богданов, ярый противник привлечения иностранных фирм для обслуживания месторождений, заключил контракт с американской фирмой «Стюарт и Стивенсон» на приобретение комплекса для производства ГРП.
За 1993 год мы сделали 30 операций ГРП. Для сравнения: план на этот год составляет 1 625 гидроразрывов пласта. И если раньше мы работали только на старом фонде, то сейчас на многих месторождениях ГРП проводится сразу же после бурения скважин. И без ГРП они нефтегазодобывающим управлениям не сдаются.
– И какими силами работаете?
– Сейчас у нас 12 бригад, задействованных на девяти комплексах. Восемь из них – в Сургутском регионе, один – на Талакане. Люди работают вахтовым методом. Есть там разведчики, есть нефтегазодобывающее управление, и первые разрывы мы там уже сделали. В 1994 году появилась у нас еще одна новая техника – установка «Непрерывная труба». И мы начали делить КРС на традиционный и с установками «Непрерывная труба».
– В чем разница? И суть этой установки?
– Обычно при капитальном ремонте скважин, чтобы достать до забоя и, к примеру, закачать жидкость или выполнить ловильные работы, необходимо свинтить гирлянду труб. А это 2–3 тысячи метров. Гибкая же труба имеет диаметр 38–44 мм, она медленно разматывается с барабана и опускается в скважину. Если обычная бригада КРС тратит на спуско-подъем в лучшем случае сутки, то гибкая труба на ту же глубину спускает подвеску за три часа и поднимает за такое же время.
– Сколько коллективов занято на этих установках?
– Семнадцать бригад, в том числе одна на Талакане. Кстати, гибкая труба способна выполнить работы, которые традиционному КРС недоступны. Например, геофизические исследования в горизонтальных стволах.
– А от стандартного капремонта скважин управление отказалось полностью?
– Фактически – да. Сургутский цех КРС мы передали в НГДУ «Сургутнефть», Федоровский цех – в НГДУ «Федоровскнефть». Так что у нас остались цех непрерывной трубы и цех КРС, проводящий гидроразрывы.
Пять лет назад горнотехническая инспекция запретила все работы на скважинах, связанные с воздухом, с компрессорами. И мы повсеместно начали активно внедрять более безопасные установки – азотные. Акционерное общество закупило партию таких установок. Сейчас идет их запуск в работу.
– То есть управление получило еще одно направление деятельности?
– Да, у нас организовывается специализированный участок, и в перспективе это будет цех с довольно большими объемами. Жидкий азот станем применять для освоения скважин, создания пенных систем и промывки забоев, опрессовки трубопроводов. Словом, дела для азота будет много.
Таким образом, Сургутское УПНПиКРС специализируется на трех видах деятельности – капитальном ремонте скважин с помощь установки «Непрерывная труба», интенсификации добычи с применением ГРП и работе с криогенными установками как в процессе капитального ремонта, так и для нужд нефтегазодобывающих управлений и других подразделений.
Сейчас мы начинаем внедрять новую технологию ГРП. Это так называемые «пенные разрывы», и тоже с применением жидкого азота. В процессе закачки рабочей жидкости в пласт происходит ее аэрация и вспенивание с помощью реагента и азота. Для нас это новая технология, хотя на Западе применяется давно. Она более щадящая для пласта, а ведь гидроразрыв – это создание большого давления, при котором пласт рвется.
– В скором времени вы запустите в работу все установки. А как с кадрами? Людей ведь надо учить.
– Учим. И практически обучили специалистов. Во всяком случае, теоретический курс они прошли. Сейчас стажируются. А одновременно стажировать всех мы просто не в состоянии – действующих-то установок всего три. Надеюсь, что в скором времени этот процесс все же будет успешно завершен.
– Четверть века – солидный срок. И сделано управлением многое. А можно ли просчитать эффект, который получен за этот срок? Например, в тоннах дополнительно добытой нефти.
– Все анализируется, фиксируется, считается. Мы провели за годы существования управления более 8 тысяч гидроразрывов, что дало дополнительно 15 076 185 тонн нефти. Всего же ремонты всех типов, выполненные управлением за четверть века, принесли акционерному обществу 39 068 656 тонн нефти. Только в этом году, по нашим прогнозам, дополнительная добыча составит 5 714 482 тонны.
Солидные цифры, не правда ли? И работы впереди становится только больше. Ведь уже нет фонтанов, месторождения стареют, скважины требуют к себе все большего внимания. Но и мы становимся опытнее, мудрее, а технологии – прогрессивнее. Так что новых миллионов тонн нефти будет еще много.
Источник:
Оцените новость
5 из 5
рейтинг
рейтинг
1
голосов
голосов
5173
просмотров
просмотров
Понравилась новость?
Похожие новости: