• Вход
  • Регистрация
  • Подписка

Нефтегазовые новости

СибирьИнвест

Снижение количества инцидентов на трубопроводах за счет комплексного ППР


Новость от 15.06.2020, добавлена в 01:39 в категории: Технологии 141 просмотр 0 комментариев
СибирьИнвест
СибирьИнвест
Проектный срок службы трубы нефтесбора — 12 лет. Но если посмотреть статистику, то серьезные аварии начинаются уже после десятилетней эксплуатации. Каждый такой инцидент означает простои, дорогостоящий ремонт и в перспективе серьезные экологические санкции для Компании. Начальник цеха по эксплуатации трубопроводов Иван Никитин решил бороться с первопричиной проблемы – учредить систему комплексных планово-предупредительных работ. Через ППР будут один за другим проходить все трубопроводы «Самотлорнефтегаза». Предполагается, что внедрение комплексных ППР позволит на четверть уменьшить число инцидентов на трубопроводах. А учитывая среднюю стоимость ликвидации аварии в 62 тыс. рублей, за год Компания на одном этом сэкономит 4,65 млн рублей. И это без учета возможных санкций!

«Если система санкций заработает, ущерб перекроет суммарный эффект от всех проектов участников нашей программы обучения», — уверен Иван Никитин.


Подсчитать затраты этого проекта непросто. С одной стороны, комплексный плановый ремонт — дело дорогостоящее, с другой стороны — чинить трубы все равно придется. Вопрос только: до разлива нефти или после?

Реализация проекта уже началась. Недавно для комплексного ППР было остановлено 27 кустов скважин. В ходе работ на 25 участках трубопровода нашли серьезную коррозию, то есть можно говорить о предотвращении 25 инцидентов. В связи с этим, руководством компании было принято решение о проведении комплекса мер по антикоррозионной защите от компании «СибирьИнвест». Более подробную информацию о антикоррозийной защите резервуаров, трубопроводов и металлоконструкций можно посмотреть здесь.

Сокращение потерь добычи нефти за счет автоматизации процесса путем удаленного управления скважинным оборудованием в ЦДО.


В Оренбуржье сейчас часты перебои с электроэнергией, а с ними связаны большие внутрисменные потери добычи нефти, ведь об отключении скважины операторы узнают лишь по падению нагрузки на фидере. А эти данные отправляются раз в 15–30 минут, и эти 15–30 минут простоя уже чреваты немалыми потерями. Ну а в зависимости от погодных условий и удаленности скважины до ее включения и выхода на режим может пройти вплоть до трех часов.

Радикальное решение проблемы предложили участники программы Дмитрий Касмынин и Артем Кузнецов. В этой работе им помогает один сотрудник Корпоративного центра и один экономист из «Оренбургнефти», так что команда сформировалась из четырех человек.


Их совместный проект посвящен внедрению системы удаленного управления скважинным оборудованием с помощью беспроводных технологий. Эта техническая часть работы, но изменения в значительной мере коснутся и рабочих процессов. Так, будет организовано круглосуточное дежурство на станции управления. Изменится и состав бригад.

«В Оренбуржье 39 месторождений. Есть среди них и очень мелкие, расположенные на отшибе, всего на семь-восемь скважин. Но из-за большой удаленности приходится содержать отдельные бригады. После внедрения нашей системы какие-то бригады по добыче можно будет объединить, — уверен Артем Кузнецов. — С учетом всех затрат уже в первый год на одних только внутрисменных потерях Компания сэкономит $124 млн».

Экономический эффект этим не исчерпывается. Новое оборудование позволит не только запускать скважину на расстоянии, но и корректировать режим ее работы в зависимости от геологических условий без выезда на место обслуживающего персонала. Еще один эффект от нововведений — снижение экологических рисков. По спаду давления можно будет сразу же узнать о прорыве на выкидной линии и удаленно остановить скважину, заметно уменьшив разлив нефти.





Оцените новость
5 из 5
рейтинг
1
голосов
141
просмотров



Понравилась новость?

Расскажи друзьям!









Похожие новости: