Победители определялись по результатам работы в 2023 году в номинациях «Коллектив года», «Новатор года», «Максимальный эффект», «Активный работник».
Результаты уже седьмого по счету корпоративного конкурса новаторов огласил в конце марта президент «Русснефти» Евгений Толочек. Победители определялись по результатам работы в 2023 году в номинациях «Коллектив года», «Новатор года», «Максимальный эффект», «Активный работник». В этой статье мы расскажем об идеях, получивших одобрение жюри конкурса.
Кроме портала, мы предлагаем вам и альманах «Управление производством». Все самое интересное и уникальное мы публикуем именно в нем. 300+ мощных кейсов, готовых к использованию чек-листов и других полезных материалов ждут вас в полном комплекте номеров. Оформляйте подписку и получайте самое лучшее!
Александр Муляков, начальник управления скважинных технологий Ханты-Мансийского филиала, уже не раз входил в число победителей корпоративного конкурса «Русснефти» по оптимизации затрат, но главный трофей соревнований он завоевывает впервые. В 2023 го ду было внедрено восемь его идей с суммарным экономическим эффектом, превышающим 15 млн рублей. Лучший новатор Компании рассказал о сути некоторых своих проектов:
– В 2023 году мы столкнулись с существенным ростом отпускной цены соляной кислоты, что значительно увеличивает стоимость мероприятий по ремонту скважин. Как минимизировать затраты в данном случае? Проведя мониторинг предложений производителей кислот, мы выявили, что переход на соляную кислоту большей концентрации позволит существенно снизить объем ее закупки. В операциях по ремонту используется соляная кислота, разбавленная до 6–10%. Мы подсчитали, что закупать для этих целей кислоту с концентрацией 33% выгоднее, чем с концентрацией 24%, как делалось до недавнего времени. Было принято соответствующее решение. Ожидаемый эффект от внедрения этого предложения в 2024 году составит около 7,2 млн рублей.
Еще такую проблему удалось решить: участились факты нарушения герметичности подземного оборудования (стингеров) при строительстве горизонтальных скважин. При возникновении таких ситуаций приходится дополнительно выполнять спуск герметизирующего устройства (пакера). Чтобы исключить дублирование этих операций и сократить время ремонта скважин, мы решили сразу спускать в скважину два герметизирующих элемента: стингер в комплекте с пакером. При нарушении герметичности стингера производится активация пакера, что восстанавливает герметичность оборудования. Предполагаемый эффект составляет около 1,5 млн рублей на скважину.
Сергей Ахмаметев, главный специалист отдела по ГРП Нижневартовского филиала:
– Решение одной из актуальных проблем, возникающих при строительстве горизонтальных скважин, подсказал мне опыт работы в составе нашего отдела на объектах Компании, в частности на Тагринском месторождении. Мое предложение связано с отменой так называемого мини-фрака, или тестовой закачки, при проведении гидроразрыва пласта.
Внедрение этой идеи приносит много выгод: оно позволяет при проведении гидроразрывов значительно сэкономить на жидкости, химических реагентах, проппанте, кроме того, сокращает время операции. При выполнении одного мини-фрака осуществляется закачка в среднем 50 кубов жидкости. Ее нужно доставить на месторождение, а многие таежные трассы в весенне-осенний период становятся труднопроходимыми. Если исключаются несколько таких операций, то экономия получается очень значительная. Так, в 2023 году на Тагринском участке недр за счет отмены тестовых закачек удалось сэкономить порядка 87 млн рублей! Подрядчик тоже не внакладе, поскольку и для него время – деньги.
А не становится ли в случае отказа от тестовых закачек данный вид ГТМ более рискованным? Мы детально изучили этот вопрос, взвесили все «за» и «против». Наш опыт, наличие наработанной базы данных позволяют применять такой подход в случаях, когда риски невелики.
Андрей Казаков, начальник цеха добычи нефти и газа № 2 «Северный» Саратовского филиала:
– Проект называется «Запуск газовой скважины №4 Белокаменного месторождения в систему транспортировки жидкости». Раньше эту скважину со сниженными устьевыми давлениями не представлялось возможным эксплуатировать в системе сбора газа с высоким противодавлением.
Я выдвинул идею: включить ее в систему сбора жидкости по общему потоку нефтяных скважин участка недр. На этапе обсуждения предложения высказывались сомнения: выдержит ли увеличение давления система промысловых трубопроводов, не приведет ли это к снижению добычи нефтяных скважин, справится ли площадка сепарации сборного пункта?
Выполнили необходимые расчеты, провели промысловые испытания. Убедились: эксплуатировать газовую скважину таким образом возможно. Внедрение идеи позволило предприятию увеличить объемы реализации природного газа потребителям на 35 тыс. кубометров в сутки.
Алексей Пыдин, начальник цеха добычи нефти и газа №2 «Север»:
– В запасах Новобесовского месторождения Ульяновской области велика доля высокообводненного фонда. Расходы на добычу и утилизацию «лишней» воды здесь очень значительны, что негативно влияет на рентабельность эксплуатации участка недр.
Коллеги и я предложили решение проблемы: провести ГТМ на высокообводненном фонде. Эти мероприятия дали возможность отсечь нижележащие высокообводненные объекты и приобщить вышележащие безводные. В результате «лишней» воды в добываемой жидкости стало намного меньше. Правда, при этом дебиты скважин несколько снизились.
Применение этого метода имело следующие позитивные последствия:
Еще более 500 других идей вы можете посмотреть здесь – «Кайдзен и рацпредложения: примеры из жизни» и «База рацпредложений».
Текст: Юлия Жукова. Фото ПАО НК «РуссНефть»
