Ключевые показатели деятельности добывающего предприятия зависят от эффективной работы с действующим фондом скважин. Для того, чтобы сохранять и наращивать темпы добычи полезных ископаемых, необходимо решать основные проблемы, связанные с эксплуатацией механизированного фонда. О том, с какими сложностями в этой сфере сталкиваются нефтяники и как они их преодолевают в беседе с «УралПолит.Ru» рассказал начальник главного управления добычи нефти и газа ООО «РН-Юганскнефтегаз» Олег Акимов.
Ключевые показатели деятельности добывающего предприятия зависят от эффективной работы с действующим фондом скважин. Для того, чтобы сохранять и наращивать темпы добычи полезных ископаемых, необходимо решать основные проблемы, связанные с эксплуатацией механизированного фонда. О том, с какими сложностями в этой сфере сталкиваются нефтяники и как они их преодолевают в беседе с «УралПолит.Ru» рассказал начальник главного управления добычи нефти и газа ООО «РН-Юганскнефтегаз» Олег Акимов.
«Сегодня каждая восьмая тонна нефти в России добывается Юганскнефтегазом, и для реализации серьезных планов по нефтедобычи необходимо повышать эффективность механизированного фонда», – отметил Олег Акимов. Отказы погружного оборудования в ЮНГ связаны с тремя основными проблемами: отложение солей, влияние механических примесей на работу погружного оборудования, недостаточный приток жидкости из пласта для стабильной работы оборудования.
«К решению ключевых проблем мы подходим системно. Второй год работаем по комплексной программе снижения кальция в системе за счет применения блокирующих составов при глушении многопластовых скважин, прорабатываем новые решения, оптимизируем работу с ингибиторами. В работе над программой участвуют практически все процессные управления ООО «РН-Юганскнефтегаз», – рассказал начальник главного управления добычи нефти и газа.
Для снижения влияния механических примесей на работу погружного оборудования, мы используем освоение с помощью азотных установок гибкой трубы, так называемый Coiltubing, испытываем технологии термозакрепление проппанта и технологии вывода на режим с помощью частотных преобразователей. В последние годы мы значительно увеличили долю приобретения износостойкого погружного оборудования», – отметил Олег Акимов.
Для решения проблемы эксплуатации оборудования при слабых притоках и низкодебитного фонда скважин разработана программа, которая включает несколько направлений: интеллектуальные алгоритмы управления и новое погружное оборудование (винтовые насосы, низкодебитное оборудование, системы АКМ).
«Повышение КПД оборудования по всей технологической цепочке эксплуатации позволит на 2-5% экономить электрическую энергию. Мы стремимся в перспективе создать инструмент адресной оценки эффективности каждой скважины для снижения лишних затрат на погружное оборудование и электроэнергию, что в целом повысит эффективность нефтедобычи и, как следствие, прибыльность предприятия и компании в целом», – резюмировал Акимов.