Гарифуллин Азат Рифович Начальник отдела добычи нефти и газа Департамента добычи нефти и газа ПАО АНК «Башнефть»

Ануфриев Сергей Николаевич Начальник производственного отдела — заместитель начальника УДНГ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

«Инженерная практика»: В качестве одного из наиболее удачных технических решений по борьбе с мехпримесями вы называете освоение скважин колтюбинговыми установками после ГРП. С чем было связано внедрение этого метода?

Азат Гарифуллин: На фонде скважин «РН-Юганскнефтегаза» проводится много операций ГРП. К сожалению, после ГРП мы постоянно сталкивались со значительным выносом мехпримесей из пласта. Необходимо было принимать какие-то меры. Стандартные методы в этом случае не давали желаемого эффекта. Мы с самого начала спрашивали предприятия, проводившие на нашем фонде ГРП, о возможных решениях этой проблемы. И сразу же получили предложение об освоении скважин колтюбингом с закачкой азота. Метод, конечно, не из дешевых, но на определенном этапе мы решили им воспользоваться.

Первые же операции по освоению с колтюбингом и показали очевидное снижение КВЧ и повышение наработок скважинного оборудования, в связи с чем работы были продолжены. К тому же мы отметили и другие положительные эффекты. В частности, продуктивность скважин после освоения колтюбингом была кратно выше, чем после обычных промывок.

Далее уже встал вопрос финансирования более масштабного внедрения метода. После более глубокого расчета эффективности вопрос был решен положительно.

У этого метода есть еще один существенный плюс. При освоении с помощью установок ГНКТ мы можем узнать ориентировочный ожидаемый дебит скважины. За счет создания депрессии на пласт, то есть снижения забойного давления за счет азотирования, мы получаем приток.

По емкостям на поверхности уже определяем ориентировочную продуктивность. Это, конечно грубый метод но он, все равно, гораздо более точен, чем имеющиеся на сегодня геологические методы оценки.

И.П.: В какое время вы внедряли этот метод?

А.Г.: Первые работы проводились в 2004-2005 годах. В 2006 году их эффективность стала окончательно очевидна. А в 2007-2008 годах мы уже практически перешли на 100-процентное освоение скважин колтюбингом. Правда это относится только к скважинам, вводимым из бурения. На переходящем фонде пока будем использовать стандартные методы.

И.П.: В отношении борьбы с коррозией вы выделяете контроль проведения соляно-кислотных обработок на УЭЦН. Что в данном случае вы имеете в виду под контролем?

А.Г.: Обычно коррозия скважинного оборудования становится следствием агрессивности добываемой жидкости. У нас ситуация другая: на нашем фонде значительную проблему составляет коррозия после кислотных обработок. Остатки кислоты зачастую остаются в скважине, что приводит к коррозии и НКТ и насосов. Значительно корродируют элементы крепежа ЭЦН, метизы.

Причем в наших термобарических скважинных условиях процесс ускоряется, так что через несколько дней установку уже можно и не успеть поднять.

Как вы понимаете, это, в основном, чисто организационная проблема.

И.П.: То есть контроль заключается в том, чтобы отслеживать качество промывки?

А.Г.: Да, но не только. Дело в том, что у технологов по добыче нефти сложилась практика совершенно произвольного использования соляно-кислых обработок. В итоге кислотой промывали все скважины, где наблюдалось какое бы то ни было снижение продуктивности.

Технологов, конечно, надо обучать. И метод проб и ошибок — это неправильный метод в данном случае. Поэтому наш отдел, в котором работают более опытные специалисты, взял это направление под свой контроль (проведение обработок, оценка результатов, эффективности и т.д.). Особенно следим за тем, чтобы кислоты в скважине не оставалось. И, конечно, последний момент — это «разбор полетов», определение причин. То есть полный контроль цикла обработки.

И.П.: С солеотложением боретесь задавкой ингибиторов в пласт?

А.Г.: Да, этот метод оказался для нас самым успешным. В конце 2006 года мы окончательно убедились в том, что установка УДЭ не решает проблему солеотложения на особенно осложненном фонде.

Процесс солеобразования начинается не только в насосе, он начинается с забоя. И нам нужны были методы защиты, которые могли бы предотвратить солеотложение на этом уровне. То есть проблема была не в самом ингибиторе, а в способе его доставки.

И.П.: По какому критерию отбирали скважины?

А.Г.: В основном брали те скважины, где при ремонте использовались растворы плотностью более 1,19 г/см3. Пока мы еще не пришли к использованию безкальциевых растворов освоения, поэтому метод оказался очень эффективен. Не скажу, что на все 100, но на 90% проблема была решена.

И.П.: Какие ингибиторы оказались наиболее эффективными?

А.Г.: На тяжелых растворах лучше всего работает ОЭДФ (оксиэтилидендифосфоновая кислота — прим. ред.). На растворах плотностью до 1,18 г/см3 раньше мы в основном качали «Акватэк». Сейчас используем также более эффективные «Ипроден С-1» и ингибиторы «Петролайт» компании Baker Hughes.

И.П.: Естественно, цены различаются. Вы используете ингибиторы разных марок для разных скважин? А.Г.: Да, всегда приходится оценивать сочетание це ны и эффективности (наработки). Наиболее дорогие ингибиторы, конечно, применяем на определенном целевом фонде скважин. В основном сейчас используем «Акватэк», кроме тяжелых растворов.

И.П.: На каком проценте скважин используются тяжелые растворы?

А.Г.: От общего количество ремонтов это максимум 5-10%. Не так много.

И.П.: На каком этапе сейчас находится работа по внедрению бескальциевых растворов глушения?

А.Г.: Мы попробовали нитрат натрия. Раствор действительно показал свою эффективность, но его плотность достигает 1,30, 1,35 г/см3. Проблема на данный момент не в эффективности, проблема в цене раствора. Бескальциевые растворы сегодня кратно дороже стандартных. И если считать эффективность по стандартному алгоритму, то экономический эффект оказывается не в пользу применения бескальциевых систем.

По принятой в настоящее время процедуре эффективность рассчитывается в рамках года. Если же считать в рамках пяти лет, то эффект, скорее всего, будет заметным.

Кроме того, цена на растворы удерживается на высоком уровне монопольными производителями. А для регенерации раствора на промысле нужно строить фактически мини-заводики.

И.П.: То есть, пока не применяете?

А.Г.: Пока дальше испытаний дело не пошло. В «УфаНИПИнефти» разработали для нас специальный бескальциевый раствор «галит в галите» плотностью до 1,35 г/см³ и соизмеримый по цене с кальциевыми растворами. Но большая вязкость делает его применение крайне затруднительным. Успехом пока увенчались испытания только на плотностях 1,27-1,28 г/см³. Как только поднимаем плотность чуть выше, обратная циркуляция прекращается. Установки не тянут. Поэтому пока все остановилось на испытаниях. Но мы продолжаем вести эти работы.

И.П.: Как вы оцениваете появление и внедрение вентильных приводов? Действительно удачное решение?

А.Г.: Оборудование действительно перспективное. Во-первых, конечно, энергоэффективность. Для нашей страны, да и для всего мира тоже, это сейчас очень актуально. Во-вторых, конструкционная надежность оборудования (показатели НнО, МРП). Надежность вентильных двигателей в силу особенностей конструкции, безусловно, выше, чем у асинхронных ПЭД.

И третий момент — это возможность гибкого использования этих двигателей в целях регулирования эксплуатации скважин. У асинхронных двигателей с частотным регулирования мы сегодня можем изменять частоту питающего тока от 40 до 60 Гц, у импортных — до 70 Гц. У вентильных двигателей конструктивно заложенная максимальная скорость вращении вала составляет до 6 тыс. об./мин., а у двигателей серии АКМ — до 10 тыс. об./мин.

Мы можем регулировать частотой вращения производительность скважины (установки) соответственно изменению потенциала скважины. Это немаловажный фактор, который также будет определять увеличение наработки на отказ.

И.П.: Сегодня есть несколько предприятий-производителей вентильных приводов. Можете ли вы прокомментировать различия между их продукцией? А.Г.: В этом отношении мы ориентируемся на закупку полнокомплектных систем — ЭЦН, газосепаратор, приемный модуль, двигатель… Это политика компании. Поэтому, если предприятие поставляет только двигатель, оно не допускается к тендеру. Сравнительная эффективность полнокомплектных систем с вентильными двигателями пока еще на стадии определения.

Сейчас в качестве одной из интересных разработок могу назвать установку завода «АНИКС» на 6 тыс. оборотов в минуту. Они обеспечивают расширенный рабочий диапазон частот без кардинального изменения КПД. Для нас это очень важно с точки зрения энергосбережения. Посмотрим, как это будет работать на практике, но в теории все выглядит интересно.

В принципе, есть интересные разработки по линейке АКМ у НПК «Нефтемаш», о которых я уже говорил. Но пока установка у них получается очень дорогая, и наработка двигателей пока оставляет желать лучшего.

И.П.: Применяете ли вы практику проката погружных установок на фонде, обслуживаемом внешними подрядчиками?

А.Г.: Мы несколько раз обсуждали возможность работы по прокатной схеме. Мы разбирались, для чего нам вообще прокат. В принципе, ведь качественная работа с погружным оборудованием, подбор технологии к скважине, к ее проблемам — это задача технолога. Если МРП или наработка на отказ очень низкие, значит, просто плохо работают технологи. В моем понимании это так. Прокат же используется как решение проблем с технологами. Если нет технологов, то можно просто взять прокат, и все. И головную боль переложить на тех людей, которые получают деньги за это. Но когда есть довольно сильная группа технологов, то, я считаю, нет смысла налаживать прокатную схему.

Три года назад мы пытались найти экономический смысл в прокатной системе. Изучали ценовые предложения производителей. Но, все же, получается, что в наших условиях выгоднее закупать оборудование. Поэтому тогда решили не применять эту схему.

С тех пор у нас поменялась команда, задействованная в эксплуатации мехфонда, и новые люди хотят снова вернуться к вопросу о прокате — посмотреть, оценить. Возможно, попробуем поработать по этой схеме.

И.П.: Каких технических решений вам в настоящее время особенно не хватает?

А.Г.: Помимо уже перечисленного, для нас большим нерешенным вопросом остается малодебитный фонд скважин. На сегодняшний день пока нет оборудования, которое может работать на скважинах с потенциальными дебитами до 25 м³/сут. В то же время перед нами стоит задача снижения периодического фонда.

И.П.: А насколько вообще динамично сегодня идет процесс разработки и внедрения новых решений?

А.Г.: Достаточно динамично. На сегодняшний день «РН-Юганскнефтегаз» не пренебрегает никакими разумными разработками. Сейчас мы ведем 21 проект по испытанию нового оборудования, технологий.

«Инженерная практика»: Каких успехов к настоящему моменту удалось добиться вашему предприятию в борьбе с основными осложнениями при механизированной добыче? Какие основные технические решения нашли успешное применение?

Сергей Ануфриев: Правильнее будет начать издалека. В 2004 году на нашем предприятии проводилась политика значительного повышения уровня добычи нефти за счет увеличения депрессии на пласты. И как следствие мы получили очень много проблем. Выпускавшееся в то время как российскими, так и зарубежными заводами оборудование просто не было готово работать в таких условиях. Затратная часть росла. Показатели МРП падали, и нам совершенно необходимо было хотя бы остановить это падение, не говоря уже о росте.

В 2004-2005 годах основными бедами для нас стали засорение мехпримесями и солеотложения.

За прошедшее время мы перепробовали самые разные методики, технологии, оборудование. Вопрос солеотложения к настоящему моменту нам удалось решить полностью.

С мехпримесями пока справились наполовину. Полтора-два года уже эффективно работаем с высоким газовым фактором. На сегодняшний день самыми эффективными решениями в этой области мы можем назвать разработки компании «Новомет-Пермь», а также установки зарубежных производителей — «Посейдон» (Schlumberger) и Centurion+MVP (Baker Hughes). Причем это оборудование особенно хорошо работает в паре с новометовскими сепараторами нового поколения. Это то, что мы называем системами «тандем». Мультифазный насос и газосепаратор нового поколения «Новомет».

По ряду наших месторождений газовый фактор составляет от 180 до 300 м³/т жидкости, на некоторых месторождениях достигает до 800 м³/т. И мы не только смогли увеличить наработку оборудования на отказ, но и понизили забойные давления, тем самым прирастив добычу по этим скважинам.

Также хочется особо отметить применение компоновок ЭЦН плюс пакер в скважинах с интервалами негерметичности. Благодаря внедрению этого решения, нам удалось к настоящему моменту вернуть в эксплуатацию около 50 скважин суммарным дебитом около 500 т в сутки. В противном случае эти скважины просто простаивали бы, поскольку ремонтно-изоляционные работы на них не давали устойчивых результатов.

При этом технология постоянно совершенствовалась, и сейчас в работе уже 25-я или 30-я версия конструкции компоновки.

И.П.: Совершенствование ведется собственными силами или с привлечением сторонних разработчиков?

С.А.: Вместе с заводами-изготовителями, конечно.

Мы формулировали задачи, заводы решали.

В первый год система фактически не работала. Шли постоянные доработки. Основная проблема заключалась в том, что компоновки «ЭЦН + пакер» можно было использовать только на скважинах с невысоким газовым фактором. Поначалу не знали, как выводить газ из затрубного пространства: пакер мешал. Сейчас уже применяются конструкции с отводом газа.

И.П.: Вопросом занимался один производитель?

С.А.: Нет, мы испытывали и выбирали компоновки нескольких заводов. И, на самом деле, конкуренция в данном случае сыграла свою роль. Оптимальные решения находились быстрее. Мы вообще всегда выступаем за здоровую, добрую конкуренцию, которая приносит как снижение затрат, так и высокую эффективность оборудования.

Первой с этим оборудованием к нам пришла компания «Геоник», потом подключились «Новые технологии», «Нефтемашвнедрение». Сейчас, по всей видимости, начнем сотрудничество и с НПФ «Пакер». Мы только «за».

И.П.: Какие задачи остаются наиболее сложнорешаемыми сегогодня?

С.А.: В настоящий момент очень актуальная тема — это коррозия. Раньше у нас наработки были относительно небольшими, и при таких наработках проблема коррозии, конечно, не была настолько заметной. С 2005 года наработка на отказ на нашем фонде выросла в 2,5 раза, и вот теперь мы подошли к проблеме коррозии ГНО.

Возможно, доля коррозии как осложнения механизированной добычи относительно остальных причин невелика. Но она существует, ее тоже надо решать. И на сегодняшний день сама методология борьбы с этой причиной ни у кого не разработана. Было бы очень хорошо сделать единый документ.

А проблем много. Даже по сбору статистики. Потому что есть погружное оборудование, когда коррозия на корпусах ЭЦН, двигателей. В этой части информацию собирать легче. Другое дело — НКТ. Здесь все сложнее: ни в одной нефтяной компании не ведется специального учета, на какой глубине именно данная труба скорродировала и т.д. Приходя на базу со скважины, труба обезличивается. Невозможно понять, с какой скважины она пришла. А нужно обязательно знать, где очаг коррозии. Ни в коем случае нельзя ошибиться.

И.П.: Есть необходимость в маркировке труб прямо на скважине?

С.А.: Да, назрела необходимость в таких мерах. Мы пока делаем первые шаги в этом направлении. Мы убедились в том, что после подъема колонны из скважины обязательно нужно всю подвеску проинспектировать с техническим представителем. Посмотреть, где и в каком количестве происходила коррозия, понять процесс. Сейчас нет никакой достоверности в этом отношении.

И потом, нет однозначности по самим видам коррозии: химическая, вследствие кислотных обработок, бактериальное заражение… Когда в больших количествах присутствует сероводород, все понятно. А когда его нет и бактерий еще быть не может, тогда возникают сложности с определением причин.

Тем более, колонны стареют. А если начнется коррозия эксплуатационных колонн? Вопрос срочно решать надо. Экономику считать.

Есть решения: например, труба с 13-процентным содержанием хрома. Вопрос коррозии решается, но экономически неэффективно.

И.П.: Есть потребность в специальном программном продукте для подбора?

С.А.: Начинать надо с учета движения трубы. Здесь мы сегодня только в начале пути, и решить все возникающие задачи ни одна нефтяная компания или заводизготовитель в одиночку не сможет.

И.П.: Насколько решены вопросы эксплуатации малодебитного фонда скважин?

С.А.: Вопросы здесь, конечно, остаются. В этом направлении мы уже сделали первые шаги. И еще одна проблема — снижение притока. Это, конечно, как следствие, но у каждого предприятия есть такие отказы, где просто ставят снижение притока.

Очень плохо, когда скважины работают за границей левой зоны. Это кандидаты на выход из строя. Скважины работают со сниженным КПД и, соответственно, высоким потреблением энергии. Это тоже плохо.

И.П.: Почему проблему мехпримесей удалось решить только наполовину?

С.А.: Вообще говоря, мы добились довольно хорошего эффекта по засорению с помощью фильтров ЖНШ. Отказов стало меньше примерно в 2,5 раза. Это хороший показатель, но у нас есть скважины, где ЖНШ не работает, потому что происходит налипание глинистых пород.

В этом году планируем использовать фильтры нового поколения — гравитационные производства «Новомет-Пермь». Фильтр разработан по нашему техзаданию и, вроде бы, должен предотвращать налипание на сетку.

При этом, конечно, одним только фильтром вопрос не решишь. Во-первых, нужна качественная подготовка забоя после ГРП. Второе — плавный вывод на режим с помощью частотного преобразователя с постоянным мониторингом содержания мехпримесей. Работает только комплекс мероприятий.

И.П.: Не планируете ли вы внедрять прокатные схемы эксплуатации скважинных установок?

С.А.: Мы думали над этим вопросом. И в московском офисе специалисты тоже думали. Потому что на предприятиях «Газпромнефть-Хантос» и «ГазпромнефтьВосток» все оборудование спускается по прокатному принципу. А у нас в Ноябрьске проката нет, только обслуживание.

И вот в данном случае было достаточно просто посчитать экономику. Мы попросили заводы-изготовители, сервисные компании которых у нас проводят обслуживание, прислать нам свои предложения. Цены нас не устроили. Не выгодно.

Поэтому сейчас прорабатывается вопрос перехода и других добывающих предприятий нашей компании просто на обслуживание. Без проката.

При обслуживании мы контролируем и сервис, и закупку ЗИП. При прокате мы уже это контролировать не сможем.

Да, сервисные предприятия будут отвечать за отказы, будут отвечать за выявление причин. Но мы в этом случае не сможем понять, оборудование какого завода на данный момент лучше, в чем на самом деле проблема отказа оборудования. А заказчик обязательно должен владеть этой информацией.

Представляете, через какое-то время у предприятий, работающих по прокатной схеме, начнутся проблемы коррозии, солеотложений. А прокатчики им скажут: «Ребята, мы для вас только оборудование эксплуатируем, а то, что у вас со скважиной творится, это ваши проблемы». Вот и все.

И.П.: Имеет ли место при этом расширение спектра услуг баз по обслуживанию погружного оборудования? Скажем, в сферу ПРС.

Сергей Погорелов: Вы знаете, у каждого есть свое мнение на этот счет. Лично я считаю, что каждый должен заниматься своим делом. У нас, в основном, хорошо развита система сервисного обслуживания. Каждая услуга предоставляется отдельным узкопрофильным предприятием. Я не знаю, что получится, если базы ЭПУ будут еще заниматься ремонтом скважин. Это же отдельная наука, свои тонкости, свои технологии…

И потом есть здесь и другой момент. Базы всегда контролируют выполнение ПРС — скорость спуска, соответствие регламентам. Потому что после неправильного спуска будет много проблем по эксплуатации. А если и те, и другие будут в одной системе работать? Заказчик никогда не узнает об обнаруженных недочетах. Зачем им рассказывать о своих ошибках? Это раньше так было, при советской системе.

Инженерная практика: Виктор Юрьевич, какие внедренные за последнее время технические решения в области борьбы с осложнениями при механизированной добыче нефти вы назвали бы в качестве наиболее успешных?

Виктор Клыков: Одно из основных осложнений на скважинах нашего объединения — это солеотложения, в комплексе с механическими примесями. В нашем случае механические примеси, поступающие из карбонатных коллекторов, представляют собой продукты реакций, то есть в основном соли, сульфиды железа, гипсы.

Как с ними бороться? В этой части, конечно, самые современные решения — это ингибиторы солеотложений как твердые, так и жидкие. Сейчас проводим опытно-промышленные испытания реагента «Ивисол2511». Результат уже виден, но общую оценку его эффективности давать пока рано.

Фильтрующие элементы для борьбы с мехпримесями мы применяем не так широко, как многие другие компании. Но с выносом проппанта после ГРП боремся сейчас при помощи входных фильтров-модулей ФРП производства «Русэлком».

В целом же сейчас уже более актуально стоит задача профилактики появления мехпримесей, чем последующей борьбы с этим осложнением.

Сюда относится, в частности, самая главная задача для нашего НГДУ — предотвращение заражения пласта, которое будет достигнуто прекращением закачки пресной воды и использованием для целей ППД попутно — добываемой воды. По нашему мнению, основная часть проблем с механическими примесями и солями сопряжена именно с этими факторами. В связи с этим мы планируем реконструкцию системы ППД — прежде всего, реконструкцию трубопроводной системы для увеличения ее надежности, так как при закачке подтоварной воды существуют большие экологические риски при некатегорийных авариях трубопроводного парка.

АСПО — еще один наш бич. Для решения этой проблемы у нас успешно применяются термохимические обработки компании «Технотэк». На определенном фонде скважин, конечно, не на всех.

Коллеги из других НГДУ — «Игра», «Сарапул», успешно применили нагревательные кабельные линии. В стандартном случае раз в месяц скважина обрабатывается горячей нефтью для удаления парафиноотложений. А после спуска нагревательной кабельной линии уже полтора года скважины, обустроенные нагревательными кабельными линиями, вообще ничем не обрабатывается.

Опять же, применяются разные реагенты, растворители. Вообще, в этом направлении и в других, связанных с осложнениями, возникающими при механизированной добыче нефти, проводится масштабная работа. Отделом по работе с механизированным фондом скважин (ОРМФС) проводится одновременно до 30 ОПИ реагентов промысловой химии на механизированном фонде одновременно. Реализуются опытно — промышленные испытания, результатом которых является непрерывное обновление реагентов, постоянное расширение линейки производителей.

И.П.: Насколько существенное влияние на эксплуатацию фонда оказывает коррозия?

В.К.: Коррозию вообще можно назвать основной проблемой в нашей практике. Наибольшую долю из всех отказов ГНО у нас занимают именно отказы по причине коррозии оборудования. Да и не только оборудования. Это общая проблема для ГНО, штанг, НКТ, насосов… Трубы должны отрабатывать хотя бы нормативный срок эксплуатации — 5 лет.

И на данный момент одно из наиболее удачных решений — стеклопластиковые НКТ. Причем как для нагнетательного, так и для добывающего фонда.

И.П.: Есть ли основания ожидать новых разработок в этом направлении в ближайшем будущем?

В.К.: Безусловно. Мы никогда не прерываем диалог с производителями. Совсем недавно в ОАО «Нефтепромхим» специально под наши условия разработали реагент «Сонкор 99-20». Начали внедрять только с февраля 2010 года, так что пока корректно оценить эффективность нет возможности.

В 2010 году начинает набирать силу масштабный пилотный проект «Комплексная химизация», в рамках которого будут испытаны порядка 40 (!) видов реагентов промысловой химии, который будет представлен 5-ю организациями — кандидатами на осуществление проекта.

И.П.: Планируете остановиться на оптимальном варианте?

В.К.: Нет, почему? Задача как раз состоит в том, чтобы у нас была наработка по наибольшему количеству реагентов, так как к скважинам необходим максимально возможный индивидуальный подход. Чтобы у нас был необходимый арсенал инструментов для решения проблемы — большая линейка как реагентов, так и оборудования.

И.П.: Что еще по осложнениям изучаете в рамках направления промысловой химии?

В.К.: Есть у нас еще одна проблема — добыча высоковязкой водонефтяной эмульсии. В этом направлении сейчас также идет активный поиск оптимальных решений: твердых и жидких реагентов, применяются капиллярные системы для подачи деэмульгатора на прием насосов. Кроме того, использование НКТ увеличенного диаметра (89 мм) на скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами для снижения нагрузок, дает неплохой эффект.

И.П.: Какие технические решения в области основного погружного оборудования оказались наиболее удачными?

В.К.: Вот мы брали на подконтрольную эксплуатацию в прошлом году вентильные приводы производства «Борец». Оборудование очень хорошо себя зарекомендовало.

У нас был научно-технический совет (НТС) по этому вопросу в объединении, где было принято решение продолжать закупки, признать испытания успешными. Приводы характеризуются довольно большим диапазоном изменения частоты, что очень удобно, как раз при эксплуатации ЭЦН и ЭВН. Также на подконтрольную эксплуатацию совместно с вентильными приводами подбирался еще и погружной электровинтовой насос.

И.П.: Тоже «Борцовский»?

В.К.: Да, тоже «борцовский». И, соответственно, в комплекте оборудования присутствовала станция управления. Станция управления тоже вполне хорошо себя показала.

У привода минус один, хотя и решаемый. Это проблема с ремонтом. В условиях наших баз отремонтировать его невозможно. Хотя, с другой стороны, когда вентильный двигатель перестал быть нужен на одной из скважин после ГТМ, мы его извлекли, провели ревизию, внедрили в другую скважину — работает отлично, что говорит о достаточно хорошем ресурсе ЭД.

Конечно, хотелось бы оборудовать полностью «интеллектуальную скважину». У нас в основном телеметрия стоит на скважинах, оборудованных для одновременно-раздельной эксплуатации. И в этом направлении нужно развиваться.

Проходил у нас НТС, с обсуждением данного вопроса. Было принято решение о закупке нескольких комплектов. Вообще, у нас все значимые решения принимаются на НТС. Каждый четверг на уровне заместителя генерального директора по производству обсуждаются все технические вопросы, с вынесением четких решений. Это очень хорошая практика, я ее увидел в «Удмуртнефти» впервые для себя.

И.П.: Мехфонд обслуживается внешними сервисами?

В.К.: Да, у нас уже давно принята система сервиса, и практически везде, по любому процессу имеется своя подрядная организация по ремонту, либо по сервисному обслуживанию. Например, УЭЦН обслуживает сервисное предприятие ООО «Механик». Мы оплачиваем сутки проката. Дозаторы и трубопроводы обслуживает другая организация. Станки — качалки — третья, и так далее. Мы выступаем в качестве операторов, эксплуатируя оборудование.

И.П.: То есть вы оборудование не закупаете?

В.К.: Мы закупаем новые установки и передаем их подрядчику, а ЗИП, текущее обслуживание и ремонт — это уже закупочная часть самого подрядчика.

И.П.: Были ли за прошедшие год-полтора наиболее яркие внедрения? То, что можно было бы назвать прорывным техническим решением?

В.К.: Правильнее будет говорить об эффективности комплекса мероприятий в целом. Постоянное движение вперед. А так, чтобы запланировали какое-то одно мероприятие, внедрили его на практике, и это дало какой-то сумасшедший эффект — такого не было.

На мой взгляд, самое лучшее достижение — это работа нашего коллектива в целом, когда весь коллектив работает на результат, который в ОАО «Удмуртнефть» на сегодняшний день явно на высшем уровне.