Наш нефтепромысел, учитывая его близкое расположение к Уфе, в начале 90-х годов послужил полигоном для испытания новых технологий в нефтедобыче. Сначала на Волково шла закачка бактерий в систему ППД. По замыслу они должны были продуктами своей жизнедеятельности снижать вязкость нефти, и, тем самым способствовать увеличению нефтеотдачи пластов. После года испытаний, учитывая тот факт, что эти бактерии зимой замерзали, и надо было их постоянно докупать, пришли к выводу о бесперспективности данного метода. Пятиметровую башню из стекловолокна, использовавшуюся для закачки бактерий, Рафис Шарипов применил на огороде в качестве водонапорной.
Затем там же в Волково последовал ряд экспериментов с реагентами фирм Бейкер Перфоманс Кемикалс и Налко Кемикалс. Первую представлял чисто английский джентльмен – регинальный управляющий по СНГ Пол А. Даунинг. А Налко, несколько медведеобразный, бывший байкер, объездивший на своём мотоцикле половину Европы, с окладистой бородой, Томас Альтман. Предлагаемые ими реагенты должны были заменить дорогостоящие сепароль и реапон. Точная дозировка их реагента акванокс должна была снизить потребление вышеупомянутых, но требовала очень точного дозирования.
Впервые нам, работникам нефтепромысла удалось непосредственно, конечно через переводчика, поработать и пообщаться с представителями “загнивающего” капитализма. Англичанин, конечно, показывал своё превосходство. Выражалось это в том, что Пол А. Даунинг, за выполнение нашими работниками своих служебных обязанностей, платил им по одному доллару. Увидев мою белую “семёрку”, он оценил её в “тэн долларс”. Томас Альтман оказался совсем другим. Очень демократичный, с широкими не только телом, но и душой.
Питание их, по условиям договора, оплачивала Башнефть, и проходило оно в “греческом” зале нашей Курасковской столовой. Мурат Баймухаметов - начальник ЦНИПРа, и осуществлял смычку науки и производства в ходе этих экспериментов, постоянно обедал с ними. Он уговаривал и меня обедать вместе. При этом, конечно, мы ничего не обязаны были платить за эти обеды из своего кармана. Мурат просто подписывал необходимые счета. Я, какое-то время не участвовал в этих посиделках. Но после того как Мурат объяснил мне, что на этом договоре наживаются ответственные работники объединения, тоже стал обедать с иностранцами бесплатно.
Конечно, меню было значительно разнообразнее и вкуснее, чем в общем зале. В ходе этих обедов обсуждались совершенно разные темы. Говорилось обо всём только не о производстве. Пару раз мы организовывали выезды на природу с шашлыками, ну и конечно с выпивкой. А один раз даже с русской баней, после посещения которой, Пол получил незначительный ожог руки.
Эксперименты прошли удачно. Видимо по-другому и не могло быть. Внедряй мы хоть “пирожки с металлическими опилками”. Видимо, повязано было на этот договор много весьма высоких руководителей. Однако после экспериментов никакого внедрения не было.
Пару зим останавливали закачку в системе ППД в районе Якшиваново в промытой зоне Сергеевского месторождения. По весне запускали закачку. Этот метод активно применялся Татнефтью в разработке Ромашкинского месторождения, правда, в чередовании с остановками добывающих скважин. Так называемые гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов. Однако широкого применения у нас это не нашло. По каким причинам не известно.
Опробовался у нас и гидроразрыв пласта на 287-ой скважине в районе ДНС - 48. Произвела его бригада совместного российско-германского предпритятия “Катконефть”, базирующегося в Когалыме. Расчетный эффект получен не был.
По предложению Мурата Баймухаметова, на одной из скважин в районе Курасковского леса, был проведён эксперимент по гидравлическому воздействию на пласт какого-то растворителя, не помню точно названия. Ожидаемый результат также не был получен.
По моей инициативе было произведено опытное внедрение поточных влагомеров Проба – 1М. Их врезали во входную гребёнку в Сергеевском нефтепарке на трубопроводы, по которым приходила продукция с ДНС Волково и ДНС – 48, - 89. В нефтепарке происходило смешивание продукций трёх ЦДНГ – 1, 4 и – 5. При помощи этих влагомеров мы пытались выяснить, насколько обводнённая нефть приходила с наших ДНС. При использовании этих влагомеров от операторов нефтепарка требовалось каждое утро отсоединять ёмкость, где скапливалась проба жидкости, переливать её в бутылку и относить в лабораторию, находящуюся там же в нефтепарке. Договорённость об этом у меня была с начальником нефтепарка Салаватом Мухаметзяновым. Но после того, как его перевели в Бузовьязы, работа эта постепенно заглохла.
Весьма продуктивно наш нефтепромысел поработал с институтом ВНИИСПТнефть в части внедрения технологии холодных врезок взрывом. При проведении реконструкции системы сбора нефти и газа и всех трёх ДНС возникла необходимость в “холодных” врезках в действующие коммуникации. Сама “холодная” врезка требовала длительной подготовки и не менее длительного проведения, а также привлечения целой бригады слесарей, которые в течение всего рабочего дня должны были вручную крутить штурвал, соединенный с фрезой.
Врезка взрывом позволяла производить за один рабочий день несколько операций с минимумом подготовительных действий. На тело трубы приваривалась гайка диаметром 32 миллиметра. Сверху приваривалась задвижка. При этом гайка оставалась под задвижкой. По наружной поверхности трубы, внутри задвижки крепился взрывной шнур. В гайку вворачивался отрезок полированного штока. На задвижку ставился лубрикатор, позволяющий штоку с гайкой в момент взрыва подниматься вверх и сдерживать давление газожидкостной смеси. Из лубрикатора также выводились два провода, соединяющие взрывной шнур с машинкой для производства электрического импульса. Когда всё было готово, работник ВНИИСПТнефть свистел в свисток, после этого крутил ручку машинки и нажимал кнопку. Раздавался несильный хлопок и полированный шток выскакивал через лубрикатор, поднимая за собой кусок трубы с гайкой. Затем задвижка закрывалась, а лубрикатор вместе с полировкой и вырезанной из тела трубы фигурой демонтировался.
При холодной врезке отверстие, создаваемое фрезой в трубе, было маленькое, что в дальнейшем создавало дополнительное гидравлическое сопротивление потоку, а все стружки попадали внутрь трубопровода. При врезке взрывом диаметр отверстия был ненамного меньше врезаемого трубопровода, а в трубу ничего не попадало.
За весну и лето 1994 года нам удалось произвести 11 таких врезок взрывом. Все были удачными. Правда, не обошлось без приключений.
В один из дней августа мы запланировали производство сразу трёх врезок. Две из них должны были быть сделаны в пойменной части левобережья реки Белой. А одна, недалеко от Курасково, вблизи асфальтового завода.
Первый взрыв должен был выполниться на бывшем дюкерном трубопроводе диаметром 530 миллиметров, соединявшем ранее правобережную и левобережную системы сбора нефти и газа, когда левобережный участок входил в состав 3-его нефтепромысла. Старый дюкер начал проявлять, поэтому его следовало опорожнить. Для этого был выкопан большой приямок. Взрывной шнур должен был разрезать тело трубы как нож палку колбасы. В принципе всё пошло как мы и запланировали. Только, из-за большого объёма труба стравливалась несколько часов, и водитель насосного агрегата АН-700, недождавшись, уехал в Курасково без разрешения. Пришлось откачивать водонефтяную эмульсию ковшом экскаватора. Выйдя по рации на диспетчера автоколонны, я объяснил ему ситуацию и попросил вернуть агрегат на место. Что и было сделано.
Когда стало ясно, что тут всё в порядке мы с взрывником и двумя слесарями поехали к месту следующей операции. Работать предстояло на узле задвижек, огороженном сваренными трубами НКТ. Сначала всё шло гладко. Однако после взрыва лубрикатор с вылезшим полированным штоком вдруг подпрыгнул, и, в образовавшуюся между фланцами щель во все стороны хлынула под давлением газоводонефтяная эмульсия. Получилось так, что продукция всех работающих скважин участка (около 120 скважин) со свистом выходила в эту щель. Всю округу заполнил туман, который представлял собой взрывоопасную смесь. Работа проходила в непосредственной близости от внутрипромысловой автодороги. Во избежание взрыва я направил обоих слесарей в разные стороны вдоль дороги, чтобы они не пропускали автотранспорт к месту аварии, и послал Сагита, моего водителя, за мастером левобережной бригады Альбертом Шариповым.
Посовещавшись с Альбертом, принял решение попытаться закрыть задвижку. Натянув на себя старую спецовку и болотные сапоги, найденные в ППУ, пошёл к задвижке. Вплотную к ней подойти было невозможно, поэтому взобрался на ограждение из труб, и уже с него прыгнул ногами на фланец лубрикатора, одновременно схватившись левой рукой за отрезок полированного штока. Струя нефти и газа, расходившаяся веером, оказалась ниже меня, но выше штурвала задвижки, оказавшейся “долгоиграющей”. Уже и правая рука устала крутить, хорошо, что штурвал шёл легко. Спустя какое-то время удалось полностью перекрыть задвижку.
После демонтажа лубрикатора выяснилось, что Фарит Габбасов, бригадир слесарей ответственный за подготовку всего “железа”, соединил фланцы задвижки и лубрикатора просаженными болтами (головки болтов немного входили в отверстия). Учитывая то, что у меня уже лежало его заявление на увольнение по собственному желанию (появление в пьяном виде на работе), пришлось с ним расстаться.
Несмотря на позднее время, мы в этот день выполнили ещё одну врезку взрывом в районе асфальтового завода. Правда, пришлось долго искать нужный трубопровод. В этом месте их было целых три. Домой вернулся в полночь.
В ходе непрекращающейся реконструкции системы сбора нефти и газа на нефтепромысле в большом объёме применялись гибкие полимер-металлические трубы (ГПМТ) производства Туймазинского завода нефтепромыслового оборудования. Они представляли собой твёрдые 80-ти миллиметрового диаметра шланги из стальной проволоки, залитой полимерами, с металлическими фланцами на концах, скрученными в бухты. БАРом пропиливалась траншея, в неё раскатывалась ГПМТ, соединялись фланцы. Затем новый трубопровод опрессовывался и подключался к скважине. В течение летних периодов 93-го, 94-го годов на промысле было заменено на ГПМТ чуть больше 20 километров выкидных линий со скважин.
Зимой 95-го года в актовом зале УКК в Курасково состоялось производственное совещание по проблемам так называемых многоремонтных (3 и более за год) скважин. Его проводил главный инженер НГДУ Наиль Шайгарданович Тимерханов. Предчувствуя большую важность поднимаемых на совещании вопросов, я уделил подготовке к нему много времени. Подготовил ряд плакатов, карт, схем и графиков. Большую помощь в подготовке оказал Валерий Георгиевич Акшенцев – начальник уфимского участка проката и ремонта ЭЦН.
Как обычно первым из начальников нефтепромыслов было доверено выступать мне. В ходе выступления сначала затронул тему отложения солей в глубинно-насосном оборудовании. В первую очередь в ЭЦН. Большую часть нефти добывалась именно этим способом. И именно в ЭЦНах наиболее остро проявлялись солеотложения. При замене установки ЭЦН, неисправная поступала на участок Валеры Акшенцева, где разбиралась, и выяснялась причина отказа. В более чем 60%, рабочие органы насосов были запечатаны солями.
Последние образовывались в составе добываемой с нефтью воды в результате заражения пластов занесёнными туда анаэробными бактериями при закачке поверхностных вод с целью поддержания пластового давления. Продукты жизнедеятельности этих бактерий (в основном сероводород) вступая в химическую реакцию, как раз и образуют соли сульфидов и хлоридов железа. При этом если положить все скважины, где наблюдались случаи отказов ЭЦН по причине отложения солей по годам, на карту Сергеевского нефтяного месторождения, то выясняется, что пятна заражения продуктивных пластов со временем увеличиваются.
Наиболее эффективным способом борьбы с отложениями солей считается закачка химических реагентов подавляющих анаэробные бактерии (типа СНПХ 1002, 1003, сейчас, наверное, других), добавляемых в состав вод, закачиваемых в пласты с целью поддержания пластового давления. Однако на территории нашего нефтепромысла эти технологии в то время не нашли широкого применения.
Чтобы как-то снизить потери в добыче и сократить затраты на проведение подземных ремонтов многоремонтных скважин по этой причине, мы стали применять следующую технологию. При подготовке скважин с солеотложениями к ремонту, в них вначале закачивалась порция раствора подавляющих реагентов, затем она продавливалась в пласт последующими циклами закачек жидкости глушения. Затем производилась стандартная замена ЭЦН. После ввода отремонтированной скважины в эксплуатацию, из неё постоянно отбирались пробы жидкости для многокомпонентного анализа с целью выявления выноса реагентов. Задачей минимум считалась безотказная работа ЭЦН в течение полугода.
Вторым фактором, влияющим на срок, уменьшающий гарантийный период работы глубинных насосов считались отложения парафинов, асфальтенов и смол. Эти отложения образуются из потока добываемой нефти во время её подъёма от зоны перфорации до устья скважины. При этом снижается температура и давление в добываемой из пласта жидкости. После перехода так называемой точки кристаллизации из потока жидкости выделяются парафины, асфальтены и смолы. На ощупь они напоминают густое сливочное масло коричнево-чёрного цвета, которое отлагается на штангах и внутренней поверхности насосно-компрессорных труб. Тем самым, создаётся сопротивление потоку поднимаемой из скважин продукции, увеличивается давление на продуктивный пласт, что приводит к снижению продуктивности скважин, а иногда к полной закупорке внутритрубного пространства. В таких случаях возрастает нагрузка на штанги и штанговый глубинный насос (ШГН), способствуя тем самым их поломке. Наиболее подвержены были таким осложнениям скважины района 6-го ГТУ, расположенные южнее Дмитриевки.
На нашем промысле борьба с этой проблемой велась путём установки на штанги центраторов, срезающих отложения, и, периодическими, согласно графику, заливками в затрубное пространство парафинящихся скважин химических реагентов-растворителей. Последнее средство, впрочем, показало свою низкую эффективность.
Поиски более эффективной технологии привели к установке так называемых забойных дозаторов. Обычно это были 2-3 НКТ, заполненные растворителем и оборудованные клапаном, подвешиваемые на хвостовике к ШГН. В процессе работы растворитель подавался на приём насоса и с потоком продукции выносился из скважины, предотвращая отложения парафинов.
Третьим по степени осложнений, влияющих на увеличение числа многоремонтных скважин, была стойкая эмульсия, образующаяся при определённых условиях, зависящих от обводнённости продукции скважин. Наиболее благоприятной для её образования считался объём воды в добываемой жидкости от 35 до 60 процентов. В результате образование стойких водонефтяных эмульсий приводило к таким же последствиям, как и отложения парафинов и смол. На нашем нефтепромысле эмульсия образовывалась в скважинах левобережного и пойменного за Красным Яром (75 ГТУ) участков Сергеевского месторождения.
Борьба с созданием стойких эмульсий на нашем нефтепромысле велась с помощью закачки реагентов-деэмульгаторов типа дисольвана и сепароля, путём их дозирования в затрубное пространство скважин и внутрипромысловые нефтепроводы с использованием блочных дозировочных установок (БР-0,2 и БРХ), а также разовыми обработками скважин.
Также в докладе была приведена статистика динамики количества многоремонтных скважин нефтепромысла, согласно которой следовало, что число их год от года сокращается.
Моё выступление вызвало широкий интерес присутствующих работников НГДУ и нефтепромыслов. Выступления начальников других нефтепромыслов показали, что, по крайней мере, они не готовились к совещанию. Выяснилось также, что, несмотря на самый старый фонд скважин, на нашем промысле самое меньшее количество многоремонтных скважин, чем в каждом из остальных 4-ёх нефтепромыслов. На нашем нефтепромысле была только одна скважина, где было за год произведено три ремонта. На других промыслах их было значительно больше. Инженер технолог ЦДНГ-5 Гена Дубинский, сидевший рядом сказал:
- Ну, Николаич, ты даёшь!
Я ответил:
-Даёт баба Гена! Было сказано готовиться, я и готовился. А “кто не спрятался, я не виноват”.
Результатом проведения этого совещания явилось внедрение предлагаемых, в том числе и мной технологий, и отслеживание на постоянной основе числа многоремонтых скважин. Последний фактор был внесён в условия премирования ИТР нефтепромыслов.
На промысле постоянно велась работа по рационализаторству. Ответственным за неё был старший инженер цеха Гайфулла Миниярович Сайфутдинов. Непрекращающаяся реконструкция системы сбора нефти, улучшение приёмов и методов работы, всё это служило материалом для рационализаторства. Причём “рацухи” оформлялись на передовых рабочих.
Процесс происходил следующим образом. Мы с Гайфуллой садились и распределяли внедрённые за месяц новшества на рабочих, хорошо себя показавших. Затем Сайфутдинов оформлял их документально и сдавал в технический отдел НГДУ инженеру по рационализации и изобретательству. Впоследствии авторам рацпредложений выплачивались небольшие премиальные, которые являлись стимулом для улучшения работы и других операторов и слесарей.
В общем, к 1995 году непрерывная упорная работа ИТР цеха, с привлечением специалистов других цехов и управления, позволила выйти первому нефтепромыслу на передовые позиции в НГДУ.
Честь представлять НГДУ «Уфанефть» на совете трудового коллектива объединения и выступать там была оказана мне. Впоследствии все члены совета трудового коллектива явились участниками первого организационного собрания акционеров производственного объединения “Башнефть” при его акционировании.
Мастер Волковской группы месторождений Рафис Шарипов неоднократно со своей бригадой участвовал в конкурсе профессионального мастерства лучших трудовых коллективов объединения и однажды завоевал первое место.
В многотиражной газете объединения появилась большая статья о нашем нефтепромысле с фотографиями под названием “Первый, он и через годы первый”.
А по заявке начальника НГДУ У.З.Ражетдинова, в качестве поздравления с днём нефтяника для меня прозвучала по радио песня Ю.Антонова “Море”, а для Валентина Ивановича Мирончука – диспетчера нефтепромысла – романс “Гори, гори моя звезда”.