Отчёт об итогах эксплуатации промысловых трубопроводов ООО «Сладковско-Заречное» за 2022 год

1.

ОТЧЁТ
Об итогах эксплуатации промысловых
трубопроводов ООО «Сладковско-Заречное»
за 2022 год
Оренбург 2023

2.

Общие сведения по ГК «Сладковско-Заречное»
2
Запасы нефти и конденсата С1+С2 на 01.01.2023 –
168,8 млн т.
8 лицензионных участков, 3 нефтяных месторождения,
1 газонефтяное, 2 газовых и 1 газоконденсатное
месторождение.
Фонд действующих эксплуатационных скважин на
31.12.2022 составил 92 шт. (в т.ч. 69 шт. – нефтяной
действующий фонд, 16 шт. – действующий
нагнетательный фонд, 4 шт. – действующий
водозаборный фонд, 3 шт. – поглощающий фонд).
Штатная численность персонала на 31.12.2022 – 749
человек.

3.

3
Принципиальная схема трубопроводного парка
Временные пункты
подготовки нефти
Кустовые площадки
НВЛ 32 км
Нефтегазосборные трубопроводы 91 км
22
км
АГЗУ
Нефтеналивной терминал
не
ф
те
п
Низконапорные водоводы 2 км
рн
ый
Высоконапорные водоводы 28 км
ро
во
д
БКНС
На
по
БГ
Вывоз нефти в АЦН
1%
16%
18%
Выкидные трубопроводы
123 км
Нефтегазосборные трубопроводы
13%
Напорные нефтепроводы
52%
22 км
Водоводы высокого давления
Водоводы низкого давления
30 км
ВСЕГО
175 км

4.

4
Анализ возрастного износа трубопроводов
200
175
По состоянию на 2022 г. срок эксплуатации
трубопроводов составляет не более 5-ти лет.
179 км
6
175 км
157 км
Протяженность, км
150
125
117 км
100
92 км
157
75
173
2022
2023
прогноз
117
50
92
21 км
25
0
175
6 км
21
2017
2018
6
2019
2020
2021
Год
до 5 лет 5-10 лет
5-10 лет
10-15 лет
15-20 лет
более 20 лет
Series6
Средний возраст внутрипромысловых трубопроводов составляет 2 года.

5.

5
Анализ возрастного износа нефтепроводов, нефтегазопроводов
200
180
По состоянию на 2022 г. срок эксплуатации
трубопроводов составляет не более 5-ти лет.
160
Протяженность, км
140
145 км
147 км
6
145
141
2022
2023
прогноз
131 км
120
93 км
100
80
68 км
131
60
93
40
68
20
0
16
6
2017
2018
2019
до 5 лет
5-10 лет
10-15 лет
2020
Год
15-20 лет
2021
более 20 лет
Series6
Средний возраст внутрипромысловых трубопроводов составляет 2 года.

6.

6
Анализ возрастного износа водоводов
50
45
По состоянию на 2022 г. срок эксплуатации
водоводов составляет не более 5-ти лет.
40
Протяженность, км
35
30 км
30
25
32 км
23 км
22 км
20
15
22
23
2020
2021
10
5
0
0 км
2018
1 км
1
2019
30
32
2022
2023
прогноз
Год
до 5 лет
5-10 лет
10-15 лет
15-20 лет
Средний возраст водоводов составляет 2 года.
более 20 лет
Series6

7.

Отчёт по протоколу совещания за 2022 год
Принятые решения
Статус выполнения
7.1. Проработать варианты применения гибкой ПАТ для эксплуатации
временных трубопроводов, направить информацию в УДНГ АО "НК
Нефтиса" .
7.2. Организовать проведение ОПИ новых ингибиторов коррозии и
деэмульгаторов согласно регламенту ОПИ и подобрать основные и
альтернативные реагенты для системы трубопроводов.
7.3. УДНГ "Сладковско-Заречное" направить в УДНГ АО "НК Нефтиса"
предложение по введению в структурное подразделение УДНГ ООО
"Сладковско-Заречное" отдела по эксплуатации трубопроводов
Проработаны варианты и получены ТКП от следующих
производителей ПАТ: ООО «Полимак» (г. Екатеринбург),
ООО «Технология композитов» (г.Пермь), ООО «ГК
«ИНТРАТУЛ» (г. Санкт-Петербург) , ООО «Фабер Гласс Рус»
(г. Москва), ООО «МСРТ Инжиниринг» (г. Одинцово).
Информация направлена в УДНГ АО "НК Нефтиса"
1. Проведение ОПИ ИК согласовано на НТС Компании. На
данный момент ведется закуп ингибиторов коррозии. Начало
ОПИ в апреле 2023г..
2. Подбор деэмульгаторов для путевой деэмульсации
осуществляет УПНГ
Выполнено.
С 01.01.2023г. организован отдел по обустройству
месторождений, эксплуатации промысловых трубопроводов
системы нефтесбора и системы поддержания пластового
давления УДНГ.
7

8.

8
Мониторинг скорости коррозии
Fe
b22
M
ar
-2
2
Ap
r22
M
ay
-2
2
Ju
n22
Ju
l -2
2
Тыс., руб.
Месяц, год
1000
0
План, шт
14
14
O
ct
-2
2
12
12
14
12
14
Se
p22
No
v22
De
c22
160
141
129
140
117
105
120
93
126
100
81
112
69
80
98
57
84
45
60
33
70
40
21
56
10
48
40
20
24
32
16
0 8
Ja
Fe
M
Ap
M
Ju
Ju
Au
Se
Oc
No
De
nar
ay
bnl-2
pr -2
gt-2
cv-2
22
22
-2
22
2
2
22
2
2
2
2
2
2
2
2
2
Месяц, год
Факт, шт
Финансирование мониторинга скорости коррозии трубопроводов в 2022 году нарастающим итогом
1500
500
12
Au
g22
Число замеров скорости коррозии (накопленный итог)
Число замеров, шт.
Ja
n22
12
12
8
12
8
12
8
12
8
12
8
11
8
10
8
УКК, шт.
16
14
12
10
8
6
4
2
0
14
Объемы обслуживания УКК (установка/снятие ОСК)
311 220
363
янв.22
фев.22
173
559 425
389 362
389 355
мар.22
апр.22
май.22
653
300 159
346 246
400 325
300 256
400
июн.22
июл.22
авг.22
сен.22
окт.22
400 354
ноя.22
4847
4205
690 679
дек.22
2022 год
Месяц, год
План, тыс. руб.
Факт, тыс. руб.
1. Всего на трубопроводах смонтировано и эксплуатируется 14 узлов контроля коррозии (УКК), в том числе: 1 шт. – на напорном нефтепроводе;
7 шт. – на нефтегазосборных трубопроводах и 6 шт. – на низконапорных водоводах.
В 2022 году выполнен монтаж 6-х новых УКК, в т.ч. 4 ед. – на низконапорных водоводах, 1 ед. – на напорном нефтепроводе от МБСНУ в районе скв. 1 Кош м/р до ПНН
«Луговое» (доп. УКК) , 1 ед. – на нефтегазосборном трубопроводе от КП-208 ЯП м/р). 2. Время экспозиции ОСК составляет 30 дней.
3. Средняя скорость коррозии составляет 0,025 мм/год, в том числе:
– 0,04 – на Сладковско-Заречном м/р;
– 0,025 – на Кошинском м/р;
– 0,01 мм/год – на Яснополянском м/р.
Отклонение от плана по количеству эксплуатируемых УКК в 1 п/г 2022 года связано с отсутствием оборудования у подрядчика, из-за увеличения сроков изготовления и
поставки УКК. Оборудование от подрядчика поставлено и смонтировано июле 2022г. (кроме запланированных 6-ти УКК выполнен монтаж 2-х дополнительных УКК на
низконапорных водоводах в рамках подготовки объектов к проведению ОПИ ингибиторов коррозии в 2023 году).
Превышение плана финансирования по услуге в октябре 2022 года связано с проведением дополнительных исследований проб воды, закачиваемой в поглощающие скважины
(утилизация) с целью улучшения качества подготовки воды (работы проведены совместно с геологической службой Общества).

9.

Лабораторные и опытно-промысловые испытания химических
реагентов для эксплуатации трубопроводов
Цель проведения ЛИ, ОПИ
Расширение
номенклатуры
применяемых
ингибиторов коррозии,
повышение
эффективности
ингибиторной защиты
трубопроводов и
снижение OPEX
Номер Марка ингибитора
шифра
коррозии
1
Evacor 16
2
3
Ойлхим-40 марка А
Инком-201 марка А
Марка
реагента
Производитель
Ингибитор
коррозии
Evacor 16
ООО
«Эвакем
технологии»
Ингибитор
коррозии
«Ойлхим-40
марка А»
ООО
«ОйлХим»
Результаты ЛИ/ОПИ
Решение о проведении
ОПИ, внедрении
Текущий статус
По результатам ЛИ
ингибиторы
коррозии
рекомендованы для
проведения ОПИ
Проведение ОПИ в
2023 году
согласовано НТС
Компании
(протокол № 20 от
13.12.2022)
УМТО Общества
заключаются договоры
поставки по закупу
опытных партий
ингибиторов коррозии
для проведения ОПИ
Защит. эффект,
%
Производитель
ООО «Эвакем
технологии»
ООО «ОйлХим»
АО «Фарус»
9
уд.доз.
30 г/м3
Цена за
Затраты на
Коэффициен
Количество
тонну,
ОПИ,
т
для ОПИ,
руб./тн.
тыс. руб.
уд.доз./цена
тн
без НДС
без НДС
64,8
0,6
107 400,00
6,80
730 320,00
64
65,6
0,9
0,6
69 000,00
116 667,00
6,80
6,80
469 200,00
793 335,60

10.

10
0
Водоводы
24
Водоводы
Протяженность трубопроводов защищаемая ИК, км
Протяженность трубопроводов общая, км
Jan-22
7,279
6,891
6,441
6,090
5,642
5,322
4,055
3,743
Feb-22 Mar-22 Apr-22 May-22 Jun-22
Jul-22
11,442
14,530
Aug-22 Sep-22 Oct-22 Nov-22 Dec-22
Месяц, год
План, млн. руб. (без НДС)
10,504
12,882
9,602
11,464
8,670
10,083
7,734
8,798
6,760
7,514
5,794
6,261
4,824
5,087
1,930
1,846
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
Факт, тыс. руб. (без НДС)
Затраты на ИК в 2022 году
(накопленный итог)
1,056
976
Тыс., руб.
88
Нефтегазопроводы
3,331
3,159
Месяц, год
План, тыс. руб. (без НДС)
Протяженность трубопроводов защищаемых
ингибитором коррозии в 2022 году
30
2,620
2,536
Jan-21 Feb-21 Mar-21 Apr-21 May-21 Jun-21 Jul-21 Aug-21Sep-21 Oct-21 Nov-21 Dec-21
Протяженность трубопроводов защищаемая ИК, км
Протяженность трубопроводов общая, км
91
1,975
1,904
1,337
1,171
2000
3,833
3,839
Нефтегазопроводы
24
4000
2,909
2,711
27
6000
707
590
71
8000
4,836
4,658
10000
Тыс., руб.
76
Затраты на ИК в 2021 году (накопленный итог)
8,942
8,671
Протяженность трубопроводов защищаемых
ингибитором коррозии в 2021 году
8,098
7,781
Ингибиторная защита трубопроводов за период 20212022г
Факт, млн. руб. (без НДС)
Всего в работе узлов дозаторов (установленных/в работе) – 10 шт./10 шт.
Фактический охват трубопроводов ингибиторной защитой:
Сладковско-Заречное м/р – 95 %.
Кошинское м/р – 96 %.
Яснополянское м/р – 100 %
Снижение охвата водоводов ингибиторной защитой в 2022г. связано с тем, что в 2022 году были
построены новые водоводы в КСТ исполнении их труб СВНП протяженностью 7 км (нетреб. ингиб.),
парк составил 30 км.

11.

11
Jan-22
Feb-22
Mar-22
Apr-22
May-22
Jun-22
Jul-22
Aug-22
Sep-22
Oct-22
Nov-22
13,397
6,174
12,335
5,732
11,073
5,320
9,876
4,887
8,490
4,427
7,078
3,910
5,439
3,381
4,214
2,878
3,120
2,327
1,994
1,773
1,311
1,182
582
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
Затраты на ДЭ в 2022 году
(накопленный итог)
614
Тыс., руб.
Путевая деэмульсация трубопроводов
Dec-22
Месяц, год
План,тыс. руб. (без НДС)
Факт, тыс. руб. (без НДС)
Рост фактических затрат произошел за счет увеличения затрат по следующим позициям:
1. Объем добычи нефти, тыс. тн + 770 тыс. руб.;
2. Удельный расход, гр/т + 2 611 тыс. руб. (по рекомендации УПНГ увеличением дозировки на КП-5 с 20 г/тн до 35
г/тн);
3. Цена за 1 тонну деэмульгатора, тыс. руб. + 3 841 тыс. руб. (по сравнению с 2021г. на 58 % выросла цена на
деэмульгатор «СНПХ 4114»).
В системе ВПТ в период с 01.2022 г. по 09.2022 г. применялся деэмульгатор «СНПХ 4114» для попутной
деэмульсации продукции скважин до поступления на объекты подготовки нефти.
Всего в работе узлов-дозаторов для путевой деэмульсации (установленных/в работе) – 2 шт./2 шт.:
4. КП-5 Кошинского м/р., нефтегазопровод от КП-5 до ПНН МБСНУ-2400 1Кош и ВПНН-6;КП-208 Яснополянского
м/р.;
5. КП-208 Яснополянского м/р., нефтегазопровод от КП-208 до ВПНН-4 и ВПНН-6.

12.

12
Электрохимическая защита
Оборудование системы ЭХЗ трубопроводов, ед.
(Всего 7 ед.).
Протяженность по типам трубопроводов,
защищаемых ЭХЗ, км (Всего 56 км).
1
3
3
55
4
Блоки диодно-резисторные
Станции катодной защиты
ЭХЗ водоводов составляет 50%;
ЭХЗ напорных нефтепроводов составляет 77%;
ЭХЗ нефтегазосборных трубопроводов составляет 31%.
Промысловые трубопроводы
Протекторные группы
Участки пересечения со сторонними коммуникациями

13.

13
Динамика аварийности нефтепроводов, нефтегазопроводов
Кол-во отказов
4
К ав = 0,021
3
2
1
0
К ав = 0
К ав = 0
0
2018
0
2019
3
К ав = 0,011
К ав = 0
1
0
2021
2020
2022
Год
Кол-во отказов
Внутренняя коррозия, шт.
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Накопительный итог, шт.
R² = 0.97887323943662
4
0
2018
0
2019
1
1
2020
2021
2022
6
8
2023 год прогноз 2024 год прогноз
Год кор...
Внутренняя
Первый отказ с разгерметизацией на нефтегазосборном нефтепроводе произошел 20.01.2020 на «Трубопроводе нефти Ø426×10
мм от КП-2,КП-6 до МБСНУ на ВПНН-6 Кошинского м.н.», ст. 09ГСФ с наружным изоляционным покрытием, L-321 м.
В период отказов защита трубопроводов от внутренне коррозии не осуществлялась. С апреля 2020 начало ингибиторной
защиты.
С апреля 2020 по декабрь 2022 зафиксировано 3 случая отказов на 2-х трубопроводах:
1. Нефтепровод от скважины №7 до скважины №4 Сладковско-Заречного м/р – 1-й отказ 06.09.2022г., 2-й отказ 07.09.2022г.;
2. Нефтепровод от КП-11 до точки врезки в нефтегазопровод от КП-5 до КП-17 – 21.12.2022г.
Причина вышеуказанных отказов внутренняя коррозия.

14.

14
Динамика аварийности водоводов
8
К ав = 0,318
Кол-во отказов
7
6
5
4
7
3
2
К ав = 0
1
0
К ав = 0
0
0
2018 год
2019 год
К ав = 0
К ав = 0,033
0
2020 год
1
2021 год
2022 год
Год
Внутренняя коррозия, шт.
Кол-во отказов
Накопительный итог, шт.
20
15
10
R² = 0.931892143189214
5
0
0
2018 год
0
2019 год
7
7
8
2020 год
2021 год
2022 год
12
2023 год прогноз
16
2024 год прогноз
Год
Внутренняя коррозия...
В период с февраля 2020 по май 2020 произошло 7 отказов на «Водоводе высокого давления от БГ до нагн.скв. №№ 2, 49 Кошинского
м.н.» 168×12мм, ст. 13ХФА.
В 2022 г. на водоводах системы ППД произошел 1 случай отказа на «Водоводе высокого давления от БГ до нагн.скв. №№ 2, 49 Кошинского
м.н.» 168×12мм, ст. 13ХФА. – 30.09.2022г..

15.

Устранение последствий инцидентов
Сладковско-Заречного м/р
Затраты на устранение последствий отказов за период 01.01.2022-31.12.2022 составили
327 884,23 тыс.руб. без НДС.
Рекультивация загрязненных земель за аналогичный период составила 0,008 Га (80 м²).
Кошинского м/р
Затраты на устранение последствий отказов за период 01.01.2022-31.12.2022 составили
225 775,3 тыс. руб. без НДС.
Рекультивация загрязненных земель за аналогичный период составила 0,003 Га (30 м²).
Итого: за 2022г. затраты на устранение последствий инцидентов по Обществу
составили 553 659,53 руб. без НДС.
В 2022 году работы по устранению последствий инцидентов на Сладковско-Заречном и
Кошинском месторождениях выполнены силами подрядной организации ООО «НИП
«Технология» г. Оренбург .
15

16.

Ревизия, техническая диагностика и экспертиза
промышленной безопасности трубопроводов
Физические объемы выполненных работ, км
49
Тыс., руб.
50
40
30
20
10
0
16
22
26
2
2020 г.
9
3
2021 г.
2022 г.
Год
План
9800
13
2023 г.
Факт
Тыс., руб.
Затраты по выполненным работам, тыс.руб. (без НДС)
7400
3700
0
5,200
2020 г.
600
400
2021 г.
2022 г.
Год
План
№
п/п
Перечень основных трубопроводов
Dn х S,
мм
L, км
1
Нефтепровод от скважины 7 до
скважины 4 Сладковского-Заречного
месторождения нефти
114х6
159х6
3,5
2,1
2
Водовод от т.вр. в «Водовод от ПНН в
районе скважины №4 СладковскоЗаречное до скважины №2
Кошинского месторождения нефти» до
скважины №3 Сладковско-Заречное
168х12
3,4
ИТОГО
9
990
405
585
2023 г.
Факт
Ревизия, выполненная в период с 01.01.2023 – 28.02.2023
№
п/п
Перечень основных трубопроводов
Dn х S,
мм
L, км
1
Нефтегазопровод от КП № 11 Ташлинского ЛУ до т. вр. в
НГСТ от КП-5 до КП-17
219х8
0,6
2
НГСТ от КП-5 до КП-17
219х8
7,5
ИТОГО
8,1

17.

Анализ потребности обновления трубопроводов
17

18.

Эксплуатация трубопроводов в условиях высокоагрессивной
коррозионной среды
18
14
Протяженность, км
12
10.8
10.8
10
8
7.1
7.1
6
4.34.0
4
2
0
0.3
1.31.0
2020
Стеклопластиковые трубы, км
0.3
2021
Год
2022
Труба с внутренним полимерным покрытием, км
2023 план
ИТОГО
* высоконапорный водовод от ПНН-1 до нагнетательной скважины №469 Сладковско-Заречного м/р, Ду100, 279 м находится в
бездействии.
С 2021 года для строительства внутрипромысловых трубопроводов в ООО «Сладковско-Заречное» применяются стальные трубы с
внутренним полимерным покрытием с запрессованными на концевые участки коррозионностойкими наконечниками.
В 2023 г. планируется построить 2 нефтегазосборных трубопровода и 1 высоконапорный водовод из труб с внутренним полимерным
покрытием общей протяженностью 2 км:
1. Нефтепровод от КП №87 Кошинского месторождения нефти до точки врезки в нефтепровод от скв. №589Р Кош. м/р – 1500 м.;
2. Нефтепровод от КП №103 Сладковско-Заречного месторождения нефти до т.вр. в "Нефтепровод от скважины №1 Яснополянского
лицензионного участка до т.вр. в нефтепровод от скважины №1 до ПНН – 500 м.;
3. Высоконапорный водовод от БКНС в районе УПН до БГ Сладковско-Заречного м/р – 1700м.
Так же в 2023 году планируется проведение ОПИ гибких полимерных армированных труб для строительства наземного
низконапорного водовода протяженностью 1500м и подземного нефтегазопровода протяженностью 1500 м.

19.

19
Водные переходы
Характеристики переходов ПТ через естественные и
искуственные преграды
№ п\п
Наименование трубопровода
М/р
1
2
3
1
Нефтегазопровод от скважины № 635
Кошинского лицензионного участка до
площадки переключающих задвижек в Кош.
районе КП №17 Кошинского
месторождения нефти
2
Нефтегазопровод от КП5 Кошинского
лицензионного участка до точки
врезки в УЗА 1
3
Нефтегазопровод от КП №208
Яснополянского лицензионного
участка до площадки МБСНУ
Кош
Год
Толщ.
Вид,
ввода Наруж.
Длина
стенки
место
D
в
Ø, мм
L, м
δст., мм
располож футл.,
экспл.
ения
мм
перехода
4
2021
5
219
6
8
Объем перекачки
по трубопроводу
Наличие
Ширина
запорной
L
водного
δст.,
арматуры на Qж,
футляр объекта в
мм
границах
м³/сут
а, м
месте
подводного
перехода, м.
перехода, шт.
Qн,
т/сут
7
8
9
10
11
12
13
14
15
7548
Подводн.
переход
через р.
Иртек,
ГНБ
426
10
559,5
23,5
2
798,0
37,0
530
8
561
23,5
2
6233,8
3216,5
530
8
325,72
30,8
2
1697,0
650,0
Итого:
8728,8
3903,5
2021
325
8
9935
Яснопо
2021
л.
219
8
2471
Подводн.
переход
через р.
Иртек,
ГНБ
Подводн.
переход
через р.
Иртек,
ГНБ
- Для снижения и предотвращения рисков попадания нефтесодержащей жидкости в акваторию рек Иртек и Кинделя ежедневно проводятся
обходы подводных переходов и запорной арматуры, расположенной на границах переходов с постоянным контролем давления в трубопроводе.
Так же ежедневно проводится отбор проб для выполнения анализа в ХАЛ ООО «Сладковско-Заречное, с целью выявления содержания
нефтепродуктов в речной воде.
- В 2023 году запланировано проведение внутритрубной диагностики (ВТД) нефтегазопровода от скважины № 635 Кошинского лицензионного
участка до площадки переключающих задвижек в районе КП №17 Кошинского месторождения нефти с целью выявления дефектных участков,
в т.ч. на водном переходе и в водоохраной зоне.

20.

20
Временные трубопроводы в эксплуатации
№
п/п
М/р
Наименование трубопровода
Исп.
труба
Диаметр
и
толщина
стенки,
мм
Протяженность,
км
Дата ввода
1
С-З
Временный нефтепровод от скважины №422 до нефтепровода
скважины №7
НКТВ
89х6,5
0,2
2021
2
С-3
Временный нефтепровод от скважины №435 до АГЗУ КП104
НКТВ
89х6,5
4
2022
3
Кош
Временный водовод от водозаборной скважины скв.620 до ГНУ
МБСНУ-1500 КП-1
НКТВ
89х6,5
0,4
2021
4
Кош
НКТВ
89х6,5
0,2
2019
5
Кош
НКТВ
89х6,5
0,2
2019
6
Кош
13ХФА
114х8
0,3
2022
7
Временный нефтегазопровод от скв.625 до НГС У-4
Временный нефтегазопровод от скв.625 до скв.544, до НГС У-4
Временный нефтепровод от ЦНС НГС У-4 до гребенки
КП-17
Кош
Временный нефтепровод от скважины №587до скважины №589
НКТВ
73х5,5
1
2021
8
Кош
Временный нефтепровод от скважины №1Р до КП11
НКТВ
89х6,5
4
2022
9
Кош
Нефтепровод от узла запорной арматуры на КП11 до до АГЗУ
Мера ММ 40-10-1500 КП5Бис.
НКТВ
73х5,5
73х5,5
0,75
0,75
2023
Общая протяженность временных трубопроводов в эксплуатации
11,8 км.
Временные решения по эксплуатации добывающих скважин, связаны………………..
В 2023 году запланировано строительство временных трубопроводов из НКТВ от скважин №5Р, №52 Кошинского м/р
и скв. № 413 Сладковско-Заречного м/р общей протяженностью 10 км.

21.

Организационная структура управления безопасной
эксплуатации трубопроводов
21
Первый заместитель генерального
директора – главный инженер
Служба главного
механика
Нефтегазовый промысел
(начальник цеха)
Служба ДНГ
Служба по ремонту НПО
Зона ответственности:
Ремонт НПО, ремонт
трубопроводов,
сварочные работы.
Механик – 2 ед.
Мастер службы – 2 ед.
Слесарь-ремонтник НПО – 6 ед.
Электросварщик – 4 ед.
Зона ответственности:
- выкидные линии от скважин до ЗУ;
- нефтегазосборные трубопроводы от ЗУ
до пунктов первой ступени сепарации
нефти;
- высоконапорные водоводы от насосных
станций (ГНУ, КНС, БКНС) – до
распределительных гребенок (БГ, УР) и до
нагнетательных скважин.
(паспортизация, обход в соотв. с
графиком, расследование
некатегорийных отказов).
УДНГ, УПНГ
Служба ПСН
Зона ответственности:
- напорные нефтепроводы от установок подготовки
нефти и газа (МБСНУ, УПН) до пунктов отгрузки
нефти (ПНН);
- внутриплощадочные трубопроводы объектов
сбора и подготовки нефти и газа;
- газопроводы попутного и природного газа;
- низконапорные водоводы от объектов подготовки
(МБСНУ, ПНН, УПН) до ГНУ, КНС, БКНС,
шурфовых скважин.
(паспортизация, расследование некатегорийных
отказов).
• на нефтегазовом промысле ООО «Сладковско-Заречное» отсутствует отдельная служба по эксплуатации и ремонту
нефтепромысловых трубопроводов (зоны ответственности за безопасную эксплуатацию трубопроводов разделены
между службами ДНГ и ПСН);
• все виды ремонтных работ, связанные с устранением отказов трубопроводов, подключением вновь построенных
трубопроводов к действующей системе и т.д., осуществляются с привлечением сварочных звеньев службы по
ремонту НПО цеха.
• ревизия и техническое диагностирование трубопроводов проводится специализированной подрядной организацией
ООО «Стрела» г.Ижевск.

22.

Фактическое обслуживание трубопроводов
Объекты обслуживания
Напорный нефтепровод
Сладковско-Заречное м/р
Кошинское м/р
22
Яснополянское м/р
Обслуживающий персонал
Бригада ПСН
Служба главного механика
Нефтегазосборные трубопроводы, НВЛ
Высоконапорные водоводы
Низконапорные водоводы
Работы по осмотрам, плановому техническому обслуживанию,
трубопроводов и ликвидации инцидентов на месторождении
ООО «Сладковско-Заречное» проводятся собственными силами.
Бригада ДНГ
Служба главного механика
Бригада ППД
Служба главного механика
ремонту
-

23.

Затраты на обслуживание трубопроводов
23
Удельные затраты на обслуживание и ремонт трубопроводов
400.000
350.000
7
300.000
Тыс., руб.
200.000
5
150.000
100.000
50.000
0.000
40.2
41.2
2020
2021
59.9
65.3
2022
2023
4
24.9
12.9
9.1
2017
2018
2019
3
руб./1 т.н.
6
250.000

24.

24
БЛАГОДАРИМ ЗА ВНИМАНИЕ!