Что такое нпв в нефтянке
Нефтяные подпорные насосы типа НПВ
Нефтяные подпорные насосы типа НПВ Нефтяные подпорные насосы типа НПВ
НАЗНАЧЕНИЕ
Агрегаты электронасосные нефтяные подпорные вертикальные типа НПВ (НПВ 150-60, НПВ 300-60, НПВ 600-60) предназначены для перекачивания нефти.
Агрегаты электронасосные нефтяные подпорные вертикальные типа НПВ-М (НПВ1250-М, НПВ2500-М, НПВ3600-М, НПВ5000-М) предназначены для перекачивания нефти и нефтепродуктов.
Применяются для подачи нефти к магистральным насосам для обеспечения их бескавитационной работы (подпорные насосы), а также для оснащения баз смешения нефти.
КОНСТРУКЦИЯ
Насосы НПВ 150-60, НПВ 300-60, НПВ 600-60 — центробежные вертикальные одноступенчатые с предвключенным колесом. Осевое усилие, действующее на ротор, разгружается симметрично расположенными передним и задним уплотнениями рабочего колеса, остаточное осевое усилие воспринимается верхним сдвоенным радиально-упорным подшипником.
Для восприятия остаточных радиальных усилий в конструкции насоса предусмотрен подшипник скольжения, являющийся нижней опорой ротора. Смазка подшипника скольжения осуществляется перекачиваемой средой. Передача крутящего момента от двигателя к насосу осуществляется при помощи упругой втулочно-пальцевой муфты.
Насосы типа НПВ1250-М, НПВ2500-М, НПВ3600-М, НПВ5000-М — центробежные вертикальные двухкорпусные секционного типа с предвключенным колеcом и торцовым уплотнением патронного типа.
Опорами ротора являются: верхний опорно-упорный подшипник качения с жидкой картерной смазкой и нижний гидродинамический подшипник скольжения (смазка перекачиваемой средой).
Осевое усилие, действующее на ротор, компенсируется перепуском утечки, проходящей через дросселирующую щель на основном диске рабочего колеса концевой ступени с отводом ее на вход в насос через переводную трубу. Остаточное осевое усилие должно восприниматься опорно-упорным подшипником качения. Передача крутящего момента от двигателя к насосу осуществляется при помощи упругой пластинчатой муфты.
Приводом насосов типа НПВ-М является асинхронный трехфазный вертикальный, взрывозащищенный (с видом взрывозащиты 1ExdIIВТ4) электродвигатель с короткозамкнутым ротором с максимальной мощностью:
Конструкция насоса НПВ-М предусматривает возможность его установки в существующие стаканы (наружные корпуса).
Насосы НПВ-М соответствуют ОТТ-75.180.00КТН-270-06 «Насосы подпорные вертикальные и агрегаты электронасосоные на их основе».
Преимущества насосов типа НПВ-М:
— частота вращения ротора – 1000 об/мин, что позволяет значительно (по сравнению с насосами, работающими с частотой 1500 об/мин) снизить окружные скорости вращающихся элементов, уменьшить критерий «Nn» для подшипников качения, снизить виброактивность;
— значительно повышен КПД насосов (на 3. 13 % в зависимости от типоразмера);
— улучшены кавитационные качества ( h доп. снижен на 0,2. 0,5 м, в зависимости от типоразмера);
— широкий диапазон напоров за счет изменения числа ступеней;
— детали корпуса и проточной части выполнены из углеродистых и легированных хромистых сталей.
УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Насосы (агрегаты) предназначены для эксплуатации во взрывоопасных зонах класса В-1г, согласно «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ), категории взрывоопасной смеси II А по ГОСТ P 51330.11, группа взрывоопасной смеси ТЗ по ГОСТ P 51330.5 и «ПУЭ».
СТРУКТУРА УСЛОВНОГО ОБОЗНАЧЕНИЯ
Что такое нпв в нефтянке
Смотреть что такое «НПВ» в других словарях:
НПВ — нижняя полая вена мед. НПВ нижний предел концентрации взрывоопасных веществ НПВ норма промышленных выбросов НВП НПВ наибольший предел взвешивания … Словарь сокращений и аббревиатур
НПВ — Наибольший предел взвешивания (НПВ) Для каждых весов существует максимальная масса, которую они в состоянии измерить. Она определена в документации прибора и приводится на его корпусе. Этот максимальный вес называется наибольшим пределом… … Википедия
МИ 2986-2006: Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Весы для статического взвешивания по ГОСТ 29329-92 с НПВ до 600 кг с автоматизированным рабочим местом поверителя (АРМП), изготовленным ООО «Мера», г. Москва. Методика поверки — Терминология МИ 2986 2006: Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Весы для статического взвешивания по ГОСТ 29329 92 с НПВ до 600 кг с автоматизированным рабочим местом поверителя (АРМП), изготовленным ООО… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
наибольший предел взвешивания весов (НПВ) — 3.10 наибольший предел взвешивания весов (НПВ): Наибольшее значение массы железнодорожной цистерны, при котором обеспечивается соответствие весов требованиям: ГОСТ 30414 при взвешивании на весах расцепленных или сцепленных цистерн в движении;… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
наименьший предел взвешивания (НмПВ), наибольший предел взвешивания (НПВ) — 3.1.1 наименьший предел взвешивания (НмПВ), наибольший предел взвешивания (НПВ): Границы диапазона измерений. Источник: ГОСТ 24104 2001: Весы лабораторные. Общие технические требования оригинал документа … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Рекомендации 02.06.01.170.03: Рекомендации по устройству электроустановок во взрывоопасных зонах газовой промышленности. Выпуск 1 — Терминология Рекомендации 02.06.01.170.03: Рекомендации по устройству электроустановок во взрывоопасных зонах газовой промышленности. Выпуск 1: 413. Безопасной зоной называется пространство, в котором не предполагается образование взрывоопасной… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Весы — У этого термина существуют и другие значения, см. Весы (значения). Старинные весы для взвешивания табака (1850 е годы) Весы … Википедия
устройство — 2.5 устройство: Элемент или блок элементов, который выполняет одну или более функцию. Источник: ГОСТ Р 52388 2005: Мототранспортны … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ 29329-92: Весы для статического взвешивания. Общие технические требования — Терминология ГОСТ 29329 92: Весы для статического взвешивания. Общие технические требования оригинал документа: (Электронные весы) Термин «Электронные весы» применим к настольным весам Определения термина из разных документов: (Электронные весы)… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Подпорные насосы НПС
Необходимость применения подпорных насосов обусловлена высокими значениями (от 20 до 65 м) допустимого кавитационного запаса наиболее распространенных основных спиральных насосов. Создать такой напор за счет высоты взлива нефти и нефтепродуктов в резервуарах невозможно.
В настоящее время в качестве подпорных на магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах используются насосы типа НПВ (таблица ниже).
Номинальные параметры подпорных насосов типа НПВ
Показатели, их размерность
Величины показателей для насосов типоразмера
Допустимый кавитационный запас, м
Частота вращения вала, об/мин
Устройство насоса тип НПВ показано на рисунке ниже.
Подпорный вертикальный насос типа НПВ
Кроме насосов типа НПВ на перекачивающих станциях в качестве подпорных до настоящего времени используются насосы типа НМП (рисунок ниже).
Подпорный насос типа НМП
Достоинством насосов типа НМП является их большая доступность для обслуживания и ремонта, чем у насосов НПВ. Однако всасывающая способность у последних выше за счет расположения насоса ниже поверхности земли.
Сведения о номинальных параметрах насосов типа НМП приведены в таблице ниже.
Сокращения наименований в нефтяной промышленности
АБР — аэрированный буровой раствор.
АВПД — аномально высокое пластовое давление.
АНПД — аномально низкое пластовое давление.
АКЦ — акустический цементомер.
АТЦ — автотранспортный цех.
БГС — быстрогустеющая смесь.
БКЗ — боковое каротажное зондирование.
БКПС — блочные кустовые насосные станции.
БСВ — буровые сточные воды.
БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)
БУ — буровая установка.
ВГК — водогазовый контакт.
ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.
ВЗД — винтовой забойный двигатель.
ВКР — высококальциевый раствор.
ВКГ — внутренний контур газоносности.
ВНКГ — внешний контур газоносности.
ВКН — внутренний контур нефтеносности.
ВНКН — внешний контур нефтеносности.
ВМЦ — вышкомонтажный цех.
ВНК — водонефтяной контакт.
ВПВ — влияние пневмовзрыва.
ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.
ВРП — водораспределительный пункт.
ГГК — гамма-гамма-каротаж.
ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.
ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.
ГЖС — газожидкостная смесь.
ГИВ — гидравлический индикатор веса.
ГИС — геофизическое исследование скважин.
ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.
ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.
ГК — гамма-каротаж.
ГКО — глинокислотная обработка.
ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).
ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.
ГПП — гидропескоструйная перфорация.
ГПЖ — газопромывочная жидкость.
ГПЗ — газоперерабатывающий завод.
ГПС — головная перекачивающая станция.
ГРП — гидравлический разрыв пласта.
ГСМ — горюче-смазочные материалы.
ГСП — групповой сборный пункт.
ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.
ГТН — геолого-технологический наряд.
ГТУ — геолого-технологические условия.
ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.
ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).
ДУ — допустимый уровень.
ЕСГ — единая система газоснабжения.
ЖБР — железобетонный резервуар.
ЗСО — зона санитарной охраны.
ЗЦН — забойный центробежный насос.
КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.
КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.
КИН — коэффициент извлечения нефти.
КИП — контрольно-измерительные приборы.
КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.
КНС — кустовая насосная станция.
К — капитальный ремонт.
КО — кислотная обработка.
КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.
КРС — капитальный ремонт скважины. Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.
КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.
КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.
ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.
ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.
ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.
МГР — малоглинистые растворы.
ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.
МНП — магистральный нефтепровод.
МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.
МРП — межремонтный период.
МРС — механизм расстановки свечей.
МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.
НБ — насос буровой.
НБТ — насос буровой трехпоршневой.
НГДУ — нефтегазодобывающее управление.
НГК — нейтронный гамма-каротаж.
НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.
НПП — нефтепродуктопровод.
НПС — нефтеперекачивающая станция.
ОА — очистительные агенты.
ОБР — обработанный буровой раствор.
ОГМ — отдел главного механика.
ОГЭ — отдел главного энергетика.
ООС — охрана окружающей среды.
ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.
ОТ — обработка призабойной зоны.
ОТБ — отдел техники безопасности.
ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).
ОПС — отстойник предварительного сброса.
ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).
ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.
ПАВ — поверхностно-активное вещество.
ПАА — полиакриламид.
ПАВ — поверхностно-активные вещества.
ПБР — полимер-бентонитовые растворы.
ПДВ — предельно-допустимый выброс.
ПДК — предельно-допустимая концентрация.
ПДС — предельно-допустимый сброс.
ПЖ — промывочная жидкость.
ПЗП — призабойная зона пласта.
ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.
ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.
ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.
ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.
ППС — промежуточная перекачивающая станция.
ППУ — паропередвижная установка.
ПРИ — породоразрушающий инструмент.
ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.
ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.
ПСД — проектно-сметная документация.
РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.
РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.
РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.
РИР — ремонтно-изоляционные работы.
РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.
РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.
РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.
РТБ — реактивно-турбинное бурение.
РЦ — ремонтный цикл.
СБТ — стальные бурильные трубы.
СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.
СГ — смесь гудронов.
СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.
Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.
СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.
СНС — статическое напряжение сдвига.
СПГ — сжиженный природный газ.
СПО — спуско-подъемные операции.
ССБ — сульфит-спиртовая барда.
Т — текущий ремонт.
ТБО — твердые бытовые отходы.
ТГХВ — термогазохимическое воздействие.
ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.
ТК — тампонажная композиция.
ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.
ТО — техническое обслуживание.
ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН).
ТП — технологический процесс.
ТРС — текущий ремонт скважины.
ТЭП — технико-экономические показатели.
ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.
УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.
УБР — управление буровых работ.
УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.
УКБ — установка колонкового бурения.
УКПН — установка комплексной подготовки нефти.
УСП — участковый сборный пункт.
УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.
УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.
УЩР — углещелочной реагент.
УПГ — установка подготовки газа.
УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.
УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.
УТТ — управление технологического транспорта.
УШГН — установка штангового глубинного насоса.
УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.
ХКР — хлоркальциевый раствор.
ЦА — цементировочный агрегат.
ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.
ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.
ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.
ЦКС — цех крепления скважин.
ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.
ЦППД — цех поддержания пластового давления.
ЦС — циркуляционная система.
ЦСП — центральный сборный пункт.
ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.
ШПМ — шинно-пневматическая муфта.
ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.
ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.
ЭХЗ — электрохимическая защита.
ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.
«Газпром нефть» запускает масштабную программу повышения эффективности бурения
София Зорина, «Газпром нефть»
Андрей Рагулин, вице-президент RLG International Inc.
Артём Борисов, проектный менеджер RLG International Inc.
Технологичность — это не только использование суперсовременного оборудования и проведение ультрасложных операций. Это еще и наличие соответствующей культуры производства, позволяющей работать максимально эффективно. На достижение наилучших результатов при наименьших затратах направлена программа «Технический предел» в бурении, реализацию которой начинает «Газпром нефть»
Сегодня корпорация «Тойота» — крупнейший автопроизводитель, а в середине прошлого века в отсталой, истощенной Второй мировой войной Японии компания едва сводила концы с концами. Путь от близкого банкротства до безусловного процветания «Тойоте» удалось пройти благодаря созданию новой производственной системы, основанной на национальной философии кайдзен*. О том, что такое кайдзен и как применять ее к любому аспекту бизнеса и жизни, написана масса трудов. На прагматичном Западе же из восточной философии вынесли главный принцип — непрерывного совершенствования процессов: производства, планирования, управления. Сегодня цикл постоянных улучшений внедряется во всех сферах деятельности в любой уважающей себя крупной компании, и нефтяная отрасль здесь не исключение.
Принцип «Технического предела» при бурении скважин — этакий кайдзен в нефтедобыче — начал активно применяться мировыми лидерами отрасли еще в середине 1990-х. В его основе лежит стремление не просто сократить сроки бурения за счет точечных улучшений, а найти идеальную скважину с оптимальным соотношением цены и качества и с минимальными сроками бурения и стараться все скважины строить как идеальные.
В нынешних условиях, когда цены на нефть заставляют использовать все возможные способы сэкономить, «Техпредел» становится универсальным инструментом, тем более эффективным, что в таком капиталоемком процессе, как бурение, около 70% затрат — временно-зависимые. И, соответственно, сокращение сроков бурения в большинстве случаев влечет за собой существенную экономию средств, повышение эффективности всей нефтедобычи.
В «Газпром нефти» «Технический предел» — одна из важных составляющих технологической стратегии развития операций бурения и заканчивания скважин. Прогнозная оценка финансового результата от внедрения проекта во всех добывающих активах компании достигает внушительной цифры в 170 млрд рублей, что на три порядка превышает необходимые инвестиции. Утвержденные параметры трехлетней программы проекта «Технический предел» предусматривают сокращение цикла строительства скважин не менее чем на 20%, снижение капитальных затрат на 15%, а также повышение безопасности проводимых работ (сокращение коэффициента
LTIF1 на 30%).
Возможное невозможное
Цели, которые ставятся при реализации программы «Технического предела», амбициозны и глобальны. Отсюда вытекает и многогранность самой программы: проект направлен не просто на оптимизацию работ на буровой, но на вовлечение в процесс создания идеальной скважины всех заинтересованных сторон — от высшего руководства до помощника бурового мастера.
Непродуктивное время — НПВ
Традиционно НПВ состоит из двух частей: видимое НПВ, такое как аварии, простои, инциденты. Эта часть – на поверхности, и её в первую очередь адресуют в работе по повышению эффективности. Вторая часть – скрытое НПВ. Всем кажется, что процесс или операция выполняются максимально эффективно, в максимально короткий срок. Хотя при детальном рассмотрении оказывается, что эффективность может быть значительно повышена.
Весь проект Технический предел можно разделить на несколько составляющих: качественное планирование, подбор оптимальных технологий, выполнение запланированных работ, анализ результатов и вынесение соответствующих уроков с тем, чтобы учесть их в следующем цикле работ. Что касается идеальной скважины, то она определяется в самом начале. Здесь первый этап — построение так называемой Лучшей композитной скважины. Для этого анализируется время бурения отдельных типовых скважин, при этом все работы разбиваются на несколько важных операций: сборку бурильной колонны, ее спуск, разбуривание цементного стакана — верхней части скважины, бурение нижнего интервала, промывку скважины на забое.
Лучшая композитная скважина составляется из участков с минимальным временем — это не просто лучшая скважина, а скважина, объединяющая лучший опыт отдельных операций.
Хотя Лучшая композитная скважина уже сама по себе отражает максимальные результаты, достигнутые на конкретном предприятии или при бурении определенного вида скважин, она еще далека от идеала. В самой лучшей композитной скважине найдется непроизводительное время (НПВ), потраченное на лишние действия. Его сокращение дает проект практически достижимой лучшей скважины. Идеал или теоретически возможная скважина — та, где не только нет непроизводительного времени, но достигнута максимальная эффективность всех операций за счет применения лучших существующих технологий. Понятно, что на практике строительство теоретически возможной скважины может идти вразрез с рентабельностью проекта: применение новейших технологий требует дополнительных вложений и не всегда оправданно. Тем не менее именно этот теоретический технический предел и нужно брать за идеал: невозможное сегодня завтра становится обычной практикой.
Выявление и решение проблем, связанных с НПВ
С видимым НПВ – все достаточно очевидно. Оно на поверхности. Для борьбы с ним организуются команды по повышению производительности, которые системно решают проблемы, выявляют корневые причины и принимают решения по их предотвращению.
Методы предотвращения скрытого НПВ могут быть иными. Поскольку традиционно оно неизвестно, не все подозревают о его наличии. Поэтому основная проблема в том, чтобы выявить его. А для того, чтобы с ним бороться, нужно внедрение полноценного цикла системы непрерывных улучшений, через цикл «Планируй – Действуй – Измеряй – Улучшай» («Plan – Execute– Measure – Learn»).
Мы считаем необходимой практикой по снижению НПВ правильную организацию всего процесса бурения скважин. Этот процесс должен включать в себя качественную подготовку программ бурения, проведение рабочих групп по планированию скважин, с приглашением участников процесса строительства от всех подрядных организаций. После этого должна проводиться сессия «Бурение на бумаге» с буровой бригадой для вовлечения непосредственных исполнителей в предстоящую работу. У полевого персонала зачастую другой взгляд и другие идеи на то, что можно сделать лучше при бурении. Важной частью в этом процессе также является проведение сессии по извлечённым урокам вскоре после бурения скважины для того, чтобы весь положительный и отрицательный опыт после бурения был сразу задокументирован и мог быть использован при составлении программы бурения на следующую скважину.
Все указанные совещания (рабочие группы, сессии «Бурение на бумаге», сессии по извлечённым урокам, пр.) должны организовываться в форме структурированных форумов, с участием всех необходимых специалистов. На совещаниях выявляются основные виды НПВ, их корневые причины, а также возможности по улучшению существующих операций.
Важно, чтобы все обсуждения проводились в максимально открытом формате, близком к формату мозгового штурма, с обсуждениями и с использованием опыта и идей всех участников. Именно при таком подходе их ценность становится максимальной, и самые смелые идеи и предложения появляются на свет. Следующим шагом будет приоритезация предложений, назначение ответственных за их внедрение, и контроль за внедрением с использованием инструментов Операционного ритма.
Считаю важным отметить, что для бизнеса гораздо лучше иметь прозрачную картину в отношении НПВ. Иногда имеют место ситуации искусственного занижения уровня НПВ. Например, осложнения могут учитываться как НПВ, или как производительное время. Во втором случае НПВ находится на «комфортном» уровне. В первом случае, при прозрачном подходе, виден весь потенциал по снижению НПВ. Эффективнее бурить скважину за 50 дней, имея 20% НПВ, и стремиться к его дальнейшему сокращению, чем за 100 дней с 10% НПВ.
Претворить метод «Техпредела» в жизнь нельзя с помощью руководящих указаний. Эта концепция начинает работать, лишь когда в ее реализации заинтересованы и участвуют все сотрудники компании. Поэтому важнейшая часть метода — организация постоянного взаимодействия и оперативной обратной связи. На практике это означает, что программа бурения той или иной скважины должна обсуждаться со всеми участниками процесса, начиная от геологов и заканчивая буровой бригадой. Только так можно выявить слабые места программы, увидеть непроизводительные траты времени, найти возможности для реальной экономии этого ресурса.
«Сегодня концепция „Технического предела“ активно применяется крупнейшими мировыми нефтяными компаниями, такими как BP, ConocoPhillips и т.д., в их стремлении максимально повысить производительность, — рассказал проектный менеджер консалтинговой компании RLG International Inc. Артем Борисов.— В их понимании его смысл не только в постановке амбициозных целей, но и в выстраивании всей работы для ее достижения. В основе этой работы — построение грамотной системы планирования бурения, использование данных для анализа и принятия решений, развитие лидерства на всех производственных уровнях, вовлечение в процесс всех его участников, организация сбора и использования извлеченных уроков. Бурение скважин — повторяющийся процесс. Задача — сделать каждый следующий цикл лучше, чем предыдущий».
Внедрение метода «Техпредела» требует значительных усилий от компании, но эти усилия оправдываются — мировая практика показывает, что показатели бурения за счет этого нередко повышаются на 50% и более.
Внедрение НПВ и обратная связь
Очень важно, чтобы все участники цикла строительства, и в первую очередь – производственный персонал, получали обратную связь о том, что их идеи и предложения нашли своё отражение при бурении скважины. Также они должны регулярно знать свой «счёт», их текущие результаты деятельности (например, текущее опережение графика «Глубина-день», текущее значение НПВ).
Чтобы эта система обратной связи заработала, необходимо обучать, коучить руководителей: коучить их отмечать успехи персонала, а не только промахи, использовать доски КПЭ, своим поведением демонстрировать правильные подходы, поощрять к новым идеям. Основная цель такого поведения руководителей – стимулировать всех исполнителей вплоть до простых буровиков желать достигать лучших результатов в своей работе, быть заинтересованными в общем производственном успехе.
Опыт Оренбурга
В «Газпром нефти» внедрение «Технического предела» в бурении началось в 2014 году. Активом для обкатки метода стал «Газпром нефть Оренбург». Здесь проект был запущен совместно с консалтинговой компанией RLG International Inc. и получил название «Оптимизация процессов бурения» (ОПБ). В численном выражении поставленная задача проекта — сократить сроки бурения на 30-35% за два года.
В основе оптимизации лежит несколько важных инструментов. В первую очередь это выстраивание системной работы, что на практике означает пошаговую методичную подготовку программ бурения, сбор и анализ результатов и извлечение соответствующих уроков, распространение лучших практик. Такая организацияпозволяет непрерывно совершенствовать процессы и постоянно улучшать показатели работы. Важный момент в планировании бурения — взаимодействие всех участников. Например, перед началом бурения каждой скважины проводятся совещания рабочих групп с подрядчиками, сессии «бурение на бумаге» с буровыми бригадами. Таким образом, бурение любой скважины всесторонне обсуждается как с заказчиками процесса, так и с его непосредственными исполнителями.
Результат годовой работы — сокращение сроков бурения скважин в среднем на 15%, что уже помогло сэкономить около 400 станко-суток бурения. За это время буровые бригады поставили несколько рекордов. Так, например, сейчас рекордная скорость бурения скважин на Царичанском месторождении — 11,2 сут./1 тыс. м, а в 2014 году максимально оперативным было бурение за 13,4 сут./1 тыс. м.
«К нашим людям пришло осознание своих возможностей, — рассказал заместитель генерального директора „Газпром нефть Оренбурга“ по строительству скважин Владимир Наговицын. — Раньше мы считали хорошим результатом бурение скважины на Царичанском месторождении за 70 дней, потом — за 65. Сегодня мы думаем о достижении показателя в 55 дней. На Оренбургском месторождении мы пробурили скважину за 25,5 суток, а ранее бурение за 30-35 суток считалось рекордным результатом. Хочу отметить, что этих результатов мы достигаем при бурении скважин с горизонтальными стволами в очень сложных геологических условиях, в условиях частых катастрофических поглощений бурового раствора, обвалообразований. При этом на Царичанском месторождении общая проходка по скважине может достигать 5,5 тыс. м с длиной горизонтального участка — до 1 тыс. м».
Еще одним важным элементом проекта оптимизации стало внедрение практики оценки рисков непосредственно на буровой: такая оценка проводится перед важными операциями — и принимаемые по ее результатам решения помогают предотвращать аварии и инциденты.
Мотив успеха
Решая задачу оптимизации, компании заинтересованы не только в достижении быстрых результатов, дающих конкретную экономию. Необходимо также, чтобы эффект сохранялся, а еще лучше — эффективность продолжала повышаться. Сделать процесс постоянного улучшения показателей естественным можно лишь за счет изменения культуры в коллективах, участвующих в производстве на всех уровнях — от руководства до непосредственных исполнителей. Именно в этом заключается основная сложность внедрения «Технического предела».
«Оптимизация не случается по разовому приказу руководства, — уверен Артем Борисов. — На изменение культуры и внедрение системы непрерывных улучшений требуется время, терпение. При этом интерес руководства к проекту не должен ослабевать ни на минуту. Поддержка менеджеров критически важна, чтобы вся система начала работать. Руководитель непременно должен быть носителем культуры улучшений».
Столь глобальный подход к, казалось бы, вполне прагматичным и понятным целям повышения эффективности и снижения затрат не случаен. Чтобы метод «Техпредела» полноценно заработал, необходима мощная мотивация для всех участников процесса. И материальное вознаграждение — лишь одна из форм такой мотивации. В свою очередь, стремление к наилучшему результату как неотъемлемая часть культуры производства может оказаться гораздо более сильной и глубокой мотивационной составляющей.
«Мы выстраиваем систему мотивации таким образом, чтобы все участники получали вознаграждение за достижение одних и тех же результатов, чтобы они ощущали себя находящимися в одной лодке, — поделился опытом Владимир Наговицын. — Применительно к бурению такой показатель для премирования — сокращение плановых сроков строительства скважины при условии соблюдений стандартов в области охраны труда и производственной безопасности. Это касается и наших специалистов, которые планируют и сопровождают скважины, и полевых супервайзеров, и работников буровых и сервисных подрядчиков. Буровые подрядчики и подрядчики по супервайзингу получают вознаграждение по итогам работы на каждой отдельной скважине. Своих специалистов за хорошие результаты мы премируем ежеквартально».
Внедрение технологии «Технического предела» в других добывающих предприятиях «Газпром нефти» начинается уже в нынешнем году. Поэтому сейчас в компании активно разрабатывается оптимальная система мотивации для собственных сотрудников и для подрядных организаций: изучаются лучшие практики, собирается мнение подрядчиков. Окончательная концепция должна отражать главную идею философии «Техпредела» — это проект, создающий в компании культуры лидерства, культуру, где каждый, работая в единой команде, стремится достичь наилучших результатов.
* Кайдзен — японская философия или практика, которая фокусируется на непрерывном совершенствовании процессов производства, разработки, вспомогательных бизнес-процессов и управления, а также всех аспектов жизни
** LTIF (Lost Time Injury Frequency) — частота несчастных случаев с потерей трудоспособности на 1 млн человеко-часов за определенный период
Основная цель «Технического предела» — бурить в минимально возможные сроки с минимально возможными затратами. Проведенное нами исследование показало, что в различных «дочках» имеется потенциал по снижению сроков бурения на 30-40%. Эта задача становится еще более актуальной в условиях снижения мировых цен на нефть, когда все нефтедобывающие компании вынуждены оптимизировать стоимость добычи.
В то же время для нас «Техпредел» — это не только значимое направление повышения эффективности бурения как одной из ключевых и капиталоемких функций «Газпром нефти». Это также проект развития в компании культуры лидерства — от мастеров и супервайзеров на буровых до региональных руководителей функции и выше.
Мы стремимся, чтобы с помощью этого проекта люди начинали мыслить не только в рамках своей основной задачи, но и брали в расчет интересы компании в целом, работали единой командой, были честными и открытыми. Именно поэтому в структуру проекта включены все производственные уровни.
Запуская пилотный проект в «Газпром нефть Оренбурге», мы ставили задачу разработать модель внедрения системы «Техпредела» в активе с работающими 25-30 буровыми станками. Обучение оптимизации процессов бурения проходят более 50 супервайзеров и более 20 наших офисных работников. Поставленная перед проектом задача — сократить сроки бурения на 30% за два года — говорит сама за себя.
И достижение половины этого уровня за первый год проекта — хороший показатель нашей работы. К этим достижениям команды «Оренбурга» можно добавить семь рекордных показателей за год при бурении скважин.
Опыт внедрения проекта в «Газпром нефть Оренбурге» позволяет констатировать, что сама идеология достижения «Техпредела» прижилась. Все ключевые элементы метода — качественное планирование скважин, обучение офисного персонала и супервайзеров, вовлечение всех участников в процесс — показали свою эффективность и стали частью производственной культуры
на предприятии.
начальник департамента по бурению и внутрискважинным работам «Газпром нефти»
Поддержка снижения НПВ
По нашему опыту, если весь процесс Технического предела на предприятии необходимым образом организован, и культура непрерывных улучшений внедрена, цикл строительства скважин можно сократить на 30-40% за 1-2 года.
Структура проекта «Оптимизация процессов бурения» в «Газпром нефть Оренбурге» предполагает работу по трем основным направлениям: внедрение инструментов повышения производительности, настройка операционного ритма взаимодействия участников, развитие компетенций сотрудников.
Инструменты повышения производительности выстраиваются вокруг модели непрерывного совершенствования «планируй — действуй — измеряй — изучай». В ходе этой работы внедряются инструменты качественного планирования скважины: подготовка подробных программ бурения с включением всех необходимых разделов, проведение рабочих групп по планированию с подрядчиками, проведение сессий «бурение на бумаге» с обязательным выездом на буровые к бригадам, защита программ бурения разработавшими их специалистами. На этапе оперативного управления происходит внедрение правильного проведения планерок с буровыми бригадами и в офисе, анализ рисков, контроль текущих результатов.
Для достижения «Технического предела» на этапе планирования активно применяется метод теоретической максимальной производительности (ТМП). Суть метода состоит в том, чтобы, используя инструменты мозгового штурма, вовлечь людей, планирующих и непосредственно выполняющих работу, т.е. тех, кто лучше всего знает всю специфику деятельности, в выработку решений, позволяющих достичь лучших результатов. При проведении ТМП-сессий люди думают о том, как достичь самых лучших показателей в работе. Эта практика так зажигает участников, что предложения иногда поступают через часы и даже дни после проведения сессии!
В части настройки операционного ритма выстраиваются эффективные коммуникации всех участников процесса вокруг общих показателей эффективности. Важный элемент внедрения «Техпредела» — развитие компетенций его участников, обучение лидерским навыкам. Внедрение всех этих инструментов как раз и создает устойчивую культуру непрерывных улучшений.
вице-президент компании RLG INTERNATIONAL Inc.
Материал любезно предоставлен компанией ОАО «Газпром нефть» и журналом «Сибирская нефть»