Белая скважина: как «Томскнефть» повышает эффективность работы оборудования и снижает затраты
Компания «Томскнефть» делает серьезную ставку на повышение эффективности работы с механизированным фондом и увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин.
Внедрение новых технологий позволяет увеличивать износостойкость оборудования, а, значит, снижать затраты компании — и финансовые, и временные. Результаты только этого года внушительные: на протяжении 9 месяцев в «Томскнефти» наблюдается устойчивый рост по межремонтному периоду. На некоторых скважинах безостановочный период работы оборудования превысил 800 и даже 1 000 суток.
Проанализировав результаты своей работы в прошлом году, мы пересмотрели подход к работе с механизированным фондом, отметили свои ошибки и составили перечень новых мероприятий. Условно их можно разделить на три направления: целевое использование материально-технических ресурсов, химизация технологических процессов, и развитие службы супервайзинга, то есть усиления контроля за действиями подрядчика. Результаты работы в этом году превзошли все наши ожидания. За небольшой промежуток времени мы стали получать меньше отказов по работе оборудования, сократилось число отказов и по осложняющим геологическим факторам.
Около трёх лет назад «Томскнефть» ВНК совместно c компанией-партнером запустила пилотный проект, главной задачей которого было увеличение срока эксплуатации оборудования и уменьшения затрат. Проект получил название «Белая скважина», а его главная идея заключалась в применении внутри скважины корозионно-износостойкого оборудования — ведь вместе с нефтью в скважинах присутствует много агрессивных элементов, разрушающих металл. Экспериментальное оборудование, изготовленное из стали с 3-процентным содержанием хрома, позволяет увеличить межремонтный период с года до двух лет.
— Термин «Белая скважина» появился при начале испытаний нового оборудования с высоким содержанием хрома. Есть такое понятие — «белое производство», которое подразумевает под собой чистое производство. То есть если мы спускаем в скважину оборудование, которое гарантированно будет работать на протяжении двух или трех лет, значит, на протяжении этого времени туда не нужно ставить ремонтную бригаду, не нужно проводить никакие работы. Мы не подходим к скважине, не рискуя тем самым навредить окружающей среде, — отмечает Денис Атрощенко. — Вариации, которые предложила компания-партнер — целевые, подобранные под характеристики конкретной скважины. Потому что если слепо в каждую скважину запускать дорогостоящее нержавеющее оборудование, эффект от его работы может быть отрицательным.
Первыми под «белый» эксперимент попали две скважины «Томскнефти» на Северном месторождении. И показали рекордный результат, отработав более 800 суток. В ближайшем будущем в компании планируют дальнейшее расширение проекта и включение в него еще 38 скважин осложненного фонда — на Игольско-Таловым, Вахском, Лугинецком и Советском месторождениях.
С каждой скважиной в «Томскнефти» проводится аналитическая работа. В отделе по работе с механизированным фондом создан сектор дизайна и аналитики, специалисты которого проводят анализ отказов, эффективности применяемой защиты, занимаются подбором оборудования и составляют список мероприятий текущего специального ремонта, создавая, по сути, отдельный проект для каждой скважины.
Еще одно направление по повышению эффективности оборудования — это использование насосно-компрессорных труб (нкт) с внутренним полимерным покрытием. Технология по сути проста — на обычную нкт наносится специальное покрытие, которое не дает пластовой жидкости контактировать непосредственно с телом трубы. Таким образом целостность металла сохраняется, а, значит, увеличивается и продолжительность «жизни» оборудования.
— Мы защитили инвестиционный проект, доказали, что без использования новых технологий нам не справиться, и добились дополнительных закупок высокопрочного оборудования. Раньше мы имели оснащенных таким образом около 90 скважин, сейчас их уже более 400. И мы продолжаем вовлекать это оборудование, по мере отказа, — говорит Денис Атрощенко.
По его словам, осложненный коррозионный фонд «Томскнефти» составляет около 600 скважин. Ту часть, где пока не применяется новое оборудование, защищают с помощью химизации. Сроки замены оборудования просчитываются заранее — средняя наработка по отказу на коррозионном фонде скважин специалистам известна.
— У этого процесса нет завершения, он цикличен, — говорит Денис Антрощенко. — Чем выше межремонтный период, тем больше осложняющих факторов будут открывать последующие отказы. С экономической точки зрения использование этой технологию полностью оправдано.
Специфика работа на «белых» и «черных» скважинах ничем не отличаются, говорят мастера добычи — вся соль именно в том оборудовании, которое находится под землей.
— Прежде на обычных установках оборудование отрабатывало порядка 100 суток, максимум — 180, а потом труба установки по причине коррозийного износа приходила в негодность, — говорит мастер по добыче нефти ЦДНГ-3 Данила Марченко. После замены на современное погружное оборудование работа скважин стала доходить до 900 суток, хотя в программу испытаний было заложено 760.
После нескольких лет безостановочной работы, труба, поднятая на поверхность, продемонстрировала не столь значительный износ, как при эксплуатации обычного оборудования до 100 суток. А это значит, что уникальный проект подтвердил свою эффективность.
Пробы нефти, добытые из скважины на Северном месторождении
В этом году ОАО «Томскнефть» ВНК отметило 50 лет с начала производственной деятельности, за этот период добыто около 505 млн. тонн нефти.
Компания по-прежнему остается флагманом нефтяной отрасли региона.Сегодня ОАО «Томскнефть» ВНК является владельцем 25 лицензий на добычу нефти и газа на месторождениях Томской области, 7 лицензий на право пользования недрами в ХМАО-Югре. Кроме того, «Томскнефть» является агентом по разработке двух лицензионных участков ОАО «НК «Роснефть».
«Томскнефтью» на паритетных началах владеют ОАО «НК «Роснефть» и ПАО «Газпром нефть»
Текст: Анна Мацковская
Фото: Владимир Дударев