img_1906

Любой нефтяник воспринимает сутки не только как время. В сердце нефтедобывающего предприятия ОАО «Томскнефть» ВНК – управлении добычи нефти и газа – это еще и средство измерения эффективности и рентабельности. В прошлом году специалисты этого подразделения решили пересмотреть подход к работе с механизированным фондом и увеличить межремонтный период эксплуатации скважин. Проанализировав потери, они разработали проект, условно разделив его на три больших направления – целевое использование материально-технических ресурсов, развитие химизации технологических процессов и работа службы супервайзинга (усиление контроля за действием подрядчика).

Супервайзинг против брака

Первый успех не заставил себя долго ждать: прогресса удалось добиться буквально в первые месяцы эксперимента. Быстрые победы, по словам одного из организаторов проекта, начальника отдела по работе с механизированным фондом ОАО «Томскнефть» ВНК Дениса Атрощенко, были связаны как раз с развитием супервайзинга.

atroshhenko– Охватывая многочисленные процессы в производстве, супервайзер видит и пресекает больше брака, следовательно, не допускает роста отказов в работе скважин, – утверждает Денис Атрощенко. – Эффект от него мы увидели сразу, а реальную отдачу от двух других направлений – только в середине 2016 года. Результаты превзошли все предполагаемые ожидания. Дело в том, что для оценки работы наших насосно-компрессорных труб (НКТ) со специальным антикоррозионным покрытием и химизации технологических процессов требуется время. Но и за столь короткий период мы стали получать меньше отказов по работе оборудования, сократилось число отказов и по осложняющим геологическим факторам.

МРП в рост

В нефте- и газодобыче с первых дней развития отрасли особое значение придавалось межремонтному периоду (МРП) скважин. Чем меньше отказов либо поломок погружного оборудования случается в течение сколь­зящего года, тем меньше средств будет израсходовано на операционные затраты и капитальные вложения. В 2016 году, согласно бизнес-плану, нормой для «Томск­нефти» стал показатель 493 суток.

– Мы ее уже перевыполнили, преодолев своеобразный психологический барьер, – 500 суток, – рассказывает начальник отдела по работе с механизированным фондом. – Но у нас имеются скважины, показывающие очень высокую наработку – по тысяче суток и выше. А есть и такие, срок эксплуатации которых не превышает и года. Суммируя все это по нашей методике расчета, получили среднюю цифру – 505 суток. Это дает нам основание говорить о том, что в течение девяти месяцев текущего года в «Томскнефти» наблюдается устойчивый рост по МРП.

Белая скважина прогресса

Главным фактором, провоцирующим отказ оборудования, остается сильная агрессия коррозионного фона пластовой жизни. Еще до реализации новой стратегии большинство нефтедобывающих подразделений «Томскнефти» использовали НКТ в обычном исполнении. Лишь на единичных скважинах применялись НКТ с увеличенным содержанием хрома либо с антикоррозийным покрытием. Все изменилось несколько лет назад, когда на Северном месторождении установили экспериментальное оборудование на две скважины. Проект получил название «Белая скважина». В его основе лежит чистое производство: риски воздействия на окружающую среду и человека сведены к минимуму.

Этот проект нефтяники воплощали в жизнь вместе с производителями оборудования.

– Для каждой скважины специалисты сервисной компании подбирали индивидуальное оборудование с учетом всех осложняющих факторов, – говорит Денис Атрощенко. – Все прошло успешно. Сегодня обе скважины уже отработали свой срок – больше 800 (!) суток.

Суть проекта – в эффективной эксплуатации глубинно-насосного оборудования сроком от двух лет и более. Ему уготована долгая жизнь: в скором времени «Томск­нефть» планирует создать еще 38 «белых» скважин на тех месторождениях, где имеется фонд, потенциально требующий частого ремонта, – Вахском, Советском, Игольско-Таловом.

Наступление на коррозию

Другое, более массовое направление – использование труб с внутренним полимерным покрытием.

Изюминка, по словам начальника отдела по работе с механизированным фондом «Томскнефти», в том, чтобы не дать пластовой жидкости контактировать с телом металла.

– Когда мы увидели, что предлагаемое российскими заводами покрытие отлично работает против коррозии, стали активно тиражировать эту технологию, – продолжает Денис Атрощенко. – Мы защитили инвестиционный проект, сумев доказать компании, что без новой технологии нам с подобными осложнениями не справиться, и добились дополнительного закупа высокопрочного оборудования. Это позволило кратно охватить коррозионный фонд: если раньше у нас было около 90 оснащенных скважин, то сейчас более 400.

Высокая наработка

На Северном месторождении, где проходили испытания экспериментальные «белые» скважины, нас встретил мастер по добыче нефти ЦДНГ-3 Данила Марченко. Новое оборудование, по словам линейного руководителя, оправдало себя на 100%:

marchenko– Раньше на обычных установках оборудование отрабатывало в среднем около 100 суток, иногда до 180, а потом под воздействием агрессивной среды труба выходила из строя. При замене на современное погружное оборудование работа скважин доходила до 900 суток, хотя в программу испытаний закладывалось только 760 суток.

После нескольких лет активной эксплуатации без ремонта оборудование было поднято на поверхность. И на одной из скважин, глубиной 1?100 метров, труба показала не столь значительный износ, как, например, при эксплуатации обычного оборудования до 100 суток. Уникальный проект за столь короткий срок уже сумел показать свою состоятельность и эффективность.

Томск – Стрежевой – Томск

dsc01661

Оператор по добыче нефти ЦДНГ-3 Сергей Гарченко отбирает пробу нефти на содержание воды

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

9 + 1 =