"Белые" скважины: как "Томскнефть" продляет жизнь оборудованию

ТОМСК, 29 ноя – РИА Томск, Карина Сапунова. Около 600 скважин ОАО "Томскнефть" ВНК ("дочка" ОАО "НК "Роснефть" и ОАО "Газпром нефть") действуют на нефтяных месторождениях в условиях агрессивного фона, который за считанные месяцы может разъесть металлические трубы. О том, как в компании защищают глубинное оборудование и какие результаты уже дала новая стратегия – в материале РИА Томск.

"Разозленная" среда

"Томскнефть" работает в регионе 50 лет, в настоящее время компания добывает нефть на двух десятках месторождений Томской области.

Начальник отдела по работе с механизированным фондом предприятия Денис Атрощенко рассказывает: нефть добывается с большой глубины с помощью специального насосного оборудования. От его эффективности и долговечности зависит работа компании в целом. Чаще всего насосы, а также трубы, по которым поднимается жидкость, выходят из строя из-за агрессивной среды – она становится причиной коррозии или отложения солей.

"У нас все месторождения осложнены в той или иной степени разными (агрессивными) факторами", – уточнил он.

"Агрессивной" среда может быть изначально. Но нередко это происходит при разработке скважины: для того, чтобы "вытолкнуть" нефть из-под земли, в скважину закачивается вода, из-за чего меняется химия пластовой жидкости.

Новый подход

Период от запуска оборудования до его выхода из строя называют межремонтным. Средний межремонтный период скважин "Томскнефти" в 2016 году, по расчетам, должен был составить 493 дня. "Но мы этот срок перевыполнили, преодолев психологический предел – 500 суток. А чем меньше отказов, тем больше мы экономим на операционных затратах, капвложениях, оборудовании", – отметил Атрощенко.

Этот показатель – более 500 суток – средний по фонду. Есть объекты, межремонтный период которых насчитывает свыше тысячи суток. До 2015 года средний межремонтный период по "Томскнефти" составлял 440 суток. Для повышения эффективности работы в компании изменили подход.

"Мы пересмотрели наши подходы к эффективности работы с механизированным фондом, отметили свои ошибки и сформировали новые мероприятия, которые будут направлены на использование материальных ресурсов, оптимизацию механических процессов и развитие службы супервайзинга – контроля за действиями подрядчика", – пояснил технолог.

Первые результаты были получены в прошлом году как раз благодаря супервайзингу – он позволил пресекать больше брака. В 2016 году предполагается значительный рост показателей межремонтного периода за счет того, что начали действовать более "долговременные" вложения.

Кроме того, в "Томскнефти" был выделен специальный сектор дизайна и аналитики. Среди его задач – анализ отказов оборудования, эффективности защиты, подбор и расчет оборудования. "Они должны сказать, как сделать, какое оборудование подобрать, какие мероприятия произвести", – добавил Атрощенко.

Один из способов продлить срок службы оборудования – использование новых материалов. Например, насосно-компрессорные трубы (НКТ), по которым нефть поднимается из скважины, изготавливают из материалов с содержанием хрома или защищают их с помощью специальных покрытий. Оба метода не позволяют агрессивной среде разрушать металл.

В настоящее время у "Томскнефти" около 600 скважин с агрессивным фоном, способствующим коррозии. До начала модернизации особое оснащение имели только 90 скважин, сейчас их порядка 400. НКТ заменяются по мере выхода из строя.

"Когда поняли, что покрытие против коррозии работает на "отлично", приняли логичное решение – тиражировать. Мы защитили инвестиционный проект и обеспечили дополнительный закуп оборудования и тиражирования техники. Охват увеличился кратно", – сказал Атрощенко.

"Белые" скважины

На месторождении Северное "Томскнефти" был запущен опытный проект по созданию "белых" скважин.

"Белое" производство во всех отраслях подразумевает "чистое". Суть в том, чтобы защитить глубинно-насосное оборудование или подобрать настолько прочное, чтобы могло отработать два и более года. Туда не надо ставить ремонтную бригаду. Мы не рискуем навредить окружающей среде, человеку – это более экологичный способ", – уточнил технолог.

"Томскнефть" с 2014 года реализует проект вместе с российскими заводами, которые изготавливают для томских нефтяников хромированные НКТ и оборудование из нержавеющей стали.

Оборудование подбиралось аналитиками индивидуально для каждой скважины. "Где нужно – нержавеющий корпус, где необязательно – может быть просто коррозионное покрытие. Если слепо спускать в каждую скважину дорогостоящее нержавеющее оборудование, то можно уйти в минус", – рассказал Атрощенко.

Он уточнил, что каждая из "белых" скважин отработала более 800 суток.

Перспективы технологий

По словам технолога "Томскнефти", испытания скважин оказались успешными, они позволили создать более эффективную модель работы на осложненных скважинах. На следующем этапе планируется сделать "белыми" 38 скважин.

"Чтобы все было как нужно, должен быть тщательный подбор оборудования и щепетильность при изготовлении, чтобы это все отработать в заявленный изготовителем срок. Скважины берутся под личный контроль руководством. Ведь помимо того, чтобы спустить оборудование, надо его еще и обслуживать, а вот это – ответственность эксплуатирующей организации", – уточнил Атрощенко.

По его словам, в будущем оборудование для "белых" скважин также будет подбираться индивидуально.