aif.ru counter
69

Репутация надежности

Еженедельник "Аргументы и Факты" № 7. Аргументы и факты - Томск 13/02/2013

Главный добытчик и налогоплательщик области - ОАО "Томскнефть" ВНК - укрепляет позиции. Благодаря четко расставленным приоритетам и хорошему запасу прочности компания уверенно приступила к реализации производственной программы текущего года.

Что делается для того, чтобы продлить полноценную жизнь месторождений? Какую роль в этом деле играют новые технологии и современное оборудование? Об этом и многом другом рассказывает начальник отдела по работе с механизированным фондом скважин ОАО "Томскнефть" ВНК Максим Тенюнин.

Сколько лет живёт скважина?

- Максим Анатольевич, у непосвященного человека может сложиться впечатление, что достаточно пробурить в нужном месте и в нужное время скважину, и все - "черное золото" побежало рекой. Это действительно так?

- На самом деле все гораздо сложнее. Во-первых, перед вводом пробуренной скважины в эксплуатацию необходимо выполнить большой комплекс работ по ее освоению. Провести перфорацию, очистить ствол от породы, спустить в скважину подземное оборудование - глубинные штанговые или электроцентробежные насосы, кабель, трубы НКТ и так далее.

Во-вторых, необходимо в дальнейшем строго отслеживать заданный технологический режим работы. Для чего это нужно ? Все дело в том, что в процессе эксплуатации скважин происходит постепенная разрядка пластовой энергии, снижение пластового давления и вместе с ним снижение дебита на устье, а порой и полное прекращение притока к скважине.

- Это ЧП или обычный рабочий момент, что в этом случае делается?

- Все зависит от характера осложнений при эксплуатации. В самом простом случае проводим работы по восстановлению технологического режима эксплуатации скважины, которые, как правило, связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта.

В процессе ремонта проводится очистка скважины от песчаной пробки, то есть удаляются со стенок ствола отложения солей. Все эти операции относятся к текущему ремонту скважин и направлены на восстановление работоспособности оборудования в скважине.

Текущий и капитальный ремонт скважин у нас выполняют специальные высококвалифицированные бригады.

- Потери в добыче нефти, вызванные вынужденной остановкой скважины, каким-то образом компенсируются?

- Безусловно. Ведь подземный капитальный ремонт - это основа мероприятий по увеличению добычи нефти и газа. Поэтому чем выше его качество, начиная с поиска кандидатов, технологии ремонта, подбора подземного оборудования, тем эффективнее эксплуатация скважины. И тем больше межремонтный период, под которым понимается продолжительность работы скважины от ремонта до ремонта. Короче, чем дольше работает оборудование, тем лучше. И это не считая прироста в добыче нефти.

Прогресс налицо

- Интересно, а какой в среднем период времени безостановочно эксплуатируется скважина в ОАО "Томскнефть" ВНК?

- Каждое месторождение у нас по-своему уникально. Если взять Советский регион, то там скважины неглубокие, глубина спуска насосного оборудования 1600-1700 метров. Пластовые температуры невысокие, до 55 градусов, также невысокое давление, мало механических примесей, мало солей. Там межремонтный период почти у двух третьих фонда составляет 700 суток.

Если мы возьмём Чкаловское или Онтонигайское месторождения, то там глубина скважин в два раза выше. Соответственно и температура выше, и пластовое давление, и глубина спуска насосного оборудования. На Чкаловском температура доходит до 124 градусов. Понятно, что в таких, более сложных условиях, ресурс ЭЦН снижается, что сказывается на межремонтных периодах установок, который составляет порядка 340-350 суток. Это, в принципе, неплохой показатель.

Если посмотреть на динамику, то на Вахском месторождении, наиболее осложненном коррозией, в 2005 году МРП был около 120 суток, а сегодня он составляет 340. Как видим, прогресс налицо.

- Вы назвали два показателя - максимальный и минимальный, а что посредине?

- В целом на сегодняшний день общий межремонтный период по всему механизированному фонду скважин ОАО "Томскнефть" ВНК составляет 416 суток (408 - по фонду, оснащенному электроцентробежными насосами). Эту планку мы взяли в мае прошлого года и держим ее по сегодняшний день. При этом межремонтный период по штанговым глубинным насосам, попросту говоря, по станкам-качалкам, в январе перешагнул за 550 суток. Это - абсолютный рекорд, начиная с 2004 года. Если говорить в целом, то в нашей компании ежегодно закладывается прирост МРП в 5,5 процента к предыдущему году, и мы стараемся его выполнять.

- За счет чего удается увеличивать межремонтный период и как следствие этого стабилизировать добычу нефти?

- На сегодняшний день МРП складывается не только из работы насосов, но и вспомогательного оборудования. Так вот, высокотехнологичный насос, состоящий из множества составных частей, выигрывает в соревновании на надежность с обычными трубами, где, казалось бы, и ломаться-то нечему. На скважине 215-21 Советского месторождения, например, импортный штанговый глубинный насос наработал 4344 суток. Практически 12 лет промысловики с ним беды не знали.

Среди отечественных аналогов достижение немного скромнее - 9 лет безупречной работы. Поэтому прирост МРП во многом сдерживает работа вспомогательного оборудования в осложненных агрессивной средой условиях.

- В чем заслуга специалистов "Томскнефти" в увеличении межремонтного периода, и какую роль в этом играют новые технологии и оборудование?

- Как правило, МРП наращивается за счет двух направлений. С одной стороны - организационного, а с другой - технического. В принципе, это штучная работа. Во-первых, специалисты компании внимательно изучают все осложняющие факторы. Во-вторых, смотрят, как отработал насос, когда и какие были отказы. На основании сделанных выводов подбирается нормальное оборудование, отвечающее эксплуатационным условиям именно этой скважины.

Что касается технического направления, то оно подра-

зумевает поиск новой техники и технологий. В этом смысле нам повезло, поскольку у каждого подрядчика есть свой набор каких-то новшеств, которые можно и нужно внедрять. И мы этим очень активно пользуемся.

И это не предел

- От чего зависит качество текущего и капитального ремонта и как оно отражается на межремонтном периоде?

- Капитальный ремонт в отличие от текущего, когда происходит просто замена насосов, подразумевает более обширное поле деятельности. И выбор работ в этом случае обусловлен тем, из-за чего произошло отключение скважины. Капитальный ремонт включает в себя такие интенсификационные мероприятия, как гидравлический разрыв пласта, проведение дополнительной перфорации эксплуатационной колонны, ремонтно-изоляционные работы. Там множество видов, действительно, сложных операций, для проведения которых используется специальное оборудование. Поэтому, чтобы ни делалось в ходе ремонта, в конечном счете это служит увеличению добычи нефти, а качественный ремонт и подбор насоса по результату ремонта ведет к росту межремонтного периода.

Качество растёт

- И все-таки, есть ли претензии к качеству работ, которые выполняют ваши подрядные организации?

- Человеческий фактор был, есть и, к сожалению, останется. От этого никуда не деться - он присутствует буквально во всех сферах деятельности. Начиная от ремонта насосов, их монтажа, спуска в скважину и заканчивая эксплуатацией. Если мы заговорили о качестве ремонта именно насосного оборудования, то доля комиссионных отказов на сегодняшний день составляет около 30 процентов. К счастью, это показатель постоянно сокращается. А ведь было время, когда он составлял 40 процентов! Мало-помалу этот процесс движется в позитивную сторону.

Приятно отметить, что наши подрядчики стремятся к тому, чтобы повышать качество своей работы. Поэтому основные проблемы на сегодняшний день не лежат в плоскости, связанной с ремонтом насосного оборудования. Главный наш бич - это простой отрезок трубы, который стремительно теряет свои рабочие свойства в агрессивной среде.

- В принципе, ваш интерес понятен - увеличение межремонтного периода ведет к сокращению потерь в добыче нефти, а что побуждает ремонтные бригады работать, засучив рукава?

- Здесь обоюдная выгода. Когда происходит наращивание МРП, это создает высокую мотивацию в бригадах, поскольку приходится делать меньше ремонтов и соответственно меньше тратить на это денег. Напомню, в советские годы межремонтный период на сложном Вахском месторождении составлял всего 100 суток. Представляете, там 22 бригады вынуждены были круглые сутки "лопатить" насосы на скважинах!

Теперь ситуация изменилась. Пришел новый подрядчик - с новым оборудованием и новыми подходами - и дело пошло в гору. Межремонтный период на механизированном фонде на Вахском месторождении пока составляет 340 суток. И это далеко не предел.

Смотрите также:

Также вам может быть интересно

Загрузка...

Топ 5 читаемых

Самое интересное в регионах