Итак, напомним – по итогам 2015 года, на который пришлась разработка стратегии, средний показатель МРП в «Томскнефти» вырос до 481 суток (при запланированном росте до 474 суток). В 2016 план по МРП был увеличен руководством Компании до отметки 493, на практике его снова удалось перевыполнить, на этот раз – с «выбеганием» за психологически важный рубеж в 500 суток.
С организационными и технологическими подробностями нововведений нас продолжает знакомить начальник отдела по работе с механизированным фондом «Томскнефти» Денис Атрощенко.
– Что конкретно понимается под целевым использованием материально-технических ресурсов, заявленным как первое из трех направлений стратегии?
– Это нужно объяснять на практических примерах.
Смотрите, осложненный коррозией фонд у нас на данный момент составляет около 600 скважин. С одной стороны, по ним нужно применять специализированное оборудование – более защищенное, более сложное, ну и, соответственно, более дорогое. А раз так, то, с другой стороны, нужно четко понять издержки и приобретения – речь ведь идет о сотнях скважин и весьма сложной логистике. Здесь необходимо искать оптимальные решения, которые можно было бы при этом массово тиражировать.
В 2013 году компания приступила к реализации проекта «Белая скважина» на своем Северном месторождении, одном из самых сложных в эксплуатационном отношении. Там очень агрессивная геологическая среда, не до конца еще понятная и предсказуемая. И вот на этом фонде было решено осуществить комплексный проект, когда скважина оборудуется по адекватному максимуму в том, что касается защиты всего – снизу и доверху.
– Как понимать словосочетание «адекватный максимум»?
– Теоретически можно сделать все из золота, и коррозии как таковой не будет. В «Белой скважине» применялись промышленные и достаточно типовые образцы, пусть и заметно более дорогие в сравнении с тем, что распространено в нашей практике. Тогда было решено опробовать хромированное оборудование, не самое дешевое по понятным причинам.
Идея заключалась в том, чтобы использовать лучшие кабельные линии, передовые двигатели для погружных насосов, сами ЭЦН (электрические центробежные насосы – ред.) с нержавеющими узлами и т.д. Нужно было доказать самим себе, что затраты на защиту оборудования того стоят.
Традиционно основной причиной отказов являлось повреждение насосно-компрессорных труб (НКТ). Это что-то вроде сосудов кровеносной системы скважины. По ним на поверхность поднимается нефтесодержащая жидкость, в обратном направлении закачивается вода, сжатый воздух и т.д. В «Белой скважине» использовалась продукция Челябинского трубного завода, с хромированием в диапазоне от трех до пяти процентов.
Изначально в проекте было задействовано две скважины проблемного фонда, и полнокомплектные установки на них отработали около 800 суток, это много, на самом деле. Здесь ведь в чем еще большой нюанс? Работа с подрядчиками выстроена таким образом, что часть оборудования на скважине находится в его собственности. И «Томскнефть» на срок действия договора берет его во временное владение, в прокат, грубо говоря. И здесь обе стороны заинтересованы в том, чтобы оно было лучше защищено, поэтому подрядчики идут нам навстречу – и в приобретении, и в правильной эксплуатации подобной техники.
Так вот, по тем двум скважинам мы уже полностью отработали, оборудование извлечено и возвращено подрядчику, получены важные с точки зрения дальнейшей практики результаты.
Во-первых, опыт признан успешным. Мы начинаем его масштабировать – далее речь пойдет уже о 38 скважинах проблемного фонда. Их отбирали по нескольким критериям: малая отработанность по времени, системный характер отказов в том, что касается коррозии и воздействия механических примесей (песка, например) и т.д. Это, как говорится, главные претенденты на частый ремонт. То есть здесь мы пока еще учимся работать с самым сложным фондом, это, опять же, масштабирование и конкретизация, до тиражирования дело пока не дошло.
Вместе с партнером по проекту компанией «Римера-сервис» мы рассчитали параметры оборудования на каждую скважину, комплектации уже согласованы и переданы на отраслевые заводы. Мы ждем поставок.
Во-вторых, целевой характер использования это еще и про коррекцию самых правильных с виду задумок. Если брать ту же тему НКТ, то еще в 2015 году наш отдел успешно защитил инвестиционный проект по трубам с антикоррозионным покрытием. Это дешевле, чем хромирование, а эффект – как минимум, ему не уступает. Если очень упрощенно, то на «обычную» НКТ наносится защитное покрытие, которое не дает металлу контактировать с пластовой жидкостью.
Эффект по этому нововведению доказан и инвестиции в него уже пошли. То есть, компания получила как удешевление проекта «Белая скважина» (там мы также отказываемся от хромированных НКТ в пользу труб с покрытием), так и задел по тем самым 600 скважинам, о которых я уже упоминал. Регламент тут прост – есть отказ по НКТ на проблемном фонде, значит мы вынимаем старую подвеску из труб и закладываем в скважину новую защищенную трубу. Никаких авралов и прочего, все в плановом режиме.
Если завершать тему «Белой скважины», то у нее тоже есть два измерения. Все слышали про то, что разруха находится в головах. И «Белая скважина» как обратный пример тоже в головах. Это образ мышления, подхода к делу.
Во-вторых, это именно целевой подход к наиболее проблемным фондам. Научились здесь, значит сможем с нужными уточнениями работать и по другим скважинам. Более того, как в случае с НКТ, можем совершенствоваться по экономике и в этом фонде. У нас есть новые идеи в этом направлении, но говорить об этом пока, наверное, не следует. Важно то, что работа по направлению НКТ продолжается, несмотря на все уже имеющиеся достижения.
– Это большие расходы?
– Они, в первую очередь, оправданные, это подтверждено практикой. К тому же компанией был накоплен определенный задел по оборудованию, которое прошло опытно-промысловые испытания (ОПИ), но по разным причинам не было тиражировано в значимых масштабах. То есть начальные инвестиции здесь уже имели место, нужно было довести дело до промышленной реализации. Найти лучшие практики, аккумулировать их, собрать все в применимые на практике конструкции – звучит банально, но работает это именно так.
Например, в «Томскнефти» была отработана тема по десендерам песка. Это сепаратор механических примесей, который устанавливается на ЭЦН и выполняет роль своеобразного фильтра. Сейчас эта тема стала очень актуальной в среде добывающих компаний, хотя эффект от применения такого оборудования отнюдь не новость. По результатам испытаний в «Томскнефти» применение этого оборудования может обеспечивать двукратное увеличение наработки на отказ основного оборудования. Сейчас мы это активно тиражируем и подрядчики идут нам навстречу в плане закупки подобных вещей. Уровень защиты от мехпримесей растет, это точно.
Еще одна тема, хорошо себя проявившая и получающая развитие, это анодно-катодная защита. Ее осуществляют противокоррозионные протекторы, которые устанавливаются на погружные электродвигатели. В процессе запускается химическая реакция, защищающая двигатель от электрохимической коррозии. По этому направлению объем внедрения также был ограниченным, хотя скважинный фонд для этого оборудования у «Томскнефти» достаточно большой. Как результат его внедрения – более стабильная работа погружных двигателей и другой их эксплуатационный ресурс. То есть при отказе, как правило, теперь не производится отбраковка таких двигателей, они – за определенным исключением, конечно – остаются ремонтопригодными.
– Раз уж речь сама собой зашла о химии, то давайте говорить о ней подробнее. Что-то закачиваете?
– Химизация – это второе направление. Здесь речь идет, прежде всего, об ингибиторах, то есть о веществах останавливающих или замедляющих определенную химическую реакцию. Поэтому нам действительно приходится вмешиваться во внутреннюю «химию» скважины. Но это, как раз таки, вмешательство, скажем так, смягчающего характера.
И вообще, понимание особой ответственности касательно работы с химией присутствует на всех уровнях. Для того чтобы тот или иной реагент «пошел» в промышленное применение, он должен пройти целый ряд лабораторных и опытно-промысловых испытаний.
В лабораторных условиях ингибитор тестируется на скважинной воде, выдается заключение о том, что он соответствует параметрам эффективности, заявленным в технических условиях и локальных нормативных документах компании. И только после этого он начинается тестироваться на конкретных скважинах солевого либо коррозионного фонда. На этом этапе происходит несколько этапов ОПИ, что в целом может занять около полугода.
Далее формируется заключение, собираются в единое целое собранные материалы и направляются в центр компетенции. Там осуществляется процедура согласования и выносится окончательный вердикт о том, возможно ли использование этого ингибитора на конкретных месторождениях «Томскнефти».
Если коротко об итогах, то по химизации и менеджменту в ее отношении «Томскнефть» уже многим ставят в пример. Дело в том, что даже первые отказы на скважине мы воспринимаем как повод для настороженности. Это симптом, с которым надо работать на упреждение. Если мы понимаем, что это уже проблемный фонд – то работа на упреждение приобретает особый смысл: чем раньше ее начнешь, тем стабильнее такая скважина будет эксплуатироваться. Тем устойчивее будет бизнес в целом.
– Если возвращаться к теме стабилизации уровня добычи, то здесь есть какой-то новый задел по ее обеспечению?
– Использование оборудования может быть не только целевым, но и многоцелевым. И, работая над увеличением МРП, что-то можно сделать и для повышения эффективности добычи в моменте. Есть уже испытанные вещи, которые будут внедряться в ближайшем будущем. Есть то, что мы активно изучаем на перспективу.
На зрелых месторождениях по естественным причинам падает дебит скважин, то есть суточная отдача в тоннах. И для таких скважин также нужен свой целевой подход – чтобы оборудование работало долго, было максимально неприхотливым и эффективным. Это как раз стабильный суммарный доход, почти не требующий вмешательств и особых издержек.
По этому направлению мы собираемся внедрять малодебитные установки с расширенными проточными каналами. Эксплуатируемое традиционное малодебитное оборудование промысловики оценивают не очень хорошо, в основном именно из-за низкого уровня надежности. У таких ЭЦН обнаружился недостаточный размер проходных отверстий, в результате чего насосы часто выходят из строя по причине недостаточной подачи пластовой жидкости.
В стране нашлись передовые заводы, способные решить эту задачу – теперь нам доступны аналоги малодебитных установок с широкими проточными каналами, для которых минимизирован риск засорения. На данный момент шесть таких образцов уже работают у нас, и работают довольно-таки хорошо. В следующем году «Томскнефть» планирует сделать ставку именно на это оборудование: низкодебитный фонд компании большой, это около 300 скважин.
Очень перспективная разработка, к которой мы присматриваемся – это штанговый насос с погружным линейным двигателем. Классический штанговый насос работает с элементарным станком-качалкой. Здесь это не нужно, не нужны ни гидропривод, ни колона насосных штанг. Работа насоса осуществляется за счет двигателя, расположенного в скважине, как у ЭЦН, но принцип действия – просто другой. В России пока это оборудование в промышленных масштабах не производят, но первые опытные партии на территории страны уже испытаны. Было доказано, что эта технология работает, она, конечно, нуждается еще в изучении и доработке, но перспективы здесь очень большие.
Она крайне ограничена в плане металлоемкости и очень адаптивна к условиям малодебитных фондов, вдобавок там вообще почти нечему ломаться. Рынок пока не насыщен, поэтому и стоимость такого оборудования высока. Тренд на конкуренцию здесь уже обозначен, мы ждем снижения цен и дальнейшего совершенствования промышленных образцов.
Есть ряд других технологий по этому направлению, что-то мы активно отслеживаем, что-то – как те же диафрагменные насосы – испытываем. Работа есть и ее много.
