В ногу с прогрессом, или как в Северном ТПП внедряют новые технологии

Неисповедимы пути нефти. Почти невозможно предугадать заранее, где, как и когда произойдет высвобождение энергии конкретной капли, добытой сегодня, скажем, из нефтяной залежи в карбонатных отложениях верхнего девона на Инзырейском месторождении в НАО. Может быть, став бензином, через месяц она окажется в инжекторе шикарного авто какой-нибудь голливудской кинозвезды. А может, в качестве моторного масла попадет в канистру, которую предстоящей зимой купит чукотский оленевод для своего снегохода. Но, в любом случае, маршрут движения этой капли нефти к людям начинается со скважины…

К сведению, в одной только России в 2010 году насчитывалось 155 тысяч (!) нефтяных скважин (примерно 25 тысяч из них, правда, находилось в простое). По сравнению с 2009 годом прирост действующего фонда составил более двух тысяч добывающих скважин или около 1,6 процента. А вот в первом квартале нынешнего года эта тенденция сменилась на противоположную – количество введенных скважин оказалось меньше, чем выведенных из эксплуатации. По данным производственно-технического нефтегазового журнала «Инженерная практика», отрицательную динамику демонстрировали «Роснефть», «Славнефть», «Татнефть», «Башнефть» и ТНК-ВР.

В «ЛУКОЙЛе» за тот же период, напротив, действующий фонд вырос примерно на 100 скважин, положительная динамика была достигнута в первую очередь за счет «ЛУКОЙЛ-Коми». На этом предприятии с января по март было введено порядка 90 скважин. При этом на одну скважину, выведенную из бурения, приходился десяток запущенных из бездействия.

Статистика статистикой, но куда больший интерес представляет тема техники и технологии добычи нефти. Ведь главными задачами все-таки остаются выбор того или иного оборудования, равно как и определение единственно верного способа эксплуатации с учетом множества различных факторов.

О том, как эти задачи решаются в северном ТПП, на днях корреспондент газеты «Северные ведомости» расспросил ведущего инженера группы добычи нефти «ЛУКОЙЛ-Севернефтегаз» Михаила Бурдыгу.

– На нашем предприятии за последнее время механизированный фонд скважин практически не увеличился, поэтому основное внимание уделялось и уделяется повышению эффективности работы оборудования, внедрению передовых технологий и методов интенсификации добычи, – подчеркнул Михаил Владимирович.

По его словам, практически завершено оснащение механизированного фонда телеметрическими системами, позволяющими в режиме реального времени проводить мониторинг поведения пласта, получать достоверную информацию о параметрах работы погружного оборудования. Однако еще сохраняется необходимость совершенствования процесса интерпретации данных. Отдача от применения телеметрических систем, по мнению собеседника корреспондента «СВ», в перспективе может быть повышена минимум на 30 процентов.

Проблемной особенностью разработки заполярных месторождений в НАО является то, что две трети эксплуатационных скважин относятся к категории «осложненные». Они характеризуются интенсивными отложениями смол и парафинов. Для борьбы с ними применяется механический способ очистки лифта скважин с помощью скребков разных конструкций и диаметров.

Кроме того, как сообщил Михаил Бурдыга, на ряде скважин внедрены кабельные установки прогрева АСЛН-1. Их неоспоримым достоинством является то, что они позволяют отогревать насосно-компрессорные трубы снаружи, то есть не препятствуют проведению скребкования.

А в 2012 году предстоит окончательно запустить в работу установки, предназначенные для закачки в скважины деэмульгатора и автоматизированного дозирования химреагента. Это будет сделано после согласования с научно-исследовательскими институтами. Свою важную роль призваны также сыграть комплекты оборудования импульсных трубок для организации подачи имеющегося ингибитора парафиноотложений.

Трубки эти, кстати, будут погружаться в скважины тоже снаружи НКТ, не создавая помехи для скребков.