Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Опыт применения защитных решений Majorpack на коррозионном добывающем фонде и скважинах системы ППД

Основная область применения технологий Majorpack – защита погружного добывающего оборудования, эксплуатируемого в агрессивных условиях, включая среды с высокой коррозионной активностью и тенденцией к образованию АСПО в скважинах. Линейка предлагаемых нашей компанией решений включает в себя специальную предохранительную деталь (вставку) Majorpack Streamer (MP «Стример») для защиты торцевой части ниппеля НКТ и предотвращения коррозии и промывания межниппельного пространства муфты. Также мы в настоящее время предлагаем многофакторные покрытия серий MPAG96, MPLAG17, MPLAG33, сочетающие в себе барьерные и протекторные свойства для защиты погружного оборудования.

В России защитные покрытия Majorpack успешно прошли различные лабораторные и промысловые испытания, подтвердив свою применимость в осложненных условиях эксплуатации. В совокупности с использованием защитной вставки MP «Стример» многослойные покрытия формируют эффективную многофакторную защитную систему – защитную систему Majorpack.

02.08.2017 Инженерная практика №04/2017
Шуголь Алексей Андреевич Старший менеджер по работе с нефтяными компаниями ЗАО ТД «НПО»

Рис. 1. НКТ до и после применения защитных покрытий Majorpack
Рис. 1. НКТ до и после применения защитных покрытий Majorpack

При создании защитных покрытий Majorpack были учтены как базовые коррозионные свойства среды (электрохимические и химические), так и основные осложняющие факторы, усиливающие развитие коррозии при скважинной эксплуатации, такие как блуждающие токи, биметаллический контакт, термоконтакт, температура, дефекты тела трубы, усталостные трещины (например, от вибронагрузки ЭЦН в течение сотен суток эксплуатации и т.д.). Также учитывалось воздействие неблагоприятных факторов, связанных с потоковыми явлениями в НКТ, таких как смены фаз, завихрения, неравномерности потока, кавитация, турбулентность и др. (рис. 1).

Антикоррозионные покрытия Majorpack представляют собой многофакторную защитную систему, которая сочетает в себе как протекторные, так и барьерные свойства. Система применяется для защиты нефтепромыслового оборудования, эксплуатируемого в агрессивных средах. В настоящее время линейка Majorpack включает в себя дуплексные покрытия, состоящие из интерметаллидного слоя (протекторная защита), который наносится на НКТ диффузионным способом, и наносимого поверх него многокомпонентного полимера (барьерная защита). Также изготавливаются полимерные покрытия в качестве исключительно барьерного метода защиты.

Состав многокомпонентного полимера подбирается под конкретные скважинные условия и обеспечивает защиту от химической и кислотной коррозии, а также потоковых явлений. Такой состав обладает высокими гидрофобными свойствами и снижает вероятность образования АСПО на стенках НКТ.

Рис. 2. Интерметаллидный слой покрытия Majorpack
Рис. 2. Интерметаллидный слой покрытия Majorpack

Интерметаллидный (протекторный) слой защищает НКТ от электрохимической, подпленочной и питтинговой коррозии, обеспечивая катодную защиту поверхности и тела трубы в случае повреждения барьерного слоя. В том числе он выполняет и функцию праймера для барьерного слоя (рис. 2).

Протекторный слой отличает высокая адгезия к телу НКТ (более 30 МПа) и микротвердость, в 2,5 раза превышающая показатели стали N80, а также повышенная стойкость к механическому воздействию. Этот слой наносится на 100% поверхности НКТ: внутри, снаружи, на резьбовые соединения и муфты. Отдельно следует отметить полную ремонтопригодность НКТ с любыми покрытиями Majorpack.

Рис. 3. Защитное покрытие Majorpack MPAG96
Рис. 3. Защитное покрытие Majorpack MPAG96

ПОКРЫТИЕ MAJORPACK MPAG96

Дуплексное защитное покрытие Majorpack MPAG96 (рис. 3) представляет собой универсальную многофакторную защитную систему, обеспечивающую комплексную защиту НКТ при наличии таких осложняющих факторов, как агрессивная углекислотная коррозия, сероводородная и электрохимическая коррозия, и рассчитанную на проведение кислотных обработок. Одновременно обеспечивается и защита резьбового соединения. Наличие протекторного интерметаллидного слоя увеличивает ресурс резьбового соединения до 60 СПО. Термостойкость покрытия позволяет ему выдерживать рабочие температуры до 200°С. Значение адгезии к телу трубы составляет не менее 10 МПа.

Промысловые испытания НКТ с защитными покрытиями серии Majorpack проводились и проводятся на объектах практически всех крупнейших российских и зарубежных нефтегазодобывающих компаний. В частности, стоит отметить опыт использования покрытия Majorpack MPAG96 на месторождении одного из нефтедобывающих предприятий Нижневартовского региона (рис. 4). Спуск НКТ состоялся в ноябре 2012 года, и к моменту подготовки настоящей статьи средняя текущая наработка оборудования на коррозионном фонде составляла уже 1450 суток. Все подвески НКТ по-прежнему находились в работе.

Рис. 4. Опыт применения защитного покрытия Majorpack MPAG96 в Нижневартовском регионе
Рис. 4. Опыт применения защитного покрытия Majorpack MPAG96 в Нижневартовском регионе

С января 2012 года на Урманском месторождении компании ООО «Газпромнефть-Восток» проводились испытания НКТ с покрытием Majorpack MPAG96. Для оборудования скважин до применения наших покрытий была характерна агрессивная углекислотная коррозия, среднее время эксплуатации НКТ в скважине до появления сквозных локальных коррозионных повреждений составляло порядка 150 суток.

Наработка НКТ с защитным покрытием Majorpack MPAG96 составила 205 суток. При этом на рабочей поверхности труб с покрытием никаких механических повреждений выявлено не было. Покрытие не утратило блеска и гладкости, следов коррозии или разрушения покрытия не обнаружено. Результат ОПИ признан положительным: покрытие полностью доказало свою эффективность при работе с самыми агрессивными коррозионными средами в осложненных условиях добычи.

Рис. 5. Опыт применения защитного покрытия Majorpack MPAG96 в ООО ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь
Рис. 5. Опыт применения защитного покрытия Majorpack MPAG96 в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Положительные результаты были получены также по итогам ОПИ на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (рис. 5). До применения защитного покрытия средняя наработка оборудования на отказ (СНО) не превышала 118-280 сут, после нанесения покрытия средний МРП увеличился до 1350-1400 суток. На данный момент эксплуатация продолжается, ни одного случая отказа не зафиксировано.

По итогам проведенных ОПИ можно сделать следующие выводы: все десять спущенных комплектов НКТ находятся в работе, из них семь отработали свыше 600 сут (срок проведения подконтрольной эксплуатации). За весь период не зафиксировано ни одного отказа ГНО по причине выхода подконтрольных НКТ из строя. СНО подконтрольных скважин до внедрения НКТ с покрытием Majorpack MPAG96 составляла 217 суток, после внедрения средняя текущая наработка на момент подготовки настоящего материала превысила 1250 суток.

На основании полученных результатов НКТ с защитным покрытием Majorpack MPAG96 были рекомендованы к использованию в скважинах коррозионного фонда, высокодебитных скважинах истирающего фонда ШГН, а также в скважинах, осложненных образованием АСПО. На сегодняшний день покрытие Majorpack MPAG96 также успешно применяется на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». За время эксплуатации СНО оборудования по данным объектам выросла в четыре и более раз: по ряду скважин НнО превысила отметку в 1300 суток.

Рис. 6. Защитное покрытие Majorpack MPLAG96
Рис. 6. Защитное покрытие Majorpack MPLAG96

ПОКРЫТИЕ MAJORPACK MPLAG96

Основное предназначение покрытия Majorpack MPLAG96 – защита от углекислотной коррозии, а также защита НКТ при проведении кислотных обработок (рис. 6). Данное покрытие ориентировано на использование в агрессивных коррозионных средах, не осложненных сероводородом.

На месторождениях ООО «Газпромнефть-Восток» по ряду подконтрольных скважин текущая наработка НКТ с покрытием Majorpack MPLAG96 превысила 710 суток. До применения покрытий НнО составляла от 60 до 150 суток. В настоящее время эксплуатация оборудования продолжается.

Рис. 7. Защитное покрытие Majorpack MPLAG17
Рис. 7. Защитное покрытие Majorpack MPLAG17

ПОКРЫТИЕ MAJORPACK MPLAG17

Покрытие Majorpack MPLAG17 имеет очень высокую степень гладкости и обеспечивает надежную защиту НКТ от образования АСПО и рекомендовано к применению на скважинах коррозионного фонда, не осложненных электрохимической коррозией, а также на скважинах, где одной из причин частого выхода оборудования из строя оказываются кислотные обработки (рис. 7).

Рис. 8. Опыт применения защитного покрытия Majorpack MPLAG17 на месторождениях Западной Сибири
Рис. 8. Опыт применения защитного покрытия Majorpack MPLAG17 на месторождениях Западной Сибири

В 2014-2016 годах покрытие MPLAG17 успешно прошло промысловые испытания на фонде скважин, осложненных АСПО, месторождений Западной Сибири. Отметим, что до применения защитного покрытия в условиях агрессивных отложений АСПО средний межочистной период по ряду подконтрольных скважин составлял от 3 до 7 суток, после внедрения MPLAG17 в 2014 году был отмечен полный вывод скважин из осложненного фонда (рис 8).

Рис. 9. Защитное покрытие Majorpack MPLAG33
Рис. 9. Защитное покрытие Majorpack MPLAG33

ПОКРЫТИЕ MAJORPACK MPLAG33

Majorpack MPLAG33 представляет собой следующее поколение защитных антикоррозионных покрытий и предназначено для использования в том числе на водозаборном фонде скважин, а также в скважинах системы ППД (рис. 9). Данное покрытие обладает повышенной гидрофобностью и устойчивостью к солевой коррозии. Максимальная рабочая температура применения MPLAG33 составляет 160°C, адгезия к телу трубы – не менее 10 МПа.

СТРИМЕР MAJORPACK STREAMER

Одна из последних разработок Majorpack в области повышения эффективности добычи нефти – специальная предохранительная деталь (вставка) Majorpack Streamer (MP «Стример»), созданная для защиты торцевой части ниппеля НКТ, а также для предотвращения коррозии и промывания межниппельного пространства муфты (рис. 10). «Стример» изготовлен из термостойкого армированного пластика, способного выдерживать температуры от -40 до 250°С. Оборудование адаптировано для треугольной резьбы, популярной в российской нефтедобыче, и может менять ширину в зависимости от ширины межниппельного расстояния (от 21 до 26 мм). Его применение актуально при скоростях потока 5-10 м/с. Способ установки «Стримера» показан на рис. 11.

Рис. 11. Установка Majorpack Streamer
Рис. 11. Установка Majorpack Streamer
Рис. 12. Резьбовое соединение НКТ и муфт до и после установки Majorpack Streamer
Рис. 12. Резьбовое соединение НКТ и муфт до и после установки Majorpack Streamer

Также оборудование может предустанавливаться в муфты НКТ в заводских условиях. Сравнение результатов эксплуатации оборудования без использования стримера и после его применения представлено на рис. 12.

Рис. 13. Установка Majorpack Streamer на месторождениях ООО Газпромнефть-Восток
Рис. 13. Установка Majorpack Streamer на месторождениях ООО «Газпромнефть-Восток»

В течение последних двух лет география применения «Стримера» значительно расширилась за счет активного внедрения в коммерческую эксплуатацию на осложненном фонде месторождений Западной Сибири (рис. 13).

По итогам внедрения «Стример» показал абсолютную эффективность: после его применения на осложненном фонде полностью исчезали проблемы, связанные с промывами и полетами; была отмечена высокая эффективность изделия как в сочетании с защитными покрытиями Majorpack, так и при его использовании как отдельного решения для борьбы с коррозионно-эрозионными явлениями. Отдельной областью применения «Стримера» стали НКТ с покрытиями после ремонта, где рекомендована защита ремонтного торца НКТ от потоковых явлений.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Алексей Андреевич, существуют ли какие-либо другие способы защиты межниппельного пространства от воздействия потока, к примеру, нанесение защитного полимерного «пояска» на витки резьбы муфты или резьбы НКТ, и насколько все это эффективно?
Алексей Шуголь: Другие решения существуют, точнее, предлагаются, и, сразу отвечая на вопрос, хочу подчеркнуть их неэффективность. Полимерное покрытие не может защитить торцы НКТ и внутреннюю часть муфт от гидроабразивного воздействия флюида, также невозможно качественно подготовить внутреннюю поверхность муфт к нанесению этих «поясков», а само нанесение полимера на витки резьбы НКТ может привести к повреждению резьбовых соединений (негерметичность, полет). Только «Стример» Majorpack выравнивает поток, тем самым препятствуя возникновению зоны турбулентности и, как следствие, гидроабразивному износу.
Вопрос: Поясните, пожалуйста, имеет ли смысл оснащать «Стримером» НКТ после ремонта?
А.Ш.: Конечно. «Стример» одинаково эффективен как для новой, так и для ремонтной НКТ. Мы рекомендуем использовать стримеры для защиты торцевой части НКТ с покрытием после ремонта.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Выполнение программы ОПР на осложненном фонде скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Обзор технологий для предотвращения образования АСПО в скважинах первомайской группы месторождений ПАО «Оренбургнефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №11/2017

Инженерная практика

Выпуск №11/2017

Механизированная добыча нефти: интеллектуализация, осложнения, энергоэффективность, сервис
Концепция интеллектуального месторождения ПАО «ЛУКОЙЛ»Интеллектуализация нижнего уровня скважинТехнологии эксплуатации осложненного и малодебитного фонда скважин, скважин малого диаметраИндексация энергетической эффективности в обозначениях погружных электродвигателейСкважинная расходометрияТрубопроводы из композитных материалов, промысловая техника
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Трубопроводы — 2018
7-я Производственно-техническая конференция

Промысловые трубопроводы ‘2018. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта

13-14 февраля 2018 г., г. Пермь
Опыт и способы сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения по причине коррозии, а также повышение эффективности транспорта высоковязких нефтей, предотвращение гидратообразования в газосборных сетях, модернизация ДНС и компрессорных станций, применение трубной продукции из различных сплавов и полимерных материалов, трубопроводной арматуры, технологий сварки и ремонта трубопроводов.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.