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

Защитные покрытия НКТ серии ТС-3000. Опыт применения и экономический эффект

ОOО «Техномаш» входит в состав международного холдинга Hilong Group, который включает в себя более 40 предприятий в пятнадцати странах мира и производит высокотехнологичное оборудование, а также оказывает комплексные нефтесервисные услуги с 2002 года.

В 2012 году был открыт первый завод ГК Hilong в России – «Техномаш». Основное направление его деятельности – нанесение защитных покрытий на внутреннюю поверхность труб нефтяного сортамента. За годы работы на российском рынке продукция ООО «Техномаш» прошла лабораторные испытания и успешно эксплуатируется на месторождениях ПАО «Газпром нефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз» и многих других компаний.

Опыт применения защитных покрытий серии TC3000 показал их высокую эффективность в борьбе как с коррозией, так и с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО). Применение трубной продукции с покрытиями серии ТС3000 приводит к многократному росту наработок колонн НКТ и увеличению межочистных периодов, что, в свою очередь, обеспечивает снижение удельных затрат на добычу нефти.

31.05.2017 Инженерная практика №03/2017
Панков Вячеслав Дмитриевич Директор по технической поддержке ООО «Техномаш»
Беньковский Евгений Валерьевич Менеджер по продажам ООО «Техномаш»

Рис. 1. Двухслойные покрытия серии ТС3000
Рис. 1. Двухслойные покрытия серии ТС3000

Трубы с внутренними защитными покрытиями используются во всем мире уже более 60 лет. Применение полимерных покрытий на внутренней поверхности труб позволяет защитить их от общей коррозии, CO2— и H2S-коррозии, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями, снизить скорость образования АСПО и солеотложений, улучшить гидравлические характеристики потока.

Таблица. Линейка покрытий серии ТС3000
Таблица. Линейка покрытий серии ТС3000

Материалы покрытий серии ТС3000 разработаны Hilong Group и различаются в зависимости от условий и задач применения (таблица, рис. 1).

Технологический процесс нанесения покрытия TC3000 состоит из четырех основных этапов:

  1. подготовка внутренней поверхности трубы посредством термического обезжиривания (при температуре 400°С) и пескоструйной обработки;
  2. нанесение и полимеризация первого слоя покрытия (праймер);
  3. нанесение и полимеризация аналогичным способом второго (основного) слоя покрытия;
  4. проведение контрольных операций, маркировка и упаковка труб (рис. 2).
Рис. 2. Основные этапы нанесения покрытия ТС3000
Рис. 2. Основные этапы нанесения покрытия ТС3000
Рис. 3. НКТ после эксплуатации
Рис. 3. НКТ после эксплуатации

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТС-3000 ПРОТИВ УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ

Трубы с покрытием ТС3000 успешно эксплуатируются в самых разных регионах России. Во всех случаях внедрение представленного покрытия позволяет увеличить наработку на отказ (НнО) труб в несколько раз (рис. 3, 4).

Рис. 4. СНО НКТ до и после применения покрытия ТС-3000F
Рис. 4. СНО НКТ до и после применения покрытия ТС-3000F

Так, в ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК» трубы с покрытием ТС3000F были внедрены в 49 скважинах. Максимальная наработка составила 2528 сут, а средний показатель в 2,7 раза выше по сравнению с стандартными решениями. После осмотра всех подвесок НКТ принято решение об их повторном использовании.

На месторождениях ОАО «Новосибирскнефтегаз» трубы с покрытием ТС-3000F были внедрены в двух скважинах. Средняя наработка увеличилась в 3,1 раза. По итогам осмотра подвески НКТ признаны пригодными для дальнейшей эксплуатации.

К 20.10.2016 максимальная наработка на скважинах ООО «Газпромнефть-Хантос» превысила 1000 сут, а средний показатель увеличился в 3,9 раза. По заключению специалистов ООО «Газпромнефть-Хантос» НКТ с внутренним защитным покрытием за время эксплуатации зарекомендовало себя как надежное.

ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»: максимальная наработка – 1183 суток, средняя наработка увеличилась в 2,6 раза.

ООО «Газпромнефть-Восток»: средняя наработка до и после применения покрытия увеличилась в 7,8 раз (данные по семи скважинам). Максимальная наработка – 2200 суток. Подвески признаны годными к дальнейшей эксплуатации.

Наилучшим образом НКТ с покрытием TC-3000F показали себя на месторождениях Томской и Тюменских областей (139 скважин), где было зафиксировано двадцатикратное увеличение наработки на отдельных скважинах (скважины категории К3 и К4). По результатам эксплуатации принято решение о тиражировании НКТ с внутренним покрытием ТС-3000F.

ТС-3000 ПРОТИВ АСПО

Существенных успехов позволяет добиться применение НКТ с покрытиями серии ТС3000 в скважинах, подверженных образованию АСПО. Межочистной период (МОП) по итогам ОПИ на месторождениях предприятий увеличился многократно (рис. 5).

Рис. 5. Средний межочистной период по депарафинизации до и после применения покрытия ТС-3000F,
Рис. 5. Средний межочистной период по депарафинизации до и после применения покрытия ТС-3000F, сут

ООО «Иркутская нефтяная компания»: средний МОП увеличен в 2,5 раза, ОПИ продолжаются (отложений не обнаружено). Текущая наработка на момент подготовки статьи составляла 213 суток.

Красноленинский свод месторождений: после применения покрытия средний МОП увеличился в 30 раз и на момент подготовки материала составлял 326 суток. По результатам ОПИ принято решение о применении покрытия на других площадках.

Нижневартовский регион: до внедрения труб с покрытием ТС-3000F период депарафинизации (МОП) составлял 8 сут, после применения покрытия наработка увеличилась в 68 раз. Заключение: отложение парафина не обнаружено, снижение подачи не наблюдалось.

Нефтеюганск и Пыть-Ях: средний МОП – 6 сут, после применения покрытия – 289 сут. Заключение: с технической точки зрения результаты признаны успешными.

Промежуточные итоги применения покрытия ТС3000: средняя наработка подверженных коррозии скважин выросла в 3,7 раз; период депарафинизации увеличился в 37 раз (рис. 6).

Рис. 6. Промежуточные итоги применения покрытия ТС-3000
Рис. 6. Промежуточные итоги применения покрытия ТС-3000

Экономический эффект для осложненных скважин при применении защитных покрытий серии ТС3000 достигается за счет увеличения наработки НКТ на отказ, увеличения/отсутствия МОП, отсутствия затрат на закуп новых НКТ, сокращения числа ремонтов скважин и потерь нефти из-за простоев, что в конечном счете приводит к снижению стоимости добычи нефти.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Евгений Валерьевич, скажите, у вас по одному предприятию была указана наработка 2528 суток, при этом свою деятельность Компания начала с 2012 года. То есть я так понимаю, что эта партия была привезена из-за границы?
Евгений Беньковский: Да, действительно, в данном случае покрытие было нанесено в Китае.
Реплика: Как-то поменялась рецептура или технология?
Е.Б.: Нет, материал, технология и оборудование остались прежними, поменялась только страна нанесения.
Вопрос: Вячеслав Дмитриевич, вопрос по ремонтопригодности. Часто подвески выходят из строя по причине не только коррозии, но и механического износа. Каковы должны быть действия заказчика при износе резьбового соединения трубы с вашим покрытием?
Вячеслав Панков: К настоящему моменту у нас нет опыта ремонта труб с нашими покрытиями: они все находятся в эксплуатации, однако теоретически схема ясна. Необходимо проводить опытные работы по восстановлению покрытия после ремонта резьбы НКТ. Вопрос: То есть после ремонта резьбовых соединений необходимо доставить данные НКТ к вам на предприятие для того, чтобы провести нанесение нового покрытия?
Вопрос: То есть после ремонта резьбовых соединений необходимо доставить данные НКТ к вам на предприятие для того, чтобы провести нанесение нового покрытия?
В.П.: Да, это один из вариантов. Дополнительно прорабатывается вариант восстановления покрытия по торцам труб на площадках ремонтных баз.
Е.Б.: Сейчас также как дополнительный вариант мы разрабатываем вставки, защищающие ниппельную часть резьбы. Кроме того, мы строим еще один завод в Сургуте по нанесению покрытий, который, как ожидается, сможет осуществлять восстановление покрытия на ремонтных трубах.
Вопрос: Как влияет покрытие на резьбе НКТ на величину момента свинчивания и на соответствие резьбового соединения по натягу?
В.П.: В соответствии с требованиями нормативных документов по производству труб – натяг и основные конструкционные, геометрические параметры резьбы измеряются до нанесения покрытия на первые витки резьбы труб. Само по себе покрытие на свинчиваемость никак не влияет, потому что его толщина очень мала. Применяемый момент свинчивания соединения подбирается из условия обеспечения положения резьбы ниппеля НКТ, относительно торца муфты, предусмотренного в нормативной документации (положение механического свинчивания). Например, для НКТ с треугольной резьбой по ГОСТ 633-80 выход резьбы ниппеля должен совпадать с торцом муфты НКТ. Предельное отклонение ± шаг резьбы.
Реклама Дисковый фильтр производства АО «Новомет-Пермь» помог увеличить наработку УЭЦН в семь раз!
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Оборудование для работы УЭЦН в условиях интенсивного выноса механических примесей
Оборудование и технологии ООО НПФ «Пакер» для осложненного фонда скважин
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №07/2017

Инженерная практика

Выпуск №07/2017

Управление разработкой месторождений. Механизированная добыча. Промысловые трубопроводы
Гелеполимерное заводнение карбонатного коллектораМетодика проектирования нестационарного заводненияТрансформация системы разработкиПроектирование разработки многозабойными скважинамиМикробиологическое и водогазовое воздействие на залежиНасосное оборудование и скважинные компоновки для ППДИспытания компоновок ОРЭ с управляемыми клапанамиВнутренняя защита сварных швов трубопроводов втулкамиИспытания трубопровода из гибких армированных труб высокого давления
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2017 Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

19-21 сентября 2017 г., г. Пермь
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — сентябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

11 - 15 сентября 2017 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.