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

Повышение эффективности эксплуатации и ресурса НКТ

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) – один из ключевых и одновременно самый уязвимый узел глубинно-насосного оборудования (ГНО) с точки зрения влияния различных осложняющих факторов и, в частности, коррозии. Коррозионное разрушение служит причиной до 60% всех отказов НКТ в скважинах действующего фонда (ДФ) ОАО «Томскнефть» ВНК.

В качестве действенного средства борьбы с коррозией НКТ в ОАО «Томскнефть» ВНК используются НКТ с антикоррозионным покрытием (НКТП), однако существующая схема оборота НКТ неэффективна и приводит к массовой отбраковке труб при эксплуатации и, в конечном счете, к снижению ресурса и даже к дефициту НКТ. Рассмотренная в предлагаемой Вашему вниманию статье новая схема оборота НКТ должна обеспечить масштабный синергетический эффект в виде увеличения ресурса НКТ без роста капитальных затрат, сокращение процента отбраковки НКТ, оптимизацию удельных показателей эксплуатации механизированного фонда скважин и в итоге улучшение технико-экономических показателей процесса механизированной добычи нефти.

31.10.2017 Инженерная практика №09/2017
Атрощенко Денис Александрович Начальник Отдела по работе с механизированным фондом УДНГ ОАО «Томскнефть» ВНК

Рис. 1. Доля коррозионного фонда в структуре действующего фонда УДНГ ОАО «Томскнефть» ВНК
Рис. 1. Доля коррозионного фонда в структуре действующего фонда УДНГ ОАО «Томскнефть» ВНК
Рис. 2. Динамика закупки специальных НКТ ОАО «Томскнефть» ВНК
Рис. 2. Динамика закупки специальных НКТ ОАО «Томскнефть» ВНК
Рис. 3. Динамика закупки и отбраковки «черной» НКТ диаметром 73 мм в ОАО «Томскнефть» ВНК
Рис. 3. Динамика закупки и отбраковки «черной» НКТ диаметром 73 мм в ОАО «Томскнефть» ВНК

В 2016 году специалисты ОАО «Томскнефть» ВНК по работе с механизированным фондом скважин провели масштабную работу по оснащению скважин действующего фонда специальными НКТ с защитным покрытием (НКТП). В частности, мы повысили оснащенность НКТП скважин коррозионного фонда, который на сегодняшний день составляет порядка 16% от действующего, или 432 скважины из 2725 (рис. 1). Начиная с 2015 года поставки НКТП с защитным покрытием в разы превышают поставки стандартных НКТ из стали, легированной хромом, и в течение ближайших нескольких лет этот тренд сохранится (рис. 2).

Вместе с тем, если посмотреть на динамику закупки и отбраковки «черной» НКТ диаметром 73 мм (рис. 3), то можно заметить, что при стабильно растущем действующем фонде скважин и высокой доле скважин, осложненных коррозией, доля отбраковки возвращаемых из ремонта труб остается достаточно высокой, доходя до 50% и более. При этом около 35% НКТ отбраковываются уже на предыдущем этапе – при вывозе труб на участок ремонта.

Таким образом, большое количество трубной продукции теряется фактически безвозвратно и его приходится восполнять закупкой новых НКТ. Однако даже существующие объемы закупки НКТ пока не покрывают потребности механизированного фонда в укомплектовании его высокоресурсным оборудованием – НКТ действующего фонда разрушаются по причине выработки ресурса (рис. 4).

Рис. 4. Разрушение лифтов НКТ на действующем фонде по причине выработки ресурса
Рис. 4. Разрушение лифтов НКТ на действующем фонде по причине выработки ресурса

Установлено, что ресурса «черной» НКТ недостаточно для обеспечения безотказной и надежной работы скважин фонда, условия эксплуатации которых усложняются с каждым годом.

АНАЛИЗ ДЕЙСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ОБОРОТА НКТ И ТЕХНОЛОГИЙ ЗАЩИТЫ

В связи с вышеперечисленными проблемами назрела необходимость разработки нового подхода к работе с НКТ и, в частности, мероприятий, направленных на продление рабочего ресурса и безаварийного срока службы действующего и нового насосно-компрессорного оборудования.

Рис. 5. Существующая схема оборота НКТ
Рис. 5. Существующая схема оборота НКТ

Одним из начальных этапов этой работы стало проведение сравнительной оценки эффективности технологий защиты НКТ. Мы установили, что нанесение антикоррозионного защитного покрытия на внутреннюю стенку НКТ дает больший чистый денежный поток (ЧДП), чем применение других технологий защиты. По итогам проведенных исследований применение НКТ с антикоррозионным покрытием было признано технически и экономически обоснованным.

Далее мы проанализировали принятую в нашей компании схему оборота НКТ с целью определения ее основных преимуществ и недостатков (рис. 5). К последним мы отнесли высокие ежегодные капитальные затраты на закупку НКТ, постоянный дефицит готового к эксплуатации оборудования из-за высокого процента отбраковки, низкий уровень оснащенности ремонтных баз, не позволяющий проводить ремонт НКТ с покрытием, а также непрозрачность формирования подрядчиком цены на услуги по нанесению антикоррозионного покрытия и ее доли в стоимости готовой продукции НКТП.

Рис. 6. Новая схема оборота НКТ
Рис. 6. Новая схема оборота НКТ

НОВАЯ СХЕМА ОБОРОТА НКТ

С учетом вышеперечисленного мы разработали новую схему оборота НКТ, в которой закупка «черной» НКТ отделена от закупки услуг по нанесению на трубы защитного покрытия (рис. 6). В соответствии с новой схемой защитное антикоррозионное покрытие будет наноситься в том числе на ремонтные НКТ.

Согласно нашим оценкам, организация работы с НКТ по новой схеме позволит снизить стоимость НКТ с антикоррозионным покрытием и сократить количество отказов по причине выхода НКТ из строя, повысить ресурс, сократить отбраковку, а следовательно, и объемы закупки.

Наряду с этим мы ожидаем снижения необходимых объемов текущих ремонтов скважин (ТРС) и соответствующих затрат при одновременном увеличении межремонтного периода работы скважин (МРП) и средней наработки ГНО на отказ (СНО).

Рис. 7. Синергетический эффект от изменения схемы оборота НКТ
Рис. 7. Синергетический эффект от изменения схемы оборота НКТ

На рис. 7 показан расчет синергетического эффекта от изменения схемы оборота НКТ. Так, к 2019 году мы ожидаем двукратного снижения объемов закупки «черной» НКТ. Снижение объемов закупки «черной» НКТ будет происходить за счет увеличения парка труб с нанесенным покрытием (НКТП, включая «черные» ремонтные НКТ с покрытием), которое станет возможным благодаря экономии средств за счет разделения услуг по закупке и нанесению покрытия, то есть без дополнительных капитальных затрат (красные сегменты столбцов за 2017-2019 гг.).

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Денис Александрович, какую долю занимают отказы НКТ по причине коррозии в общей структуре отказов НКТ в скважинах действующего фонда? В процентном отношении.
Денис Атрощенко: Порядка 60%. Остальные 40% приходятся на отказы по причине выноса мехпримесей и солеотложений и отказа оборудования по вине подрядчиков.
Вопрос: Вы внедряете межниппельные вставки?
Д.А.: Нет. Мы используем НКТ, у которых на межниппельную часть уже нанесено покрытие.
Вопрос: Каким образом у вас организована защита подвесного патрубка и мест соединения резьбы в устьевой арматуре?
Д.А.: На коррозионном фонде при спуске НКТ с покрытием мы используем патрубки с покрытием. А если спускаем НКТ, легированную хромом, то и патрубок также легирован хромом. Что касается применяемой устьевой арматуры, то она обладает достаточным запасом прочности и надежности, подбираемым в соответствии с техническими условиями.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт применения альтернативных технологий эксплуатации малодебитного фонда скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Возможности оценки и прогнозирования состояния металлополимерных трубопроводов в процессе эксплуатации на основе данных неразрушающего контроля
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №12/2018

Инженерная практика

Выпуск №12/2018

Борьба с коррозией внутрискважинного оборудования и трубопроводов. Управление заводнением месторождений
Выбор метода защиты ВСО (ГНО) от коррозии, подбор объектов для ОПИНейтрализация негативного воздействия растворенного кислорода на ГНООПИ подвесных патрубков и колонн НКТ с защитными покрытиямиЗащита трубопровода, транспортирующего сырой ПНГВПП в условиях низкопроницаемых пластовБорьба с солеотложениями в водоводах системы заводненияВыбор технологии добычи ВВЭЭксплуатация ТПА в условиях оффшорных месторожденийОбеспечение надежности и безопасности ТПА в нештатных ситуациях
Ближайшее совещание
Строительство скважин, Трубопроводный транспорт
Нефтегазовая арматура 2019
Производственно-техническая конференция

АРМАТУРА ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ‘2019: Производство и эксплуатация трубопроводной арматуры и оборудования устья скважин. Проблемы и перспективы развития

02 – 03 апреля 2019 года, г. Тюмень
Работа Конференции направлена на обмен опытом среди экспертов и специалистов нефтяных компаний, НИПИ и заводов производителей оборудования по основным темам: развитие производственного потенциала отрасли, проведение технических аудитов со стороны Заказчика; внедрение новой техники, освоение сложных видов продукции в номенклатурной линейке; импортозамещение и локализация иностранных производителей на территории РФ; входной контроль трубопроводной и запорно-регулирующей арматуры в части соответствия техническим требованиям Заказчика.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – апрель 2019
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

15-19 апреля 2019 г., г. Москва
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.