При создании защитных покрытий Majorpack специалисты нашей компании учитывали как базовые коррозионные уровни среды (электрохимические и химические), так и основные осложняющие факторы, усиливающие развитие коррозии в скважинах, такие как блуждающие токи, биметаллический контакт, термоконтакт, температуру, дефекты тела трубы, усталостные трещины (например, от вибрации ЭЦН при длительной эксплуатации и т.д.). Также учитывалось воздействие неблагоприятных факторов, связанных с характером течения жидкости в НКТ – смены фаз, завихрений, неравномерностей потока, кавитации, турбулентности и др. (рис. 1).

Антикоррозионные покрытия Majorpack представляют собой многофакторную защитную систему, которая сочетает как протекторные, так и барьерные свойства (рис. 2). Система применяется для защиты нефтепромыслового оборудования, эксплуатируемого в агрессивных средах. В настоящее время линейка Majorpack включает в себя покрытия, состоящие из интерметаллидного слоя (протекторная защита), который наносится на НКТ диффузионным способом, и наносимого поверх него многокомпонентного полимера (барьерная защита). Также производятся и чисто 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. Также он обладает хорошими гидрофобными свойствами и снижает вероятность образования АСПО.

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. 3).

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

ПОКРЫТИЕ MAJORPACK MPAG96

Наше «флагманское» покрытие – Majorpack MPAG96 (рис. 4) представляет собой универсальную многофакторную защитную систему, обеспечивающую комплексную защиту НКТ при наличии таких осложняющих факторов, как агрессивная углекислотная коррозия, сероводородная коррозия, АСПО, а также рассчитанную на проведение кислотных обработок.. Одновременно обеспечивается защита резьбового соединения. Наличие протекторного интерметаллидного слоя увеличивает ресурс резьбового соединения до 60 СПО. Термостойкость покрытия позволяет ему выдерживать рабочие температуры свыше 200°С. Значение адгезии к телу трубы составляет 12 МПа (рис. 4).

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. Спуск НКТ состоялся в ноябре 2012 года, и к моменту подготовки настоящей статьи текущая наработка оборудования на коррозионном фонде составляла уже 856 суток. Все подвески НКТ по-прежнему находились в работе. На рис. 5 представлены результаты промежуточных подъемов труб, которые выполнялись по причинам, не связанным с отказом НКТ с нанесенным на них покрытием.

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

Положительные результаты были получены также по итогам ОПИ на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» (рис. 6). До применения защитного покрытия наработка оборудования на отказ не превышала 118-280 сут, после нанесения МРП увеличился до 858-913 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 суток (срок проведения подконтрольной эксплуатации). За весь период не зафиксировано ни одного отказа ГНО по причине выхода подконтрольных НКТ из строя. Средняя наработка на отказ подконтрольных скважин до внедрения НКТ с покрытием Majorpack MPAG96 составляла 217 суток, после внедрения средняя текущая наработка на момент подготовки настоящего материала превысила 820 суток.

На основании полученных результатов НКТ с защитным покрытием Majorpack MPAG96 (модификация D) 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 (модификация С) также успешно применяется на пяти месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (рис. 7). За время эксплуатации наработка на отказ по данным объектам выросла в два и более раза: по ряду скважин НнО превысила отметку в 850 суток.

ПОКРЫТИЕ MAJORPACK MPLAG96

Основное предназначение покрытия Majorpack MPLAG96 – защита от углекислотной коррозии, а также защита НКТ при проведении кислотных обработок (рис. 8). Данное покрытие ориентировано на использование в агрессивных коррозионных средах, не осложненных сероводородом. Технические характеристики покрытия представлены на рис. 8.

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

ПОКРЫТИЕ MAJORPACK MPLAG14

Покрытие Majorpack MPLAG14 обеспечивает надежную барьерную защиту погружного оборудования скважин от образования АСПО (MPLAG14 модификации C, F) и рекомендовано к применению на скважинах коррозионного фонда, не осложненных электрохимической коррозией (MPLAG14 модификации C и E), а также на скважинах, где одной из причин частого выхода оборудования из строя выступают кислотные обработки (MPLAG14 модификации F) (рис. 9).

В 2013-2014 годах покрытие MPLAG14 модификации C успешно прошло промысловые испытания на водозаборном фонде одного из месторождений Юганского региона (рис. 10). Отметим, что до применения защитного покрытия в условиях сильной солевой коррозии наработка на отказ составляла 75 сут, после внедрения в ноябре 2014 года НнО достигла 380 суток. На данный момент текущая безотказная работа НКТ с покрытием составляет порядка 560 суток.

ПОКРЫТИЕ MAJORPACK MPLAG33

Majorpack MPLAG33 представляет собой следующее поколение защитных покрытий и предназначено для использования в том числе на водозаборном фонде скважин, а также на скважинах системы ППД (рис. 11). Данное покрытие обладает повышенной гидрофобностью и устойчивостью к солевой коррозии. Максимальная рабочая температура применения MPLAG33 составляет 160°C, адгезия к телу трубы – 10 МПа. Основные технические характеристики покрытия приведены на рис. 11.

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. 12). «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 от 5-10 м/с. Способ  установки

«Стримера» показан на рис. 13. Также оборудование может предустанавливаться в муфты НКТ в заводских условиях. Сравнение результатов эксплуатации оборудования без использования стримера и после его применения представлено на рис. 14.

Испытания новой разработки проводились на фонде ООО «Газпромнефть-Восток», где проблема коррозии и промывания межниппельного пространства муфты и ниппелей НКТ стояла достаточно остро. С помощью «Стримера» ее удалось решить (рис. 15). На 134 скважинах с установленными вставками Majorpack Streamer в 2014 году не было зафиксировано ни одного полета или промыва оборудования, тогда как в 2013 году до применения «Стримеров» имели место восемь полетов и десять промывов. В настоящий момент по заказу нефтяной компании мы осуществляем поставки устройства для профилактики указанной проблемы.

На месторождениях одного из недропользователей Поволжского региона в течение коммерческой эксплуатации в 2014 году не зафиксировано ни одного промыва или полета оборудования на восьми скважинах, оснащенных Majorpack Streamer.