Бизнес
29.12.2017

«Томскгазпром» сделал ставку на полную модернизацию труб

Статей на сайте: 15569

11_1

Нефть – незаменимое сырье, без которого сегодня не было бы многих привычных нам вещей: обуви, косметики, телефонов, ноутбуков и другой техники. Добывают этот углеводород практически по всему земному шару, и наш регион – не исключение. Однако в Томской области добыча черного золота осложняется трудноизвлекаемостью ресурсов. Кроме того, наша нефть «с характером». Агрессивная среда изнашивает и выводит из строя оборудование, которое эксплуатируется на скважинах. Особенно воздействию подвержены насосно-компрессорные трубы (НКТ), по которым сырье поднимается из недр на поверхность. Какие ответы находят специалисты на эти вызовы? О своем опыте «ТН» рассказали сотрудники производственно-технологического управления ОАО «Томскгазпром».

Коррозийная угроза

Насосно-компрессорные трубы – важный элемент оборудования скважин. Можно сказать, что это своеобразный трубопровод, по которому смесь нефти, газа и воды поднимается с глубин 2 500–3 000 метров на поверхность для дальнейшей подготовки и использования в производстве. В связи с тем что соединенные между собой трубы достигают таких больших глубин, их общая масса может превышать 30 тонн. Поэтому для производства НКТ используются высокопрочные марки стали.

На механизированном фонде скважин (когда нефть добывается с помощью глубинных насосов, установленных в самом низу подвески НКТ) средняя продолжительность работы этих труб ГОСТами не регламентируется. Поэтому принято считать, что ограничений по наработке у них нет, и каждое предприятие для себя определяет этот срок самостоятельно, основываясь на рентабельности эксплуатации. Но планируемый срок может быть сильно снижен: в результате воздействия агрессивных факторов появляется опасный враг НКТ – коррозия.

Она при определенной температуре, давлении газов, наличии механических примесей приводит к стремительному истончению стенок трубы. И отверстие размером в полмиллиметра за сутки может достичь нескольких сантиметров. Извлекаемая нефть, словно через дуршлаг, начинает поступать в затрубное пространство. Жидкость перестает идти наверх, и снижается дебит скважины. Если вовремя не провести текущий ремонт, в месте нарушения герметичности труба оборвется и упадет. И тогда для ликвидации последствий понадобится уже дорогостоящий капитальный ремонт. К слову, ремонт – это основная статья затрат на эксплуатацию механизированного фонда.

– Наша компания с угрозой коррозии НКТ вплотную столкнулась несколько лет назад, когда стала заниматься механизированной добычей нефти, – рассказывает ведущий специалист производственно-технологического управления ОАО «Томскгазпром» Александр Бейлинсон. – При этом способе эксплуатации скважин большим нагрузкам и, как следствие, опасности подвержено все оборудование, но насосно-компрессорные трубы – более всего. Первые тревожные звоночки появились в 2013 году, а отказы трубы начались год спустя. В 2015 году уже половина отказов была вызвана нарушением герметичности НКТ.

Как обуздать агрессию недр?

В этих условиях специалисты ОАО «Томскгазпром» поставили перед собой четкую задачу: коррозию победить. Но как? Для начала определить, с каким видом коррозии приходится иметь дело. В центральной части России агрессивный фактор – сероводород. В нашем регионе, как выяснили специалисты «Томскгазпрома» совместно с «ТомскНИПИнефтью», – углекислый газ. Он взаимодействует с водой, в результате образуется угольная кислота. Может ли металл устоять перед кислой средой? Может, если добавить в состав стали от 5 до 13% хрома. Правда, в этом случае стоимость трубы возрастет в четыре раза.

Другой путь – нейтрализовать скважинную среду ингибиторами, которые замедлят процесс разрушения. Но на деле, так как любая скважина имеет свои уникальные характеристики (скорость потока, состав жидкости и газа, давление), очень сложно подобрать антикоррозийный раствор к каждой из них, а также определиться со способом подачи ингибитора непосредственно к насосу.

Стеклопластиковые трубы по определению хороши против коррозии, но неустойчивы к механическим повреждениям, особенно при работе при низких температурах.

Но есть и еще один способ победить коррозию – использовать трубы с защитным покрытием.

11_2

Уральская защита

– Мы провели серьезный анализ рынка антикоррозийных покрытий. Изучили опыт соседей-нефтяников, имеющих сходные геологические условия, – подчеркивает начальник отдела по добыче углеводородного сырья ПТУ ОАО «Томскгазпром» Владимир Кузьмин. – Для начала попробовали использовать трубы с цинковым напылением. Но в итоге не увидели разницы между обычной «черной» трубой и экспериментальной. Поиск продолжился. В одном из уральских городов мы нашли компанию, которая производит НКТ с внутренним антикоррозионным покрытием. При этом скважинные трубы с полимерным покрытием гарантированно давали 1 000 суток безотказной работы. После тщательной оценки экономической и технической эффективности, которую провели специалисты нашей компании, мы пришли к выводу, что это технологическое предложение оптимально.

Пробная партия была закуплена два года назад. Сегодня уже можно сказать, что НКТ с покрытием в процессе эксплуатации хорошо себя показали. И руководство «Томскгазпрома» приняло важное решение: не ограничиваться частичной сменой, а обновить весь парк НКТ. На других предприятиях из-за дороговизны труб с полимерным покрытием, как правило, в скважине заменяют лишь половину трубы, причем только участки с самой большой угрозой коррозии. Но в последнее время наблюдается тенденция в пользу замены подвески НКТ целиком.

К концу 2017 года «Томскгазпром» уже на 70% обновил свой фонд НКТ, заменив обычные трубы на усовершенствованные. В скважины предприятия спущено 2 200 тонн НКТ с защитным покрытием. На первый взгляд кажется, что компания пошла на неоправданный риск, но на самом деле все просчитано.

Поход за экономией

Если в 2016 году в «Томскгазпроме» зафиксировано 144 отказа по НКТ, то в 2017-м – только 99, причем к трубам с полимерным покрытием вопросов нет. Более того, экспериментальные НКТ, установленные в первых двух скважинах с очень агрессивной средой, уже проработали внушительный срок – 550 суток. Специалисты их поднимали, осматривали – состояние отличное. Раньше средняя наработка в этих скважинах составляла до 150 суток.

После того как механизированный фонд скважин предприятия будет полностью модернизирован с использованием труб с покрытием, следующей целью станет достижение средней наработки на отказ всего остального погружного оборудования (НКТ, насосов, кабелей и т.д.) свыше 1 000 суток. Существенно возрастет и межремонтный период скважин. Специалисты компании не сомневаются, что в конечном итоге нужный экономический эффект будет получен.

– За счет перехода на использование НКТ с покрытием ежегодная потребность в закупке труб снизится почти в три раза. И это не считая экономии на ремонтах, – поясняет Владимир Кузьмин. – Также не исключено, что по истечении 1 500 суток наработки мы не будем отбраковывать трубы, продолжим их использовать. Так постепенно и подойдем к подтвержденному зарубежному рекорду для труб с полимерным покрытием более 10 лет эксплуатации.

Синергия смелых решений часто приносит новые идеи.

– Сейчас мы прорабатываем проект, благодаря которому сможем дать вторую жизнь «черной» НКТ, отбракованной после эксплуатации и скопившейся на складе. Сначала будет произведен ее ремонт, а после этого нанесено полимерное покрытие, – говорит Александр Бейлинсон. – Такого опыта нет даже у уральского производителя труб с полимерным покрытием. В результате мы рассчитываем получить дополнительный экономический эффект. Так же принято решение об использовании остального подземного скважинного оборудования – насосов и обратных клапанов, в коррозионно-стойком исполнении.

Еще один неожиданный эффект – применение новой трубы не только решает проблему отказов НКТ, но и помогает в борьбе с отложениями парафинов.

… Главной специализацией «Томскгазпрома» остается все же добыча не нефти, а газа. При его добыче также применяются НКТ, и их наработка на газоконденсатных скважинах значительно выше. Однако с 2017 года и здесь проявилась тенденция к снижению наработки из-за коррозионного разрушения. В связи с этим руководство компании приняло решение уже сейчас испытать НКТ с покрытием на двух наиболее агрессивных газовых скважинах.

Работа по увеличению сроков эксплуатации НКТ продолжается. Важно то, что специалисты ОАО «Томскгазпром» среди всех существующих в этой области технологий определили полимерное покрытие как оптимальную защиту насосно-компрессорных труб применительно к месторождениям компании, предложив, по сути, новый вектор ее развития.

Автор: Григорий Шатров

RSS статьи.  Cсылка на статью: 
Теги:
Вы можете пропустить до конца и оставить ответ. Pinging в настоящее время не допускается.

Модератор сайта оставляет за собой право удалять высказывания, нарушающие правила корректного общения и ведения дискуссий..

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

52 − 43 =