В статье рассматривается технология борьбы с АСПО с помощью НКТ с внутренним полимерным покрытием. В рамках промысловых испытаний НКТ с внутренним защитным покрытием в нефтяных скважинах механизированного фонда, затраты на депарафинизацию удалось исключить полностью. Также, в статье представлен средний срок окупаемости и экономический эффект от внедрения технологии. В 2015 году затраты, при применении технологии, сократились на 13 млн.107 тыс. рублей.
Ключевые слова: АСПО, НКТ, депарафинизация, ТДЦ, УЭЦН.
The article discusses the technology of controlling ARPD using tubing with an internal polymer coating. As part of field testing of tubing with an internal protective coating in oil wells of a mechanized fund, the costs of dewaxing were completely eliminated. Also, the article presents the average payback period and the economic effect of the introduction of technology.
Key words:ARPS, tubing, dewaxing, thermodiffusion zinc coating, ESP.
Затраты на депарафинизацию скважин НГДУ «Талаканнефть» определены высокой интенсивностью отложений АСПО вследствие таких осложняющих факторов как содержание смол в добываемой нефти (от 4,35 % до 11,6 %), аномально низкие начальные температуры разрабатываемых пластов (от +12 до +19,5 °С) и малый дебит эксплуатируемых скважин (25 % фонда работают с дебитом менее 20 м3/сут). В 2014 году по инновационному плану развития акционерного общества в НГДУ «Талаканнефть» была поставлена насосно-компрессорная труба с наружным диаметром 73мм (далее по тексту НКТ-73 мм) и внутренним защитным покрытием ТС3000F производства ООО «Хайлонг-Темерсо». Внутреннее покрытие нанесено по технологии сплошной защиты при свинчивании, согласно которой кроме внутренней поверхности трубы оно наносится на торцевые части ниппелей, наружную заходную фаску и две нитки резьбы ниппеля, а также в виде пояска внутренней центральной части муфты шириной 27–37 мм. Согласно заводской документации используемое эпоксидно-фенольное покрытие ТС3000F имеет толщину 150–250 мкм при максимальной рабочей температуре 180 ˚С. Заявленные технические характеристики — высокая коррозионная стойкость, против кислотных растворов, препятствие отложениям солей и АСПО, улучшение пропускной способности. НКТ ТС3000F оборудована муфтами с нанесенными термодиффузионным цинковым покрытием (ТДЦ), увеличивающим износостойкость и герметичность резьбового соединения ниппель-муфта, а также обладает дополнительной антикоррозионной защитой.
Для рационального расходования НКТ были разработаны критерии подбора глубин спуска подвесок в зависимости от месторождений и дебита скважин:
В рамках программы промысловых испытаний НКТ производства ООО «Хайлонг-Темерсо» с внутренним защитным покрытием ТС3000F в 2014 и 2015 годах было выполнено внедрение оборудования в нефтяные скважины механизированного фонда НГДУ «Талаканнефть» в объеме 16-ти подвесок. Внедрение выполнялось при выполнении плановых текущих и капитальных ремонтов в скважины, которые подходили под критерии, установленные программой промысловых испытаний, дополнительных текущих ремонтов для внедрения оборудования на фонде не выполнялось.
На первых этапах при снижении дебита депарафинизация скважин, оснащенных НКТ с ТС3000F, выполнялась с использованием лебедочной техники с помощью специально изготовленных для этого шаблонов с деревянными и полимерными рабочими элементами, исключающими повреждение защитного покрытия. Данный способ депарафинизации показал свою неэффективность из-за непроходов шаблона, так же он не решал проблему отложения АСПО в элементах фонтанной арматуры и выкидной линии, режимный дебит скважин не восстанавливался. В дальнейшем для депарафинизации были использованы промывки горячей нефтью температурой 90˚С, и поэтапным определением минимального эффективного объема промывок от 8 до 16 м3.
По состоянию на март 2016 года по 10 скважинам с помощью внедрения НКТ с ТС3000F затраты на депарафинизацию удалось исключить полностью, обработки по ним либо не выполнялись, либо выполнялись однократно, по остальным скважинам средний МОП после внедрения НКТ-73 мм с ТС 3000F был увеличен в среднем с 4 до 39 суток.
В январе 2016 года по причине геолого-технического мероприятия (перевод под нагнетание) было выполнено извлечение одной подвески НКТ с ТС 3000F, наработка подвески на подъем составила 427 суток, при подъеме отложения АСПО на внутренней поверхности были представлены только в виде незначительного базового слоя, толщиной менее 0,5 мм, повреждения и дефекты защитного эпоксидно-фенольного покрытия отсутствовали.
На рисунке 1 приведено сравнение внутреннего состояния поднятой НКТ-73 мм с ТС3000F, МОП до внедрения по скважине составлял 10 суток и внутреннее состояние обычной НКТ поднятой из скважины с МОП 8 суток, перед извлечением НКТ депарафинизация подземного оборудования обоих скважин не выполнялась.
Рис. 1. Внутреннее состояние НКТ ТС3000F (слева), внутреннее обычной НКТ (справа)
Согласно расчетов, учитывающих разницу в стоимости НКТ-73 мм с покрытием ТС3000F и обычной НКТ-73 мм, а также фактические затраты на депарафинизацию подъемного лифта скважин до и после внедрения, средний срок окупаемости внедрения составил 147 суток, наибольший срок окупаемости 248 суток на скважинах ЦБТНГКМ, наименьший 98 суток на скважинах Восточного блока Талаканского НГКМ, ежемесячный экономический эффект 1 млн. 680 тыс. рублей, годовой экономический эффект за 2015 год 13 млн.107 тыс. рублей.
Для определения перспектив развития данной технологии в части защиты от отложений минеральных солей в 2015 году было произведено внедрение одной подвески НКТ-73 мм с внутренним полимерным покрытием ТС3000F в нагнетательную скважину, эксплуатация которой была осложнена непроходами шаблонов в лифте НКТ и невозможностью выполнения комплекса геофизических исследований.
Промысловые испытания НКТ производства ООО «Хайлонг-Темерсо» с внутренним защитным покрытием ТС3000F в НГДУ «Талаканнефть» продолжаются, предстоит определить ресурс оборудования, продолжительность достигнутого технологического эффекта, эффективность от повторного использования, но по результатам текущей эксплуатации скважин можно судить о существенном сокращении затрат на депарафинизацию на фонде с межочистным периодом до 4-х суток (на 90 %) и о полной защите от АСПО на фонде с межочистным периодом более 7-ми суток. Увеличение парка НКТ с полимерными и другими модифицированными внутренними покрытиями для НГДУ «Талаканнефть» целесообразно (после успешного окончания испытаний) и позволит сократить затраты на депарафинизацию скважин.
Литература:
- Алексеева М. М. Планирование деятельности фирмы. — М.: Финансы и статистика, 1997. — 154с.
- Алиев Т. А., Нусратов О. К. Методы и средства диагностики глубиннонасосного оборудования нефтяных скважин. — Сургут: Сургутнефтегаз, 2002. — 101с.
- Иванова Л. В., Буров Е. А., Кошелев В. Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. № 1. С.268–284.
- Анализ и диагностика деятельности предприятия нефтяного профиля/Под ред. В. В. Пленкиной, А. В. Шалахметовой, Е. Л. Чижевской: Федеральное агентство по образованию, ТюмГНГУ. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2005.-127с.
- Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. — М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. — 816 с.
- Ахмадулин Э. А. Текущий и капитальный ремонт скважин.//Нефтепромысловое дело.- 2002. — № 7.- С.38–43.
- Балабанов И. Т. Основы финансового менеджмента. — М.: Финансы и статистика, 2005. — 384с.
- Борисов Ю. С. Организация ремонта и технического обслуживания оборудования. — М.: Машиностроение, 1978.-435с.
- Бренц А. Д. Организация, планирование и управление на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. — М.: Недра, 1986. — 627с.
- Бухалков М. И. Планирование на предприятии: Учебник. — 3-е изд., испр. и доп. — М.: ИНФРА-М, 2005. — 416с.
