3 глава. Разработка инвестиционного проекта на примере АО ТОМСКНЕФТ

3 ОЦЕНКА ТЕКУЩЕЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ АО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК И КОММЕРЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНИЧЕСКОГО МЕРОПРИЯТИЯ
3.1 Анализ причин отказов УЭЦН
Нефтегазовая отрасль занимает одно из первых мест в промышленности по затратам, связанным с коррозией металла. Ускоренный коррозионный износ насоснокомпрессорных труб (НКТ) приводит к необходимости останавливать скважинное оборудование, производить его подъем, замену и обратный спуск. Это можно объяснить увеличивающейся агрессивностью транспортируемых сред и невысоким качеством труб. На сегодняшний день существует ряд способов борьбы с коррозией НКТ, связанных с нанесением высокоэффективных металлических, керамических и полимерных коррозионностойких покрытий, позволяющих значительно увеличить эксплуатационную надежность и срок службы трубы, снизить потери металла от коррозии.
Одним из основных показателей, характеризующих эффективность использования глубинно-насосного оборудования при механизированном способе добычи нефти, является средняя наработка скважин на отказ (далее СНО). Установлено, что на месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки, частота остановок скважин резко увеличивается, причём почти в половине случаев это связано с коррозионным износом глубинно-насосного оборудования (далее ГНО) и не зависит от его технических показателей.
Коррозия является одним из самых существенных факторов, оказывающих негативное влияние на техническое состояние нефтепромыслового оборудования, она становится причиной возникновения до 80 % всех дефектов, приводящих к его износу и поломке. Например, сварные нефтепромысловые трубы имеют более низкую себестоимость, более высокую размерную стабильность, по сравнению с цельнотянутыми трубами, но обладают пониженной стойкостью к коррозионному воздействию, вследствие значительной структурной и химической неоднородностию Повышение коррозионной стойкости элементов, подвергающихся коррозионному воздействию, является неотъемлемой частью работы по обеспечению безопасности и бесперебойного функционирования промысла.
В настоящее время наибольшее распространение имеет насосный способ добычи, основанный на выкачивании нефти из скважины с помощью насосов, расположенных на поверхности или непосредственно в скважине. При этом наиболее сильно коррозионному воздействию подвергаются обсадные колонны и насосно-компрессорные трубы. Основные виды воздействия, которым они подвергаются – подземная, газовая и жидкостная коррозии, а также коррозионная эрозия [2].
Наиболее действенным методом борьбы с коррозионным воздействием является применение некорродирующих материалов: различных пластмасс, стеклопластика и др. Это полностью снимает проблему коррозионного разрушения, но ставит новые ограничения на условия эксплуатации оборудования. Минусами применения подобных материалов является сложность и неразъемность соединений и меньшая прочность по сравнению со стальными трубами. По этим причинам неметаллические материалы не применяются при изготовлении обсадных колонн, а их доля среди НКТ не превышает 10 %. В условиях, когда необходимо применение
Приведём статистику отказов за несколько лет по всем месторождениям АО «Томскнефть» ВНК в целом и рассмотрим их более детально.
Доля отказов по причине «коррозия» за период 2017 года занимает весомое место в ряде других причин отказов, это 7% (рисунок 3.1).
Причины отказов по «коррозии» в динамике за прошедшие два года.
Как видно из рисунка 3.1 отмечается рост отказов по причине «коррозия». При этом немаловажным будет отметить снижение средней наработки на отказ по этим скважинам.
Рисунок 3.1 - Структура причин преждевременных отказов УЭЦН в 2017 году
Разложив подробнее причины отказов, можно увидеть рост отказов по НКТ (рисунок 3.2), также с одновременным снижением средней наработки на отказ. Можно отметить, что количество «полётов» в сравнении за два прошлых года – также имеет тенденцию роста.
Рисунок 3.2 - Распределение причин преждевременных отказов УЭЦН в 2016 и 2017 гг
Рисунок 3.3 - Структура отказов УЭЦН по коррозии за 2016 и 2017 гг
Основной вид коррозионных повреждений скважинного оборудования – это язвенная коррозия внутренней поверхности НКТ и наружной поверхности ПЭД и гидрозащиты (далее ГЗ) УЭЦН, хотя нередки и случаи коррозии внешней поверхности НКТ, рабочих органов ЭЦН, металлической оболочки кабеля.

3.2 Комплексный подход к проблеме борьбы с коррозии УЭЦН
Комплексное решение проблемы коррозионной активности в АО «Томскнефть» ВНК возникло не в одночасье. По мере появления отказов УЭЦН, связанных с коррозионными повреждениями УЭЦН, характер борьбы с данным явлением, носил в Обществе бессистемный, даже хаотичный характер. Тем не менее, динамика развития проблемы привела специалистов Общества к масштабному видению и упорядочению технологий борьбы с явлением.
В соответствии с утверждённой Программой опытно-промысловых испытаний (далее ОПИ) "Насосно-компрессорных труб из коррозионно-хладостойкой стали марки 15Х5МФБ" (содержание 5% хрома) с III квартала 2017 года в скважины АО «Томскнефть» ВНК были спущены 5 подвесок насосно-компрессорных труб, общей длиной 7829,01 метров. Реализация промысловых испытаний проводилась в нефтяных скважинах с коррозионной активностью в ЦДНГ-3 и ЦДНГ-4.
Основной целью промысловых испытаний являлась проверка надёжности оборудования, и определение срока службы насосно-компрессорных труб изготовленных из коррозионно-хладостойкой марки стали 15Х5МФБ в действующих нефтяных скважинах АО "Томскнефть" ВНК, осложнённых коррозионной активностью.
- Технической целью испытаний НКТ марки стали 15Х5МФБ является снижение отказов по причине «Коррозия НКТ». Критериями эффективности являлись:
- срок безаварийной работы НКТ не менее 750 суток;
- отсутствие явно выраженных локальных коррозионных повреждений на внутренней поверхности опытных НКТ;
- уменьшение толщины стенки опытных НКТ через 750 суток эксплуатации, не должно превышать значение в 30% от первоначальной толщины стенки.
Покрытие серии ТС3000 широко известно во всем мире и уже более 10 лет с успехом применяется в разных странах с различными условиями добычи. Внутренние покрытия серии ТС занимают одни из лидирующих позиций на мировом рынке покрытий труб нефтяного сортамента (рис. 2). Среди компаний — потребителей такие мировые гиганты, как Shell, ExxonMobil, BP, Petronas, Eni, CNPC. С 2008 года данный тип покрытий стал применяться и в России.
Применение внутреннего покрытия серии ТС3000 обеспечивает надежную защиту НКТ (добывающих и нагнетательных скважин), обсадных труб и межпромысловых трубопроводов от коррозии и воздействия СО2, H2S, СВБ, позволяет снизить скорость выпадения АСПО и солей, сократить гидравлические потери до 25% и защитить НКТ при проведении солянокислотных обработок.
К основным преимуществам внутренних полимерных покрытий серии ТС3000 относятся отсутствие строгих ограничений по применению (температура, давление и т.д.), гладкость поверхности и сравнительно невысокая цена. Покрытия ТС3000 выдерживают механические нагрузки во всем диапазоне эксплуатационных нагрузок на НКТ, то есть сохраняются механические свойства НКТ. Также покрытие отличает стойкость к высоким температурам, твердость, износостойкость, эластичность и кислотоустойчивость. Покрытие обладает исключительными гладкостными характеристиками. В процессе испытаний на сцепляемость с АСПО и отложениями минеральных солей выяснилось, что покрытие серии ТС3000 обладает такими свойствами, что было проблематично вычислить удельное напряжение сдвига твердых отложений смолопарафинов и минеральных солей (табл. 3.1).
Таблица 3.1 Гладкостные свойства ТС3000
С точки зрения физико-химических характеристик ТС3000 представляет собой жидкое или порошковое полимерное покрытие на основе модифицированной эпоксидной смолы-новолак. Общая толщина покрытия составляет 150-250 мкм, толщина первого слоя (праймера) — 75-150 мкм, второго слоя — 75-100 мкм. В табл. 2 приведены подробные технические характеристики покрытия TC3000F.
Таблица 3.2 Технические характеристики покрытия TC3000F
Покрытия серии ТС обладают высокой эластичностью. При проведении испытаний на изгиб, оказалось, что при закручивании образца на 360° покрытие сохранило свою целостность. Износостойкость покрытия также подтверждена испытаниями на истирание, во время которых покрытие выдержало воздействие струи падающего под углом 45° кварцевого песка (табл. 3).
Таблица 3.3 Сравнительный тест на износостойкость методом струи падающего песка по ASTM D968
Кроме этого, покрытие TC3000 успешно прошло лабораторные и стендовые испытания в ведущих российских исследовательских институтах, таких как ООО «Самарский ИТЦ», Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Ин- жиниринг» ПермьНИПИнефть, ЗАО «НПЦ «Самара», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

3.3 Производственный процесс
Нанесение внутреннего покрытия производится по ТУ 1390-001-62031850-2012 «НКТ с внутренним защитным покрытием ТС3000».
Процесс нанесения внутреннего покрытия соответствует существующим мировым стандартам (стандарт NACE SP 0191) в данной отрасли.