3.2 Размещение скважин

3.2.1 Размещение скважин по площади газоносности

 При равномерном размещении скважин удельные площади дренирования скважин  в однородных коллекторах  одинаковы при одинаковых дебитах скважин, в неоднородных коллекторах соблюдается постоянство отношения дебита скважин к запасам газа в удельном объеме дренирования. При равномерном размещении происходит лучшее изучение геологических условий, меньшая интерференция скважин, более полное извлечение газа и конденсата.

Рисунок 3.2 -  Равномерное размещения скважин  а- квадратная сетка; б- треугольная сетка.

Рисунок 3.3 - Батарейное размещение скважин	Рисунок 3.4 -  Размещение скважин в виде кустов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3.5 -  Расположение скважин в виде цепочки

 

Осевое расположение скважин применяют в удлиненных  структурах (полосообразных залежах)

 

 

Рисунок 3.6 - Размещение скважин в сводовой части залежей

Рисунок 3.7-  Неравномерное

размещение скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

При неравномерном размещении  темпы изменения средневзвешенного по пласту давления  Р различны и возможно образование депрессионных воронок давления в различных частях залежи. Преимущества неравномерного размещения  - уменьшение капвложений в строительство скважин, сроков строительства, протяженности дорог, газосборных коллекторов, линий электропередач.

 

Размещение скважин по структуре газоносности

Рисунок 3.8 -  Схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин на структуре  и площади газоносности.

Батареи скважин: а — линейные; б — кольцевые; 1 — нагнетательные; 2 — добывающие; 3 — наблюдательные.

Нагнетательные скважины следует располагать в верхней части пласта, добывающие — на крыльях складки, так как сухой газ имеет меньшую плотность и вязкость, чем сырой газ. Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают равным 800—1200 м, а между добывающими – 400- 800 м. Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих сква­жин.                              

 

3.3 Режимы газовых месторождений

Режимом газоносного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки.

Применительно к газовым и газоконденсатным месторожде­ниям характерными являются два режима: газовый (или газонапорный) и водона­порный.

При газовом режиме приток газа к скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении дав­ления в залежи. В этом случае контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в пределы газовой залежи и можно считать, что объем порового простран­ства газовой залежи во времени также практически не изменя­ется.

При водонапорном режиме приток газа к скважине происхо­дит как за счет продвижения пластовых вод в пределах газовой залежи, так и за счет энергии газа, расширяющегося при паде­нии пластового давления. Вследствие вторжения пластовых вод в газовую залежь при водонапорном режиме происходит умень­шение объема порового пространства во времени. Водонапорный режим в зависимости от граничных условий на контуре питания водонапорной системы разделяют наупруго-водонапорный и водонапорный режимы. Из-за большей сжимаемости газа по сравнению с сжимае­мостью пористой среды при разработке залежей эффектом уменьшения объема пористой среды при снижении пластового давления можно практически пренебречь.

Рисунок 3.9-  Характерные   зависимости

Водонапорный режим: I—полное замещение отобранного газа водой; II, III — частичное замещение отобранного газа водой;  IV — газовый ре­жим

 

При газовом режиме, т. е. когда , средневзвешенное пластовое давление будет определяться из выражения

                                                      (3.1)

Коэффициентом газоотдачи называется отношение объема извлекаемого из пласта газа к его начальным геологическим запасам:

                                                                                       (3.2)

где Q_доб – добытое количество газа, Q_з — запасы газа, Q_ocт — остаточное количество газа. Коэффициент газоотдачи может быть выражен в долях единицы и в процентах. Различают конечный и текущий коэффици­енты газоотдачи. Под конечным коэффициентом газоотдачи понимается отношение количества газа, добытого к моменту достижения конечного давления в пласте, соответствующего давлению на устье скважины 0,1 МПа, к начальным запасам газа.  екущий коэффициент газоотдачи представляет собой отношение объема добытого в данный момент газа к его начальным запасам в пласте.

Факторы, влияющие на коэффициент газоотдачи:

-         режим разработки месторождения;

-         средневзвешенное по объему порового пространства конечное давление в залежи;

-         неоднородность фациальных свойств  пласта по площади и по разрезу;

-         тип месторождения (пластовое или массивное); темп отбора газа.

Для газового режима коэффициент газоотдачи

   ,                                                                         (3.3)

где p_К — конечное давление в пласте, определенное по баромет­рической формуле при р_у = 0,1 МПа. При газовом режиме коэффициенты газоотдачи могут составлять 85—95%. При водонапорном режиме коэффициенты газоотдачи  значительно ниже и находятся в пределах 50 –80%, что объясняется защемлением части газа пластовой водой

Коэффициентом конденсатоотдачи называется отношение суммарной добычи конденсата к его потенциальным запасам в пласте.

                                                                          (3.4)

Конечные коэффициенты конденсатоотдачи колеблются в ши­роких пределах (30—75%) и зависят от многих факторов.

В настоящее время,  когда пластовый газ рассматривается как сырье для химической промышленности и источник энергии, важное значение принимает правильная оценка объемов извлечения  целевых компонентов природного газа  сухого газа (СН₄, С₂Н_6, следы С₃Н₈, С₄Н₁₀) и неуглеводородных компонентов.Коэффициентом объемной компонентоотдачи  называется отношение объема извлекаемого из пласта целевого компонента  к его начальным геологическим запасам.

26. Определение нагрузок, действующих на фланцевое соединение фонтанной арматуры от рабочего давления.

Пункт 1.1

27. Расчет фланцев фонтанной арматуры на прочность при воздействии температуры и давления.

Пункт 1.1

28. Классификация НКТ по ГОСТ 633-80. НКТ с покрытиями.

Насосно-компреcсорные трубы применяются в процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин для транспортировки жидкостей и газов внутри обсадных колонн, а также для ремонтных и спуско-подъемных работ.

Трубы НКТ изготавливаются в следующих исполнениях и их комбинациях:

 — высокогерметичные

 — хладостойкие

 — коррозионо-стойкие

 — с высаженными наружу концами

 — с узлом уплотнения из полимерного материала

 — с отличительной маркировкой муфт

 — стандартного исполнения

Трубы НКТ изготавливаются со следующими диаметрами: 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114 мм. Трубы НКТ имеют следующие тип резьбы — треугольная, треугольная высокогерметичная, трапецеидальная. 

По точности и качеству трубы изготавливаются двух исполнений: А и Б, по группам прочности: Д,К,Е Л М Р. По типу трубы бывают гладкие, с высаженными наружу концами и высокогерметичные.

Гладкая

с высаженными наружу концами - В

гладкая высокогерметичная - НКМ

безмуфтовая с высаженными наружу концами - НКБ

Различные напыления

Защита насосно-компрессорных труб (НКТ) от коррозии и вредных отложений асфальтенов, смол и парафинов (АСПО) резко увеличивает срок их службы. Лучше всего это достигается применением труб с покрытиями, однако многие нефтедобытчики предпочитают «старый добрый» металл, игнорируя успехи российских новаторов.

Внутреннее диффузионное цинковое покрытие (ДЦП) имеет высокую адгезию к железу и низкую к парафинам. Слоистая конструкция, образованная в результате взаимной диффузии атомов цинка и железа, показала высокую коррозионную и эрозионную стойкость, улучшенную герметичность резьбовых соединений (допускается до 20 операций свинчивания-развинчивания) и увеличенный в 3-5 раз срок их службы.

Внедрению таких НКТ в практику еще несколько лет назад препятствовала ограниченная длина труб (6,3 м), которые можно было обрабатывать на российском оборудовании, что увеличивало число стыков и снижало срок эксплуатации всего объекта. «В 2004 году мы ввели в действие производство по диффузионному оцинкованию труб в г. Орске (Оренбургская область), - рассказывает Андрей Сакардин, коммерческий директор ООО " Проминнтех" (Москва). - Стало возможным наносить ДЦП на трубы нефтяного сортамента длиной 10,5 м. По сравнению с полимерными, ДЦП не склонно к старению, обладает высокой твердостью и износостойкостью, не требуют периодической принудительной очистки. Цинковая составляющая обеспечивает покрытию достаточную пластичность, протекторные свойства и выступает как твердая смазка. Такие трубы легко транспортировать без повреждения покрытия, в отличие от труб с неметаллическими покрытиями, особенно эмалевыми или стеклоэмалевыми.

НКТ с цинковым покрытием сейчас эксплуатируются " Лукойлом", " Роснефтью" и другими компаниями. Однако в связи с падением цен на сырье денег у добывающих компаний стало намного меньше, поэтому и спрос на трубы с ДЦП снизился».

Помимо относительно высокой цены, можно отметить и технические недостатки таких труб - это шероховатость цинкового покрытия и его неприменимость на скважинах, нефть которых имеет щелочную реакцию. В итоге ситуация складывается так, что цинковое покрытие наносится сейчас исключительно на муфты и реже - на резьбу самой НКТ. «Новые муфты с термодиффузионным цинкованием уже предлагаются трубными заводами, изготовляющими муфты, и такая продукция востребована, - утверждает Иосиф Лифтман. - Можно сказать, что выпуск таких муфт стал стандартной опцией. Все зависит от глубины скважины и нагрузки на резьбы, для мелких скважин применение таких муфт не так актуально, как для глубоких. Вообще, все виды напылений имеют повышенную хрупкость, за исключением диффузионного цинкового, который не портит металл трубы и обладает антизадирными свойствами».

Резьба с напыленным металлическим порошком (фото ООО «ИТМЗ»)

Игринский трубно-механический завод освоил метод воздушно-плазменного напыления металлических порошков (смесь вольфрама, кобальта, молибдена и латуни) на резьбу НКТ без изменения геометрии и свойств металлической основы, с целью придания ей улучшенных эксплуатационных свойств износо-коррозионностойкости. Покрытие ниппельной части резьбы заметно повышает страгивающую нагрузку. При испытании на растяжение НКТ 73Ч5.5-Д фактическая нагрузка составила 560 кН, а усилие растяжения до полного разрушения - 704 кН, что превышает норматив по группе прочности Е.

Но в связи с оптимизацией расходов «нефтедобытчикам стало невыгодно покупать НКТ с плазменным напылением на резьбу, - делится Владимир Прозоров. - Технология достаточно дорогая и востребована сейчас только специализированными организациями, которые занимаются ремонтом скважин - например, ЗАО " КРС" (ОАО " Удмуртнефть"). При ремонте часто повторяется процесс подъема-опускания подвесок, и резьбовая часть труб подвергается сильному износу. Поэтому нужны термоупрочненные резьбы, что и достигается напылением на них металлического порошка. Обычная же НКТ, в общем, не требует этого».

Силикатно-эмалевое покрытие С технической точки зрения эмалирование - процесс адгезии силикатной эмали на поверхности металла, при этом прочность сцепления полученного композита выше прочности самой эмали. К достоинствам труб с эмалевым покрытием относятся широкий температурный диапазон эксплуатации (от -60°С до +350°С), высокая стойкость к абразивному износу и стойкость к коррозионному воздействию.

Фрагменты эмалированных НКТ (фото ЗАО «Эмант»)

Технологии нанесения эмали не позволяют наносить ее на муфты, но можно использовать фосфатирование [создание на поверхности изделий из углеродистой и низколегированной стали пленки нерастворимых фосфатов толщиной 2-5 мкм, предохраняющей металл, при дополнительном нанесении лакокрасочного покрытия, от коррозии, - прим. EnergyLand.info], либо термодиффузионное оцинкование, что нивелирует этот недостаток. «Фосфатированные муфты предусмотрены ГОСТ 633-80, и их обычно и используют. Наша компания использует ДЦП-муфты собственного производства, и только если клиент просит удешевить товар, навинчиваем фосфатированные», - говорит Дмитрий Боровков, Генеральный директора ЗАО «Эмант» (Москва). «Силикатно-эмалевые трубы (эмНКТ) дороже " черных", спектр их применения достаточно узок, но в экстремальных условиях усложненной добычи, где по коррозии обычные НКТ стоят менее года или где для очистки от АСПО приходится скребковать внутреннюю поверхность трубы несколько раз в сутки, эмНКТ - кардинальное решение проблемы и однозначно себя окупают, -уверен Александр Переседов, зам. Генерального директора ЗАО " Эмант". - Считается, что силикатно-эмалевые НКТ не применяются в комплексе со станком-качалкой, который истирает это покрытие, но это неверно».

НКТ с покрытием из фритты ЭСБТ-9 (фото ООО «Советскнефтеторгсервис»)

«Патент на эмНКТ принадлежит лично мне и используется только ЗАО " Эмант", - продолжает Дмитрий Боровков. - На скважинах со штанговыми глубинными насосами эмНКТ применял ЛУКОЙЛ-Коми. Эффект очень высок, но наши трубы дороги, и их рентабельно применять на весьма узком сегменте остро-проблемных скважин с высоким дебитом. Там, где " черные" НКТ, хотя и в коррозионном исполнении, превращаются в сито менее чем за 100 суток, эмНКТ стоит уже более четырех лет. Правда, таких бедовых скважин не так много, к нашему сожалению, но разница во времени эксплуатации уже составила 16 раз. В Западной Сибири считается, что скважина парафинистая, если в нее опускают скребок каждые две недели. Но, например, в Коми нефть настолько вязкая, что есть месторождения где ее в шахтах добывают. А если извлекают по НКТ, то скребок в " черных" трубах опускают от 10 до 16 раз в сутки, плюс низкая температура в забое (не выше 40єС), т.е почти сразу происходит кристаллизация парафина. В эмНКТ скребок опускается один раз в сутки для извлечения отложений из муфтового кармана. Сейчас нами освоено производство труб с резьбой НКМ (никелевый сплав), что позволит снять и эту проблему. Также нефтяникам мы предлагаем в комплект к нашим трубам эмалированные скребки, так как в условиях добычи высоковязкой нефти обычный скребок сам быстро превращается в тампон». Между тем ООО «Советскнефтеторгсервис» (Набережные Челны) также разработало технологию нанесения однослойного внутреннего силикатно-эмалевого покрытия на основе фритты [богатый кремнеземом стеклянный состав, обожженный на малом огне до спекания (но не сплавления) массы, - прим. EnergyLand.info] марки ЭСБТ-9 толщиной не менее 200 мкм, которое было успешно испытано Уральским институтом металлов (Екатеринбург). «В результате эксплуатации НКТ с эмалевым покрытием на месторождениях ООО " ЛУКОЙЛ - Коми" с октября 2004 года по январь 2007 года из 583 НКТ (группа прочности Д) отбраковано 41 (7%), в то время как при использовании обычных труб отбраковывается до 25-30%, - говорит Сахиб Шакаров, директор ООО " Советскнефтеторгсервис". - Основной характерный дефект эмалевого покрытия - его разрушение в районе резьбовой (ниппельной) части НКТ. Это обусловлено отсутствием контроля усилий свинчивания НКТ при спускоподъемных операциях, заклиниванием резьбы в результате чрезмерного усилия затягивания (при работе с эмалированными НКТ обязательно применение ключей с динамометрами). После эксплуатации на сложных месторождениях ООО " ЛУКОЙЛ - Коми" НКТ с эмалевым покрытием в течение 400 суток и более, удовлетворительная средняя наработка НКТ с эмалевым покрытием составила 416-750 суток, НКТ без покрытия 91-187 суток. В настоящее время имеются наработки ОАО " Уральский институт металлов" по ремонту НКТ с эмалевым покрытием на нефтяных месторождениях».

Полимерное покрытие

Для создания такого покрытия применяется два типа пластмасс: термопластичные (поливинилхлорид, полиэтилен, полипропилен, фторопласт и т.д.) и термореактивные (фенопласты, эпоксидные, полиэфирные). Такие покрытия имеют высокую коррозионную стойкость (в т.ч. в высокоминерализованных средах) и длительный срок службы.

«Анализ применения НКТП (НКТ с полимерным покрытием) показывает, что такие трубы имеют высокие защитные свойства при эксплуатации как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах, - считает Олег Мулюков, начальник службы научно-технической информации Бугульминского механического завода (ОАО " Татнефть"). - Причина возникновения дефектов покрытия в большинстве случаев - нарушение правил эксплуатации (режимов тепловой обработки, кислотных промывок и т.д.). Анализ причин ремонтов нагнетательных скважин, оборудованных НКТП, показывает, что они обычно не связаны с состоянием покрытия. При обследовании самых первых труб, 1998 и 1999 годов выпуска, после их эксплуатации признаков химической деструкции покрытий обнаружено не было, только сколы - на торцах труб (возникающие при спуске-подъеме). Вспучивание покрытия зафик¬сировано на НКТП после их пропаривания при температуре выше 80°С, что недопустимо по техноло¬гическому регламенту.

НКТП комплектуются высокогерметичными муфтами (ВГМ) с применением полиуретановых уплотнительных колец, значительно повышающих надежность резьбовых соединений в агрессивных средах».

Фрагменты НКТ с внутренним полимерным покрытием (фото ОАО «БМЗ»)

Повысить верхний температурный предел эксплуатации для полимерных покрытий удалось компании «Плазма» (также из Бугульмы), которая разработала внутреннее полиуретановое покрытие PolyPlex-P и наладила его нанесение на НКТ. «Покрытие надежно работает в течение длительного срока при температурах среды до +150°С, имеет высокую коррозионной стойкостью к агрессивным пластовым жидкостям, - рассказывает Александр Чуйко, технический директор компании " Плазма". - После полимеризации покрытие имеет очень гладкую поверхность, что обеспечивает хорошую защиту от АСПО и солей, значительно снижает гидравлическое сопротивление стенок трубы. Износостойкость полиуретана в несколько раз выше, чем нержавеющей стали.

Характерное свойство покрытия - очень высокая эластичность, оно практически нечувствительно к любым деформациям НКТ, в том числе к изгибу на любой угол и кручению. Покрытие не склонно к сколам и трещинообразованию, экологически чисто. Что важно, при очистке и ремонте НКТ допустимы кратковременная (до 1000 часов) обработка паром с температурой до 200°С и кислотная промывка».

НКТ с внутренним покрытием PolyPlex-P (фото Кирилла Чуйко, ООО «Плазма»)

Некоторые нефтедобывающие компании, рассчитывая сэкономить, самостоятельно занялись нанесением полимерных покрытий на трубы. Например, ОАО «Татнефть» использует порошковые и жидкие составы на основе эпоксидных смол отечественного производства, которые имеют экономичные режимы отверждения и соответствуют экологическим требованиям. Покрытие труб выдерживает транспортировку и погрузочно-разгрузочные работы, не осыпается при захвате инструментом в ходе спускоподъемных операций, не отслаивается при тепловой обработке до 60°С.

В целом гладкая пленка внутреннего покрытия значительно снижает гидравлическое сопротивление и, как следствие, энергозатраты на подъем нефти на поверхность. Применение НКТП позволяет увеличивать межремонтный период на скважинах с парафинопроявлениями в среднем в четыре раза. Пониженная адгезия АСПО с покрытием позволяет обходиться практически без применения высокотемпературных обработок, а отложения в виде подвижной тонкой корки легко удаляются при гидроструйной промывке.

Полимерные трубы: под гнетом металла

Чисто полимерные (стеклопластиковые) трубы высокого давления считаются альтернативой металлическим, поскольку они позволяют полностью избежать коррозии. Стеклопластики характеризуются низкой плотностью и теплопроводностью, не намагничиваются, обладают антистатическими свойствами, высокой стойкостью к температуре и агрессивным средам.

Крупные производители - ООО НПП «Завод стеклопластиковых труб» (Казань), ОАО «РИТЭК» (Москва) и «Роснефть».

«Отложение парафинов на внутренней поверхности стеклопластиковой трубы (СПТ) в 3,6 раза ниже, чем на металле (это в статике), - говорит Сергей Волков, ген. директор ООО НПП " ЗСТ". - Удельная прочность СПТ в 4 раза выше, чем у стали. По опыту эксплуатации, а это около 600 скважин (1500 км), спуск труб не представляет проблем и выполняется на обычном оборудовании. Для соединения НКТ используем стандартную трубную резьбу с восемью нитками на дюйм (в этом вопросе, можно сказать, достигнуто совершенство). Для соединения с металлическими трубами, имеющими 10 ниток, используется переводник. Производство стеклопластиковых труб требует высокой технологической культуры. Полимеры - совершенно новый уровень качества, это будущее трубной промышленности».

Закачивание сточной сернистой воды по СПТ под давлением 100 атм в нагнетательную скважину системы поддержания пластового давления (фото ОАО «Татнефтепром»)

АСПО при хорошей динамике нефтедобычи также почти не откладывается на поверхности НКТ, поскольку полимер не имеет адгезии с парафинами. Но в случае необходимости можно проводить химическую промывку трубы как кислотными, так и щелочными составами.

Нанесение любого покрытия - это в своем роде промежуточный вариант защиты металла от коррозии для увеличения срока службы НКТ. Однако полностью избавиться от проблемы разрушения межфазного слоя и стыка трубы с помощью нанесения покрытий нереально. Другое дело, что вечного в любом случае ничего нет, и достигнутое качество НКТ с полимерными и силикатно-эмалевыми покрытиями пока устраивает большинство нефтедобытчиков. Кроме того, «борьба с коррозией - самостоятельный бизнес, он всегда будет нам противостоять, - считает Сергей Волков. - Интересы металлургов активно лоббируются теми, кто занят борьбой с коррозией, а, значит, на ней зарабатывает. Это большая и устойчивая группа предприятий, коллективов, снабженческих фирм, подрядных организаций, даже целых городов, которая имеет многомиллиардные обороты, науку, долю в бюджетах всех уровней и т.д. Против нашей продукции - и технологические обычаи, привычки, даже система подготовки кадров».

Комплексная защита насосно-компрессорных труб от коррозии, износа, отложения солей и АСПО ООО «ПЛАЗМА» производит высокоэффективные внутреннее и наружное покрытия НКТ, обеспечивающие надежную защиту от коррозии в среде, с высоким содержанием сероводорода, углекислого газа, хлора и прочих агрессивных веществ. Кроме того, производимое внутреннее покрытие защищает НКТ от отложения солей, АСПО и значительно снижает гидравлическое сопротивление трубы. Покрытие наносится на НКТ 48, 60, 73, 89, 102, 114 по ГОСТ 633-80 и др. ОАО «ТНК-ВР» начиная с июля 2006 года проводит подконтрольную эксплуатацию НКТ с покрытиями, производства ООО «ПЛАЗМА». Подконтрольная эксплуатация производится на зараженных сероводородом скважинах с минимальными межремонтными периодами 19…21 день. В результате применения покрытий ООО «ПЛАЗМА» на самых проблемных скважинах достигнуто многократное увеличение межремонтного периода. Ресурсные испытания в ОАО «ТНК-ВР» продолжаются по настоящее время, поскольку скважинное оборудование с покрытием на протяжении всего периода длительной эксплуатации функционирует нормально без единой остановки и дебет в течение всего периода остается неизменным.

Защита внутренней поверхности НКТ обеспечивается внутренним полимерным покрытием PolyPlex-P.  Достоинства покрытия PolyPlex-P:  • Предназначено для эксплуатации в скважинах с температурой до 150оС; • Высокая эластичность (не склонно к трещинообразованию и сколам, не чувствительно к любым деформациям, в т.ч. к  кручению, изгибу и т.д.); • Стойкость к различным механическим повреждениям, в том числе к задирам, абразивная и гидроабразивная стойкость значительно превышает показатели нержавеющей стали типа 08Х18Н10Т. • Высокая коррозионная стойкость, в т.ч. к сероводороду, хлору и т.д.; • Высокая стойкость к образованию АСПО и отложению солей; • Низкое гидравлическое сопротивление; • Высокая адгезия;  • Позволяет производить ремонт НКТ путем кратковременной тепловой обработки паром (до 200 оС), либо путем кислотной промывки; • Стабильность свойств на протяжении всего срока службы покрытия; • Экологическая чистота покрытия; • Длительный срок службы; • Ремонтопригодность в условиях нефтепромысла; • Низкая цена. Защита резьбы НКТ обеспечивается полимерным покрытием PolyPlex-P. Достоинства покрытия PolyPlex-P: • Защита резьбы НКТ от коррозии, эрозии и механического повреждения; • Повышение герметичности резьбового соединения «труба-муфта»;  • Увеличение ресурса резьбы НКТ; • Ремонтопригодность в условиях нефтепромысла.

Защита муфты НКТ обеспечивается полимерным покрытием PolyPlex-P. Достоинства покрытия PolyPlex-P: • Защита резьбы от коррозии, эрозии и механического повреждения; • Защита от отложения солей и АСПО; • Герметизация резьбового соединения «труба-муфта»;  • Ремонтопригодность в условиях нефтепромысла.

Защита поясов для крепления кабеля к НКТ и УЭЦН обеспечивается полимерным покрытием PolyPlex-P.  Достоинства покрытия PolyPlex-P: • Высокая эластичность покрытия и нечувствительность к изгибу пояса; • Высокая коррозионная стойкость.

Защита наружной поверхности НКТ обеспечивается покрытием Super Stainless. Достоинства металлического покрытия Super Stainless: • Высокая коррозионная стойкость (в 3-5 раз выше чем у аналогов и нержавеющей стали 08Х18Н10Т); • Отсутствие гальванопары; • Отсутствие подпленочной коррозии; • Высокая микротвердость (500…600 HV) и износостойкость; • Высокая эрозионная стойкость; • Высокая эластичность; • Высокая стойкость к контактным напряжениям (гарантировано выдерживает нагрузки от сухарей ключа НКТ и клиньев спайдера); • Высокая адгезия (не менее 80 МПа); • Низкая пористость, менее 1 % (пористость объемная, закрытая); • Высокая герметичность; • Большая долговечность.