CC BY
39ТРУБЫ
в.н. протасов, А.в. макаренко, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина
о процессах, вызывающих повреждения и отказы насосно-компрессорных труб при эксплуатации, и соответствии нормативно-технической документации, определяющей качество этих труб, их назначению
Колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в добывающих скважинах, помимо основной функции-подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, газа или их смеси, выполняют ряд других не менее важных функций: транспортирование в скважину технологических сред, подвеска в скважине оборудования, проведение в скважине ремонтных работ.
Опыт длительной эксплуатации колонн НКТ при различных способах добычи нефти и газа, закачке в пласт сточных вод для поддержания пластового давления позволил выявить основные причины их низкой эффективности и ограниченного срока службы.
Низкая эффективность колонн НКТ независимо от способа добычи нефти и газа обусловлена:
• образованием твердых отложений смолопарафинов и минеральных солей на внутренней поверхности НКТ, что приводит к уменьшению их проходного сечения, а, следовательно, к существенному возрастанию гидравлического сопротивления; в результате резко увеличиваются энергозатраты на подъем продукции скважины.
• недостаточная исходная герметич-
ность резьбовых соединений НКТ труб и ее снижение при эксплуатации, что приводит к значительным утечкам транспортируемой среды. Причины ограниченного срока службы колонн НКТ существенно зависят от способа добычи нефти и газа. В газовых скважинах и скважинах, эксплуатируемых фонтанным и газлифт-ным способами, установками скважин-ных штанговых насосов (СШНУ), центробежных (УЭЦН) и винтовых (УЭВН) электронасосов, а также в нагнетательных скважинах основными причинами ограниченного срока службы колонн НКТ являются:
• электрохимическая коррозия стали (общая или локальная), приводящая к уменьшению толщины стенки;
• статическая усталость в сорбционно-активной продукции скважин, в
частности, в сероводородсодержа-щей среде; • фреттинг-коррозия в резьбовых соединениях, приводящая к разрушению сопряженных резьбовых поверхностей;
Преобладание того или иного процесса определяется составом продукции скважины и режимом ее работы. Гидроабразивный и газоабразивный износ НКТ в газовых, фонтанных и нагнетательных скважинах, а также в скважинах, эксплуатируемых вышеуказанными механизированными способами добычи нефти, практически отсутствует. Это обусловлено ограниченной скоростью движения потока жидкости или газа, содержащего твердые механические примеси, т.е. в газовых скважинах до 11 м/с, фонтанных до
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 6 \\ июнь \ 2007
1,1 м/с, скважинах эксплуатируемых СШНУ до 1,2 м/с и УЭЦН до 1,53 м/с. При указанных скоростях движения потока роль эрозионного фактора со стороны потока жидкости незначительна и сводится главным образом к удалению потоком с поверхности металла газообразных и легкоразрушаю-щихся продуктов, что приводит к активации процесса коррозии. В скважинах, эксплуатируемых установками скважинных штанговых насосов, причинами ограниченного срока службы являются:
• электрохимическая коррозия (общая или локальная), приводящая к уменьшению толщины стенки НКТ;
• циклическая и статическая усталость стали в коррозионно-активной и сорб-ционно-активной продукции скважин, приводящая к излому НКТ;
• фреттинг-коррозия в резьбовых соединениях, приводящая к разруше-
нию сопряженных резьбовых поверхностей; • коррозионно-механическое изнашивание внутренней поверхности НКТ вследствие трения штанговых муфт и центраторов колонны насосных штанг о поверхность НКТ, что приводит к уменьшению толщины стенки и, как следствие, к излому тела трубы. При этом ведущим процессом разрушения НКТ при эксплуатации скважин СШНУ в большинстве случаев является коррозионно-механическое изнашивание, особенно в наклонно-направленных скважинах.
Возникновение и интенсивность протекания вышеуказанных процессов разрушения элементов колонны НКТ, а также процессов, вызывающих снижение эффективности ее работы, в значительной мере определяются несоответствием фактического качества внутренней поверхности НКТ и сопряжен-
ных резьбовых поверхностей, требуемому качеству, определяемому их назначением.
В настоящее время качество НКТ в РФ определяется ГОСТом Р 52203-2004 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним», а зарубежом стандарт API SPEC 5CT. В табл. 1 приведены содержащиеся в этих стандартах технические требования к НКТ без учета резьбовых поверхностей. Проведенный анализ требований, содержащихся в отечественном стандарте, позволил выявить следующие существенные недостатки: • отсутствуют показатели качества НКТ и нормы на них, обусловливающие сопротивление коррозионному разрушению, статической и циклической усталости в эксплуатационной среде, коррозионно-механическому изнашиванию, образованию на внутренней поверхности НКТ твердых отло-
Трубы бурильные
^^_-ьЛ с приварными замками
для ремонта нефтегазо-
Возможно изготовление труб с прорезями под ключ и без Добывающих СКВЭЖИН
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ЗАВОД БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
г. Оренбург, пр. Победы, 118 тел.: +7 (3532) 75-42-67, 75-68-14
e-mail: [email protected] факс: +7 (3532) 75-42-73, 75-68-19
www.zbo.ru
Трубы бурильные с приварными замками для геофизических изысканий при поиске и разведке нефти и газа; для бурения разведочных скважин на воду и твердые полезные ископаемые
ТРУБЫ
жений смолопарафинов в течение их регламентированного срока службы; • в ряде случаев показатели качества НКТ подменяются показателями качества сталей, используемых для их изготовления. Такой показатель качества, как содержание вредных при-
месей в стали (серы и фосфора), является показателем качества не НКТ, а материала, используемого для его изготовления. В рассматриваемом стандарте в разделе «указания по эксплуатации НКТ» нормируются допускаемые значения
Табл. 1. Технические требования к НКТ без учета резьбовых поверхностей, приведенные в ГОСТ Р 52203-2004 и API SPEC 5CT
газового фактора, абсолютного давления, парциального давления сероводорода и его концентрация при эксплуатации НКТ в сероводородсодержащих скважинах. Однако, отсутствует взаимосвязь этих эмпирических показателей с регламентированным сроком
Свойства Показатели качества ГОСТ Р 52203-2004 API SPEC 5CT
Геометрические размеры Наружный диаметр, мм Предельное отклонение наружного диаметра, мм
Длина, м Предельное отклонение длины, % ГОСТ Р 52203-2004 API SPEC 5CT
Толщина стенки, мм
Предельное отклонение толщины стенки, %
Масса Масса 1 м, кг Предельное отклонение массы трубы, % ГОСТ Р 52203-2004 API SPEC 5CT
Дефектность
• наружной и внутренней Количество дефектов поверхности (плены, раковины, закаты, 0
поверхностей труб расслоения, трещины, песочины)
• наружной и внутренней Высота внутреннего грата, мм, не более 0,30
поверхности Наружный грат Отсутствие
электросварных труб
• внутренней поверхности Количество дефектов поверхности (незаполнение металлом, 3 API SPEC 5CT
высаженных наружу ремонт дефектов), не более
концов труб с муфтами
• наружной и внутренней Количество дефектов
поверхностей высаженных • плены, раковины, закаты, расслоения, трещины, песочины) 0
наружу концов на расстоянии менее 85мм от торца
безмуфтовых труб • незаполнение металлом, ремонт дефектов на расстоянии свыше 85 от торца 3
Сопротивление сплющиванию Расстояние между параллельными плоскостями ГОСТ Р 52203-2004 API SPEC 5CT
Сплошность стенки трубы Отсутствие течи при давлении, МПа, не менее 19,7-126,6 20,7-68,9
Отношение стрелы прогиба к расстоянию от места измерения до 1,0 -
ближайшего конца трубы, мм /м, не более
Изогнутость Кривизна на середине труб 0114мм, не более Высота хорды, мм, не более 1/2000 длины трубы 20% от длины трубы
Овальность Разность диаметров резьбы, мм, не более 0,1-0,15 Отсутствует
Содержание вредных Количество серы, %, не более 0,015-0,025 0,01-0,03
примесей в стали Количество фосфора, %, не более 0,020-0,025 0,02-0,03
Прочность Группа прочности Группа труб ГОСТ Р 52203-2004 API SPEC 5CT
Число твердости по Виккерсу HV, не более ГОСТ Р 52203-2004 -
Твердость по Роквеллу, не более по Бринеллю, не более - API SPEC 5CT API SPEC 5CT
Сопротивление удару Ударная вязкость, Дж, не менее - 15-70
Сопротивление сульфидному растрескиванию Абсолютное минимальное пороговое напряжение, Н/мм, не менее - API SPEC 5CT
Микроструктура стали Величина исходного аустенитного зерна, не более, балл - 5
службы НКТ в подобных условиях, что обусловливает необходимость выявления более объективного показателя. Аналогичные недостатки, касающиеся технических требований к НКТ, присущи стандарту API SPEC 5CT. Исключение составляет содержащийся в этом стандарте показатель качества, определяющий сопротивление металла НКТ сульфидному растрескиванию, т.е. статической усталости при наводороживании. В качестве такого показателя используется пороговое напряжение металла. Следует отметить, что данный показатель обусловливает необоснованное увеличение толщины стенки НКТ при заданном регламентированном сроке их службе.
В рассматриваемых стандартах также отсутствуют технические требования, касающиеся сопротивления сопрягаемых поверхностейрезьбовогосоединенияНКТфреттинг-коррозии, а также их сопротивления статической и циклической усталости в сорбционно-активной и коррозионно-активных средах в течение регламентированного срока службы. В отечественном стандарте имеется указание, что резьбы и уплотнительные конические расточки муфт должны иметь фосфатное, цинковое или другое согласованное с потребителем покрытие толщиной от 6 до 20 мкм. Однако, отсутствие требований к качеству этого покрытия, в частности к его физико-механическим свойствам, делает бессмысленным подобное указание в нормативно-технической документации. Указанные недостатки проанализированных стандартов обусловливают необходимость их переработки и создания на их основе корпоративных стандартов по качеству НКТ, учитывающих специфику условий работы колонн НКТ на месторождениях различных нефтяных и газовых компаний РФ. Подтверждением мнения авторов статьи о том, что содержащиеся в действующих стандартах требования не обеспечивают выполнения НКТ своего назначения, являются попытки ряда отечественных предприятий, занимающихся производством, использованием и ремонтом НКТ, наносить на внутреннюю поверхность труб и на их резьбовую поверхность диффузионные цинковые покрытия, полимерные покрытия и др. Однако, успешное применение различных видов покрытий для обеспечения требуемого качества внутренней поверхности НКТ и свинчиваемых резьбовых поверхностей возможно только в том случае, если нормативно-техническая документация на НКТ будут содержать обоснованные показатели качества труб с покрытием и нормы на них.
Этими вопросами в настоящее время занимается лаборатория конструирования полимерных покрытий нефтегазового оборудования и сооружений РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, приглашающая к сотрудничеству нефтегазовые компании, трубные заводы, отечественные и зарубежные фирмы, специализирующиеся в этом направлении.
WWW.NEFTEGAS.INFO
ПРЕМИЯ О ДО иГДЗПРОМР В ОБЛАСТИ НАУКИ И ТЕХНИКИ
КАТОДНАЯ
ЗАЩИТА
от коррозии
Ш Анодные заземлите пи серии иМендепеевецл ■ Диагностика трубопроводов
9 Электрометрическое оборудование
www.ch-s.ru
Приглашаем посетить наш стенд
на выставке
f
26-29 ИЮНЯ
MIOGE-2007 ПЕФТЕГАЗ
Москва, Экспоцентр на Красной Пресне, павильон № 2, за.1 №3, стенд .№ 2392
ГРУППА КОМПАНИЙ
^лнткоРрКомплЕкс Jffi
ХПМСЕРВПС
г. Москво
(495)938-32-21
L mail: a coimplejiiSintu net.ru
г. Новомосковск [40762)2-14-77 £ mail adni9ch-s.ru
