О процессах, вызывающих повреждения и отказы насосно-компрессорных труб при эксплуатации, и соответствии нормативно-технической документации, определяющей качество этих труб, их назначению

ТРУБЫ

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: zbo@pechta.ru 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