УДК 621.77
ВОССТАНОВЛЕНИЕ СЛУЖЕБНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ, ОТРАБОТАВШИХ ПЕРВОНАЧАЛЬНЫЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ РЕСУРС, СПОСОБОМ ЛЕЙНИРОВАНИЯ
© Богатов Николай Александрович, д-р экон. наук, e-mail: temp_@front.ru ЗАО НПО «ТЭМП». Россия, Москва
Богатов Александр Александрович, д-р техн. наук, проф., e-mail: omd@mtf.ustu.ru; Салихянов Денис Ринатович, e-mail: salenhall@gmail.com
ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н.Ельцина». Россия, Екатеринбург Статья поступила 20.12.2013 г.
В существующих в России условиях нефтедобычи одной из актуальных является проблема предотвращения преждевременного разрушения насосно-компрессорных труб (НКТ). Основная причина - различные виды коррозии. С целью восстановления поврежденных труб предложена технология лейнирования НКТ внутренней тонкостенной трубой из коррозионностойкой стали. Технология позволяет получать композиционные трубы с высокими служебными характеристиками. Экспериментальная партия лейнированных труб была испытана в эксплуатационных условиях, результаты испытаний показали высокую эффективность технологии лейнирования для повышения срока службы НКТ.
Ключевые слова: насосно-компрессорные трубы; лейнирование; композиционные трубы.
В современных условиях добычи нефти в России большинство скважин, открытых 3050 лет назад, находятся на завершающей стадии освоения. Эта стадия характеризуется высокой агрессивностью добываемого продукта - смеси нефти, высокоминерализованной пластовой воды и различных газов. В результате воздействия агрессивных компонентов (И2Б, С02 и других) снижается долговечность и надежность глубинно-насосного оборудования (ГНО), увеличивается себестоимость добычи нефти. В процессе эксплуатации насосно-компрессорные трубы (НКТ) подвергаются интенсивной электрохимической коррозии, коррозионному растрескиванию, что обусловливает целый ряд негативных последствий: коррозионную усталость, сульфидное растрескивание, коррозионно-меха-нический износ в паре трения с муфтами насосных штанг и, как результат, их частые отказы или низкую эффективность работы. По этой причине одним из наиболее широко расходуемых ресурсов в нефтедобывающих скважинах являются НКТ, обеспечивающие перекачку добываемого 2 продукта из скважины к пункту сепарации неф™ ти. В качестве материала труб наиболее часто - используются сред неуглеродистые марганцови-а стые (30Г2, 35Г2С и т.д.) и хромомолибденовые ^ (30ХМА) стали. Как показывают исследования
Ц авторов работ [1, 2], срок службы НКТ из указан-
<
| ных сталей до выхода из строя по причине сквоз-
ной язвенной коррозии — в отдельных случаях не превышает даже двух-четырех месяцев.
Выход из строя НКТ приводит к прямым и косвенным потерям, связанным с неизбежными затратами материальных и финансовых ресурсов. На декабрь 2011 г. эксплуатационный фонд скважин составлял 160 тыс. шт., из них добывающих - 137 тыс. шт. [3]. Трубная промышленность России предоставляет нефтегазовому комплексу около 500 тыс. т НКТ, в том числе нефтяным компаниям 350-400 тыс. т. Из них на укомплектование вновь построенных скважин требуется до 150 тыс. т, остальные 250 тыс. т труб используются на замену изношенных. Как показывает практика, долговечность НКТ зависит от условий эксплуатации, выбора материала труб и способа защиты нефтедобывающего оборудования.
В существующих стандартах на изготовление насосно-компрессорных труб (ГОСТ Р 52203-2004 и API 5CT) отсутствуют требования по сопротивлению коррозионному разрушению, коррозион-но-механическому изнашиванию, образованию асфальтосмолопарафиновых отложений на внутренней поверхности труб. Это не стимулирует производителей труб находить технические решения, обеспечивающие высокий уровень прочностных характеристик в сочетании с высокой коррозионной стойкостью НКТ. В связи с этим проблема повышения эксплуатационного ресурса НКТ является одной из актуальных проблем ме-
Рис. 1. Отказы нефтедобывающего оборудования за 1974-1998 [4]
таллургического производства, требующей решения.
Одним из традиционных способов увеличения срока службы НКТ являются технологии их ремонта и повторного ввода в эксплуатацию, поэтому они представляют большой интерес для нефтедобывающих компаний. Многочисленными исследованиями установлено, что при эксплуатации НКТ преобладающей причиной отбраковки является механизм локальной коррозии при незначительной общей коррозии. Как показывает практика эксплуатации нефтедобывающего оборудования (рис. 1), преобладающим видом разрушения является язвенная коррозия внутренней поверхности НКТ. Существующим стандартом на эксплуатацию НКТ установлена максимальная глубина дефектов (25—30% номинальной толщины стенки), при достижении которой трубы необходимо выводить из эксплуатации.
Трубы с недопустимой глубиной дефектов направляются на ремонт, технология которого включает следующие операции:
• приемка труб и сопроводительной документации;
• мойка НКТ при температуре 65-80 °С в воде, насыщенной моющими средствами;
• сортировка труб по типоразмерам (DxSxL) и качеству — определение пригодных или не пригодных для ремонта по существующей технологии;
• шаблонирование концевых участков труб;
• отворачивание муфт;
• проверка состояния резьбы ниппельного и муфтового концов НКТ;
• неразрушающий контроль НКТ;
• вырезка дефектных участков труб;
• нарезание резьбы, контроль качества резьбы;
• наворачивание новых муфт;
• гидравлическое испытание;
• шаблонирование труб по всей длине;
• замер длин и маркировка труб;
• консервация и упаковка;
• складирование и отгрузка труб потребителю.
При дефектоскопии труб устанавливается длина забракованного участка. Ремонт осуществляют в том случае, если длина трубы после вырезки дефектных участков составляет более 5,5 м. После проведения подготовительных операций проводят отрезку дефектных участков, нарезание новой резьбы, навертку муфт и финишные операции. Основными недостатками существующей технологии являются неизбежное укорочение труб и малый срок службы отремонтированных НКТ вследствие низкого качества внутренней поверхности трубы, так как на ней после ремонта остаются дефекты (язвы), образовавшиеся во время первого срока эксплуатации. Дефекты внутренней поверхности интенсифицируют коррозионные процессы. В связи с этим отремонтированные НКТ имеют более низкий эксплуатационный ресурс по сравнению с новыми. Значительная часть добывающих скважин находится на завершающей стадии эксплуатации, поэтому затраты, связанные с ремонтом НКТ, возрастают, снижая их эффективность. В целях сохранения металлофонда и повышения эксплуатационных характеристик НКТ требуются инновационные способы восстановления НКТ и повышения их эксплуатационных характеристик.
Инновационные технологии восстановления эксплуатационного ресурса НКТ. Мировая практика показывает высокую эффективность применения биметаллических и композиционных материалов взамен монометаллических. Благодаря использованию двух разнородных материалов удается более полно удовлетворить требования по механической прочности и коррозионной стойкости труб. Применение в нефтедобывающей отрасли биметаллических труб позволяет использовать углеродистую сталь, имеющую невысокое сопротивление коррозионному разрушению, в качестве основы, а дорогостоящую коррозионностойкую сталь — в качестве внутреннего плакирующего слоя. В результате срок эксплуатации многократно увеличивается при ^ незначительном увеличении стоимости труб. ™ Однако до сих пор остаются недоработанными -технологии изготовления биметаллических труб а с использованием в качестве исходных труб, ис- ^ черпавших первоначальный эксплуатационный Ц ресурс. |
Рис. 2. Схема совместной раздачи НКТ с лейнером
В работе предложена технология восстановления НКТ способом лейнирования [5], позволяющего изготавливать трубы из композиционных материалов с высокими эксплуатационными характеристиками. Лейнирование заключается в совместной раздаче НКТ, отработавшей первоначальный эксплуатационный ресурс, и внутренней вставки - лейнера, выполненного из тонкостенной электросварной трубы, со слоем герметика между ними (рис. 2). Особая роль герметика заключается в заполнении дефектов, язв и прочих несплошностей на внутренней поверхности НКТ, исключении контакта НКТ и лейнера, надежном сцеплении оболочек, а также в полном исключении коррозионных процессов на внутренней поверхности НКТ после ремонта. Благодаря герметику предотвращается развитие дефектов коррозионного разрушения, появившихся на предыдущем этапе эксплуатации.
По результатам расчетов на прочность установлено, что максимально допустимая глубина дефектов НКТ, направляемых на лейнирование, может быть увеличена до 60-70% от номинальной толщины стенки. Для трубы типоразмера 73x5,5 мм допустимая глубина дефектов увеличивается с 1,9 мм до 3,4 мм.
Требования ГОСТ Р 52203-2004 на насос-но-компрессорные трубы допускают отклонения размеров трубы от номинального значения 73x5,5 мм по внутреннему диаметру до 60,4-64,2 мм [6]. Требования ГОСТ 11068-81 на сварную трубу (лейнер) номинального размера 57x1,5 мм допускает отклонения размеров по наружному диаметру от 56,43 мм до 57,57 мм [7]. Так как суммарное поле допуска лейнера равно 0,1 мм, можно принять допущение, что он равен 57 мм. Тогда при сборке лейнера и НКТ БУ кольцевой зазор б между наружной поверхностью лейнера и внутренней поверхностью НКТ составит 3,4-7,2 мм.
Большой разброс значений внутреннего диаметра НКТ приводит к следующей проблеме. Деформация лейнера при раздаче находится в пределах 6,3-13%, что накладывает особые требования по его пластичности при раздаче. Из
Рис. 3. Схема процесса калибрования по внутреннему диаметру
условия технологического испытания на раздачу (по ГОСТ 8694-75) предельная степень деформации лейнера при раздаче не должна превышать 6-10% (для стали каждой марки свое значение), в противном случае при совместной раздаче возможно разрушение лейнера.
Для уменьшения деформации лейнера при раздаче рекомендуется применять операцию калибрования внутреннего канала НКТ, бывшей в употреблении (рис. 3). В резуль
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.