Уфимский государственный нефтяной технический университет КОЧЕКОВ МИХАИЛ АРТЕМЬЕВИЧ
1 Уфимский государственный нефтяной технический университет На правах рукописи КОЧЕКОВ МИХАИЛ АРТЕМЬЕВИЧ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК В ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ СКВАЖИНАХ Специальность Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Ишемгужин Е.И. Уфа 014
2 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 5 1 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК НА ВЫСОКООБВОДНЕННОМ ФОНДЕ СКВАЖИН ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Структура фонда скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками в ОАО «Сургутнефтегаз» 9 1. Особенности влияния коррозионного воздействия на металлические конструкции и сооружения Применяемые методы предотвращения коррозионного разрушения металлоконструкции при воздействии минерализованной воды Выводы к главе 1 1 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НА НАРАБОТКУ ДО ОТКАЗА ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ШТАНГО- ВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК 3.1 Статистический анализ влияния обводненности продукции периодических наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем на наработку колонны штанг до отказа 3. Влияние компонентного состава добываемой жидкости и попутного газа на рост коррозионных процессов колонны штанг Коррозионная активность основных типов пластовых вод добываемых на нефтяных месторождениях 30.. Влияние компонентов попутного нефтяного газа на рост коррозионных процессов поверхности колонны штанг 35.3 Выводы к главе 38
3 3 3 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК В УСЛОВИЯХ ВЫСОКООБ- ВОДНЕННЫХ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН С ТАНГЕНЦИ- АЛЬНЫМ ПРОФИЛЕМ Влияние параметров работы привода и глубины спуска ШГН на частоту обрывов штанг и проектный межремонтный период подземного оборудования в наклонно направленных скважинах с тангенциальным профилем Частота обрывов колонны штанг в условиях наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем Влияние параметров работы привода и глубины спуска ШГН на проектный межремонтный период подземного оборудования высокообводненного фонда скважин 5 3. Расчет места установки центратора в зоне расположения насоса с учетом влияния перепада давления, возникающего в штанговой колонне при такте нагнетания Анализ применения технологии «Стеклопластиковая штанга» в ОАО «Сургутнефтегаз» Выводы к главе ИССЛЕДОВАНИЕ СМАЧИВАНИЯ КОЛОННЫ ШТАНГ ПЛАСТОВОЙ ВОДОЙ В ПРИУСТЬЕВОЙ ЗОНЕ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ВЫСОКООБВОД- НЕННОГО ФОНДА СКВАЖИН НА УХУДШЕНИЕ ЕЕ ПРОЧНОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК Модель смачивания колонны штанг высокообводненной продукцией скважины 7 4. Экспериментальное определение влияния смачивания и новизны колонны штанг на рост микротрещин и поверхностной коррозии 75
4 Определения влияния смачивания и новизны колонны штанг на процессы поверхностной коррозии Определение влияния процессов смачивания и новизны колонны штанг на развитие сети микротрещин на поверхности с помощью электромагнитного дефектоскопа Экспериментальное изучение влияние смачивания и новизны колонны штанг на прочностные характеристики колонны штанг при статическом растяжении на разрывной машине ИР Общие сведения о механических испытаниях Краткие сведения о современных машинах для испытания образцов на растяжение Определение и анализ влияния смачивания пластовой водой и новизны колонны штанг на прочностные характеристики при статическом разрыве на разрывной машине ИР Разработка технических средств по ограничению влияния коррозионной среды на поверхность колонны штанг и упрочнению муфтовых соединений в условиях больших углов наклона ствола скважины Насосная штанга с винтовым ребром и маслобензостойким покрытием Двухсекционная соединительная муфта колонны штанг Шарнирная муфта насосных штанг Полая насосная штанга с внутренним стержнем Выводы к главе ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 10 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 11 ПРИЛОЖЕНИЕ «ПРИВЕДЕНИЕ БЕЗРАЗМЕРНОЙ ФУНКЦИИ К ОДНО- ЧЛЕННОЙ СТЕПЕННОЙ ФУНКЦИИ» 131
5 5 ВВЕДЕНИЕ Актуальность темы. В настоящее время значительная часть крупных месторождений России находится на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью продукции скважин, равной в среднем 85%. При этом обводнение продукции скважин способствует развитию коррозионных процессов колонны штанг, усиливающих свое разрушительное действие в совокупности с динамическими знакопеременными нагрузками при эксплуатации штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ). Условия применения ШСНУ и опыт их эксплуатации показывает, что на развитие усталостных для металла штанг процессов (совокупного действия динамических нагрузок и коррозии) влияют различные факторы, приводящие к разрушению и выходу из строя глубиннонасосного оборудования. К таким факторам можно отнести обводненность продукции скважин, минерализацию попутной воды, материал колонны штанг, угол наклона ствола скважины (совокупной влияние трения и коррозии), смачиваемость (на периодически работающем фонде, за счёт утечек через насос, либо при наличии сливного клапана), новизну штанг и режим работы привода насосной установки. При этом под смачиванием колонны штанг, скважин, работающих в периодическом режиме подразумевается процесс, возникающий при снижении уровня жидкости в НКТ за счет утечек через насос после остановки привода ШСНУ. Процесс характеризуется растеканием пластовой жидкости по поверхности насосной штанги в газовой среде. Опыт эксплуатации ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз» за годы показывает, что доля обрывов колонны штанг от общего числа отказов составляет 17%. При этом анализ эксплуатации высокообводненного фонда скважин выявил, что большое количество обрывов колонны штанг присуще скважинам, работающим в периодическом режиме, причем основной зоной обрыва является приустьевой интервал. Операция извлечения обрывных штанг одна из длительных и дорогостоящих, именно поэтому доля обводненного фонда скважин, оборудованных
6 6 ШСНУ и простаивающего из-за нерентабельности проведения ловильных работ, вследствие обрыва либо отворота колонны штанг неуклонно растет. Вышеперечисленные проблемы эксплуатации высокообводненного фонда скважин, оборудованных ШСНУ, выявили необходимость решения актуальной задачи более глубокого изучения влияния обводненности на эксплуатационные показатели подземного оборудования в условиях больших зенитных углов наклона ствола скважины и периодического режима работы. Решение данной задачи может способствовать увеличению межремонтного периода подземного оборудования ШСНУ в условиях добычи высокообводненной продукции наклонно направленных скважин и сокращению простаивающего малорентабельного фонда скважин. Цель работы: разработка технико-технологических решений по повышению эксплуатационных показателей подземного оборудования штанговых насосных установок на высокообводненном фонде скважин. Задачи исследования: 1 Определение влияния обводненности на рост статистических данных обрывов колонны штанг наклонно направленных скважин, работающих в периодическом режиме. Уточнение эмпирических параметров для нахождения частоты обрывов колонны штанг применительно к условиям высокообводненных наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем. 3 Исследование воздействия смачивания приустьевой зоны колонны штанг высокообводненных периодически работающих скважин пластовой водой на рост сети микротрещин поверхностного слоя и обрывы штанг. 4 Разработка технико-технологических решений по увеличению межремонтного периода подземного оборудования высокообводненных наклонно направленных скважин, оборудованных ШСНУ. Методы решения задач. Решение поставленных задач осуществлялось путем теоретических исследований и анализа промысловых данных эксплуатации ШСНУ, а также с помощью серии экспериментов на испытательных машинах и диагностических комплексах.
7 7 При выполнении расчетов и обработке результатов использовалась современная математическая программа Maple 15, а также аналитические и статистические методы анализа полученной в ходе эксперимента информации. Научная новизна: 1 Для высокообводненных наклонно направленных скважин с максимальным зенитным углом более 0 и глубиной спуска насосов от 1000 до 1500 м, имеющих тангенциальный профиль ствола, произведена адаптация формулы А.С. Вирновского для нахождения теоретической частоты обрывов колонны штанг. Для расчета места установки центраторов колонны штанг в зоне, прилегающей к насосу, предложено учитывать перепад давления в нагнетательном клапане при ходе плунжера вниз. 3 Установлено, что периодическое смачивание штанг приводит к росту количества и глубины микротрещин, при этом для новых штанг наиболее опасными с точки зрения роста являются микротрещины с глубиной проникновения в металл более 1,1 мм, а для ремонтных менее 0,44 мм. Практическая ценность. 1 Разработана на уровне изобретения шарнирная муфта насосных штанг (патент РФ ) планируемая к внедрению для испытания в НГДУ «Нижнесортымскнефть», ОАО «Сургутнефтегаз». Материалы диссертационной работы используются в учебном процессе для решения задач по регулированию режима работы и увеличению межремонтного периода высокообводненного фонда скважин, оборудованных ШСНУ: при чтении лекций, проведении практических и лабораторных занятий по дисциплине «Скважинная добыча нефти», при курсовом и дипломном проектировании со студентами горно-нефтяного факультета УГНТУ по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Основные защищаемые положения: 1 Обоснование влияния обводненности продукции скважин на работоспособность подземного оборудования ШСНУ в наклонно направленных скважинах. Прогнозирование отказов подземного оборудования штанговых насосных
8 8 установок в высокообводненных скважинах. 3 Технико-технологические решения по повышению эффективности применения штанговых насосных установок на высокообводненном фонде наклонно направленных скважин. Апробация работы. Результаты проведенных исследований и основные положения работы докладывались на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, ); на Всероссийской научно-технической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа, ); на Всероссийской научно-технической конференции «Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения» (г. Уфа, 010); на научнотехнических конференциях молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (г. Сургут, ). Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 9 печатных работах, в том числе: статьи, 3 тезиса докладов на научных конференциях, 4 патента РФ. Две публикации опубликованы в изданиях, включенных в перечень ВАК. Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 107 наименований и 1 приложения. Текст работы изложен на 13 страницах, включая 44 рисунка и 16 таблиц. Автор выражает благодарность за помощь и внимание к работе всем сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета, участвовавшим в обсуждении диссертационной работы.
9 9 1 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК НА ВЫСОКООБВОДНЕННОМ ФОНДЕ СКВАЖИН ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 1.1 Структура фонда скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками в ОАО «Сургутнефтегаз» Опыт эксплуатации штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) в ОАО «Сургутнефтегаз» и в целом в Западной Сибири выявил, что проблема отказа колонны штанг в виде отворотов и обрывов является актуальным и в настоящее время, особенно учитывая тот факт, что средняя обводненность продукции скважин в настоящее время существенно увеличивает коррозионные процессы и нагрузки, действующие на колонну штанг. В настоящее время фонд скважин, оборудованный ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз» составляет 8488 скв, в частности в НГДУ «Нижнесортымскнефть» 1061 скв. Распределение фонда скважин по типоразмеру используемого штангового глубинного насоса (ШГН) в ОАО «Сургутнефтегаз» имеет следующий вид (рисунок 1.1). 6 % 51 % 49 % Dпл=38мм Dпл=44мм Dпл=3мм Dпл=8мм 4 % Рисунок 1.1 Распределение ШГН в ОАО «Сургутнефтегаз» по типоразмеру Одним из самых слабых элементов конструкции ШСНУ является колонна штанг, обеспечивающая передачу возвратно-поступательного движения от привода насоса к плунжерной паре [100]. Из диаграммы видно, что основную долю
10 10 ШГН составляют насосы диаметрами 3 и 38 миллиметров, что обусловлено их использованием основном на среднепроизводительных (с производительностью 10-0 м 3 /сут) скважинах. Колонна штанг непрерывно подвергается знакопеременным нагрузкам, которые являются первопричиной растяжения, сжатия и кручения участков колонны, что как следствие вызывает их обрывы либо отвороты [17]. Доля обрывов и отворотов колонны штанг от общего числа отказов ШГН в ОАО «Сургутнефтегаз» составляет порядка 19 3%, при этом большую часть (17%) составляют обрывы штанг. Количество данных отказов зависит от множества факторов: от угла наклона ствола скважины; от компоновки колонны штанг; от типоразмера плунжера насоса; от новизны колонны штанг; от глубины спуска плунжера и от удельного веса добываемой продукции скважины. При этом под новизной колонны штанг подразумевается распределение эксплуатируемых либо планируемых к эксплуатации насосных штанг, в зависимости от наработки и количества пройденных отбраковок, на три типа: новая штанга, ремонтная штанга и старая штанга. Ремонтная штанга это новая штанга, эксплуатировавшаяся в составе колонны штанг до ее отказа (обрыв либо отворот колонны штанг) и впоследствии извлеченная для прохождения норм отбраковки по геометрическим размерам и наличию критических микродефектов (с помощью дефектоскопа), по результатам которой данная штанга спускается в очередную скважину для дальнейшей эксплуатации. Старая штанга также как и ремонтная включает ее извлечение, прохождение очередной отбраковки и последующий спуск в эксплуатационную скважину, то есть данный тип штанг подразумевает продолжение эксплуатации ремонтной штанги, при этом в случае последующего извлечения для прохождения аналогичных операции штангу также относят к старой. Таким образом, насосная штанга в процессе эксплуатации проходит три этапа до ее полного выхода из строя (деформации либо разрыва): новая, ремонтная и старая штанга.
11 11 1. Особенности влияния коррозионного воздействия на металлические конструкции и сооружения Коррозия металла происходит практически во всех случаях, где металл контактирует с коррозионной средой, в частности с минерализованной (пластовой) водой, при этом металл в зависимости от степени и характера нагружения подвергается усталостному разрушению, приводящему к деформации либо разрушению конструкционных изделий (штанги, платформы, трубопроводы и т.д.). При эксплуатации штанговых глубинных насосных установок, особенно когда обводненность продукции скважин больше 80%, колонна штанг подвергается совокупному действию коррозионных процессов и повышенных знакопеременных нагрузок, что приводит к коррозионной усталости металла. Разрушение металла под воздействием периодических знакопеременных динамических нагрузок и коррозии называется коррозионной усталостью металлов. Представленный тип нарушения структуры металла наиболее часто встречается среди других разновидностей коррозии под напряжением. При нахождении металла в коррозионной среде некоторое время конструкция не выдерживает нормальных для нее ранее напряжений вследствие снижения предела его выносливости [90, 45]. Коррозионная усталость металла сопровождается развитием межкристаллитных и транскристаллитных трещин (по границам зерен), которые разрушают металл изнутри [44, 86]. Развитие трещин идет, главным образом, в момент, когда металлоконструкция испытывает нагрузку. Так как коррозионная среда имеет свободный доступ к открытой поверхности металла, сквозь поверхностные трещины она также проникает вглубь металла, интенсифицируя разрушение [16, 81, 5]. Значительное влияние на величину коррозионной усталости оказывают свойства рабочей среды, параметры нагружения, количество примесей в основном металле, температура и др.[19]. С увеличением агрессивности коррозионной среды уменьшается усталостная прочность сплавов. Опыт применения ШСНУ на высокообводненном фонде Западной Сибири
12 1 показывает, что наибольшее количество обрывов колонны штанг происходит в приустьевой зоне. Данный факт является одной из причин необходимости изучения вопросов электрохимической коррозии материала колонны штанг, где в качестве коррозионной среды выступает газо-жидкостная смесь с преобладанием пластовой воды, являющейся сильным электролитом, при этом химический анализ пластовых вод Западной Сибири показывает преобладание в составе ионов: хлора, кальция и карбонатов. По имеющимся данным для более детального изучения проблемы электрохимической коррозии металлов осуществляется анализ факторов способствующих данной коррозии в условиях схожих применению штанговых скважинных насосных установок. Одним из схожих примеров является электрохимическая коррозия поверхности морских платформ и судов, подверженных воздействию насыщенной ионами хлора морской водой, что представляет собой аналогию смачивания минерализованной пластовой водой колонны штанг в приустьевой зоне, периодически работающих скважин. В результате специфических условий строительства и эксплуатации борьба с коррозией на морских промыслах весьма затруднена. Такими условиями являются: частое прекращение незаконченных работ вследствие штормов; большие объемы работ по ремонту защитных покрытий, построенных сооружений, в особенности при коротких межремонтных сроках; разрушение защитных покрытий при транспортировании элементов конструкции; труднодоступные участки, осложняющие противокоррозионные работы при строительстве сооружений и ремонте защитных покрытий (особенно в зоне периодического смачивания) [18]. В результате исследований установлено, что несмотря на коррозионную стойкость конструкционных материалов, являющейся одним из важнейших факторов, влияющих на повышение прочности показателей конструкционных изделий, проблему защиты от коррозии морских нефтепромысловых и гидротехнических сооружений нельзя экономично решить лишь только подбором специальных стойких сталей. К основным способами борьбы с коррозией относят нанесение металлических и неметаллических защитных покрытий, а также электрохимическая защита
13 13 металлов, при этом наибольшее распространение получили, хорошо зарекомендовавшие себя в промышленности, неметаллические покрытия, [9]. В результате анализа коррозионных процессов возникающих на морских платформах были выявлены следующие факты: 1) коррозионная стойкость малоуглеродистых и углеродистых сталей практически одинакова; ) коррозионная стойкость некоторых низколегированных сталей в атмосферной зоне на 0 40% выше, чем у Ст. 3; 3) скорость коррозии испытанных низколегированных сталей в зоне периодического смачивания незначительно отличается от углеродистых сталей; 4) в подводной зоне некоторые низколегированные стали корродируют в два раза медленнее, чем Ст. 3; 5) в зоне морской атмосферы высокую коррозионную стойкость показали сплавы Х13, Х17, 0Х18Н9, Х18Н9Т, ДН-46 и ДИ-47, в зоне периодического смачивания аустенитные нержавеющие хромникелевые стали, а в подводной зоне хромникелевые стали. Засчет воздействия на катодную реакцию восстановления кислорода, как на основной контролирующий коррозию электродный процесс, возможно, увеличить срок службы металлоконструкций сооружений, работающих под циклическим напряжением [64, 101]. Данное увеличение достигается путем применения электрохимической защиты и специально разработанных покрытий. Защитные лакокрасочные материалы должны иметь способность наноситься по мокрой поверхности при нанесении для защиты от коррозии опор эксплуатирующихся сооружений в зоне периодического смачивания. Для коррозионной защиты данной зоны применяются композиции на основе битума, модифицированная полипропиленом, индустриальным маслом и полиэтиленом. Получен лак КОРС созданный на основе кубового остатка от ректификации стирола (КОРС) и нефтеполимерной смолы. На основе представленного лака разработаны эмали ПС, имеющих различные цвета. Установлено, что улучшение катодной поляризуемости стали и увеличение зоны распространения катодного тока возможно за счет
14 14 применения цинконаполненных красок в качестве грунтовки в зоне периодического смачивания и подводной зоне. Исследованы металлические цинковые и алюминиевые покрытия, наносимые на сталь различными способами для защиты от коррозии и коррозионной усталости стали. На суше нефтяных и газовых месторождениях также происходит интенсивная коррозия подземного (насоснокомпрессорные трубы (НКТ), штанги, обсадные колонны) и наземного (выкидные линии, коллекторы) оборудования и трубопроводов вследствие значительной обводненности скважин, высокой минерализации пластовых вод и наличия в них агрессивных газов [58]. Большая часть пластовых вод находится в связанном состоянии с ионами натрия и являются жесткими, для них характерно наличие значительного количества ионов хлора порядка 70%. Коррозия оборудования обводненных скважин является электрохимическим процессом, протекающим в основном с кислородной деполяризацией. Оборудование скважин распределяют на 3 категории в зависимости от степени их износа. В случае, когда среднегодовая заменяемость труб и штанг составляет не более 0% от всей длины колонны скважины относят к первой категории. К данной категории относят слабокоррозионные скважины, имеющие срок службы оборудования соответствующий амортизационному. В данных скважинах скорость коррозии не превышает 0,4 0,5 мм/год. При среднегодовой заменяемости труб и штанг 0 50% от всей длины колонны скважины относятся ко второй категории, имеющие скорость коррозии порядка 1,0 1,5 мм/год. Третья категория характеризуется скважинами с интенсивной коррозией и среднегодовой заменяемостью труб и штанг выше 50%. В данных скважинах скорость коррозионных процессов составляет более 3 мм/год. Сквозные проржавления на большой поверхности труб, разъедания тела трубы в резьбовой части, сквозное проржавление в виде крупных отверстий вблизи резьбового соединения, точечная коррозия по всей поверхности труб и штанг являются основными видами коррозионного разрушения труб, штанг и другого нефтепромыслового оборудования [94]. Штанговые муфты и клапанные узлы глубинных насосов подвергаются разрушению в результате совместного действия
15 15 коррозии и механического износа. На поверхностях, непосредственно контактирующих с потоком влажного воздуха установлено таких как поверхности труб, в кольцевом пространстве между первым и вторым рядом подъемных труб (при эксплуатации двухрядным лифтом) или между обсадной колонной и колонной подъемных труб (при однорядном лифте) интенсивно развивается коррозия под воздействием сжатого влажного воздуха. [4]. При этом в обоих представленных случаях коррозия приводит к серьезным осложнениям в эксплуатации скважин: к прихватам труб второго ряда трубами первого ряда лифта, к закупорке кольцевого пространства продуктами коррозии, к частым ремонтам для замены поржавевших труб. Зачастую происходит перекрытие фильтрационной зоны скважины и затруднение притока жидкости из пласта вследствие осыпания с поверхности труб на забой скважины продуктов коррозии (окалины). Одним из наименее изученных факторов способствующего усилению процесса электрохимической коррозии является периодическое смачивание металла коррозионной средой, имеющей особую актуальность при эксплуатации штанговых скважинных насосных установок добывающих высокообводненную продукцию скважин в периодическом режиме. Одним из ярких примеров влияния смачивания на усиление процесса электрохимической коррозии является коррозия фальшколонны диаметром 45 мм спущенной на глубину 354 м в бурящуюся сверхглубокую скважину СГ-1 Саатлы (Азербайджан). При профилактическом осмотре фальшколонны на ее наружной поверхности был обнаружен слой ржавчины бурого цвета толщиной 0,5 1,0 мм. При снятии продуктов коррозии на поверхности трубы были видны коррозионные поражения в виде пятен и неглубоких язв (0, 0,3 мм) при толщине стенки обсадных труб 14 мм. Обследованием состояния этих труб было установлено, что в период подъема бурильного инструмента для смены долота уровень бурового раствора в скважине снижается на м. Определение скорости коррозии стали в буровом растворе осуществляли путем полного погружения в раствор и изоляции поверхностного слоя от кислорода воздуха. В другом случае образцы, помещенные в буровой раствор, периодически (через каждые минут) извлекались и подвешивались над сосудом
16 16 для насыщения пленки бурового раствора кислородом воздуха. Результаты опытов показали, что скорость коррозии стальных образцов, постоянно погруженных в буровой раствор, составила 0,013 г/м час, а скорость коррозии стальных образцов, периодически извлекаемых из раствора, 0,039 г/м час. Таким образом, при периодическом обогащении кислородом поверхности стали, смоченной буровым раствором, скорость коррозии возрастает в 3 раза. Проведенные опыты позволяют констатировать, что электрохимический процесс коррозии на поверхности труб в период снижения уровня бурового раствора в кольцевом пространстве между технической обсадной колонной и защитной колонной протекает с кислородной деполяризацией [56]. Химический анализ попутных пластовых вод добываемых в условиях Западной Сибири в незначительной степени меняется в зависимости от месторождения и происхождения объектов разработки, однако общая тенденция характерная для пластовых вод данного региона является преобладание ионов хлора Cl - (до мг/л), также в меньшем количестве имеются ионы HCO 3 ( мг/л) и CO 3 (до 50 мг/л) водородный показатель в среднем нейтральный и меняется от 7 до 8. Рассмотрена работа С.В. Наумова и О.А. Сольяшиновой об анализе влияния концентрации ионов хлора коррозионной среды на скорость коррозии, что актуально для условий применения ШСНУ на высокообводенном фонде скважин данного региона. Она заключается в определении потери массы в результате коррозии с единицы площади образцов исследуемых металлов за единицу времени. Расчет скорости коррозии проводился по формуле [63]:. (1.1) где Р 1 масса пластинки до испытаний, г; Р масса пластинки после испытания, г;
17 скорость коррозии, мм/год 17 S площадь пластинки, см ; время опыта, час. По результатам эксперимента С.В. Наумова и О.А. Сольяшиновой построен график изменения скорости коррозии во времени в воде с различной концентрацией ионов хлора. время, час 90,75 мг/л 303,5 мг/л 196,6 мг/л дистиллированная вода Рисунок 1. - Влияние концентрации ионов хлора на скорость коррозии. Как видно из рисунка 1., при концентрации хлоридов более 00 мг/л скорость коррозии меньше, чем в воде с нулевой концентрацией. Однако после 00 часов наблюдений, скорость коррозии возрастает, тогда как две другие кривые, с концентрацией хлоридов менее 100 мг/л, прошли свой пик и идут на спад [63]. Из работы видно, что при больших концентрациях ионов хлора и продолжительном действии данные ионы являются концентраторами коррозии, способствующими резкому увеличению коррозионного разрушения металла. К внешним факторам электрохимической коррозии относят скорость движения агрессивной среды, температуру, поляризацию внешним током, давление
18 18 и др. На скорость электрохимической коррозии металлов существенно влияет температура, увеличивающаяся с повышением температуры[15]. В открытых аэрируемых системах скорость коррозии железа с ростом температуры в пределах от 0 до 80 С возрастает и далее уменьшается вследствие резкого снижения концентрации кислорода, при этом нужно учитывать, что в рассматриваемой приустьевой зоне колонны штанг температура коррозионной среды данного региона меняется от 30 до 50 С а с некоторых объектов разработки и до 80 С в зависимости от времени года. Вследствие усиления подачи кислорода к металлической поверхности в минерализованных средах скорость коррозии растёт с увеличением скорости движения. Также необходимо отметить, что в значительной степени ускоряет электрохимическую коррозию металлов давление из-за появления механических напряжений в металле и повышения растворимости деполяризаторов коррозионного процесса. Для коррозирующего металла поляризация внешним постоянным током влияет на коррозионное разрушение металлов: при катодной поляризации в большинстве случаев наблюдается защитный эффект, а при анодной поляризации металла (подключение его к положительному полюсу внешнего источника тока) скорость коррозии увеличивается, т.е. скорость коррозии металла снижается [96]. Водородный показатель среды также влияет на скорость коррозии. В нейтральных средах скорость коррозии железа слабо зависит от изменения величины рн, но при возрастании рн скорость коррозии металла уменьшается. Наличие в среде микроорганизмов и продуктов их жизнедеятельности оказывает существенное влияние на характер коррозионных разрушений металлов. В условиях Западной Сибири как упоминается выше рн колеблется от 7 до 8, что соответствует нейтральным средам. Проведенный анализ показывает, что в условиях скважин работающих в периодическом режиме с периодом накопления -3 сут. (48-7 ч) влияние минерализации пластовой воды ионами хлора (для рассматриваемого региона 5-10 г/л) практически отсутствует, так как по результатам проведенных С.В. Наумовым и О.А. Сольяшиновой работ с ростом минерализации пик скорости коррозии металла сдвигается в сторону увеличения продолжительности его нахождения в минерализованной воде.
19 Применяемые методы предотвращения коррозионного разрушения металлоконструкции при воздействии минерализованной воды На основе проведенного анализа применяемых технологий коррозионной защиты, как насосных штанг, так и конструкционных материалов в различных областях промышленности можно выделить несколько основных направлении, отличающихся материалом антикоррозионного покрытия, способом его нанесения, определенными составами металлов стойких к коррозии либо способами укрепления поверхности металлических изделий. Примером широкого применения защитных материалов стойких к коррозии может явиться судостроение, где корпуса судов находятся в непрерывном контакте с минерализованной водой. Из всех видов защитных покрытий в судостроении наибольшее распространение получили лакокрасочные, чему способствуют сравнительно низкая стоимость и простота нанесения. Покрытия на основе лакокрасочных материалов представляют собой многокомпонентные системы, способные при нанесении на защищаемую поверхность высыхать с образованием пленок. Данная пленка не только отделяет металл от внешней среды, но и препятствует образованию гальванических пар на поверхности металла. Металлические покрытия по сравнению с лакокрасочными, обладают большей механической прочностью, но из-за сложности нанесения стоимость их больше. Защитные покрытия на основе металлов наносят гальваническим, химическим и горячим способом, для чего применяются такие металлы как цинк, никель, олово, хром, медь и др. [103]. Большинство трубопроводов судовых систем подвержены цинкованию. Цинковое покрытие, имея хорошее сцепление с основным металлом, обладает низкой механической прочностью, что нужно учитывать при эксплуатации, данный факт особенно актуален для эксплуатации штанговых насосов так, как в данном случае преобладают знакопеременные нагрузки. При образовании гальванической пары цинковое покрытие, обладая более низким потенциалом, является анодом и будет сохранять от коррозионного разрушения основной металл.
20 0 Существуют следующие антикоррозионные покрытия: 1) Коррозионностойкие насосные штанги с покрытием горячим распылением. Данная насосная штанга выдерживает циклическую нагрузку и коррозию флюида, поэтому она должна иметь хорошие механические свойства и высокую стойкость к коррозии. Поскольку коррозия поверхности насосной штанги является главной причиной аварий, необходимо защитить поверхность насосной штанги. Горячее распыление, как высокоэффективная технология защиты от коррозии, может применяться к многим типам насосных штанг. При этом в зависимости от коррозионной среды можно выбрать различные порошки для нанесения горячим распылением. Существует два вида антикоррозионного покрытия: металлическое покрытие и неметаллическое покрытие; а) Металлическое покрытие. После нанесения металлического покрытия насосная штанга увеличивает твердость поверхности, улучшает приспособляемость к агрессивным средам в скважине. Материалом для металлического покрытия являются цинк, алюминий, алюминиевая бронза, хромоникелевый сплав, медноникелевый сплав и нержавеющая сталь характеристики которых представлены в таблице 1.1. Таблица Металлические покрытия и их характеристики Материал покрытия Характеристики покрытия Алюминий Устойчив к кислороду, соли, СО и H S, имеет электрохимическую коррозионную стойкость Цинк Устойчив к кислороду, соли, СО и H S, имеет электрохимическую коррозионную стойкость Алюминиевая бронза Устойчив к морской воде, серной и соляной кислоте, имеет высокую износостойкость Нержавеющая сталь Устойчив к окислению, пару, СО, СО и NH 3, имеет высокую износостойкость Хромоникелевый сплав Устойчив к окислению, пару, СО, СО, H S и NH 3, имеет высокую износостойкость Медноникелевый сплав Используется в качестве основного антикоррозионного покрытия, антикоррозионные характеристики в раз выше, чем у нержавеющей стали, ограничен в применении высокой стоимостью
21 1 б) Неметаллическое покрытие. Данный тип покрытия отличается низкой удельной массой и высокой коррозионной стойкостью. В качестве материалов для неметаллического покрытия используются полиэтилен высокого давления, полиуретан, эпоксидная смола, маслобензостойкая резина и др.. Таблица 1. - Неметаллические покрытия и их характеристики Материал покрытия Полиэтилен высокого давления Полиуретан Эпоксидная смола Характеристики покрытия Хороший антихимический реагент и электрический изолятор Хороший антихимический реагент и противостаритель (стабилизатор) Хороший антихимический реагент, электрический и механический изолятор ) Коррозионностойкие сплавы материала штанг способных в той или иной степени уменьшить коррозионное воздействие на компоновку колонны штанг; 3) Стеклопластиковые насосные штанги. Данный тип штанг широко используется в условиях скважин с небольшой глубиной спуска насоса до 100 м, так как при больших глубинах вследствие превышения действующих нагрузок над пределом нагрузки штанги на разрыв происходит обрыв данного типа штанг. К преимуществам стеклопластиковой насосной штанги относятся: легкий вес и долгий срок службы благодаря использованию специального стеклопластикового материала [57]. 1.4 Выводы к главе 1 1 На основе работ С.В Наумова и О.А. Сольяшиновой выявлено, что в условиях минерализации пластовых вод с значительным содержанием ионов хлора Западной Сибири пик коррозии металла глубиннонасосного оборудования произойдет намного позже 40-7 часов после погружения, что исключает влияние минерализации пластовой воды ионами хлора на скорость коррозии в условиях высокообводненных скважин, работающих в периодическом режиме.
22 Определено, что потенциально опасной зоной с точки зрения увеличения скорости коррозии глубиннонасосного оборудования является приустьевая зона колонны штанг периодически работающих скважин, добывающих высокообводненную продукцию скважин..
23 3 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НА НАРАБОТКУ ДО ОТКАЗА ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ШТАНГО- ВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК Данные анализа показателей разработки эксплуатируемых в настоящее время объектов разработки в Западной Сибири показывают, что значительная часть крупных месторождений данного региона находится на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью продукции равной в среднем 85%. Высокая обводненность добываемой продукции скважин является следствием прорыва пластовых либо закачиваемых вод, характеризующихся высокой минерализацией, что является причиной коррозионной активности по отношению к металлу глубиннонасосного оборудования. Коррозионные процессы усиливают свое разрушительное действие в совокупности с динамическими знакопеременными нагрузками, имеющие место в колонне насосных штанг при эксплуатации ШГН и являющиеся источником возникновения коррозионной усталости металла, приводящей к обрыву колонны штанг. На примере высокообводненного фонда ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз» выявлено, что наибольшая частота обрывов колонны штанг присуща периодическому фонду, причем большая часть обрывов происходит в приустьевой зоне..1 Статистический анализ влияния обводненности продукции периодических наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем на наработку колонны штанг до отказа Эксплуатация ШСНУ на высокообводненном фонде скважин выявила, что помимо режима работы скважины, обводненности добываемой продукции, компоновки глубиннонасосного оборудования на статистику обрывов колонны штанг влияет и конструкция ствола скважины. В результате анализа существующих конструкции, в частности инклинометрии ствола добывающих скважин, оборудованных ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз», показал, что конструкция таких скважин в интервале до глубин спуска ШГН (составляющих в среднем м) включает два типа:
24 4 1) конструкция с участком только набора кривизны ствола скважины; ) конструкция с участком набора и падения кривизны ствола скважины. Данная статистика не учитывает разведочные скважины, характеризующиеся минимальным отклонением ствола скважины от вертикальной оси и, как следствие, относительно меньшим количеством отказов глубиннонасосного оборудования [84, 30, 31]. Рассмотрение 310 скважин, эксплуатируемых с ШСНУ, в НГДУ «Нижнесортымскнефть», ОАО «Сургутнефтегаз» выявило, что 80,3% всех скважин имеют конструкцию первого типа, соответственно 19,7% относятся ко второму типу, как представлено на рисунке.1. Первый тип Второй тип Рисунок.1 Конструкции добывающих скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» Замечено, что 95% всех скважин имеют участок набора кривизны в интервале м. Конструкции второго типа имеют аналогичный диапазон набора кривизны и участок спада угла наклона ствола в интервале м в 90% случаев. Анализируя обрывность колонны штанг за годы выявлено, что во всех случаях данных отказов, конструкция ствола скважины имела первый тип. Для более детального рассмотрения влияния вероятных моментов сил на количество обрывов колонны штанг, ствол скважины данной конструкции разделен на участки: 1) участок близкий к вертикальному в диапазоне глубин м (участок а);
25 Тело Муфта Тело Муфта Тело Муфта Тело Муфта 5 ) участок набора кривизны в диапазоне м (участок b); 3) участок, прилегающий к насосу и располагающийся на 00 м выше его глубины спуска (Нсп) (участок с) Участки a и b образуют приустьевую зону колонны штанг. Известно, что в ОАО «Сургутнефтегаз», в частности в НГДУ «Нижнесортымскнефть» и НГДУ «Лянторнефть», компоновка колонны штанг применяемых на добывающих скважинах, оборудованных ШСНУ, имеет двухступенчатый характер с соотношением 40% - 3/4" на 60% - 7/8", то есть интервал колонны штанг с диаметром 7/8" перекрывает участок а. Учитывая данный факт, представлено распределение обрывов колонны штанг в ОАО «Сургутнефтегаз», НГДУ «Нижнесортымскнефть» в зависимости от типоразмера насоса, участка обрыва относительно ствола скважины и участка колонны штанг, а также места обрыва на данном элементе колонны за годы (рисунок.). НВ-8 НВ-3 НВ-38 НВ-44 участок а м участок b м участок c Нсп-00 м 1 14 Рисунок. Распределение отказов колонны штанг по элементам, типоразмерам насосов ШГН и участкам ствола скважины
26 6 По данным полученного распределения следует, что наиболее нагруженной вследствие циклических растяжений и сжатий зоной являются приустьевая (0-300м) в которой, если распределить количество обрывов на единицу длины колонны штанг, сконцентрировано наибольшее количество данных отказов [46]. Одной из основных причин обрывности нижней части колонны штанг высокопроизводительных насосов НВ-38; НВ-44 является действие вышележащего объема скважинной жидкости на относительно большую площадь плунжера насоса [108]. При этом знакопеременные нагрузки приводят к периодическому изгибу в зоне расположения насоса (участок c) и обрыву колонны штанг. Опыт эксплуатации ШСНУ в НГДУ «Нижнесортымскнефть», ОАО «Сургутнефтегаз» выявил, что обрыв колонны штанг встречается в 17% случаев от общего числа отказов, при этом в большинстве случаев данный отказ предусматривал под собой проведение дополнительного комплекса ловильных работ, что относит данный вид отказов к наиболее сложным и дорогостоящим. При этом зачастую из за нерентабельности проведения ремонтных работ на высокообводненных скважинах, их выводят в малорентабельную категорию скважин с последующим выводом из эксплуатационного фонда. По данным статистики обрывов колонны штанг в НГДУ «Нижнесортымскнефть» за годы общее количество данных отказов составило 61 отказ. Замечено, что в 48 случаях обрыв произошел в приустьевой зоне (0-300 м от устья) малодебитного (с производительностью менее 4 м 3 /сут) периодически работающего (подвергаемого остановке от 1 до 5 раз в месяц) высокообводненного фонда (с обводненностью более 80%). Распределение отказов колонны штанг в зависимости от обводненности продукции скважины (B), наработки до обрыва (N) и элемента обрыва для данной категории скважин представлено на рисунке.3. Наибольшее количество обрывов (41 случай) произошло на ремонтных штангах, что обусловлено небольшой частотой применения старых штанг, подвергаемых, чаще всего, отбраковке. Детальный анализ всех случаев обрыва в зависимости от элемента колонны штанг, на которой произошел обрыв, обводненности продукции скважин и числа циклов нагружения данного элемента до отказа показывает, что наибольшее количество
27 B 50% (4 обрыва) (N=58370 сут) В>50% (3 обрыва) (N= сут) B 50% (1 обрыв) (N=35500 сут) В>50% (13 обрывов) (N= сут) B 50% (1 обрыв) (N= сут) В>50% (3 обрыва) (N= сут) B 50% ( обрыв) (N=6537 сут) В>50% (1 обрыв) (N=71800 сут) 7 данного типа отказов на ремонтной колонне штанг в приустьевой зоне периодически работающих скважин произошло по муфте, причем по центральному его сечению. Анализ статистики обрывов колонны штанг в НГДУ «Нижнесортымскнефть» выявил, что предельная прогнозная наработка старых штанг и муфт в условиях наклонных скважин ОАО «Сургутнефтегаз», как правило, составляет от до циклов, при этом для ремонтных этот параметр изменяется от до циклов. Общее число обрывов (48 обрывов) Ремонтные штанги Старые штанги (41 обрыв) (7 обрывов) По муфте По телу По муфте По телу (7 обрыв) (14 обрывов) (4 обрыва) (3 обрыва) Рисунок.3 Распределение обрывов приустьевой зоны колонны штанг малодебитного периодически работающего фонда скважин в НГДУ «Нижнесортымскнефть» при различных условиях Основной задачей представленного анализа является выявление возможности коррозионного воздействия обводненного фонда скважин на наработку колонны
28 Средняя наработка колонны штанг до обрыва, х 10 6 циклов 8 штанг до отказа. При этом определение фактического корродирования металла штанг, приуроченных к зоне обрыва, производилось в результате серии комиссионных осмотров. На основе исследований статистического материала, представленного в таблице.1, получен следующий характер распределения средней наработки колонны штанг до обрыва в зависимости от обводненности продукции скважины, представленный на рисунке.4. Таблица.1 Статистическая информация распределения количества обрывов колонны штанг в зависимости от обводненности продукции скважин в НГДУ «Нижнесортымскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» за годы Обводненность, % Количество скважин Средняя наработка колонны штанг до обрыва, x10 6 циклов 5,30,39 0,75 0,71 0, Обводненность, % Рисунок.4 Распределение средней наработки колонны штанг до обрыва периодически работающих скважин в зависимости от обводненности добываемой продукции
29 9 Исходя из распределения замечено, что с ростом обводненности наработка колонны штанг до обрыва снижается, что, прежде всего, связано с ростом влияния коррозионного воздействия пластовой воды на металл и с увеличением нагрузки на колонну штанг. При значениях обводненности 50 70% наработка колонны штанг до обрыва практически одинакова и имеет низкие значения в связи с совокупным влиянием роста сил вязкого трения вследствие образования водонефтяной эмульсии и воздействия коррозионных процессов. Однако при значениях обводненности, больших чем 75%, при которых образование высоковязких эмульсий не происходит, наработка до обрыва достигает еще меньших значений, вызванных дальнейшим ростом коррозионных процессов и нагрузок на колонну штанг. Представленные факторы являются причиной возникновения коррозионной усталости материала штанг и муфт, приводящие к растрескиванию металла и снижению предела прочности на разрыв. На рисунках.5,.6 представлен элемент обрыва колонны штанг малодебитной обводненной скважины 811 Новонадымского месторождения (Q ж =3 м 3 /сут, B=75%). Рисунок.5 Элемент обрыва колонны штанг скважины 811 Новонадымского месторождения (Вид спереди)
30 30 Рисунок.6 Элемент обрыва колонны штанг скважины 811 Новонадымского месторождения (Вид сверху) Детальный анализ осмотра данной муфты и участка колонны штанг в зоне обрыва (5 шт.) показал, что помимо больших сил трения, обусловленных расположением в зоне набора кривизны, значительное воздействие на разрушение металла оказывало коррозионное воздействие в совокупности со знакопеременными нагрузками, существенно снижающие прочностные характеристики колонны штанг.. Влияние компонентного состава добываемой жидкости и попутного газа на рост коррозионных процессов колонны штанг..1 Коррозионная активность основных типов пластовых вод добываемых на нефтяных месторождениях. При изучении пластовых вод для характеристики их свойств, принято определять общую минерализацию воды и ее жесткость, содержание главных шести ионов, рн, плотность, запах, вкус, прозрачность, поверхностное натяжение, а также проводить анализ растворенных газов бактериологический или микробиологический. Главные химические компоненты в подземных водах: хлор-ион С1 -, сульфат-ион SO4 -, гидрокарбонатный и карбонатный ионы НСО - 3 и СО - 3, а также ионы щелочных и щелочноземельных металлов и оксидов: натрия (Na + ),
31 31 кальция (Са + ), магния (Мg + ), железа (Fe + ) и SiO (в коллоидном состоянии). Большое разнообразие природных вод привело предложение большого количества различных системы классификации вод на основе тех или иных признаков. Основная часть классификаций основано на количественных соотношениях, между отдельными компонентами растворенных в воде веществ и химическом составе природных вод. Наиболее распространенные классификации представлены В.И. Вернадским, В.А. Александровым, В.А. Сулиным и Пальмером. Классификация пластовых вод по Пальмеру основана на соотношении в воде количеств ионов щелочных металлов К + и Na + (а), ионов щелочноземельных металлов Са +, Мg + (b) и анионов сильных кислот(d). В зависимости от преобладания тех или иных ионов в воде Пальмер разделяет все воды на пять классов. Класс: I d<a II. d = a III a<d<a + b IV d = a + b V d>a + b Для характеристики качества воды используются шесть показателей: первичная соленость, первичная щелочность, вторичная соленость, вторичная щелочность, третичная соленость, третичная щелочность. На основе классификации природных вод по В.А. Сулину, пользующейся распространением в нефтегазодобывающих компаниях, природные воды делятся на четыре генетических типа: I сульфатно-натриевые; II гидрокарбонатнонатриевые; III хлормагниевые; IV хлоркальциевые. По отношению эквивалентов отдельных ионов определяют принадлежность воды к определенному генетическому типу. Известно, что между химическим составом нефтепромысловых (пластовых и сточных) вод и их коррозионной агрессивностью имеется определенная связь, которая обусловлена, содержанием таких коррозионных агентов, как сероводород,
32 3 кислород, минерализации, двуокись углерода, ионно-солевого состава среды, рн среды, скорости перемешивания, температуры, а также жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий, продуцирующих в окружающую среду сероводород. Действие представленных бактерий вызывает появление на металлах сульфида железа, являющегося сильнейшим стимулятором коррозии. Показатель минерализации сточных вод промыслов (подтоварных вод резервуаров) и пластовых вод изменяется в широких пределах (от 1,4 до 350 г/л). Месторождения Западной Сибири имеют среднее значение данного показателя порядка 0 г/л, для месторождений юга страны г/л, большинство вод нефтяных месторождений средней полосы России характеризуется максимальной минерализацией - более 100 г/л (рассолы). Значения рн всех нефтепромысловых вод находятся в пределах от 6,3 до 8,5. На основе данных представленных нефтедобывающими компаниями изменение содержания солей от 0 до 00 г/л соответствует колебанию рн в пределах 7-7,3, что характеризует высокую буферную способность солей. Буферная емкость солей также связана с щелочностью нефтепромысловых вод и может характеризоваться способностью электролитов изменять исходное значение рн при сдвиге ионно-равновесного состояния. Большая часть бикарбонат ионов (до %) приходится на гидрокарбонатно-натриевые подтоварные воды. Щелочность промысловых вод нефтяных месторождений изменяется в пределах от 0,0 до 136,1 ммоль/л. Хлоркальциевые и хлормагниевые воды имеют невысокие значения щелочности (до 14,8 ммоль/л). Удельная электропроводность подтоварных вод промыслов зависит от минерализации и с увеличением последней от 1,4 до 337,9 г/л возрастает от 0,08 до Ом ¹. Сероводород в промысловые пластовые воды попадает из нефтяных пластов, чаще всего в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Для их активной деятельности в пластовых условиях или в резервуарах необходимы определенные условия, которые создаются на нефтяных месторождениях в условиях поддержания пластового давления закачкой поверхностных вод, содержащих эти бактерии. Сульфатвосстанавливающие бактерии иногда находят благоприятные условия для жизне-
33 33 деятельности в призабойной зоне нагнетательных скважин, затем распространяются в продуктивном пласте вместе с заводняемой водой и, в конечном счете, попадают в системы нефтесбора и утилизации сточных вод промыслов. Из всех составляющих компонентов пластовых и сточных вод определяющую роль в их коррозионной агрессивности играют сероводород, кислород, углекислый газ и сульфатвосстанавливающие бактерии. Классификация пластовых вод для нефтяных месторождений России представлена в таблице. Тип воды Таблица. Классификация пластовых вод для нефтяных месторождений России Минерализация, г/л рн Щелочность, ммоль/л Содержание ионов, г/л Na + Ca + Mg + HCO 3 Cl - SO 4 5,8 1,1 0,7 0,08 0,01 0,001 1,0 0, ,8 7,03 0,81 0,08 0,01 11,98 0,01 0 7,1 17,3 6,3 0,04 0,30 1,04 9,71 1,15 0 7,5 8, 6,51 0,58 0,16 1,71 8,80,35 0 8, ,87 0,1 0,07 4,59 8,3 0,14 Хлоркальциевая Хлоркальциевая Хлормагниевая Сульфатнонатриевая Гидрокарбонатнонатриевая (щелочная) Хлоркальциевая Хлоркальциевая 100 7, 1,8 35,18 4,06 0,4 0,08 59,93 0, ,9,1 70,38 8,13 0,84 0,1 119,87 0,11 Определенное значение на скорость коррозии металлов группы железа оказывает общая минерализация пластовых вод: при этом максимум коррозии приходится на минерализацию порядка 0 г/л. Уменьшение или возрастание минера-
34 34 лизации снижает коррозионную агрессивность этих вод благодаря совокупному действию растворимости коррозионно-определяющих агентов (кислорода, сероводорода и СО₂) и электропроводности среды. Ведущую роль в коррозионных процессах поверхности металлических конструкций играют такие коррозионные агенты, как сероводород, СО₂ и кислород. Прочие ионы, исключая осадки сульфида железа и сульфатвосстанавливающие бактерии, оказывают лишь стимулирующую роль в развитии коррозии. В отношении к металлам группы железа сульфид железа является катодом макрогальванопары железо - сульфид, которая генерирует разность потенциалов 0,0-0,36 В. Ионный состав воды не всегда характеризует ее коррозионную активность. При отсутствии сероводорода и кислорода скорость коррозии металлов в минерализованных нефтепромысловых водах не превышает 0,05-0,1 мм/год, что относит данную среду к мало агрессивным. Средне агрессивная среда при попадании в нее даже следов кислорода (при негерметичных системах сбора и транспорта нефти) увеличивает скорость коррозии почти на порядок, однако не превышает 0,5 мм/год. В таблице.3 приведены данные по степени коррозионной агрессивности наиболее характерных нефтепромысловых сред. Представленные данные составлены на основании опыта эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Необходимо указать, что коррозионная агрессивность этих сред определяется, главным образом, наличием или отсутствием основных компонентов в воде (сероводорода и кислорода). Таблица.3 - Степень коррозионного воздействия на металл агрессивных сред Характеристика коррозмонного воздействия Средняя скорость общей коррозии металла мм/год Средняя скорость глубины проникновения коррозии в металл мм/год Низкая меньше 0,05 Менее 0,3 Умеренная 0,05-0,15 0,3-0,6 Сильная 0,15-0,5 0,6-,4 Очень сильная более 0,5 Более,4
35 35 В рассматриваемом регионе наибольшее распространение получил гидрокарбонатно-натриевый и хлоркальциевый тип пластовой воды, характеризующийся преобладанием ионов Cl -, Na + и HCO 3. При этом минерализация пластовых вод изменяется от 18 до 3 г/л. По результатам проведения серии полных химических анализов пластовой воды добываемой на месторождениях Западной Сибири выявлено, что водородных показатель (ph) изменяется от 7 до 7,5, что не относит данные воды ни к кислым, ни к щелочным, при которых возможно выделение коррозионно-опасного CO. Влияние компонентов попутного нефтяного газа на рост коррозионных процессов поверхности колонны штанг. Большинство месторождений нефти и газа характеризуется присутствием пластовых вод, представляющих собой высокоминерализованные растворы солей преимущественно хлористого натрия и кальция. Наличие в растворах кислорода, углекислого газа, или сероводорода повышает коррозионную активность пластовых. Анализ компонентного состава попутного нефтяного газа с месторождений Западной Сибири, выявил, что в его составе большую часть составляют углеводородные газы, в меньшем количестве СО и N. Рассмотрим более подробно коррозионную активность каждого из этих компонентов. В зависимости от количественного соотношения растворенных в добываемой продукции агрессивных газов коррозионные процессы, протекающие в НКТ, подразделяются на процессы кислородной, углекислотной, сероводородной коррозии. Вследствие отсутствия свободного кислорода в НКТ добывающих скважин, кислородный вид коррозии отсутствует в условиях присущих эксплуатации колонны штанг. Наибольший вред оборудованию нефтяных и газовых скважин, наряду с сероводородом, причиняет углекислотная коррозия. Независимо от продукции скважин (нефть, газ) углекислотная коррозия протекает по электрохимическому механизму в результате наличия пластовых вод. Однако в определенных условиях в присутствии СО, коррозия может развиваться в результате
36 36 химического взаимодействия с металлом. Поражения сталей в присутствии СО могут носить локализованный характер и проявляться в виде питтингов и язв различных размеров. Скорость локальной коррозии в этих местах может достигать несколько миллиметров в год. В средах, содержащих растворенную углекислоту, вероятно протекание следующих реакций: Fe + H CO 3 FeCO 3 + H, (.1) Fe + H CO 3 Fe(HCO 3 ). (.) Реакции (.1) и (.) в данном процессе не являются единственно возможными. В зависимости от температуры среды, величины рн, парциального давления, СО на поверхности металла могут образовываться такие продукты, как Fe O 4, НО, FeO, FeCO 3, обладающие различными свойствами и по-разному влияющие на протекание дальнейших реакций. Одним из видов коррозионного воздействия, встречающийся на месторождениях Поволжья России, это сероводородное коррозионное растрескивание под напряжением (СКРН). Данный вид коррозии обусловлен проникновением в присутствии сероводорода атомарного водорода в металл, выделяющегося на поверхности металла в процессе сероводородной общей коррозии, и вызывающее снижение пластических свойств стали. Рост отдельных трещин, располагающихся в плоскости, перпендикулярной к направлению растягивающих напряжений и приводит к быстрому разрушению труб, работающих под давлением. Данный вид коррозионного разрушения металлов более характерен для упрочненных малопластичных сталей и практически не поддается контролю в рабочих условиях трубопроводов. Исходя из этого растрескивание под напряжением наиболее опасный вид разрушения, который происходил даже на газопроводах, построенных из труб, обладавших высокими пластическими свойствами в первоначальном состоянии. В настоящее время сероводородное разрушение металла, возникает в основном в объеме ненапряженного металла в виде большого количества мелких трещин, расположенных, как правило, в плоскостях, параллельных сварной трубы. Совокупность таких микротрещин, соединяясь, могут образовывать наруше-
37 37 ния в виде ступенек либо лестниц. Ступенчатые нарушения, располагаются на различном расстоянии от поверхности трубы и могут образовать поперечную трещину, ослабляющую сечение трубы или насосной штанги. Образование таких трещин в ненапряженном металле связывают с наличием в нем раскатанных в процессе изготовления труб несплошностей (сульфидные и другие неметаллические включения, газовые поры и т.д.). Выделяющийся в процессе общей электрохимической коррозии атомарный водород, рекомбинируется в молекулярный и накапливается в несплошностях, имеющих вытянутую форму, вызывает зарождение трещин в вершинах несплошностей и развивает значительное местное давление. Рост количества микротрещин может происходить по соседним несплошностям и твердым сегрегациям в металле. Данный вид разрушения металл, получил наименование ВИР (водородом индуцированное растрескивание), зачастую сопровождающийся образованием вздутий на внутренней, контактирующей с сероводородсодержащей средой, поверхности труб. Скопление в подповерхностном слое металла вызывают вздутия давлением молекулярного водорода. Самая высокая скорость коррозии отмечается при совместном присутствии сероводорода и углекислого газа с соотношением Н S : СО = 1 : 3. Температура рабочих сред оказывает сложное влияние на различные виды коррозионных разрушений. Увеличение температуры в диапазоне от 73 до К возрастает скорость общей коррозии. Представленная закономерность подтверждена экспериментальными данными и объясняется законами электрохимической кинетики. При этом сероводородное растрескивание под напряжением имеет наибольшее значение интенсивности при температурах от 93 до 313 К. Характер и степень минерализации водной фазы газожидкостного потока имеют значительное влияние, как на сероводородное растрескивание, так и на процесс общей коррозии. Повышение степени минерализации в большинстве случаев приводит к усилению скорости общей коррозии с одновременной ее локализацией (язвенная, точечная коррозия). Наиболее опасно присутствие ионов хлора, способствующих коррозионному растрескиванию легированных сталей. В случае, когда коррозия замедляется вследствие образования на корро-
38 38 дирующей поверхности плотного слабопроницаемого нерастворимого в рабочей среде слоя продуктов коррозии, например образование пленки карбонатов при достаточно высоком рн водной фазы, возможно и обратное воздействие минерализации на скорость общей коррозии,. В составе попутных нефтяных газов встречается азот, соединения с которым в свою очередь классифицируют на соединения основного и нейтрального характера. Соединения основного характера представлены преимущественно третичными соединениями ряда пиридина, хинолина и акридина, и в незначительном количестве первичными ароматическими аминами. Соединения нейтрального характера в нефти представлены в виде порфиринов и их соединений с двумя или более гетероатомами серы, азота и кислорода, нитрилов и амидов кислот, пиррола, индола, карбазола и их производных. Допускается, что в нефтях преобладающими нейтральными азотистыми соединениями являются циклические амиды кислот, у которых атом азота связан непосредственно с ароматическими радикалами. Многие из азотистых соединений используются в качестве флотореагентов, ингибиторов коррозии, эффективных бактерицидов и ПАВ, что необходимо учитывать при характеристике их физико-химических свойств. Содержащиеся в нефти азотистые соединения могут оказывать серьезное влияние на снижение коррозионных свойств добываемой жидкости. Исходя из характеристик компонентов попутного нефтяного газа встречаемых на месторождениях России можно сделать вывод, что на большинстве месторождений Западной Сибири развитие газовой коррозии на поверхности колонны штанг в приустьевой свободной от жидкости зоне возможно только лишь за счет СО. В свою очередь, при обводненности продукции скважин более 80% углекислая коррозия усиливается процессами смачивания минерализованной пластовой водой, являющейся в свою очередь, электролитом..4 Выводы к главе 1 В результате анализа компонентного состава добываемой продукции скважин в условиях ОАО «Сургутнефтегаз», выявлено, что потенциально возможным
39 39 источником коррозионного воздействия на колонну штанг в приустьевой зоне периодического высокообводненного фонда скважин является СО, находящийся в свободном состоянии в составе попутного нефтяного газа, который усиливает свое действие при смачивании минерализованной пластовой водой, являющейся в свою очередь, электролитом. Выявлено распределение средней наработки колонны штанг до обрыва для различных значений обводненности продукции, скважин, работающих в периодическом режиме. Установлено, что с ростом обводненности наработка колонны штанг до обрыва снижается, причем при значениях обводненности % она практически одинакова и имеет значения циклов, а при обводненности больше 75% наработка достигает еще меньших значений 1, циклов.
40 40 3 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК В УСЛОВИЯХ ВЫСОКООБ- ВОДНЕННЫХ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН С ТАНГЕН- ЦИАЛЬНЫМ ПРОФИЛЕМ Эксплуатация ШГН в условиях наклонных скважин сопряжена с большим количеством агрессивных факторов в той или иной степени приводящих к снижению ее эффективной эксплуатации, при этом исключение либо снижение влияния данных факторов является сложной инженерной задачей [33]. Анализ отказов ШСНУ в Западной Сибири на примере ОАО «Сургутнефтегаз» показывает, что доля обрывов и отворотов колонны штанг от общего числа отказов составляет 3% при этом операция извлечения обрывных штанг одна из длительных и дорогостоящих, зачастую приводящая к выведению фонда ШГН в простаивающий малорентабельный фонд скважин. К основополагающим факторам, способствующим обрыву колонны штанг относятся: большие знакопеременные нагрузки, влияние сил трения, влияние коррозионной среды, новизна спускаемой колонны, влияние механических примесей, способствующих увеличению сил трения в плунжерной паре, либо совокупное воздействие представленных факторов [8]. Рассмотрение фонда скважин, оборудованных ШСНУ, в НГДУ «Нижнесортымскнефть» выявил тенденцию к сокращению данных насосных установок, что обусловлено внедрением УЭЦН (установок электроцентробежного насоса) на вновь введенном и высокообводенном фонде. Опыт эксплуатации ШСНУ показал, что полностью отказаться от данных насосных установок невозможно так, как большое количество скважин имеют приток менее 0 м 3 /сут при динамическом уровне м. В условиях НГДУ «Нижнесортымскнефть» данный фонд скважин подвергается большому количеству отказов, требующих более детального анализа, при этом особое место отведено малодебитному (с производительностью менее 4 м 3 /сут) периодически работающему фонду, добывающему высокообводненную продукцию.
41 Влияние параметров работы привода и глубины спуска ШГН на частоту обрывов штанг и проектный межремонтный период подземного оборудования в наклонно направленных скважинах с тангенциальным профилем Частота обрывов колонны штанг в условиях наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем Для оценки влияния различных параметров на количество обрывов колонны штанг в условиях роста обводненности добываемой продукции и больших углов наклонна ствола скважины, имеющих место в условиях Западной Сибири, произведена адаптация формулы А.С. Вирновского для нахождения теоретической частоты обрывов колонны штанг. Рассмотрим общий случай расчета вероятной частоты обрывов колонны штанг в форме одночленной степенной функции, выведенной А.С.Вирновским [17]. Расчет средней нагрузки, действующей на колонну штанг, определяется по формуле (3.1): Q c " 1 y ( F f ) l y f x, (3.1) где " y средняя плотность жидкости в колонне НКТ; l длина колонны штанг; f площадь поперечного сечения штанг; y вес единицы объема материала колонны штанг; F площадь поперечного сечения плунжера насоса. Удельный вес жидкости высокообводненного фонда скважин месторождений Западной Сибири (с обводненностью 80-90%) колеблется в пределах 0,9-0,97 г/см 3. Для определения средних нагрузок, действующих на колонну
42 Qизм, кг 4 штанг в условиях наклонных скважин данного региона, произведено сопоставление 48 результатов динамометрирования на добывающих скважинах ОАО «Сургутнефтегаз», НГДУ «Нижнесортымскнефть» используя формулу (3.), при этом обводненность продукции данных скважин составляет в среднем 85%, исходя из этого плотность жидкости берется равной 0,95 г/см 3. Q C 1 0,95 ( F f ) l y f l. (3.) Из рисунка 3.1 определено, что в 79% всех случаев расхождения между расчетной и фактически определенной нагрузкой лежит в пределах нормальной точности самих динамометрических замеров (% от максимума шкалы динамографа), в 1% всех случаев имеют место большие расхождения, вызываемые как отклонением фактической плотности жидкости от расчетной, так и ошибкой динамографа при записи нагрузок действующих на колонну штанг Qрас, кг Отклонение менее % Отклонение более % Рисунок 3.1 Отклонение показаний расчетной нагрузки колонны штанг и измеренной динамографом Для оценки величины коэффициента а 0 в формуле 3.3 для двойной амплитуды нагрузок:
43 43 s0 P a0 F l ec y f x. (3.3) g где e c кинематический коэффициент станка-качалки; s 0 длина хода полированного штока, м; угловая скорость, с -1 ; штанг. s g e c 0 фактическая величина максимального ускорения колонны Вычислены фактические значения a 0 для 48 динамометрических замеров по результатам которых выяснено, что фактическое значение a0 колеблется в пределах 0,8 1,9. Из рассмотрения относительных частот наблюдений значений a 0, лежащих в пределах 0,05 от произвольного среднего значения, видно, что эти частоты образуют обратную симметричную кривую типа кривой ошибок Гаусса, имеющей максимум вблизи 1,4, что при " y =0,95 отвечает 5% увеличению амплитуды нагрузок за счет сил трения. Коэффициент a 0 это коэффициент имеющий размерность объемного веса, подлежащий опытному определению, зависит помимо плотности жидкости, величины сил трения и от не поддающихся аналитическому учету нарушений, связанных с неполным заполнением цилиндра или дефектами наземного оборудования [17].
44 Число случаев ,7 0,9 1,1 1,3 1,5 1,7 1,9,1 Значение αₒ Рисунок 3. Кривая ошибок Гаусса для значения коэффициента a 0 В результате обработки статистической и расчетной информации значение данного коэффициента берется равное 1,4. Для обработки статистических данных формула для нахождения частоты обрывов колонны штанг принимается в форме одночленной степенной функции диаметра и глубины спуска плунжера насоса. ( ) ( ), (3.4) где отдельные участки длины ; амплитуда напряжений; величина, характеризующая наклон выпрямляемой в логарифмических координатах кривой Велера; число циклов в единицу времени, 1/мин 1 D 4 (1 ) 1 ; ( 1), d (3.5) Внося значения и получим:
45 45 1 " " 1 " " ; y y d D y y a y y y d D y y a D a d y d D, (3.6) Полагая, что " y =0,95, a=1,4 и внося значения объемного веса стали с поправкой на увеличение веса колонны штанг соединительными муфтами y =8,6 кг/дм 3, получим после численных упрощений: ; d D d D D a d y d D, (3.7) Безразмерная функция будет иметь следующий вид: ) ( d D d D. (3.8) В интересующем нас интервале D/d= при = коэффициент приближенно заменен одночленной степенной функцией (расчеты представлены в приложении): ,0755 0,3354 d D, (3.9) Сравнение функции 1 и показывает, что они практически идентичны, полагая, что 1 = получим: ; n m a a d D m, ; d D D d a y D a d y d D, Зная, что l d D a a 1, получим:
46 46, 1) ( n m a, 1) ( 1 n m a, 1) ( 1 n m a, n m a, 1 1 D a n m a m m m m m l d D y a d D d D l a y a d D a y l a a y D d l a d D D d a y d l (3.10) Пусть , тогда: m m l d D y a n m a, (3.11) Зная, что ( ), будет иметь вид: m m l d D y a l n a, (3.1) где m m y a l n a b, ( ); l длина одной насосной штанги, м; Таким образом, в результате преобразований и используя фактические данные динамометрирования колонны штанг в условиях наклонных скважин НГДУ «Нижнесортымскнефть» получено обобщенное выражение для нахождения теоретической частоты обрывов колонны штанг (формула 3.13).
47 l d D b, (3.13) Логарифмируя выражение (3.13) получим: l d D b lg 1) ( lg 0.147) (3.050 lg lg. (3.14) Выражение (3.14) может быть использовано для вычисления наиболее вероятных значений b и, если известен ряд опытных значений D/d, l и соответствующих им в условиях наклонных скважин. Предположим, что: c z;lgb lgl ; d D lg ; lg x y и, считая наиболее вероятными значениями b и такие, при которых достигает минимума сумма квадратов отклонений наблюденных значений y i от функции, получим, пользуясь обычным приемами способа наименьших квадратов: , , ) ( ) ( i i i i i i i i i i i i i i i i i i z x y z z x x c y z z x x c c y z z x x c y y (3.15) Из выражений (3.15) после преобразований, получаются два уравнения относительно неизвестных c и (p- число наблюдений): ) ( ) ( ) (3.050 ) (3.050, ) (3.050 i i i i i i i i i i i i i i i i i i i z x z z y x y x z z x x z x c x z y z x c р (3.16) На основе промысловых данных из таблицы 3.1, используя выражения 3.16, производится расчет среднего значение показателя степени кривой Велера и коэффициента b для условий эксплуатации наклонно направленных скважин в
48 48 ОАО «Сургутнефтегаз», НГДУ «Нижнесортымскнефть». Результаты расчета основных компонентов уравнения 3.16 представлены в таблице 3.. Таблица 3.1 Статистические данные частоты обрывов колонны штанг за годы в ОАО «Сургутнефтегаз», НГДУ «Нижнесортымскнефть» D d D/d Среднее за год число оборудованных скважин Средняя глубина спуска насоса Количество обрывов за годы Среднее количество обрывов в год Число обрывов на одну скважину в год 3 1, , , , , ,076 44, , , ,195 56, ,33 Таблица 3. Результаты расчета компонентов уравнения 3.16 D/d x x^ L, тыс.м z z^ ϕ, обрывов на одну скв. в год y xz yz xy 1,45 0,161 0,06 1,454 0,16 0,06 0,064-1,194 0,06-0,194-0,193 1,68 0,5 0,051 1,310 0,117 0,014 0,048-1,319 0,06-0,155-0,97 1,73 0,38 0,057 1,84 0,108 0,01 0,076-1,119 0,06-0,11-0,66 0,301 0,090 1,05 0,081 0,006 0,155-0,810 0,04-0,065-0,44,3 0,365 0,133 1,198 0,078 0,006 0,195-0,710 0,09-0,056-0,59,55 0,406 0,165 1,04 0,010 0,0001 0,33-0,633 0,004-0,006-0,57 Сумма 1,698 0,53 0,558 0,065-5,784 0,136-0,598-1,517 В результате преобразований уравнения 3.16 искомые коэффициенты находятся по следующим формулам:
49 49 ( ( ) ) Искомые значения рассматриваемых коэффициентов имеют следующие величины: =1.573; lgb=-,743; b=0,0018. Внося значение и b в выражение 3.13 получим, что для условий наклонно направленных скважин рассматриваемого региона эксплуатации ШГН частота обрывов колонны штанг находится по формуле D ,0018 l. (3.0) d Рассмотрено влияние длины хода насосной установки на вероятную частоту обрывов штанг при условии неизменности производительности скважинной насосной установки. Если диаметр плунжера, конструкцию штанговой колонны, величину утечек в насосе и коэффициент подачи считать неизменными, то условие сохранения производительности может быть записано в виде [48]: n 1 S 01 =n S 0, (3.1) где n 1 и n частоты качаний установок с длиной хода точек подвеса штанг соответственно S 01 и S 0. [14, с. 4]. Вероятные частоты обрывов штанг для сравниваемых насосных установок (с длинной хода полированного штока 3 и 6 м) с учетом разности глубин спуска будут иметь вид [48]:
50 50 3,0437 0,151 D 1 1 bn1 H 1, (3.) d 3,0437 0,151 D 1 bn H, d где 1 вероятная частота обрывов штанг в год для первой установки, обр/год; вероятная частота обрывов штанг в год для второй установки, обр/год; H 1 глубина спуска насоса первой установки, м; H глубина спуска насоса второй установки, м. S01 Зная, что: n n1, (3.3) S S получим, H 1. (3.4) S H 0 0 Из выражения (3.4) следует, что при условии сохранения производительности насосной установки вероятная частота обрывов штанг уменьшается пропорционально увеличению длины хода полированного штока и возрастает пропорционально глубине спуска колонны штанг. Известно, что динамичность нагружения тем больше, чем больше частота качаний [60]. Это обстоятельство подчеркивает выгодность длинноходовых режимов откачки, так как увеличение частоты качаний приводит не только к повышению динамических нагрузок, но и к большей интенсивности их нарастания [13, 95]. Произведен расчет частоты обрывов колонны штанг исходя из зависимостей (3.) и (3.4) при длинах хода полированного штока 3 и 6 м и различных глубинах спуска плунжера до и после замены привода ШГН. Другие условия (диаметр плунжера, конструкцию штанговой колонны, величину утечек в насосе и коэффициент подачи) считаются неизменными. По промысловым данным эксплуатации ШГН в НГДУ «Нижнесортымск- 1
51 φ, обр./год 51 нефть»(46 скважин) с использованием формул (3.) и (3.4) построена зависимость частоты обрывов колонны штанг от глубины спуска плунжера для различных диаметров плунжера, длин хода полированного штока, при сохранении условия равнопрочности колонны штанг в наклонных скважинах, имеющая экспоненциальный характер (Рисунок 3.3). Полученная зависимость, позволяет осуществить прогноз обрывов колонны штанг для различного сочетания вышеприведенных условий эксплуатации ШГН [48] y = 0,3796e 0,0019x R² = 0,9936 y = 0,4549e 0,0015x R² = 0,9951 y = 0,115e 0,00x R² = 0,9437 y = 0,598e 0,0017x R² = 0,9949 y = 0,533e 0,0015x R² = 0,9988 Dпл=0,044м(S=3м) Dпл=0,038м(S=3м) Dпл=0,03м(S=3м) Dпл=0,044м(S=6м) Dпл=0,038м(S=6м) Dпл=0,03м(S=6м) y = 0,104e 0,0018x R² = 0, Н сп, м Рисунок Изменение частоты обрыва колонны штанг в зависимости от глубины спуска насоса, длины хода полированного штока и диаметра плунжера Используя данные эксплуатирующейся скважины, последовательным изменением длины хода полированного штока привода ШГН (S 0 =6 м), рассчитывается частота обрывов колонны штанг для различных типоразмеров плунжера насоса, исходя из постоянства глубины спуска плунжера и прочих равных условиях используя выражение (3.5).
52 φ, обр./год S S. (3.5) По результатам расчета получена зависимость (рисунок 3.4) частоты обрывов колонны штанг от длины хода полированного штока и диаметра плунжера насоса Dпл=0,044м Dпл=0,038м Dпл=0,03м S, м Рисунок График зависимости частоты обрывов колонны штанг от длины хода полированного штока и диаметра плунжера насоса Анализ полученных зависимостей показывает, что в условиях месторождений ОАО «Сургутнефтегаз», увеличение длины хода полированного штока способствует снижению частоты обрывов штанг, причем замечено, что чем больше глубина спуска плунжера насоса, тем это снижение существенней. В рассматриваемом случае изменение длины хода полированного штока с 3 м на 6 м привело к уменьшению частоты обрывов штанг в среднем на 40% [48] Влияние параметров работы привода и глубины спуска ШГН на проектный межремонтный период подземного оборудования высокообводненного фонда скважин При эксплуатации ШСНУ в условиях добывающих компаний таких, как ОАО «Сургутнефтегаз» существуют проектные или плановые показатели эксплуатации подземного оборудования, основанные на рентабельности проведения ре-
53 53 монтов. К одним из основополагающих эксплуатационных показателей ШСНУ является межремонтный период подземного оборудования, зависящий от совокупности различных факторов. К таким факторам относится обводненность добываемой продукции скважин, которая неуклонно растет на большинстве месторождений как в Западной Сибири, так и в России в целом. Исходя из этого актуальной задачей является изучение влияния данных факторов на вероятность выполнения проектного межремонтного периода подземного оборудования в условиях представленного района эксплуатации. Известно, что показатель межремонтного периода подземного оборудования (МРП) носит случайный характер [97, 79]. Совокупности значений случайных величин, расположенных в возрастающем порядке с указанием вероятностей их появления, называют распределением случайных величин. Соотношения, устанавливающие связь между возможными значениями случайной величины и соответствующими им вероятностями, называют законом распределения [104]. Законы распределения могут задаваться аналитически, в виде графиков или таблиц. В теории надежности используются разнообразные законы распределения. Задача теории надежности заключается в выборе такого закона распределения, который наиболее полно отражает происходящий физический процесс. Подобрав теоретический закон распределения, решают практические задачи по определению показателей надежности машин. Для непрерывных случайных величин используются следующие способы аналитического описания законов распределения [41]: 1) дифференциальная функция или плотность распределения f (t); ) интегральная функция распределения или функция вероятности отказа: F(t) dt, (3.6) 3) обратная интегральная функция распределения или функция вероятности безотказной работы:
54 54 t P( t) 1 F( t) 1 f ( t) dt, (3.7) 4) функция интенсивности (интенсивность отказов): f ( t) f ( t) ( t). (3.8) P( t) 1 f ( t) dt t Функции F(t), f(t) являются равнозначными способами описания законов распределения, но каждую из них удобнее применять для решения определенных задач. Так функции F(t), позволяют отсчитывать значения вероятностей попадания случайной величины в заданные интервалы. Дифференциальная функция f(t) отражает наиболее специфические черты закона распределения (местоположение наиболее вероятных значений, степень рассеяния, симметричность и т.д.), поэтому она часто используется для представления свойств случайной величины. Функция интенсивности применяется для характеристики интенсивности отказов элементов. Наибольшее распространение применительно к расчету показателей надежности машин получило нормальное распределение, распределение Вейбулла [43]. Для объективной сравнительной оценки влияния длины хода полированного штока на МРП в качестве образца, имеющего длину хода значительно большую (6 м), чем максимальное значение стандартного станка-качалки (3 м), берется длинноходовой цепной привод (типа ПЦ /). В качестве выборки берется 10 скважин эксплуатирующихся в НГДУ «Лянторнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», при этом обводненность продукции данных скважин составляет в среднем 8,4% Предположим, что наработка ПЦ (цепного привода) до отказа описывается законом распределения Вейбулла. Дифференциальная функция f(t), функция «безотказности» P(t) и функция интенсивности при распределении Вейбулла имеют вид [41]:
55 f ( t) b a t a 55 t exp a b1 b, (3.9) b t P( t) exp a. (3.30) где a и b параметры распределения Вейбулла. Параметр а находится из выражения: t a. (3.31) b где b коэффициент, определяемый при известном коэффициенте вариации. Осуществляется анализ вероятных сроков безотказной работы цепного привода и станка-качалки (СК) в зависимости от глубины спуска плунжера насоса, для этого определена зависимость наработки на отказ от глубины спуска насоса. С целью определения вероятного срока службы скважинного штангового насоса по промысловым данным без предварительного задания какими-либо параметрами ( п, ц, 1 ) Б.Б. Круманом была выведена следующая формула [14] : (1-i) D t, (3.3) HnS пл 0,5 п 0,5 0,3 A l. (3.33) 0,5 0,75 0,75 1,01g п ц Как следует из выражения (3.33), значение определяется величинами, зависящими от износостойкости деталей насоса и его конструкции [55]. От режима откачки величина не зависит. Это обстоятельство определяет удобство формулы (3.3) для сравнительных оценок сроков службы скважинных насосов одинаковой конструкции в зависимости от параметров режима откачки. При постоян-
56 56 стве параметров, i,, D пл из формулы (3.3) следует, что отношение сроков службы насосов равно [5]: t t 1 n 1 S 0,6 0,6 n 1, (3.34) n S n H H 1 где t 1,n 1, S n1, H 1 соответственно срок службы, частота качаний, длина хода и глубина спуска плунжера текущего насоса; t, n, S n, H соответственно срок службы, частота качаний, длина хода и глубина спуска плунжера теоретически устанавливаемого насоса. Исходя из того, что при прочих равных условиях меняется только глубина спуска плунжера насоса получим следующую зависимость: t t 1 H H. (3.35) 1 По промысловым данным на примере отдельной скважины оборудованной приводом ШГН станок-качалка - скв и скважины, для которой осуществлен подбор цепного привода - скв. 1450, имеющие сходные глубины спуска и диаметры плунжера насоса, расчетным путем, осуществляется оценка вероятности выполнения проектной наработки на отказ, которая в условиях Лянторского месторождения для ШСНУ составляет 350 сут. [5]. Исходя из формулы (3.35) и (3.31) оценивается наработка на отказ для различных глубин спуска насоса с последующим определением параметра распределения Вейбулла, результаты расчетов представлены в таблице 3.3.
57 57 Таблица 3.3 Результаты расчета наработки на отказ в зависимости от глубины спуска плунжера насоса Наработка на отказ скважина 1450 скважина 1914 t 1,сут H сп, м t,сут а t 1,сут H сп, м t,сут а , , , , ,59 877, ,6 801, ,84 60, ,89 566, ,79 438, ,69 46, ,45 358, ,13 400, ,9 310,9 Последующие расчеты заключаются в определении проектной вероятности наработки на отказ насосного оборудования (350 сут.) для различных глубин спуска насосного оборудования исходя из формулы (3.30), при этом параметр распределения b для цепного привода составляет 3,, а для станка-качалки,4. Результаты расчетов представлены в таблице 3.4. По результатам расчетов построен график распределения вероятности безотказной работы равной 350 сут. для различных глубин спуска насосного оборудования (рисунок 3.5) [5]. Таблица 3.4 Результаты расчетов вероятности наработки на отказ 350 сут. при различных глубинах спуска плунжера насоса ПЦ-80(S=6 м) ПНШ-80(S=3 м) наработка на отказ= 350 сут. разница p(t),% H сп,м p(t) H сп,м p(t) S =6/S 1 =3 50 0, , , , , , , , , , , ,6 6
58 P(t) ,8 0,6 0,4 ПЦ-80(S=6м) ПНШ-80(S=3м) 0, Hсп, м Рисунок 3.5 График распределения вероятности безотказной работы равной 350 сут. для различных глубин спуска насосного оборудования Исходя из проведенных расчетов, можно сделать вывод о том, что увеличение длины хода полированного штока с 3 на 6 м на высокообводненном фонде скважин, приводит к существенно большей вероятности выполнения проектного МРП подземного оборудования в среднем на 4% при прочих равных условиях. 3. Расчет места установки центратора в зоне расположения насоса с учетом влияния перепада давления, возникающего в штанговой колонне при такте нагнетания В настоящее время существует несколько методов повышения надежности и снижения частоты обрывов принасосной зоны колонны штанг как высокопроизводительных, так и менее производительных ШГН, такие как: установка центраторов, укороченных штанг либо конусной штанги на рассматриваемом участке [107, 99].
59 59 зона R P R 1 α 1 зона q a S P нагн.кл. x l y x 1 l 1 P y 1 Рисунок 3.6 Схема расположения центратора в зоне расположения насоса колонны штанг Наиболее доступным способом снижения частоты обрывов колонны штанг, в зоне, прилегающей к насосу является установка центраторов на определенном расстоянии от насоса, при этом данная величина зависит от большого количества факторов [0, 3]. На основании рассмотрения данных факторов, предложен наиболее оптимальный и точный способ его определения. Можно предположить, что наибольшие изгибающие нагрузки в зоне расположения насоса возникают при ходе плунжера вниз, то есть при такте нагнетания, тогда распределение основных действующих сил на колонну штанг будет иметь следующий вид (рисунок 3.4) [53]. Известно, что при течении продукции нефтяных скважин через узлы всасывающих и нагнетательных клапанов часть энергии тратится на преодоление местных сопротивлений [37, 105], что как следствие приводит к возникновению дополнительной силы сопротивления движению плунжера ШГН при ходе вниз. Пользуясь данными экспериментальных исследований А.М.Пирвердяна и
60 60 Г.С.Степановой представим, что через клапанную пару проходит скважинная жидкость с полностью растворенным попутным газом (Р P нас ), в этом случае расчет перепада давления между выкидным отверстием насоса и рабочей областью цилиндра при нагнетании будет иметь следующий вид [4]: а) Расход смеси через клапан: (3.36) [ ]. (3.37) где расход жидкости через клапан при стандартных условиях, м 3 /сут; объемный коэффициент нефти при давлении Р i, доли ед.; обводненность добываемой жидкости, доли.ед. б) максимальная скорость движения перекачиваемой жидкостной смеси в седле клапана с учетом неравномерности движения плунжера: (3.38) где d кл диаметр отверстия в седле клапана, м в) Рассчитывают число Рейнольдса для потока смеси в отверстии клапана: (3.39) г) Определяют коэффициент расхода клапана данного типа в зависимости от числа Рейнольдса. Таким образом, искомый перепад давления в клапане при такте нагнетания ШГН будет иметь следующий вид: где плотность дегазированной жидкости, определяемой из выражения (3.40)
61 61. (3.41) где плотность дегазированной нефти, кг/м 3 ; плотность пластовой воды в поверхностных условиях, кг/м 3. Как видно из выражения (3.40) увеличение диаметра плунжера способствует снижению величины перепада давления в нагнетательном клапане, что, следовательно, не может быть основной причиной высокой обрывности высокопроизводительных ШГН в нижней части колонны штанг [53]. Установка центратора в рассматриваемом случае предназначена для уменьшения контактного взаимодействия плунжера с цилиндром насоса, снижения сил трения, а также уменьшения изгибающих моментов, воздействующих на колонну штанг в зоне расположения насоса [39, 5]. Участок скважины в зоне расположения насоса принят прямолинейным с углом искривления a. Уравнение упругой линии, составленное от плунжера насоса до предполагаемого размещения центратора имеет следующий вид [4]: Участок 1 (3.4) где Решение уравнения: где A 1 ;A постоянные интегрирования.
62 6 Участок (3.43) где R реакция в месте установки центратора; расстояние от плунжера до места установки центратора. Решение уравнения: где C 1,C постоянные интегрирования. Граничные условия в крайних точках и в точке предполагаемой установки центратора на участке будут иметь вид: при x 1 =0, y 1 =0, ; при x 1 =l 1, x =0, y 1 =r 1, y =r 1, при x =l ; y =r, (3.44) где радиальный зазор между НКТ и колонной штанг в месте потенциальной установки центратора; радиальный зазор между колонной штанг и НКТ на участке после предполагаемого места установки центратора. Подставляя граничные условия в выражения получим [53]:
64 64 P P ид H P P P Рисунок Схема распределения сил действующих на колонну штанг при такте нагнетания Рассмотрим влияние типоразмеров плунжера и колонны штанг, в зоне, прилегающей к насосу на место установки центратора исходя из условия, что установка будет осуществляться в точке теоретического касания штанг о колонну НКТ, при этом точкой касания будет считаться участок, где колонна штанг не будет доходить до НКТ 3 мм, что является запасом хода штанг по результатам расчета. Известно, что средняя глубина спуска ШГН в ОАО «Сургутнефтегаз» составляет 1400 м. Физико-химические параметры добываемой жидкости взяты на примере Верхненадымского месторождения разрабатываемого ОАО «Сургутнефтегаз» и соответствуют средним значениям для жидкости, добываемой в данном регионе (таблица 3.5).
65 Таблицы 3.5 Физико-химические параметры добываемой жидкости 65 Показатель Значение р дег.нефти, кг/м 3 84 р пл.воды, кг/м b н, доли.ед. 1,17 µ кл, доли.ед. 0,80 Обводненность, доли.ед. 0,70 Таблица 3.6. Размеры клапанной пары в зависимости от типоразмера насоса Типоразмер насоса Внутренний диаметр седла, мм Диаметр шарика, мм НВ-8 11,890 15,875 НВ-3 14,610 19,050 НВ-38 17,830 3,81 НВ-44 1,080 8,575 НВ-57 6,570 34,95 По имеющимся данным первоначально произведен расчет перепада давления в нагнетательном клапане при такте нагнетания для различных типоразмеров плунжера насоса по формулам ( ), при этом принимается, что каждый типоразмер обеспечивает подачу, соответствующую работе станка-качалки с длинной хода полированного штока 3 м и числом качаний 4 кач./мин, коэффициент наполнения насоса берется равным 0,9. Внутренние диаметры седел клапанов и диаметры шариков клапанной пары штанговых насосов различных типоразмеров представлены в таблице 3.6. Результаты расчетов при условии, что рассчитанная по формуле 3.38, плотность добываемой жидкости составила 965 кг/м 3, представлены в таблице 3.7.
66 66 Таблица 3.7. Результаты расчета перепада давления в нагнетательном клапане при такте нагнетания для различных типоразмеров насоса Типоразмер насоса υ max, м/с Q кл, м 3 /с P, МПа НВ-8 0,3680 0,0013 0,100 НВ-3 0,3180 0,0017 0,0760 НВ-38 0,300 0,004 0,0690 НВ-44 0,980 0,003 0,060 НВ-57 0,3060 0,0054 0,0710 Используя полученные данные, осуществлен расчет места установки центратора, относительно плунжера насоса для различных типоразмеров насоса, диаметров штанг в зоне, прилегающей к насосу и углов наклона ствола скважин в данной зоне. Расчет осуществлялся с помощью математической программы Maple 15, используя систему уравнений (3.45). Результаты расчетов представлены в виде графиков на рисунках ( ). Анализ полученных графиков показывает, что на место установки центратора в большей степени влияет диаметр штанг в и угол наклона ствола скважины в зоне установки насоса. Влияние типоразмера штангового насоса при такте нагнетания заключается в величине перепада давления, возникающем в нагнетательном клапане, который меняется на тысячные доли для каждого диаметра плунжера при соблюдении одинакового режима работы насоса. Исходя из этого, по каждому графику выведены усредненные относительно диаметра плунжера кривые зависимости места установки центратора от угла наклона ствола скважины и сводный график зависимости места установки центратора от диаметра штанг и угла наклона ствола скважины в зоне, прилегающей к насосу. Также замечено, что место установки ближайшего центратора предотвращающего касание колонны штанг с НКТ при такте нагнетания сдвигается в противоположную сторону от плунжера с уменьшением угла наклона ствола скважины, причем расчетным путем получено, что максимальный сдвиг не пре-
67 L 1, м L 1, мм 67 вышает 15 м, что обусловлено упругими свойствами применяемых в настоящее время типоразмеров насосных штанг Dпл=8 мм Dпл=3 мм Dпл=38мм Dпл=44мм Dпл=57мм а, град. Рисунок 3.8 График зависимости места установки центратора от диаметра плунжера и угла наклона ствола скважины к вертикальной оси для диаметра штанги в принасосной зоне 19мм а, град. Dпл=8 мм Dпл=3 мм Dпл=38 мм Dпл=44 мм Dпл=57 мм Рисунок 3.9 График зависимости места установки центратора от диаметра плунжера и угла наклона ствола скважины к вертикальной оси для диаметра штанги в принасосной зоне мм
68 L 1, м L 1, м а, град. Dпл=8 мм Dпл=3 мм Dпл=38 мм Dпл=44 мм Dпл=57 мм Рисунок 3.10 График зависимости места установки центратора от диаметра плунжера и угла наклона ствола скважины к вертикальной оси для диаметра штанги в принасосной зоне 5мм y = 69,888x -0,688 R² = 0,9976 y = 51,787x -0,631 R² = 0,9637 y = 39,683x -0,581 R² = 0, а, град Dшт=19 мм Dшт= мм Dшт=5 мм Рисунок 3.11 Сводный график зависимости места установки центратора от диаметра штанг в зоне расположения насоса и угла наклона ствола скважины к вертикальной оси
69 69 Более детальный анализ расчетных данных показал, что место установки центратора не зависит от радиального зазора между НКТ и диаметра плунжера насоса, но прямо пропорционально зависит от диаметра штанг. Выявлено, что контакт колонны штанг с НКТ после предполагаемого места установки центратора в зависимости от диаметра колонны штанг и угла наклона варьируется от 1 до,5 м, что является определяющей величиной при подборе межцентраторного расстояния после первого рассчитанного центратора. Количество центраторов определяется зоной статистической обрывности для рассматриваемого типоразмера насоса в данном регионе эксплуатации. Для условий Западной Сибири данная зона на примере штанговых насосов диаметрами 3, 38, 44 мм составляет от 500 м до глубины установки первого центратора [53]. Таким образом, исходя из приведенной статистики количества обрывов колонны штанг на рисунке., главы, можно сделать вывод, что для эксплуатации относительно более производительных штанговых насосов с диаметрами 38 и 44 мм возможно обеспечить условия безобрывности колонны штанг, путем установки центраторов в зоне прилегающей к насосу, как наиболее опасной зоне данных насосов. Сущность приведенного расчета заключается в ограничении амплитуды изгибающих моментов колонны штанг в данной зоне путем определения наиболее оптимального относительно плунжера места установки центратора. Основными отличительными особенностями данной методики, в сравнении с существующими в настоящее время, является то, что местом установки центратора считается участок колонны штанг, на котором теоретически возможно касание колонны с НКТ при такте нагнетания. Также предложенная методика учитывает перепад давления в нагнетательном клапане, в определенной степени, действующей на осевую силу возникающей в колонне штанг [53]. Предложенный метод компоновки колонны штанг, рассмотренный на примере эксплуатации штангового глубинного насоса в наклонной скважине позволяет уменьшить или исключить негативное воздействие изгибающих моментов в зоне расположения насоса и увеличить межремонтный период глубиннонасосного
70 70 оборудования в частности высокопроизводительных штанговых насосов в условиях роста обводненности продукции скважин. 3.3 Анализ применения технологии «Стеклопластиковая штанга» в ОАО «Сургутнефтегаз» В результате анализа применяемых в настоящее время технологий коррозионной защиты замечено, что технологии как металлических покрытий в виде цинковых и хромоникелевых сплавов, так и неметаллических покрытий представленных полиуретаном и эпоксидной смолой неприменимы в условиях постоянных знакопеременных нагрузок, имеющих место при эксплуатации штанговой колонны, вследствие малой эластической прочности [9, 83]. Малая эластическая прочность покрытия способствует растрескиванию покрытия, а в дальнейшем и материала штанг, что приводит к коррозионной усталости металла и снижению предела прочности на разрыв [10]. Статистика обрывов в ОАО «Сургутнефтегаз» показывает большое количество обрывов именно в зонах с большими знакопеременными нагрузками такой, как приустьевая зона колонны штанг обводненного фонда штанговых скважинных насосных установок. Применение стеклопластиковых штанг также имеет недостатки, предел прочности данных изделий имеет меньшие значения, чем металлические аналоги, что доказано практическим применением экспериментальных компоновок в НГДУ «Лянторнефть», ОАО «Сургутнефтегаз». Проведенный анализ показал, что во всех представленных компоновках на скважинах: 41, 345, 584, 455 произошел обрыв колонны штанг по телу в приустьевой зоне колонны штанг. Комиссионный разбор причин аварии выявил повышение нагрузки на головку балансира вследствие отложения парафина, по результатам динамометрирования в течение эксплуатации скважин. В ходе эксплуатации данных штанг выявлено, что для борьбы с отложениями АСПО применение горячих промывок установками АДПМ ограничивалось снижением прочностных характеристик стеклопластиковых штанг при повышении температуры больше 80 С. При этом известно, что необходимая для эффективной обработки установкой АДПМ глубиннонасосного оборудования ШСНУ
71 71 температура составляет С. Опыт применения в других нефтяных компаниях таких, как ОАО «Башнефть», ОАО «Татнефть» показывает, что глубины спуска плунжера насоса с использованием стеклопластиковых штанг на участках эксплуатации данных компании значительно меньше ( м), чем необходимая глубина спуска в Западной Сибири ( м), что значительно снижает нагрузку на колонну штанг и, как следствие, снижает риск обрыва. 3.4 Выводы к главе 3 1 В результате расчета вероятности выполнения проектного межремонтного периода подземного оборудования на высокообводненном фонде скважин, по промысловым данным эксплуатации ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз», определено, что увеличение длины хода полированного штока с 3 на 6 м приводит к росту данного показателя в среднем на 4% при прочих равных условиях. Преобразовано выражение А.С. Вирновского для нахождения теоретической частоты обрывов колонны штанг путем определения эмпирических параметров уравнения, зависящих от обводненности продукции и сил трения, для условий наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем. 3 На основании расчетов расстояния до предполагаемого места установки первого относительно насоса центратора, с учетом перепада давления в нагнетательном клапане, установлено, что в условиях наклонно направленных скважин данная величина не превышает 15 м, при этом последующее межцентраторное расстояние варьируется от 1 м до,5 м на участке колонны штанг, соответствующем наибольшему количеству обрывов, в принасосной зоне рассматриваемого района эксплуатации ШГН.
72 7 4 ИССЛЕДОВАНИЕ СМАЧИВАНИЯ КОЛОННЫ ШТАНГ ПЛАСТОВОЙ ВОДОЙ В ПРИУСТЬЕВОЙ ЗОНЕ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ВЫСОКООБВОД- НЕННОГО ФОНДА СКВАЖИН НА УХУДШЕНИЕ ЕЕ ПРОЧНОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК Условия применения ШСНУ в наклонных скважинах Западной Сибири и опыт их эксплуатации показывает, что на развитие усталостной коррозии влияет совокупность различных факторов в той или иной комбинации, приводящие к разрушению материала колонны штанг. К таким факторам можно отнести: обводненность продукции скважин; минерализация попутной воды; свойства материала колонны штанг; угол наклона ствола скважины (совокупное влияние трения и коррозии); смачиваемость (на периодически работающем фонде, за счёт утечек через насос, либо при наличии обратного клапана); новизна насосных штанг; марка стали насосных штанг и режим нагружения колонны штанг при эксплуатации. Наиболее распространенной маркой стали насосных штанг, применяемых в Западной Сибири, является сталь 40 нормализированная, изначально предусмотренная для легких коррозионных условий эксплуатации [8, 87]. Для оценки влияния представленных факторов на коррозионное разрушение материала насосных штанг, произведен комплекс экспериментальных исследований на примере реальных насосных полуштанг, эксплуатируемых в ОАО «Сургутнефтегаз» НГДУ «Нижнесортымскнефть». 4.1 Модель смачивания колонны штанг высокообводненной продукцией скважины Представлена модель смачивания колонны штанг скважин, работающих в периодическом режиме и добывающих высокообводненную продукцию. В основе модели лежит предположение о полном одностадийном процессе смачивания, сопровождающимся полным смачиванием колонны штанг. Одна из крупных задач теории смачивания заключается в расчете краевых углов s на неоднородной твердой поверхности, а именно, в установлении связи
73 = s f 0, ( 0 73 равновесный краевой угол), в зависимости от параметров, характеризующих неоднородность поверхности. Для описания связи = f смачивании неоднородных поверхностей используются два подхода - термодинамический и кинетический. В рамках этих подходов разработан ряд конкретных моделей, которые в той или иной мере учитывают такие факторы, как форма и размеры дефектов (микронеровностей отдельных участков), их распределение и др.. Проблема смачивания неоднородных поверхностей остается актуальной и для условий смачивания колонны штанг из-за сложного рельефа и состава реальных твердых поверхностей. Представлена модель полного смачивания неоднородной твердой поверхности колонны штанг, основное положение которой заключается в том, что этот процесс протекает в две стадии. На первой стадии происходит стекание под действием гравитационных сил с твердой поверхности жидкости L, которая контактировала с твердым телом до перехода в газовую фазу. На второй стадии происходит натекание смачивающей жидкости на освободившийся и находящийся в газовой среде участок твердой поверхности. Рассмотрим «бинарные» твердые поверхности, образованные двумя типами участков: А смачиваемые натекающей жидкостью и В находящиеся в газовой фазе. Произведем расчет статических краевых углов s на неоднородной твердой поверхности с учетом процесса натекания жидкой фазы. Допустим, что твердая поверхность, включающую множество участков с различными значениями поверхностной энергии, можно рассматривать как поверхность, на которой данная жидкость полностью натекает на твердую фазу, в результате на них достигается A полное смачивание cos 1. Вместо расчета краевых углов на множестве индивидуальных участков и учета множества различных дефектов данная модель позволяет ограничиться только одной ситуацией характеризующейся полным натеканием на твердую поверхность. Так как помимо одной смачивающей фазы, других аналогичных фаз нет, то линия смачивания имеет равномерный характер. s 0 при
74 74 Рассмотрим силы, действующие на линию смачивания единичной длины. Сила f1 = L cos s действует на всей длине линии смачивания. Она приложена в той области, где взаимодействие с твердой поверхностью еще не вызывает отклонений поверхности жидкости от гладкой формы. Сила f L действует на смоченных натекающей жидкостью участках поверхности. В этом случае условие механического равновесия записывается в виде: cos, (4.1) L s Из выражения (4.1) получаем уравнение статического краевого угла s на неоднородной твердой поверхности, смачиваемой одной жидкостью: L сos s. (4.) Схема действующих сил на каплю натекающей жидкости в системе жидкость - полностью смачиваемая твердая поверхность колонны штанг - газ имеет вид, представленный на рисунке 4.1. f L θ s 0 f Рисунок Профиль капли и действующие силы на линии трехфазного контакта (жидкость - твердая поверхность - газ) при полном смачивании Рассмотрим уравнение (4.) применительно к двум случаям: 1)для однородной, полностью смачиваемой поверхности 1 ( cos 1 s, что соответствует условию полного смачивания); ) при полном не смачивании однородной поверхности 0(нет вытеснения фазы-предшественника и cos 1) s. Для одной и той же гетерогенной твердой поверхности разные жидкости образуют разные
75 75 краевые углы, следовательно, параметр зависит не только от свойств подложки, но и от свойств смачивающей жидкости. Учитывая, что в рассмотренном случае (смачивание колонны штанг высокообводненной продукцией скважины) происходит в полном объеме, подходит первое условие. Рассмотрим частные случаи, для которых расчет параметра представляется возможным. Также необходимо отметить, что в системах твердое тело жидкость - газ структура линии смачивания имеет характер, аналогичный рассмотренной выше для случая полного смачивания. При обсуждении связи критического поверхностного натяжения твердых тел (по Зисману) с физическими характеристиками подложки П. де Жен предложил простое соотношение: cos s s 1, (4.3) L где S и L поляризуемости твердого тела и смачивающей жидкости. Учитывая, то, что в представленной модели рассмотрен случай полного смачивания выражение (4.3) можно упростить: cos s s. (4.4) L Это соотношение по форме аналогично уравнению (4.). Поэтому можно предположить, что в таких системах: s. L 4. Экспериментальное определение влияния смачивания и новизны колонны штанг на рост микротрещин и поверхностной коррозии 4..1 Определения влияния смачивания и новизны колонны штанг на процессы поверхностной коррозии Анализ эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ и работающих в периодическом режиме на месторождениях Западной Сибири выявил, что количе-
76 КОМПАС- 3D LT ( с) ЗАО АСКОН,Россия.Все права з ащищены. И н в. п о д л. П о д п. и д а т а В з а м. и н в. И н в. д у б л. П о д п. и д а т а 76 ство остановок для накопления уровня жидкости в межтрубном пространстве на срок от одного до нескольких дней составляет 1 4 раза в месяц. При этом рассмотрение отказов колонны штанг данной категории скважин, составившее 48 обрывов за период годы, показало, что в большинстве случаев скважины останавливались 3 4 раза в месяц, соответственно и смачивание колонны штанг происходило аналогичное количество раз. Смачивание колонны штанг, скважин, работающих в периодическом режиме это процесс, возникающий при снижении уровня жидкости в НКТ за счет утечек через насос после остановки привода ШСНУ. Процесс характеризуется растеканием пластовой жидкости по поверхности насосной штанги в газовой среде. Для определения влияния данного параметра и новизны штанг на статистику обрывов колонны штанг, проведено моделирование условий смачивания колонны штанг в лабораторных условиях. КО М ПАС- 3D LT V8 ( некоммерческая версия) К о п и р о в а л Ф о р м а т A 3 При этом степень влияния определялась по результатам оценки роста поверхностной коррозии и системы микротрещин на теле насосных штанг [54]. В качестве опытных образцов взяты насосные полуштанги в количестве пяти штук из них три новые и две ремонтные (прошедшие нормы дефектоскопии после длительной эксплуатации), которые по условию эксперимента, помещаются в среды с различными условиями смачивания. Опытные образцы помещаются в лабораторные капсулы, схема одной из них представлена на рисунке 4.. И з м. Л и с т д о к у м. П о д п. Д а т а Л и с т Рисунок 4.. Схема лабораторной капсулы с помещенным в него опытным образцом полуштанги.
77 77 Лабораторная капсула состоит из стального сосуда 6, изолирующего насосную полуштангу 3, и прикрученных с торцов муфт в минерализованной среде, при этом с одного торца капсула глухая, а с другого торца оборудована капсульной пробкой 1, для возможности извлечения образца. Для исключения электрохимической коррозии со стенками капсулы и имитации работы колонны штанг в приустьевой зоне насосная полуштанга изолирована резиновыми кольцами 4 и подушкой 5. Общий вид экспериментальных образцов и лабораторных капсул представлен на рисунке 4.3. Рисунок 4.3. Общий вид лабораторных капсул и всех опытных образцов Для оценки влияния смачивания и новизны колонны штанг на рост поверхностной коррозии, образование сети микротрещин и прочностные характеристики, представленные образцы берутся разными как по новизне, так и по условиям смачивания. Все опытные образцы, кроме одного, помещены в минерализованную
78 78 воду, имитирующую пластовую воду с минерализацией, соответствующей средним показателям в районах эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири, равной 3 г/л. Известно, что скорость коррозии для солей хлорнатриевого типа, имеющих наибольшую концентрацию в пластовых водах данного региона, зависит от величины концентрации ионов хлора практически в прямо пропорциональной зависимости при величине более 300 мг/л и длительности нахождения образца более 00 ч. [63]. Однако по результатам работ С.В. Наумова и О.А. Сольяшиновой получено, что с ростом минерализации пик скорости коррозии металла сдвигается в сторону увеличения продолжительности его нахождения в минерализованной воде. Исходя из этого, можно сделать вывод, что в представленном случае периодического смачивания с продолжительностью нахождения в минерализованной воде не более 190 часов, влияние минерализации на скорость коррозии практически не будет. С целью имитации периодической работы скважин, период накопления уровня которых составляет более 1 сут., часть опытных образцов, четыре раза в месяц извлекалась на сутки из лабораторной капсулы. Каждый образец подвержен индивидуальной комбинации условий смачивания коррозионной средой, рассмотрим каждый из них. Первый образец представляет собой ремонтную полуштангу с ремонтными муфтами с торцов, помещенную в минерализованную воду и смачиваемую согласно циклу периодической работы, представленному выше. Второй образец новая насосная полуштанга с ремонтными муфтами с торцов, помещенная в воздушную среду, для сравнительной оценки прочностных характеристик. Третий образец также новая насосная полуштанга с новой и ремонтной муфтами с торцов, подвергаемой смачиванию аналогично первому образцу. Четвертый образец, представлен новой полуштангой с новой и ремонтной муфтами с торцов, помещенной в минерализованную воду, и несмачиваемой в течение всего эксперимента для имитации постоянной эксплуатации насоса. Пятый образец является ремонтной полуштангой с ремонтными муфтами, подверженной комплексу мероприятий аналогично четвертому образцу. Для создания движения потока жидкости все образцы ежедневно два раза в день
79 79 подвергались продолжительному взбалтыванию (в течение пяти минут), заключающееся в непрерывном переворачивании капсулы и перетоке минерализованной воды в незаполненную часть капсулы над верхним торцом полуштанги и обратно. В течение всего эксперимента температура в сосудах составляла 3 С. как показано на рисунке 4.4. Рисунок 4.4. Температура минерализованной воды в лабораторных капсулах Длительность эксперимента составила 6 месяцев. В течение всего эксперимента один раз в месяц, производился визуальный осмотр только смачиваемых образцов под номерами 1 и 3, а также образца, находившегося в воздушной среде, фотоотчет осмотра данных образцов представлен на рисунках 4.5; 4.6; 4.7.
80 80 Рисунок 4.5 Результаты визуального осмотра опытного образца 1 и ремонтной муфты сверху вниз (дата смачивания: ; ; ; ; )
81 81 Рисунок 4.6 Результаты визуального осмотра опытного образца 3 и новой муфты сверху вниз (дата смачивания: ; ; ; ; )
82 8 Рисунок 4.7 Результаты визуального осмотра опытного образца и ремонтной муфты сверху вниз (дата смачивания: ; ; ; ; )
83 83 Опытные образцы под номерами 4 и 5 не подвергались визуальному осмотру для создания более реалистичных условий соответствующих непрерывной эксплуатации ШГН, однако после проведения данного этапа экспериментов и извлечения, поверхность образцов имела следующий вид, представленный на рисунке 4.8. Рисунок 4.8 Результат визуального осмотра после проведения эксперимента опытных образцов 5(сверху) и 4 (снизу) Анализ визуального осмотра поверхности опытных образцов после представленного выше эксперимента показывает, что коррозия, присущая образцу 1, имеет самые яркие и глубокие значения корродирования в сравнении с другими, при этом наибольшей коррозии были подвергнуты тело и галтели полуштанг. Коррозия образца 1 сопровождалась отслоением слоев окисла железа с толщиной до 0,5 мм от металла полуштанг. Образец 3, представленный новой полуштангой и новой муфтой также характеризуется коррозией 100% площади поверхности полуштанги, однако в отличие от образца 1 отслоения окислов железа не наблюдалось. Образцы 4 и 5 (ремонтная и новая полуштанги) после длительного нахождения в минерализованной воде, также как и образец 3, не подверглись глубокой поверхностной коррозии, несмотря на то, что процессами коррозии была затронута вся поверхность опытных образцов. На поверхности образца, находившегося в воздушной среде, процессы коррозии затронули лишь ремонтные муфты, при этом в процентном соотношении от всей поверхности муфт, площадь коррозии составила 0%, что, прежде всего, связано с образовани-
84 84 ем оксидной пленки на поверхности металла, ограничивающей коррозионные процессы. Таким образом, по результатам эксперимента можно сделать вывод, что процессы смачивания увеличивают скорость коррозионных процессов, при этом на данный параметр, как видно из сравнительного осмотра образцов 1 и 3, значительно влияет и новизна колонны штанг. Однако замечено, что при отсутствии смачивания, как видно из визуально осмотра образцов 4 и 5, коррозия ремонтной происходит также, как и для новой полуштанги. Отсюда можно сделать вывод, что влияние новизны колонны штанг на коррозионные процессы актуально только для периодически работающих скважин, сопровождающихся процессами смачивания в приустьевой зоне. 4.. Определение влияния процессов смачивания и новизны колонны штанг на развитие сети микротрещин на поверхности с помощью электромагнитного дефектоскопа Эксплуатация скважин оборудованных ШСНУ в условиях Западной Сибири связана с целым рядом осложнений, которые часто приводят к авариям со штангами. Рост числа аварий, приходящихся на штанговые колонны, указывает на необходимость контроля состояния штанг для предупреждения потенциальных аварий [66]. Данные дефектоскопического анализа обрывов новых, а также извлеченных после ремонта штанг выявили, что причинами аварий часто является использование штанг, имеющих обширную сеть микротрещин, без соответствующей отбраковки и без учета вероятности возникновения усталостной коррозии [38]. Рассматривая опыт дефектоскопии насосных штанг в условиях Западной Сибири на примере ОАО «Сургутнефтегаз», можно констатировать, что применяется весь спектр дефектоскопического оборудования, при этом наибольшая доля принадлежит акустическим и электромагнитным дефектоскопам. Именно поэтому для более глубокого осмотра опытных образцов до и после эксперимента произведена сравнительная оценка степени роста сети микротрещин на поверхности полуштанг с помощью электромагнитного дефектоскопа «Вектоскоп-С».
85 85 Дефектоскопия опытных образцов проводилась одновременно путем их скручивания, с целью получения наиболее качественных результатов, при этом последовательность скручивания соответствовала номерам образцов (рисунок 4.9). В результате дефектоскопии опытных образцов до и после эксперимента получены дефектограммы, представленные на рисунке Как видно из сравнительной дефектограммы, процессы коррозии в ходе эксперимента способствовали не только разрушению поверхностного слоя металла полуштанг, но и развитию микротрещин на теле опытных образцов. При этом наибольший рост глубины проникновения микротрещин был замечен на смачиваемых образцах. Более подробный анализ дефектограммы образца 1 (ремонтная полуштанга) показал, что количество микротрещин увеличилось, но их глубина незначительна и эксплуатация в текущем состоянии возможна, однако необходимо учитывать, что эксперимент проводился без динамических нагрузок, которые впоследствии могут увеличить глубину проникновения данных нарушении до критических. Количество некритических микротрещин образца 1 после эксперимента увеличилось в четыре раза, при этом практически не увеличилась глубина проникновения первоначальной одиночной микротрещины. С помощью используемого при этом дефектоскопа, возможно, определять поперечные дефекты сплошности насосных штанг глубиной до 1,5 мм [54]. При этом критической считается глубина дефекта равная величине, составляющей более 50% от глубины риски, на которую настроен дефектоскоп, в данном случае более 0,75 мм [1, 5]. Детальный сравнительный анализ дефектограмм до и после эксперимента образца 3 также выявил, увеличение количества микротрещин, при этом аналогично образцу 1 большинство микротрещин оказались некритичными (менее 0,75мм). Однако у одной из микротрещин замечен рост глубины проникновения до критических, при которых эксплуатация полуштанги невозможна. Образец 3, как видно из дефектограммы до эксперимента, являясь новым, уже имел две микротрещины, причем одна из них была критичной, исходя из чего, можно судить о заводском браке.
86 86 Рисунок 4.9 Скрученные опытные образцы перед дефектоскопией (сверху) и пульт дефектоскописта (снизу)
87 87 Рост количества микротрещин по всей поверхности Рост глубины проникновения микротрещин Рисунок Сравнительная оценка дефектограмм пяти образцов до (сверху) и после (снизу) эксперимента Анализ дефектограмм образцов под номерами,4 и 5 показал практически идентичное расположение и количество микротрещин как до, так и после экспе-
88 88 римента, что свидетельствует об отсутствии условии, способствующих ускорению процессов коррозионного разрушения. Как показала дефектоскопия, на рост микротрещин параметр смачивания оказывает существенное влияние при этом данный рост и увеличение их количества на ремонтных штангах более ярко выражено, чем на новых. Также анализ дефектограмм образцов 1 и 3 выявил, что при совокупном действии смачивания и коррозионного действия пластовой воды увеличение глубины трещины происходит в ускоренном темпе, в том случае, если глубина микротрещины вышла за границу критичности (0,75 мм), как видно на примере развития микротрещины образца 3. Таблица 4.1 Результаты замера глубины микротрещин до и после эксперимента с помощью дефектоскопа Номер образца 1 Новизна Новая Условия смачивания Смачиваемая Воздушная среда 3 Новая Смачиваемая 4 Новая 5 Скорость роста микротрещины, мм/год Ремонтная Несмачиваемая Ремонтная Несмачиваемая Номер дефекта Глубина микротрещины до эксперимента, мм Глубина микротрещины после эксперимента, мм 1 0,44 0,58 0,176 0,35 0,44 0, ,64 0,44 0,35 4 0,176 0,44 0,58 1 0,616 0,79 0,35 0,58 0,704 0,35 3 0,704 0, ,144 1,496 0,704 1,056 1, ,35 0, ,408 1,496 0,176 1,3 1, ,44 0, ,3 1,64 0,064 0,704 0,74 0,07 3 0,44 0,498 0,116 Сравнительная оценка размеров микротрещин до и после эксперимента представлена в таблице 4.1.
89 89 Анализ полученных данных показывает, что скорость роста глубины микротрещин (V к ) от ее первоначальной глубины проникновения (H 1 ) для ремонтных и новых штанг различаются. Замечено, что для ремонтных штанг по мере роста Н 1, V к снижается независимо от условий смачивания, при этом для смачиваемого образца 1 существенный рост V к происходит в узком диапазоне Н 1 (от 0,5 до 0,1 мм). В отличие от предыдущего, ремонтный образец 5, непрерывно находившийся в минерализованной пластовой воде, имеет аналогичные значения V к при больших показаниях Н 1, что объясняется более благоприятными условиями, обеспечиваемые процессами смачивания, для развития коррозионных процессов на поверхности металла насосных штанг. Установлено, что, в сравнении с ремонтными, у новых образцов 3 и 4, независимо от условий смачивания, с ростом Н 1, V к увеличивается, что обусловлено более однородным распределением металла штанг и большим запасом прочности последних, ненарушенного циклическими знакопеременными нагрузками. Также видно, что из полученных данных рост микротрещин для новых образцов под номерами 3 и 4 происходит, начиная с определенной величины первоначальной глубины, которая в зависимости от условий смачивания лежит в разных интервалах. Для смачиваемого образца 3 этот интервал составляет 1,056-1,144 мм, для несмачиваемого образца 4 1,3-1,496 мм, то есть рост микротрещины для насосной штанги находящейся в минерализованной воде с периодическим смачиванием начинается при более низких значения глубины проникновения. Предположив, что точка начала роста микротрещины находится в середине каждого интервала, получается, что для смачиваемого образца 3 эта величина составляет 1,1 мм, а для несмачиваемого 4 на 19% больше 1,364 мм. После проведения экстраполяции данных скорости роста микротрещины для обоих образцов получены приблизительные значения в данных точках 0,673 мм/год и 0,13 мм/год соответственно для образцов под номерами 3 и 4. Таким образом, на основе полученных данных выявлено, что смачивание новых насосных штанг, никогда не подвергавшихся циклическим знакопеременным нагрузкам, способствует снижению минимальной пороговой глубины микротрещины, при которой начинается ее рост на
90 90 19% и увеличению начальной скорости роста микротрещины на 80%. Ремонтные насосные штанги, эксплуатировавшиеся на промысле, имеют пороговую глубину микротрещины значительно меньше 0,44 мм, при этом сравнение скорости роста микротрещины для смачиваемого и несмачиваемого образца показывает, что для первого она на 34% больше, чем у второго. Также замечено, что при уменьшении глубины микротрещины скорость ее роста увеличивается. Исходя из полученной в результате эксперимента информации можно сделать вывод о том, что процессы смачивания опасны как для ремонтных, так и для новых насосных штанг, при этом для новых наиболее опасными являются микротрещины с глубиной проникновения в металл более 1,1 мм, а для ремонтных менее 0,44 мм, что связано с большим запасом прочности первого, не нарушенного циклическими знакопеременными нагрузками. Одной из основных причин усиления роста микротрещин на поверхности металла, представленной насосной штангой, является проникновение диспергированных в воздухе молекул минерализованной воды вглубь микротрещин, при этом циклическое растяжение насосной штанги, происходящее в процессе эксплуатации ШГН способствует проникновению большего количества молекул воды. Осевая сила, действующая на колонну штанг при эксплуатации ШГН, такова, что приходящаяся на одну из пар атомов поверхностного слоя металла внешняя сила превосходит молекулярную силу притяжения атомов, что в итоге приводит к разрыву на такое расстояние, при котором данные силы не действуют. Образующиеся микротрещины имеют различные размеры, что связано с неоднородностью металлов. Основание микротрещин является концентратором локальных напряжений, при этом рост коррозионных процессов в данной зоне, вызванный проникновений молекул минерализованной воды, ослабляет молекулярную связь и способствует дальнейшему росту дефекта. При анализе результатов эксперимента необходимо учитывать, что эксперимент проводился без приложения циклических знакопеременных нагрузок, способствующих возникновению периодического раскрытия микротрещин при эксплуатации штанговой колонны, и как следствие приводящих к еще большему
91 91 проникновению в них агрессивной среды, обеспечивая возникновение коррозионной усталости металла. 4.3 Экспериментальное изучение влияние смачивания и новизны колонны штанг на прочностные характеристики колонны штанг при статическом растяжении на разрывной машине ИР Общие сведения о механических испытаниях Определение механических свойств осуществляется посредствам проведения механических испытаний. Данные свойства зависят от структуры, характера технологической обработки материала и от химического состава. Для выявления характеристик механических свойств металла из него изготовляются специальные стандартные образцы определенных размеров и формы. Изготовленные образцы и подвергают воздействию на специальных испытательных машинах. По способу приложения нагрузки все механические испытания можно разбить на следующие группы: 1 Статические испытания, когда нагрузка на образец в процессе испытания остается постоянной в течение длительного растяжения под действием медленно возрастающей нагрузки либо увеличивается постепенно. Динамические испытания, когда нагрузка приобретает характер удара, то есть на образец действует в течение весьма незначительного промежутка времени, мгновенно. Примером могут служить ударные испытания на изгиб и на растяжение. 3 Технологические испытания (пробы). Испытания, при которых величина прилагаемой нагрузки на испытуемый образец не принимается во внимание. Рассмотрим более подробно испытание статической нагрузкой (растяжение), имеющее место в текущем эксперименте на определение прочностных характеристик полуштанг. При растяжении прочность материала характеризуется пределом пропорциональности σ пц, пределом текучести σ т и пределом прочности при растяжении σ р, а пластичность хараутеризуется удлинением образца ϭ и относительным сужением при разрывеψ. Данные пределы являются основополагающими ха-
92 9 рактеристиками прочностных свойств материалов, которые широко применяются при решении задач. Пределом пропорциональности (σ п ) называется максимальная величина, при которой еще выполняется закон Гука, то есть деформация тела прямо пропорциональна приложенной нагрузке (силе) [11]:, (4.5) где нагрузка при которой нарушена пропорциональность; площадь поперечного сечения образца до разрыва. Пределом текучести (σ т ) называется наименьшее напряжение, при котором образец получает остаточное удлинение без заметного увеличения нагрузки:, (4.6) где нагрузка, при которой наблюдается текучесть то есть удлинение образца без увеличения нагрузки. Условный пределе текучести (σ 0, ) это напряжение при котором образец получает остаточное (пластическое) удлинение равное 0,% своей расчетной длины:. (4.7) Пределом прочности (временное сопротивление σ в ) при растяжении называется условное напряжение, отвечающее наибольшей нагрузке, предшествовавшей разрушению образца., (4.8)
93 93 где наибольшая нагрузка предшествовавшая разрыву образца, кг; начальная площадь поперечного сечения образца, мм. Несущую способность материала, его прочность, предшествующую разрушению характеризует временное сопротивление (предел прочности). Под истинным сопротивлением разрушению (S ) подразумевается истинное напряжение предшествующее моменту разрушения образца:, (4.9) где нагрузка, непосредственно предшествующая моменту разрушения, кгс(н); площадь поперечного сечения образца в месте разрушения, мм. Отношение приращения длины образца (после разрыва) к его первоначальной расчетной длине называется относительным остаточным удлинением ϭ в, выражающемся в процентах:, (4.10) где рабочая длина образца после испытания, мм; рабочая длина до испытания, мм. Отношение уменьшения площади наименьшего поперечного сечения образца при растяжении к исходной площади поперечного сечения образца называется относительным остаточным сужением ψ:, (4.11) где начальная площадь поперечного сечения образца, мм ; площадь сечения образца вместе разрушения, мм.
94 94 В результате статического растяжения образца получают диаграмму растяжения, представленную на рисунке Рисунок 4.11 Диаграмма растяжения металла При растяжении образцов с площадью поперечного сечения и рабочей (расчетной) длиной строят диаграмму растяжения в координатах нагрузки Р и удлинение l [7]. Представленная диаграмма растяжения характеризует поведение металла при испытании на разрыв от момента начала нагружения до разрушения образца (разрыва). На диаграмме выделяют три участка: -упругой деформации- до нагрузки Р упр ; -равномерной пластической деформации от Р упр до Р max ; -сосредоточенной пластической деформации от P max до Р. Последствий нагружения не обнаружится если образец нагрузить в пределах Р упр, а затем полностью разгрузить. Данный тип деформации испытуемого образца называется упругим. В случае, когда нагрузка будет больше Р упр появляется остаточная (пластическая деформация), которая происходит при возрастающей нагрузке [11]. Пластическая деформация, равномерно распределяясь по всему объему образца, а вместе с ней и наклеп, при дальнейшем нагружении еще больше увеличиваются. При значения нагрузки больше максимального значения Р max
95 95 появляется местное утончение образца шейка в наиболее слабом месте, являющейся концентратором дальнейшей пластической деформации. Вследствие роста шейки несмотря на продолжающееся упрочнение металла нагрузка уменьшается от Р max до Р, и происходит разрушение образца при нагрузке Р. Необходимо отметить, что при этом пластическая деформация остается ( L ост )остается, а упругая ( L упр ) исчезает Краткие сведения о современных машинах для испытания образцов на растяжение В настоящее время применяются следующие машины для производства испытаний на растяжение. Машина для испытания на растяжение состоит из трех основных частей [6]: 1. Механизма создающего усилие в испытуемом образце;. Механизма для измерения этого усилия; 3. Механизма для создания усилий, который представляет собой либо гидравлический пресс, либо механическую систему, состоящую из червяка, червячного колеса, гайки и винта. Каждая разрывная машина обязательно должна быть обеспечена механизмом приведения в действие от руки, так как измерение малых деформаций при работе мотора невозможно, даже при наличии двигателя. Наибольшее распространение в производственных условиях получили разрывные машины с максимальной разрывной силой до 50 тонн. Действие нагрузки на образец при гидравлическом устройстве осуществляется с помощью давления жидкости, представляющей собой чаще всего глицерин, воду или масло. Действие разрывной машины, представленной на рисунке 4.1 производится следующим образом. Испытательный металлический образец определенной формы закрепляется в зажимы 7 и 8. При работе машины деформация образца производится при помощи перемещения нижнего захвата 8. Движение ходовому винту 10 сообщается электродвигателем 11 через червячный редуктор 9. Растяжение или
96 96 сжатие образца вызывает отклонение маятника 1, связанного с верхним захватом 7 на рычаге тягами маятник, - диаграммный бараки, 3 - перо для записи диаграммы растяжения, 4 - шкала, 5 - стрелка, 6 - рычаг, 1 и 8 зажимы машины, 9 - червячный редуктор, 10 - винт нагружающего механизма, 11 - электродвигатель, 1 зубчатая пара. Рисунок 4.1 Принципиальная схема разрывной машины. Маятник через рейку и шестерню связан со стрелкой 3 шкалы 4, по которой отсчитывается величина нагрузки, действующей на образец. Для получения диаграммы нагрузка деформация служит самопишущий прибор с диаграммой [6]. Технические характеристики наиболее распространенных разрывных машин представлены в таблице 4.. В ходе эксперимента на определение прочностных характеристик опытных образцов производилось растяжение до разрыва на разрывной машине ИР-500 предназначенной для статических испытаний образцов металлов, арматурной стали, образцов из листового и круглого проката на растяжение при нормальной температуре по ГОСТ
97 97 Таблица 4. Технические характеристики разрывных машин ИР Технические характеристики разрывных машин ИР-100М-авто/ Р-10М-авто ИР-00Мавто/Р-0Мавто ИР-500М-авто/Р- 50М-авто ИР-100Мавто Наибольшая номинальная нагрузка, кн Высота рабочего пространства, мм Ширина рабочего пространства, мм Рабочий ход активного захвата, мм /800 40/900 40/ /40 400/ / Размеры испытываемых образцов: -диаметр цилиндрических образцов, мм; -толщина х ширина плоских образцов, мм; 5-0 [0,5-0]* [0,5-5]* [0,5-40]* [5-50]*80 -диаметр образцов с головками, мм Пределы допускаемой погрешности измерения нагрузки,% Диапазон скоростей нагружения, кн/с Пределы допускаемой погрешности измерения перемещений,% 0,1-10 0,-0 0, ± Масса не более, кг 850/ / /
98 98 Таблицы 4.3 Технические характеристики разрывной машины ИР-500 Наименование Наибольшая предельная нагрузка, кн Диапазоны измерения нагрузки, кн Пределы допускаемой погрешности измерения нагрузки,% Рабочий ход активного захвата, мм Диапазон скоростей перемещения активного захвата без нагрузки, мм/мин Диапазон скоростей нагружения, кн/с Размеры испытываемых образцов: -диаметр цилиндрических образцов, мм; -толщ.х ширина плоских обрахзцов, мм; -диаметр образцов с головками,мм Габаритные размеры р/м,не более,мм: -длина -ширина -высота Параметры питания Потребляемая мощность, не более квт Масса разрывной машины, не более, кг ИР ± , [0,5-40]х В, 50Гц 3, Данная разрывная машина оснащена системой измерения, позволяющей производить испытания с заданной скоростью нагружения и обеспечивающей измерение перемещения активного захвата и его индикацию, запись результата на самопишущем двух координатном приборе, также машина оснащена торсионным блоком измерения нагрузки. Технические характеристики данной разрывной машины представлены в таблице 4.3 [6].
99 Определение и анализ влияния смачивания пластовой водой и новизны колонны штанг на прочностные характеристики при статическом разрыве на разрывной машине ИР-500 Оценка влияния смачивания и новизны полуштанг в ходе эксперимента с погружением в агрессивную среду, представленную пластовой водой, на рост сети микротрещин показывает, что в зависимости от различных комбинации данных факторов, степень роста, как поверхностной коррозии, так и микротрещин меняется в широком диапазоне. Для оценки влияния данных параметров на прочностные характеристики колонны штанг, произведена серия статических растяжений до разрыва каждого образца на разрывной машине ИР-500 [54]. Для возможности проведения эксперимента ввиду того, что данная установка рассчитана на разрыв образцов определенных габаритов, каждый образец был разделен на три части как представлено на рисунке 4.13, таким образом, Рисунок 4.13 Образец полуштанги подготовленный для испытания на статическое растяжение до разрыва чтобы возможно было испытать на прочностные характеристики тело штанги, галтель и соединительные муфты. Перед проведением эксперимента машина была настроена на максимальное значение нагрузки Р max, соответствующей интервалу сосредоточенной пластиче-
100 100 ской деформации. В ходе эксперимента производилась визуальная фиксация всех этапов проведенных работ результаты, которых представлены на рисунках Рисунок 4.14 Результаты обрыва образца 1 на разрывной машине ИР-500
101 Рисунок 4.15 Результаты обрыва образца на разрывной машине ИР
102 Рисунок 4.16 Результаты обрыва образца 3 на разрывной машине ИР
103 Рисунок 4.17 Результаты обрыва образца 4 на разрывной машине ИР
104 104 Рисунок 4.18 Результаты обрыва образца 5 на разрывной машине ИР-500 Также исследованию на критические характеристики подверглись соединительные муфты, являющиеся основными элементами колонны штанг, подвергаемые обрыву в условиях Западной Сибири, по результатам проведенного статистического анализа. В ходе серии статических разрывов, результаты которых представлены на рисунке 4.19 было выявлено, что наиболее уязвимым звеном в системе соединительная муфта квадрат галтель является последняя.
105 105 Рисунок 4.19 Результаты статического разрыва системы галтель-квадратсоединительная муфта на разрывной машине ИР-500 Таким образом, запаса прочности соединительных муфт независимо от новизны и условий смачивания достаточно для обеспечения безаварийной работы в составе колонны штанг. Однако на прочностные характеристики данного элемента, в условиях эксплуатации ШСНУ, может влиять такой фактор как уменьшение толщины стенок вызванного силами трения. По результатам проведенного эксперимента, можно предположить, что основной причиной обрывов по соединительной муфте в условиях Западной Сибири является эксплуатация насоса при больших углах наклона ствола скважины от вертикальной оси, что способствует возникновению больших сил трения скольжения, истирающие поверхность муфт в совокупности с механическими примесями [54]. Одним из примеров служит обрыв по соединительной муфте на скважине 811 Новонадымского месторождения, ОАО «Сургутнефтегаз» представленный на рисунке.7 (глава ). Результаты экспериментального исследования статического разрыва каждого образца представлены в таблице 4.4.