Книжная полка Сохранить
Размер шрифта:
А
А
А
|  Шрифт:
Arial
Times
|  Интервал:
Стандартный
Средний
Большой
|  Цвет сайта:
Ц
Ц
Ц
Ц
Ц

Технологические основы производства лейнированных насосно-компрессорных труб

Покупка
Основная коллекция
Артикул: 744516.01.99
Рассмотрены варианты технологического процесса изготовления лейнированных насосно-компрессорных труб, показаны достоинства и недостатки каждой схемы, выполнено их аналитическое сопоставление. Для студентов, аспирантов и преподавателей вузов машиностроительных направлений подготовки, а также специалистов в области машиностроения.
Богатов, А. А. Технологические основы производства лейнированных насосно-компрессорных труб : учебное пособие / Н. А. Богатов, А. А. Богатов, Д. Р. Салихянов. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2020. - 112 с. - ISBN 978-5-9729-0487-7. - Текст : электронный. - URL: https://znanium.com/catalog/product/1168616 (дата обращения: 29.03.2024). – Режим доступа: по подписке.
Фрагмент текстового слоя документа размещен для индексирующих роботов. Для полноценной работы с документом, пожалуйста, перейдите в ридер.

Н. А. Богатов, |А. А. Богатов, Д. Р. Салихянов













            ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОИЗВОДСТВА ЛЕЙНИРОВАННЫХ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ
            ТРУБ



Учебное пособие
















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2020

УДК 621.643.07
ББК 34.748
     Б73













      Богатов, Н. А.

Б73 Технологические основы производства лейнированных насоснокомпрессорных труб : учебное пособие / Н. А. Богатов, А. А. Богатов, Д. Р. Салихянов. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2020. -112 с. : ил., табл.
           ISBN 978-5-9729-0487-7
     Рассмотрены варианты технологического процесса изготовления лейнированных насосно-компрессорных труб, показаны достоинства и недостатки каждой схемы, выполнено их аналитическое сопоставление.
     Для студентов, аспирантов и преподавателей вузов машиностроительных направлений подготовки, а также специалистов в области машиностроения.

УДК 621.643.07
ББК 34.748





ISBN 978-5-9729-0487-7

      © Богатов Н. А., Богатов А. А., Салихянов Д. Р., 2020
                             © Издательство «Инфра-Инженерия», 2020
© Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2020

    ОГЛАВЛЕНИЕ


ВВЕДЕНИЕ................................................5

ГЛАВА 1. УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ..............................7

ГЛАВА 2. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОИЗВОДСТВЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ.............................14
    2.1. Производство бесшовных труб...................14
    2.2. Производство сварных труб.....................16
    2.3. Сортамент насосно-компрессорных труб и требования к их качеству.......................................17
    2.4. Финишные операции изготовления и контроля качества насосно-компрессорных труб...........................23

ГЛАВА 3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ПРОИЗВОДСТВА ЛЕЙНИРОВАННЫХ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ...............27
    3.1. Сопоставление эксплуатационного ресурса лейнированных труб с трубами традиционного исполнения..............27
3.2. Способы изготовления лейнированных насосно-компрессорных труб..........................29
    3.3. Условия получения лейнированных насосно-компрессорных труб.................................................30
    3.4. Технологические схемы изготовления лейнированных насосно-компрессорных труб...........................33

ГЛАВА 4. ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ВНУТРЕННЕГО ДИАМЕТРА
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ ПУТЕМ КАЛИБРОВАНИЯ НА ОПРАВКЕ.............................................42
    4.1. Закономерности формоизменения труб при калибровании на оправке...........................................42

3

    4.2. Точность калиброванных труб и оценка эффективности калибрования на оправке.............................54
    4.3. Оптимизация формы оправки для калибрования внутреннего диаметра труб...........................................60

ГЛАВА 5. ЛЕЙНИРОВАНИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ ПУТЕМ СОВМЕСТНОЙ РАЗДАЧИ НА ОПРАВКЕ......................72
    5.1. Особенности формоизменения лейнера и насосно-компрессорной трубы при совместной деформации.72
    5.2. Экспериментальное исследование лейнированных насосно-компрессорных труб и результаты их эксплуатации в промысловых условиях..............................93
    5.3. Сопоставительный анализ способа изготовления лейнированных насосно-компрессорных труб раздачей на оправке с гидравлической раздачей................95

ЗАКЛЮЧЕНИЕ..............................................102

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК................................103

Памяти Александра Александровича Богатова...............107


4

    ВВЕДЕНИЕ


     Одним из основных элементов внутрискважинного оборудования (ВСО) нефтедобывающих и нагнетательных скважин являются насоснокомпрессорные трубы (НКТ). В системе нефтяной промышленности РФ насчитывается более 150 тыс. нефтедобывающих скважин со средней глубиной около 2700 м. Общий эксплуатационный фонд НКТ нефтяной промышленности РФ составляет 3300-3400 тыс. тонн.
     В процессе эксплуатации насосно-компрессорные трубы подвергаются механическим нагружениям: от действия веса труб и добываемого продукта, давления флюида в насосно-компрессорной колонне и др., а также коррозионному воздействию агрессивных элементов (H₂S, СО₂), содержащихся во флюиде. Под воздействием механических нагружений, действие которых усиливается коррозионными процессами, насосно-компрессорные трубы изнашиваются, теряют эксплуатационные свойства и выводятся из эксплуатационного фонда. По данным Министерства промышленности РФ производство насосно-компрессорных труб составило около 500 тыс. т. в год, из которых 400 тыс. т. ежегодно направляются нефтяным компаниям. На укомплектование новых нефтедобывающих скважин (5,5-6,0 тыс. скважин в год), при объемах эксплуатационного бурения до 20 млн м/год, используется около 150 тыс. т. насосно-компрессорных труб. Остальные 250 тыс. т. НКТ направляются на замену изношенных. Затраты на восстановление работоспособности одной нефтедобывающей скважины после аварии составляют около 380 тыс. руб.
     Как за рубежом, так и в России активно ведется освоение новых коррозионно-стойких марок сталей и их оптимальной структуры в зависимости от условий эксплуатации НКТ. Несмотря на то, что при использовании коррозионно-стойких марок сталей скорость коррозии НКТ снижается в десятки раз, их применение не всегда оказывается экономически оправданным ввиду их высокой стоимости. Кроме того, к недостаткам следует отнести их восприимчивость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением.
     В целях сохранения металлофонда и повышения срока службы НКТ актуальными являются новые инновационные способы повышения их эксплуатационных характеристик. Мировая практика показывает высокую эффективность применения биметаллических материалов взамен монометаллических. За счет 5

использования двух разных материалов удается более полно удовлетворить всем выдвигаемым требованиям по механической прочности и коррозионной стойкости труб.
     Применительно к нефтедобывающей отрасли применение биметаллических НКТ позволяет использовать рядовую углеродистую сталь, имеющей невысокое сопротивление коррозионному разрушению, в качестве основы, а дорогостоящую коррозионно-стойкую сталь в качестве внутреннего плакирующего слоя. Это позволяет многократно повысить срок эксплуатации труб при незначительном увеличении их стоимости. Получение биметаллических труб возможно несколькими принципиально разными путями: формовка и продольная сварка биметаллического листа, жидкостная диффузионная сварка по поверхностям разделов, сварка взрывом, центробежное литье труб, горячее изостатическое прессование и т. д. Применительно к НКТ, рациональной технологией представляется лейнирование, которое заключается в совместной раздаче внешней трубы и внутренней коррозионно-стойкой вставки до получения прочного соединения между ними. В нефтегазодобывающей отрасли уже имеется положительный опыт промысловых испытаний опытнопромышленных партий труб, изготовленных лейнированием, в береговых (onshore) и морских (off-shore) нефтяных скважинах. Вместе с тем, способ лей-нирования сопряжен со многими техническими проблемами - обеспечение прочного и надежного соединения между внутренней и внешней трубой, заданных свойств и соотношения толщин слоев труб одного типоразмера, предотвращение разрушения труб вследствие раздачи.
     В настоящем учебном пособии изложены варианты технологического процесса изготовления лейнированных насосно-компрессорных труб, рассмотрены достоинства и недостатки каждой схемы, выполнено их аналитическое сопоставление¹.

¹ Работа выполнена в Уральском федеральном университете имени первого Президента России Б.Н. Ельцина.

6

    ГЛАВА 1. УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

     В мировой практике условия добычи нефти претерпели существенные изменения - за последние несколько десятков лет разработка нефтяных скважин сопряжена со значительными трудностями. Освоение новых месторождений для нефтедобычи смещается все в более труднодоступные регионы, с неблагоприятными горно-геологическими и природно-климатическими условиями для всех видов работ (бурение, обустройство и эксплуатация скважин), а также не имеющих ни производственной, ни социальной инфраструктуры.
     Нефтедобыча в обустроенных и давно освоенных регионах испытывает другие осложнения. Большинство скважин в России, открытых 30-50 лет назад, находятся на завершающей стадии освоения, которая характеризуется сокращением дебита скважин, высокой обводненностью добываемого флюида и усилением, как следствие, коррозионного воздействия на внутрискважинное оборудование (ВСО).
     Рентабельность нефтебизнеса во многом определяется совокупными затратами на приобретение, обслуживание, поддержание в рабочем состоянии и ремонт ВСО. Среди глубинно-насосного оборудования (насосные штанги (НШ), штанговые глубинные насосы (ШГН), установки электроцентробеж-ных насосов (УЭЦН)) наиболее уязвимыми являются насосно-компрессорные трубы, которые занимают значительную долю ВСО, как в весовом, так и в стоимостном выражении. Это подтверждается большим количеством работ, посвященным анализу коррозионного разрушения НКТ и поиску их оптимальной защиты от коррозионного воздействия [1-7]. В качестве примера можно привести результаты анализа причин отказов глубинно-насосного оборудования (ГНО) на 301-303 залежах нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Лениногорскнефть», которые показали, что доля отказов по причине выхода из строя НКТ является преобладающей и составляет 61 % среди общего количества отказов (рис. 1) [8].
     К факторам, влияющим на коррозионную стойкость сталей НКТ, относится:
    1) качество металла трубы (химический состав металла, содержание и состав неметаллических включений, структура металла, состояние поверхности и т. д.);

7

    2)  содержание агрессивных компонентов - углекислого газа (CO₂), сероводорода (H₂S), ионов хлора (Cl) и кислорода (O₂);
    3)  зараженность объекта сульфат-восстанавливающими и тионовыми бактериями;
    4)  обводненность скважины;
    5)  напряженное состояние металла НКТ в подвеске ВСО;
    6)  гидродинамические условия транспортирования жидкой среды;
    7)  интенсивность гидроабразивного износа металла НКТ;
    8)  температура в скважине;
    9)  водородный показатель pH среды.

Рис. 1. Ремонты на скважинах залежей 301—303 за 5 месяцев 2013 и 2014 г.

     В зависимости от преобладания тех или иных факторов, насоснокомпрессорные трубы могут выходить из строя по различным причинам: коррозионное отверстие в теле НКТ; трещина в теле НКТ; износ НКТ истиранием; износ и утечки по резьбе. Однако, наиболее опасными причинами разрушения металла труб является образование язв, питтингов вследствие углекислотной коррозии и хрупкое разрушение металла (обрыв колонны НКТ) вследствие сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением [9-10]. Примеры коррозионного разрушения труб представлены на рис. 2, на котором видны язвенные поражения отдельных участков внутренней поверхности НКТ.


8

Рис. 2. Коррозионное разрушение насосно-компрессорных труб

     Для различных регионов России характерно свое сочетание групп факторов, вызывающую интенсивную коррозию ВСО, и доля скважин, осложненных коррозией. Например, для месторождений Западной Сибири и Европейской части России характерно высокое содержание углекислого газа CO₂ и сероводорода H₂S. Следует отметить, что даже незначительное изменение в перечисленных факторах может привести к существенному росту скорости коррозии [1].
     В условиях осложненной добычи средняя наработка на отказ НКТ оказывается в несколько раз ниже нормативного срока службы труб. Как показывает практика нефтедобычи, на отдельных месторождениях отмечены случаи образования сквозных язвенных отверстий в НКТ из стали 30Г2 в течение двух месяцев, а из сталей типа 30ХМА - в течение четырех месяцев эксплуатации в условиях повышенного содержания CO₂ [4]. В среднем нормативный срок службы НКТ в условиях повышенной коррозионной активности составляет менее 1,5 лет, что не удовлетворяет потребностям потребителей [11]. Исследование коррозионной стойкости трех наиболее применяемых групп 9

сталей для изготовления НКТ показало, что марганцовистые стали (30Г2, 35Г2С и др.) подвержены сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением (СКРН) и углекислотной коррозии, хромомолибденовые (30ХМА, 26ХМФА и др.) - углекислотной коррозии. Добавка 12-14 % хрома переводит сталь в категорию «нержавеющих», способствуя снижению скорости углекислотной коррозии в десятки раз (рис. 3). Однако следует отметить, что нержавеющие стали (20Х13) остаются подверженными СКРН, при этом, чем выше прочностные характеристики нержавеющей стали, тем она более подвержена СКРН [3]. Выход из строя труб сопровождается значительными потерями, а необходимость восстановления их работоспособности связана с неизбежными затратами материальных и финансовых ресурсов. По этой причине, проблема повышения эксплуатационного ресурса НКТ является давно назревшей и одной из самых актуальных в нефтедобывающей отрасли.

Парциальное давление СО, (МПа) Температура 80 °C (176 °F)

Рис. 3. Скорость коррозии трубных сталей в коррозионно-агрессивных средах [3]

Существует несколько направлений повышения эксплуатационного ресурса НКТ, к числу наиболее применяемых в нефтяной промышленности относятся: применение ингибиторов коррозии, защитных покрытий, коррозионностойких материалов и технологии ремонта НКТ [5, 10, 12, 13]. Каждый 10

из способов имеет свои преимущества и недостатки, и чаще всего для защиты оборудования применяется одновременно несколько способов. Применение и эффективность ингибирования зачастую ограничены температурой, давлением и гидродинамическими условиями добычи в скважине. При использовании защитных покрытий существует риск его отслоения и проявления локальной коррозии. Несмотря на высокие антикоррозионные свойства стеклопластиковых труб, их применение также ограничено температурой эксплуатации и давлением из-за их низкого сопротивления ползучести. Кроме того, внедрению стеклопластиковых труб препятствуют проблемы в области соединения и отсутствие нормативной базы их применения, а в условиях высоких давлений и температур их применение и вовсе запрещено [13].
     Большое количество работ [13-16] посвящено оптимизации выбора коррозионно-стойких марок стали и сплавов (corrosion resistant alloys, CRA) для неблагоприятных условий добычи нефти. Показана высокая эффективность применения в качестве материала труб мартенситных и аустенитных нержавеющих сталей, с содержанием хрома не менее 13 %, сталей с высоким содержанием никеля и хрома, никелевых сплавов, а также ферритных сталей с содержанием хрома 22-25 % (стали AISI-410, 13Cr, 22Cr, сплавы 28, 825, 625, 2550 и C276). С целью рационального выбора стали для конкретных условий нефтедобычи определены границы применения каждой марки коррозионностойкой стали в зависимости от температуры, содержания углекислого газа и сероводорода, и на их основе разработаны матрицы выбора сталей в графической форме [14]. Однако из-за высокой стоимости этих сталей, их применение не всегда экономически целесообразно.
     Одним из способов продления срока службы НКТ являются технологии ремонта НКТ и повторного их ввода в эксплуатацию. Для этого нефтяными и нефтегазовыми компаниями созданы сервисные службы. Трубы, с недопустимой глубиной дефектов (25-30 % от номинальной толщины стенки) направляются в нефтесервисную компанию на ремонт, который обычно включает следующие операции:
    -  приемка труб и сопроводительной документации;
    -  мойка НКТ в воде при температуре 65-80 °С, насыщенной моющими средствами;
    -  сортировка труб по типоразмерам (DXSXL) и качеству - пригодные или не пригодные для ремонта по существующей технологии;

11

    -  шаблонирование концевых участков труб;
    -  отворачивание муфт;
    -  проверка состояния резьбы ниппельного и муфтового концов НКТ;
    -  неразрушающий контроль НКТ;
    -  вырезка дефектных участков труб;
    -  нарезание резьбы, контроль качества резьбы;
    -  наворачивание новых муфт НКТ;
    -  гидравлическое испытание;
    -  шаблонирование труб по всей длине;
    -  замер длин и маркировка труб;
    -  консервация и упаковка;
    -  складирование и отгрузка труб потребителю.
     В операции дефектоскопии труб устанавливается длина забракованного участка. Ремонт экономически целесообразен в том случае, если длина трубы после вырезки дефектных участков будет не менее 5,5 м. После проведения подготовительных операций проводят отрезку дефектных участков, нарезание новой резьбы, навертку муфт на трубы и подвергают их финишным операциям. Основными недостатками существующей технологии являются большие отходы металла и меньший срок службы отремонтированных НКТ по сравнению с новыми НКТ, вследствие низкого качества внутренней поверхности трубы, вследствие того, что на ней после ремонта остаются дефекты и язвы коррозионного происхождения, полученные во время первого срока эксплуатации. Во время повторного срока эксплуатации коррозионные процессы интенсифицируются в местах дефектов внутренней поверхности и срок службы НКТ сокращается. Как результат, отремонтированные НКТ имеют более низкий эксплуатационный ресурс по сравнению с новыми НКТ.
     Одним из прогрессивных способов увеличения эксплуатационного ресурса труб является применение лейнированных труб. Лейнированные трубы представляют собой биметаллические трубы, у которых в качестве наружной базовой оболочки выступают трубы из рядовой углеродистой или низколегированной стали, а в качестве внутренней - используются тонкостенные трубы (лейнеры) из коррозионно-стойких марок сталей. Существуют различные способы [17] получения биметаллических труб - способом формовки и продольной сварки биметаллического листа, гидрораздачи внутренней коррозионно

12