Рекомендуемые крутящие моменты свинчивания труб

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тол­щина стен­ки грубы, мм	Диаметр трубы, мм
экспериментальные	теорети­ческие	экспериментальные	теорети­ческие
марки стали	марки стали
А	Ем, Е, Л	А	Ем, Е, Л
	500—550 550—600 600—650 650—700 700—750 750—800	550—600 600—650 650—700 700—750 750—800 800—850	545—700 610—780 675—865 730—935 785—1005 835—1070	500—550 550—600 600—650 650—700 700—750 750—800	550—600 600—650 650—700 700—750 750—800 800—850	525—670 590—755 650—830 700—895 755—965 805—1030

 

Процесс довинчивания этим способом осуществляется сле­дующим образом. К верхней обсадной трубе через переводник присоединяется квадратная штанга. Обсадная колонна полнос­тью разгружается. В таком положении с помощью ротора и квадратной штанги докрепляются резьбовые соединения верх­него участка колонны. Так как при довинчивании колонна все время укорачивается и самопроизвольно натягивается, ее не­обходимо периодически разгружать до исходного положения. После полного закрепления резьбовых соединений на первом участке делается натяжка на 3—5 т, и операция снова повторя­ется. Чтобы учесть возможную ошибку, заканчивать процесс довинчивания следует при натяжке, несколько превышающей вес незацементированной части колонны. Таким образом, док­репляются все резьбовые соединения незацементированной ча­сти колонны.

Довинчивание способом «снизу вверх» осуществляется ана­логично описанному способу, но в обратном порядке с посте­пенным уменьшением натяжки колонны.

В результате колонна укорачивается на величину 1. Оче­видно укорочение должно соответствовать величине

 

l = tN (6/9)

 

где 1 — укорочение колонны после довинчивания;

t — шаг резьбы;

N — суммарное число оборотов колонны в результате до­винчивания резьбовых соединений.

Проседание колонны при разгрузке ее после довинчивания на большую величину указывает на нарушение замещения ее на некотором участке. По окончании довинчивания колонны устье скважины оборудуется колонной головкой и фонтанной арматурой по общепринятой для данного района схеме. Как было указано выше, резьбовые соединения должны докреп-ляться с определенным усилием. Наиболее точно крутящий момент, прикладываемый к верхней трубе довинчиваемой ко­лонны, можно контролировать с помощью роторного моменто-мера. В этом случае необходимый крутящий момент на роторе

 

М_Р=К^/_т М_п (6.10)

 

где К_т — коэффициент, учитывающий потери крутящего мо­мента на трение на участке колонны от устья до зоны довинчи­вания;

М_п — предельный крутящий момент для резьбовых соеди­нений.

Крутящий момент, передаваемый от ротора, постепенно затухает на нижних участках колонны вследствие трения пос­ледней о стенки скважины. Потери крутящего момента на тре­ние зависят от длины и натяжки колонны, характера искрив­ления ствола скважины, качества промывочной жидкости за колонной и т. д. Для установления таких зависимостей требу­ются специальные исследования.

Исходя из практики довинчивания колонн, для скважин, имеющих относительно небольшую кривизну (до 5-7°), мож­но принять прямолинейную зависимость К_т от глубины для растянутой колонны. Численное значение К^/_т рекоменду­ется принимать в пределах от 1,0 для верхнего участка колон­ны до 1,2-1,3 для участков колонны на глубине 2000 м, что соответствует увеличению К_т на величину 0,010-0,015 на каж­дые 100 м глубины скважины.

В общем случае для свободной части колонны длиной до 2000-2500 м можно записать формулу для определения К_т в следующем виде:

где Н - длина растянутой части колонны в м.

Таким образом, для обеспечения равномерного закрепле­ния всех резьбовых соединений при довинчивании колонны способом «сверху вниз» необходимо по мере натяжки колон­ны увеличивать момент, прикладываемый к верхней обсадной трубе. При этом напряжения в теле верхней трубы могут достигать опасных величин. Наиболее слабым местом трубы явля­ется сечение по последней впадине резьбы, находящейся в за­цеплении.

Задавая величину крутящего момента на роторе, необходи­мо соблюдать условие М_р < М_тах, где М_тах — максиально допу­стимая величина крутящего момента для труб.

Расчетные величины М_тах для 146-мм труб приведены в табл. 6.5.

Таблица 6.5.

Расчетные величины М_mах для 146-мм труб

 

Толщина стенки труб, мм	Мmax для труб из стали
Д	Е

 

В любом случае допустимый крутящий момент из условия нарушения прочности тела трубы по впадине резьбы может быть определен по формуле

(6.11)

 

где D— наружный диаметр трубы в опасном сечении;

d — внутренний диаметр трубы;

[σ]_кр — допустимое напряжение при кручении.

Если нет возможности измерять величину прикладываемого к верхней обсадной трубе крутящего момента, можно контроли­ровать его косвенным путем по углу закручивания колонны.

Используя известную зависимость между крутящим момен­том и углом закручивания трубы применительно к нашей зада­че, можно записать:

(6.12)

Здесь: n — количество оборотов закручивания колонны (за­кручивание за счет довинчивания резьбовых соединений не учитывается);

М_n — предельный крутящий момент для резьбовых соеди­нений;

L — длина подвижной части колонны;

I_n — полярный момент инерции сечения обсадных труб;

Е' — модуль упругости при сдвиге;

К_т — коэффициент, учитывающий потери крутящего мо­мента на трение.

Из промысловой практики довинчивания колонн известно, что при одном и том же значении крутящего момента, прило­женного к верхней обсадной трубе, угол закручивания пол­ностью разгруженной колонны длиной 2000-2500 м почти в 2 раза меньше угла закручивания той же колонны, растянутой с усилием, равным ее весу. Поэтому, если для растянутой на величину собственного веса колонны коэффициент, учитыва­ющий потери крутящего момента на трение, принять равным

, то для частично разгруженной ко­лонны он будет равен

где L — длина подвижной части колонны в м;

Н — длина растянутой части колонны в м.

Так как в промысловой практике удобней выражать крутя­щий момент в кг. м, Е' в кгс/см², а длину колонны в м, то в этом случае, не изменяя размерностей остальных величин, формула (6.12) примет следующий вид:

(6.13)

Определив заранее допустимое число оборотов закручива­ния при различных длинах растянутой части колонны, можно, периодически снимая нагрузку с ротора, по числу оборотов раскручивающейся колонны контролировать величину прикла­дываемого к закрепляемым резьбовым соединениям крутяще­го момента.

Для обеспечения условия прочности труб в этом случае необходимо иметь неравенство n ≤ n_mах.

 

	ОТЛОЖЕНИЯ МИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕЙ В СКВАЖИНАХ, СПОСОБЫ ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ

 

Отложения минеральных солей (ОМС) на неф­тепромысловом оборудовании в трубах, ПЗП и в пласте приво­дят к потере эксплуатационного времени скважин за счет ос­тановок на ремонтные работы и уменьшают дебит скважин в период накопления отложений в эксплуатационных колоннах. ОМС хотя и разнообразны по своему составу, но в основном представляют собой карбонаты и сульфаты кальция, кварц и некоторые другие.

Несмотря на интенсивный поиск и внедрение различных способов предотвращения этих негативных явлений, проблема предупреждения и борьбы с ОМС и коррозией по-прежнему весьма актуальна в нефтяной и газовой промышленности, что обусловлено некомплексным подходом к ее решению и отсут­ствием детального анализа причинно-следственных связей меж­ду этими химическими взаимосвязанными процессами. Но проблема исключительно актуальна, так как солеотложение, кроме сокращения дебита и удорожания продукции, ведет к возникновению и развитию процессов коррозии.

Состав отложений в различных нефтедобывающих райо­нах разнообразен: сульфаты кальция Са5О₄, бария Ва5О₄, строн­ция 5г5О₄, а также карбонаты кальция СаСО₃, магния МдСО₃ и другие соли.

Тип отложений характеризуют по преобладающему содер­жанию (до 80%) одного из компонентов. Например, к гипсо­вым отложениям относят осадки с преобладающим содержа­нием Са5О₄ • 2Н₂О, к карбонатным — с преобладающим содер­жанием СаСО₃ и т. д. Очень часто ОМС по составу являются более сложными и включают в себя нерастворимые примеси (глинистые частицы, кварц и др.) и органические компоненты пластовых нефтей (водорастворимые нефтяные кислоты и их соли). Иногда на одних и тех же месторождениях состав ОМС изменяется, что объясняют изменением состава попутно до­бываемой воды в процессе разработки месторождений.

Карбонат кальция может осаждаться, когда поверхностные | воды нагнетаются в пласт и нагреваются. Он может выпадать в осадок из пластовой воды внутри трубопровода для отбора нефти или вблизи него. Карбонат кальция часто считается осад­ком малой вредности, так как его можно удалять кислотной обработкой. Однако периодическая кислотная обработка сква­жин приводит к частым перерывам в добыче нефти и вызыва­ет коррозию оборудования.

Сульфат кальция чувствителен к изменениям солесодержания воды и гидравлического давления. Характерным результа­том является образование ОМС в суженных местах, в венти­лях и насосах, что приводит к механическим повреждениям оборудования. Как только начнется процесс осаждения, он будет продолжаться. Эти минеральные осадки сульфата кальция не поддаются воздействию кислот. В подобных случаях для ра­створения рекомендуется обработка конвертирующими аген­тами, например, гидроокисью калия, которая превращает оса­док в рыхлую гидроокись кальция, затем удаляется раствора­ми кислот и вымывается.

ОМС в нефтепромысловом оборудовании происходит при всех способах добычи нефти и газа. Это многофакторный про­цесс. Основными выявленными причинами (хотя они до конца еще не установлены) ОМС являются смешение несовместимых вод, изменение термобарических условий, дегазация воды, испарение в установках подготовки нефти, растворение мине­ралов коллекторов. Может быть сдвиг углекислотного равно­весия, вызванный падением давления углекислоты, а также смешение различных по составу вод и фильтратов растворов.

Для применения эффективных мер предупреждения и борь­бы с осадками в скважинах, промысловых коммуникациях, системах сбора и подготовки нефти необходимо прежде всего знать минеральный состав солеотложений.

Комплексом минералогических методов (оптический, рентгеноструктурный, термографический, микролазерный, инфра-красноспектрометрический) при анализе ОМС с 17 месторож­дений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции уста­новлены следующие минералы, самородные элементы: сера; галоиды — галит, оксиды и гидроксиды — кварц, иоцит (вюстит), магнетит, гидрогематит, липидокрокит, куприт; сульфаты — целестинобарит, гипс; карбонаты — кальцит, арагонит, сиде­рит; кристаллогидраты — бишофит, антарктикат, четырехводный хлорид кальция. Наиболее широко здесь распространены

кальциевые отложения. Главными солеобразующими минера­лами являются также арагонит, сидерит, целестинобарит, маг­нетит, галит.

С. С. Потаповым и Н. П. Кузнецовым детально изучены солевые отложения и продукты коррозии, образуемые в неф­тепромысловом оборудовании Мамонтовского, Правдинского, Северо-Салымского, Средне-Балыкского, Усть-Балыкского, Южно-Сургутского, Южно-Балыкского месторождений Юганск­нефтегаза. Для указанных месторождений характерны отло­жения карбонатов кальция (кальцит, арагонит), железа (сиде­рит), галита, серы с широким развитием различных фаз гидроксидов железа. В результате анализа нефтепромысловых дан­ных и минерального состава осадков с учетом химического состава попутно добываемых вод установлено, что осадки со­лей, увеличивая неоднородность поверхности металла, созда­ют благоприятные условия для образования микро- и макро-гальванопар и электрохимических процессов. Характерен и вид коррозионных разрушений, расположенных под отложениями (в основном пятна). Во всех ОМС обнаружены продукты кор­розии, тогда как в попутно добываемых водах ионы железа встречаются очень редко. В целом процесс коррозии имеет многостадийный характер и представляется в следующем виде. Под действием воды и кислорода железо окисляется до гидра­та закиси железа: 2Fе + 2Н₂О + О₂=2Fе(ОН)₂, который гидратируется до гидрата окиси железа: 4Fе + 2Н₂О4 + О₂ = 4Fе(ОН)₃. Дегидратируя при повышенной температуре, Ре(ОН)₂ превра­щается в иоцит (вюстит) FеО, обнаруженный, например, на жаровых трубах установки подготовки нефти ЦПС НГДУ «Мамонтовнефть». При повышенных пластовых температурах (до 89 °С на Южно-Балыкском месторождении) может образовы­ваться магнетит. В результате воздействия водонефтяного по­тока, содержащего диоксид углерода, на внутренней поверх­ности нефтепромыслового оборудования образуется карбонат железа (сидерит): Fе(ОН)₂ + СО₂ = FеСО₃ + Н₂О. При участии сероводорода, источником которого, в частности, могут быть сульфатвосстанавливающие бактерии попутно добываемых вод в количестве до 10⁶ клеток /мл, из гидрата закиси железа обра­зуются сульфиды железа: Fе(ОН)₂ + Н₂5 = Fе5 + 2Н₂О. В процессе окисления пленок сульфидов получаются различные фазы гид­рата окиси железа Fе(ОН) и магнетит Fе₃О₄, а при частичном окислении — элементарная сера (2FеS + 2Н₂О + ЗО₂ = 2FеО(ОН) + 2SО₂↑ +Н₂↑; 4FеS + 2Н₂О + ЗО₂ = 4FеО(ОН)+4S; ЗFеS + 5О₂ = Fе₃О₄ + 3SО₂ ↑). Гидрат окиси железа при дегидра­тации переходит в окись железа Fе₂О₃ в виде α-фазы (гематит) или γ-фазы (магнемит): 2FеО(ОН) =Fе₂О₃+Н₂О. Разнообразие продуктов коррозии обусловлено тем, что процесс является сложным, многостадийным, взаимосвязанным с солеотложением и происходит при разных концентрациях Н₂S, СО₂, О₂, Н₂, Н₂О, С1^-, НСО₃^-,рН, давлениях, температуре, динамике пото­ка.

В связи с использованием в процессе добычи нефти раз­личных реагентов и растворов участились случаи образования осадков по технологическим причинам. Основные из них: ис­пользование при глушении скважин с высоким давлением ам­монизированного раствора нитрата кальция (АРНК), раствор NаС1, СаС1₂; несоблюдение пропорций при приготовлении са­могенерируемых пенных систем (СГПС), что приводит к из­бытку отдельных химических реагентов и др. Использование раствора СаС1₂ приводит к отложению карбоната кальция по реакции, аналогичной смешению несовместимых вод. При при­менении раствора NаС1 для глушения скважин в нижней час­ти НКТ и на ЭЦН отлагаются кристаллы галита, образующие­ся из перенасыщенного раствора в результате гравитационной дифференциации. Процессу солеобразования способствует вынос из призабойной зоны пласта кварцевого песка и алевритоглинистых частиц, являющихся зародышами для кристал­лов соли.

Таким образом, ОМС и коррозию следует рассматривать как единый химический процесс, существенно осложняющий эксплуатацию нефтепромыслового оборудования. При прове­дении защитных мероприятий, например, ингибирования, не­обходимо учитывать взаимосвязь рассмотренных процессов, иначе эффективность проводимых мероприятий может значи­тельно понизиться. Наиболее интенсивное солеотложение про­исходит в призабойной зоне скважин, а также при изменении термобарических условий (Т, Р) — на приеме ЭЦН, у башмака НКТ (фонтанных скважин), на устье скважины, в выкидных линиях. В связи с интенсивной химизацией процесса добычи нефти и ее подготовки также существенно возросла доля тех­нологических причин солеобразования, в дополнение к солеобразованию за счет смешения вод.

Процесс накопления солевых отложений на поверхности оборудования начинается с зарождения и роста кристаллов соли в отдельных точках, концентрирующихся, в основном, вдоль различного рода дефектов поверхностей любой природы (стек­ла, органического стекла, полиэтилена, стали и других матери­алов).

Процесс накопления солевых отложений при низкой адге­зии слоя к поверхности может чередоваться с их частичными или полными срывами, возможность которых зависит от при­роды материала поверхности, качества ее обработки и гидро­динамических характеристик потока. Отложения солей с не­полярных, гидрофобных поверхностей, например, парафин и полиэтилен, могут быть сорваны практически при нулевых нагрузках. Срыв носит четко выраженный адгезионный харак­тер, причем срыву отложений предшествует их сдвиг.

Исследованиями В. П. Тронова и его сотрудников в ТатНИПИ-нефть были определены силы сцепления солевого камня с по­верхностями различной полярности, такими, как окисленная сталь, парафин, силикатное стекло, органическое стекло и по­лиэтилен. Результаты этих исследований приведены ниже.

Поверхность Адгезия, г/см³

Сталь 2250

Стекло 4100

Парафин ≈0

Органическое стекло ≈0

Полиэтилен ≈0

Из данных видно, что силы адгезии солевого камня к гидро­фильному стеклу и окисленной стали весьма велики и составля­ют 4100 и 2250 г/см² соответственно. В то же время силы адге­зии солевого камня к гидрофобным поверхностям (органичес­кому стеклу, полиэтилену и парафину) оказались настолько нич­тожными, что прибор зарегистрировал усилия, близкие к нулю.

Низкий уровень адгезии солевого камня к неполярным по­верхностям, в основном, обусловлен отсутствием кристалло-химического соответствия структуры решеток кристаллов соли и поверхностей полиэтилена, а также низким уровнем энер­гии взаимодействия молекул неполярных веществ с кристал­лами полярной соли, поскольку доля энергии взаимодействия последних за счет дисперсионных сил невелика.

Следовательно, для предотвращения образования солевых отложений на поверхности оборудования его следует покры­вать защитным слоем или изготовлять из гидрофобных мате­риалов, например, полиэтилена и других.

 

МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ