CC BY
31ДИАГНОСТИКА
УДК 622.245.72(98)
С.А. Егурцов1, Т.В. Скрынник1, Ю.В. Иванов1, А.И. Токмаков1, И.С. Тимошко1, Д.А. Блинов1, В.А. Кудрин2, С.М. Васильев2, А.В. Язьков2, И.П. Кудымов2, В.М. Иванов2, А.Г. Балябин2
1 ООО «ИНГТ» (Москва, Россия).
2 ОАО «Арктикгаз» (Уренгой, Россия).
Инновационные технологии оценки эксплуатационной безопасности фонтанных арматур скважин ОАО «Арктикгаз»
Отмечена важность обеспечения безопасной эксплуатации фонтанных арматур. Показана необходимость мониторинга их технического состояния для выявления коррозионных и (или) эрозионных износов на внутренней поверхности фонтанной арматуры. Отмечено отсутствие возможности выявлений коррозионных и/или эрозионных повреждений на внутренней поверхности элементов фонтанных арматур в эксплуатационных условиях с использованием только традиционных методов неразрушающего контроля. Предложена технология оценки технического состояния внутренней поверхности «ствола» фонтанной арматуры без демонтажа фонтанной арматуры с устья и глушения действующих скважин. Представлен опыт диагностирования фонтанной арматуры с применением инновационной технологии оценки целостности внутренней поверхности «ствола» фонтанной арматуры на объектах ОАО «Арктикгаз». Указан положительный эффект от применения и внедрения технологии.
Ключевые слова: фонтанная арматура, техническое диагностирование, неразрушающий контроль, износ, коррозионные и/или эрозионные повреждения, профиль «ствола» фонтанной арматуры, механический профилемер.
Уренгойское месторождение в пределах Самбургского лицензионного участка относится к Ачимовскому нефтегазовому комплексу и является одним из наиболее сложных объектов разработки в Западной Сибири.Лицензией на разведку и добычу углеводородов месторождений Самбургского лицензионного участка владеет ОАО «Арктикгаз». Ачимовские отложения залегают на глубинах до 4 тыс. м и имеют сложное геологическое строение. Кроме того, Ачимовские отложения залегают при аномально высоком пластовом давлении (порядка 600 атм.), осложнены тектоническими и литологическими экранами, характеризуются многофазным состоянием залежи. Опыт ведущих организаций, осуществляющих разработку и эксплуатацию Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (далее - НГКМ), а также анализ состояния их эксплуатационного фонда скважин показывает, что одним из прогрессирующих осложнений на месторождении является разрушение пласта-коллектора и усиление выноса механических примесей и воды. Эксплуатация Ачимовских отложений также сопряжена с рядом технологических особенностей и сложностей.
К ним можно отнести коррозионные и/ или эрозионные процессы, влияющие на безопасную эксплуатацию фонтанных арматур (ФА), колонных головок, насосно-компрессорных труб, эксплуатационных, технологических колонн и забойного скважинного оборудования. Коррозионные и/или эрозионные процессы напрямую связаны с химическим составом добываемых углеводородов, параметрами работы скважин, коррозионной активностью флюидов, используемых при освоении, ремонте и эксплуатации скважин, коррозионной стойкостью используемых материалов. Тяжелые условия эксплуатации приводят к нарушению целостности и работоспособности оборудования. В связи с этим для управления целостностью и обеспечения требований промышленной безопасности необходимо своевременное получение информации о текущем техническом состоянии оборудования, наличии повреждений в их конструктивных элементах, направленное на решение таких задач, как:
• предупреждение аварий и инцидентов;
• своевременное выявление и восстановление неисправных элементов оборудования;
• обоснование технологических режимов эксплуатации оборудования;
• планирование диагностических и ремонтных работ.
В целях обеспечения безопасной эксплуатации объектов нефтегазового комплекса для определения технического состояния оборудования,установленного на объектах ОАО «Арктикгаз», компания уделяет особое внимание проведению диагностического обследования оборудования и мониторингу его технического состояния,в том числе с применением инновационных методов диагностики.
Многолетняя практика эксплуатации и диагностического обследования показывает, что оборудование в своей конструкции имеет ряд потенциально опасных зон и участков, которые более всего подвержены коррозионному и/или эрозионному износу, однако данные участки и зоны не подлежат и/ или не могут быть проконтролированы стандартными методами технического диагностирования без демонтажа и разбора оборудования [8]. Обследование оборудования и его элементов методом разборки и полного осмотра - процесс длительный и трудоемкий, требующий больших затрат, связанных с остановкой
32
№ 4 апрель 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DIAGNOSIS
Рис. 1. Схема устьевого оборудования с указанием объектов обследования, интервала записи и схема прибора ГФК (красным цветом указаны объекты исследования, синим - прибор ГФК)
и выводом оборудования из эксплуатации, демонтажом и разборкой. Для оптимизации затрат и совершенствования методов диагностики Обществом ведется мониторинг и поиск новых методов технического диагностирования, которые в эксплуатационных условиях без разбора и демонтажа оборудования, не нарушая при этом технологические режимы эксплуатации, способны дать полную информацию для всесторонней оценки технического состояния оборудования и достоверного расчета остаточного ресурса. Успешным примером решения такой задачи в 2015 г. явилось совместное с компанией ООО «ИНГТ» опробование и внедрение в производство технологии технического диагностирования ФА действующих скважин с контролем целостности внутренней полости ФА без остановки скважины. Данные работы проведены впервые в условиях эксплуатации Уренгойского НГКМ, характеризующихся наличием высоких пластовых давлений, высокоскоростного скважинного потока, содержащего механические примеси и коррозионно-активные компоненты, способствующие образованию и
развитию коррозионных и/или эрозионных повреждений на внутренней поверхности устьевого оборудования, что увеличивает вероятность отказов и риск разрушения ФА. Такие отказы и разрушения наиболее опасны, поскольку могут привести к разгерметизации скважины с выбросом углеводородного сырья и, как следствие, к взрывам и пожарам, причинению тяжкого вреда для жизни и здоровья людей, производства и окружающей среды, большим затратам на ликвидацию их последствий. Диагностические работы проводились в условиях реальной эксплуатации -непосредственно на действующей скважине в работающей ФА без ее разбора и демонтажа (без глушения скважины).
АПРОБИРУЕМАЯ ТЕХНОЛОГИЯ, РАЗРАБОТАННАЯ ООО «ИНГТ», ПРЕДСТАВЛЯЕТ СОБОЙ АППАРАТНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС, ВКЛЮЧАЮЩИЙ:
• метод контроля целостности внутренней полости стволовой части ФА, реализуемый с помощью специализированного скважинного высокоточного многорычажного профилемера (далее - специализированный профилемер),
специальных машин и технических средств;
• методику исследования технического состояния устьевого оборудования с наружной поверхности ФА с применением стандартных средств и методов технического диагностирования (комплекс работ по неразрушающему контролю и проверке работоспособности);
• стандартное и специализированное программное обеспечение для обработки, интерпретации, визуализации полученных данных и проведения расчетов.
Метод обследования внутренней поверхности проходного канала стволовой части ФА устьевого оборудования скважин посредством специализированного профилемера предназначен для применения при контроле и оценке целостности внутренней полости стволовой части ФА:
• измерение и непрерывная одновременная регистрация внутренних радиусов (диаметров) во всех горизонтальных сечениях по вертикали проходного канала стволовой части ФА, обработка полученной информации с целью получения кривых непрерывной регистрации (профилеграмм) внутренней
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2016
33
ДИАГНОСТИКА
поверхности проходного канала стволовой части ФА;
• сопоставление профилеграмм с данными конструкции обследуемых элементов ФА и исследование конфигурации профиля внутренней поверхности «ствола» ФА;
• выявление коррозионных и/или эрозионных дефектов «ствола» ФА.
ЦЕЛЬЮ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ЯВЛЯЛОСЬ:
1) определение фактического технического состояния ФА:
• выявление коррозионного и/или эрозионного износа на внутренней поверхности проходного канала стволовой части ФА методом высокоточной профилеметрии;
• оценка целостности и толщинометрия элементов ФА методами неразрушаю-щего контроля;
• оценка герметичности узлов и уплотнений ФА;
• расчет остаточной прочности и остаточного ресурса ФА;
2) апробация технологии в условиях эксплуатации Уренгойского НГКМ на объектах ОАО «Арктикгаз».
Спуск специализированного профиле-мера в скважину и регистрация профиля внутренней поверхности устьевого оборудования осуществлялись с использованием шлюзового оборудования на геофизическом кабеле. Визуальный и инструментальный осмотр методами неразрушающего контроля проводился также на работающей ФА без остановки скважины.
Объектом обследования методом высокоточной профилеметрии являлся проходной канал стволовой части ФА скважины Уренгойского НГКМ ОАО «Арктикгаз», состоящий из «ствола» фонтанной елки и узла подвески насо-сно-компрессорной трубы (НКТ).
«СТВОЛ» ФОНТАННОЙ ЕЛКИ И УЗЕЛ ПОДВЕСКИ НКТ СОСТОЯТ ИЗ:
• «ствола» фонтанной елки из крестовины 1 и задвижек 2;
• «узла подвески НКТ» из переводника трубной головки 3, трубодержателя 4 («груши»).
Схема устьевого оборудования с указанием объектов обследования методом
Рис. 2. Сопоставление конструкции «ствола» ФА с полученной профилеграммой и указание интервалов обследования
высокоточной профилеметрии, интервала записи и схема прибора ГФК представлены на рисунке 1. По результатам проведенных измерений и сопоставления полученных профилеграмм с конструкцией проходного канала «ствола» ФА идентифицированы все отклонения радиусов (диаметров), связанные с особенностями конструк-
тивного исполнения проходного канала элементов «ствола» ФА и «ствола» ФА в целом. Сопоставление конструкции «ствола» ФА с полученными профи-леграммами и указанием интервалов обследования представлено на рисунке 2 (профилеграмма подвески НКТ показана на рисунке 3).
В интервале I адаптера и интервале I коренной задвижки зафиксированы незначительные отклонения измеренных значений внутренних радиусов (диаметров) от номинальных значений. Данные для коренной задвижки подтверждены измерениями с помощью ультразвуковой толщинометрии и измерениями наружного диаметра в точках, в которых возможно получение информации
0 состоянии внутренней поверхности. Выявленная в данном интервале незначительная погрешность в разнице между измеренными значениями с помощью специализированного прибора и ультразвуковой толщинометрии связана с погрешностью толщиномера и погрешностью позиционирования датчика ультразвукового толщиномера в зоне контроля толщины.
Измеренные значения радиусов в интервале I адаптера и интервале I коренной задвижки связаны с незначительной овальностью. В то же время данные значения могут быть связаны с началом развития эрозионного процесса в вышеуказанных интервалах, что обуславливает необходимость периодического мониторинга данных участков адаптера и задвижки. Неоднозначность в определении в данном случае связана исключительно с отсутствием базового (начального) замера профиля «ствола» ФА и будет устранена при повторном проведении диагностирования с применением представленной технологии. В интервалах I, II задвижек № 2 и 3, интервале II задвижки № 1, интервале
1 крестовины, интервалах I, II, III трубодержателя несоответствий в виде увеличения диаметра внутренней поверхности и отклонений, не связанных с особенностями конструктивного исполнения проходного канала «ствола» ФА, не выявлено. В вышеуказанных интервалах зафиксированные профиле-граммы имеют выдержанный характер и свидетельствуют об отсутствии кор-
34
№ 4 апрель 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DIAGNOSIS
розионных и/или эрозионных дефектов и об отсутствии увеличения внутреннего диаметра. Измеренные значения находятся в пределах, установленных изготовителем.
В прочих интервалах ФА отклонений, позволяющих их интерпретировать как локальные коррозионно-эрозионные повреждения внутренней поверхности проходного канала «ствола», не выявлено.
АНАЛИЗ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ ПОЗВОЛИЛ СДЕЛАТЬ СЛЕДУЮЩИЕ ВЫВОДЫ:
1) результаты измерений в комплексе с технологией оценки целостности внутренней поверхности «ствола» ФА позволили:
• повысить достоверность и качество оценки технического состояния ФА;
• получить достоверные данные о фактическом техническом состоянии ФА, включая данные о внутренней поверхности ее стволовой части;
2) результаты измерений в интервалах отдельных элементов «ствола» ФА, совпадающие с номинальными значениями, установленными заводом-изготовителем, позволили утверждать о достоверности полученных результатов для всех элементов «ствола» ФА;
3) применяемые при диагностировании ФА в настоящее время методы проверки работоспособности и методы неразру-шающего контроля с наружной поверхности в эксплуатационных условиях (для оборудования, находящегося под давлением) не позволяют выявлять и прогнозировать отказы по коррозионным и/или эрозионным факторам, не дают возможности получить полную
Рис. 3. Сопоставление конструкции подвески НКТ с полученной профилеграммой
информацию о состоянии внутренней поверхности устьевого оборудования, состоянии шибера, седла, уплотнитель-ных колец (прокладок), узла подвески насосно-компрессорных труб, что не позволяет проводить достоверный расчет и оценку срока безопасной эксплуатации;
4)Технология технического диагностирования с применением профилеметрии «ствола» ФА применима и эффективна в условиях Уренгойского НГКМ. Таким образом, использование технологии оценки целостности внутренней поверхности стволовой части ФА показало высокую эффективность и результативность применения на объектах ОАО «Арктикгаз». Разработанная ООО «ИНГТ» инновационная технология в комплексе со стандартными методами технического диагностирования ФА позволяет получить: • достоверную информацию о текущем техническом состоянии «ствола» ФА;
• информацию о наличии/отсутствии коррозионных и/или эрозионных повреждений на внутренней поверхности корпусных деталей, сборочных единицах запорного узла задвижек, узла подвески НКТ;
• информацию для расчета скорости коррозионного износа и достоверного прогнозирования остаточного ресурса как отдельных элементов «ствола» ФА и ФА в целом. При этом недропользователь при определении технического состояния устьевого оборудования не проводит работы, связанные с глушением скважины, демонтажом и разбором ФА, в результате чего оптимизируются затраты на проведение ремонтных и диагностических работ. Результаты положительным образом сказываются на эффективности и оперативности принятия управленческих решений при техническом обслуживании и капитальном ремонте оборудования. Представленная технология получила высокую оценку эксплуатирующих служб и рекомендована к широкому внедрению для технического диагностирования ФА на объектах, характеризующихся наличием механических примесей и коррозионно-агрессивных компонентов в флюидальном потоке.
ИНГТ
ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» 115230, г. Москва, 1-й Нагатинский пр., д. 10, стр. 1 Тел.: +7 (495) 995-07-29
Литература:
1. ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции.
2. ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения.
3. ГОСТ Р 51365-2009 Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования.
4. СТО Газпром 2-2.3-139-2007 Проведение экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ.
5. Методические указания по проведению обследования фонтанной и нагнетательной арматуры с истекшим сроком службы и определение возможности ее дальнейшей эксплуатации. ОАО СПКТБ «НЕФТЕГАЗМАШ», 2000. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200083952. Дата обращения 01.04.2016.
6. Чиняев И.Р., Фоминых А.В., Ерошкин В.С. Кавитация в шиберных задвижках // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2013. № 5. С. 24-25.
7. Ерехинский Б.А. Методы прогнозирования работоспособности фонтанных арматур газодобывающих скважин в условиях севера: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2014.
8. Егурцов С.А., Скрынник Т.В., Иванов Ю.В, Токмаков А.И., Тимошко И.С. Современный подход к технической диагностике фонтанных арматур газовых скважин // Газовая промышленность. 2016. № 01 (733). С. 66-72.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2016
35
