CC BY
28УДК 620.193:622.241
С.А. Егурцов1, е-mail: s.egurtsov@iogt.ru; Т.В. Скрынник1, е-mail: t.skrynnik@iogt.ru; Ю.В. Иванов1, е-mail:y.ivanov@iogt.ru; С.Б. Свинцицкий1, е-mail: s.swintsitskiy@iogt.ru
1 ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (Москва, Россия).
Методические аспекты экспертной оценки технического состояния и остаточного ресурса газовых скважин объектов добычи
В процессе эксплуатации газовых скважин объектов добычи несущие элементы и узлы оборудования подвергаются воздействию избыточных давлений, коррозионному и механическому износу, в связи с чем увеличивается вероятность их отказов. В данных условиях повышается значимость диагностического обеспечения конструктивной целостности и герметичности скважин, а также достоверного расчета остаточной прочности и остаточного ресурса крепи.
Опыт проведения работ специалистами ООО «ИНГТ» по техническому диагностированию и экспертизе промышленной безопасности объектов добычи дочерних обществ ПАО «Газпром» свидетельствует, что существующая методическая база нацелена в основном на оценку технического состояния наземного оборудования (фонтанной арматуры и оборудования устья скважин) и крепи скважин, прежде всего эксплуатационной колонны.
В статье обосновывается необходимость внесения методических поправок и изменений в нормативный документ (стандарт) ПАО «Газпром» по расчету остаточного ресурса скважин с указанием ограничений в диапазоне применимости приведенных формул в случае избыточного как внутреннего, так и наружного давления. Некорректные результаты расчетов характерны для малых значений коэффициентов запаса к эксплуатационным нагрузкам, когда запас несущей способности конструкции еще не исчерпан, но приближается к критическому значению или, наоборот, рассматриваемый интервал колонны практически не нагружен. Проведенный анализ показал, что критическая толщина стенок на сопротивление труб смятию внешним давлением - величина постоянная, тогда как критическая толщина стенок труб к избыточному внутреннему давлению связана с номинальной толщиной полиномиальной зависимостью. Даны рекомендации по устранению имеющихся противоречий в области применимости приведенных в стандартах ПАО «Газпром» формул с учетом особенностей эксплуатации газовых скважин, с применением современных методов и средств контроля их технического состояния.
Предложенный методический подход дает возможность экспертам повысить достоверность расчетов остаточного ресурса эксплуатационной колонны и объективнее проводить экспертизу промышленной безопасности скважин, что, в свою очередь, позволяет оптимизировать параметры эксплуатации, сроки и объемы проведения ремонтных работ, других компенсирующих мероприятий.
Ключевые слова: методика, экспертная оценка, техническое состояние, остаточный ресурс, газовая скважина, обсадная колонна.
Одной из тенденций нефтегазодобывающего комплекса России является переход большинства газовых месторождений на завершающую стадию разработки. При этом стареет фонд скважин как сложных горнотехнических сооружений.
В процессе эксплуатации несущая конструкция скважин (крепь), а также отдельные элементы и узлы обо-
рудования подвергаются воздействию избыточных давлений,значительному коррозионному и механическому износу, а также вырабатывают нормативный срок службы (ресурс), установленный в нормативной,конструкторской, проектной или иной документации, в связи с чем увеличивается вероятность их отказов и разгерметизации.
В данных условиях повышается значимость диагностического обеспечения конструктивной целостности и герметичности скважин, а также достоверного расчета остаточной прочности и остаточного ресурса крепи [1]. В связи со вступлением в силу в 2014 г. изменений в Федеральный закон № 166-ФЗ [2] изменились требования в области обеспечения промышлен-
DIAGNOSIS
ной безопасности фонда скважин как опасного производственного объекта. Это связано как с разделением последнего на четыре класса опасности, так и с необходимостью проведения экспертизы промышленной безопасности технических устройств, фактический срок службы которых превышает 20 лет, при условии отсутствия в технической документации данных о сроке службы. Следовательно, возникла необходимость организации в рамках программы геолого-технических мероприятий экспертизы промышленной безопасности скважин объектов добычи, находящихся в эксплуатации более 20 лет, а также оценки их фактического технического состояния и остаточного ресурса с выводами о возможности, сроках и условиях продления безопасной эксплуатации, рекомендациями по компенсирующим мероприятиям, видам и объемам ремонтных работ. В настоящее время оценка технического состояния скважин проводится в плановом порядке в составе комплекса геофизических исследований скважин, с учетом особенностей их конструкции, условий эксплуатации, а также геологического потенциала объекта эксплуатации (дебита скважины, который можно получить, исходя из условий сохранения призабойной зоны пласта от разрушения и фактического технического состояния скважины), результатов обслуживания, оперативного (функционального) диагностирования скважин в соответствии с требованиями правил [3] и инструкции [4].
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ КОМПЛЕКС РАБОТ ПО ОЦЕНКЕ:
• технического состояния призабойной зоны (наличие и положение интервалов перфорации, фильтров, открытого ствола, жидкостных и песчано-глинистых пробок);
• технического состояния и работоспособности подземного оборудования (наличие и величина затрубного давления);
• технического состояния насосно-ком-прессорных труб (толщина стенок и степень их износа, наличие и положение газогидратных пробок);
• технического состояния эксплуатационной колонны (толщина стенок и степень их износа, овальность труб, плотность резьбовых соединений, местоположение стыка секций, наличие и положение локальных повреждений);
• технического состояния межколонного пространства (наличие дефектов цементного кольца, наличие и величина межколонных давлений, интенсивность межколонных газопроявлений);
• технического состояния заколонного пространства (наличие дефектов цементного кольца, характер контактов «цементный камень - колонна» и «цементный камень - породы», наличие и положение интервалов заколонных межпластовых перетоков флюидов, наличие приустьевой воронки, просадок, грифонов, загазованности почвы и прилегающих водоемов);
• технического состояния приустьевого участка (толщина стенок внешних труб и степень их износа, наличие и положение локальных повреждений, герметичность фланцевых и резьбовых соединений, наличие трещин, дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации);
• фактической нагруженности несущих элементов скважины на регламентных параметрах ее эксплуатации.
Опыт специалистов ООО «ИНГТ» по проведению технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности объектов добычи дочерних обществ ПАО «Газпром» свидетельствует о том, что существующая методическая база в данной области регламентирует оценку технического состояния наземного оборудования (фонтанной арматуры и оборудования устья скважин) и крепи скважин, прежде всего эксплуатационной колонны. Определение параметров остаточной прочности эксплуатационной колонны проводится с учетом требований инструкции [5] и СТО Газпром 2-2.3-1172007 [6].
ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИЕЙ ДЛЯ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ ОСТАТОЧНОЙ ПРОЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ЯВЛЯЮТСЯ:
• данные о компоновке и номинальных прочностных характеристиках труб колонны;
• данные о максимальных ожидаемых избыточных наружном и внутреннем давлениях (при эксплуатации, испытании, глушении скважины);
• результаты геофизических исследований технического состояния колонны с указанием дефектов формы, механического и коррозионного износа труб, максимальной погрешности приборов и разрешающей способности, способов обработки данных.
Остаточный ресурс эксплуатационной колонны (Т* ), т.е. календарная продолжительность эксплуатации от момента контроля технического состояния до перехода колонны в предельное состояние по несущей способности, оценивается в соответствии с правилами [7] и СТО Газпром 2-3.2-346-2009 [8].
ИСХОДНУЮ ИНФОРМАЦИЮ ДЛЯ РАСЧЕТА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ СОСТАВЛЯЮТ:
• результаты геофизических исследований технического состояния колонны с определением размеров повреждений;
• данные о режиме эксплуатации колонны;
• данные о скорости коррозии труб колонны.
Опыт применения СТО Газпром 2-2.3117-2007 «Инструкция по расчету поврежденных и находящихся в особых условиях эксплуатации обсадных колонн» [6] и СТО Газпром 2-3.2-346-2009 «Инструкция по расчету долговечности и остаточного ресурса скважин» [8] при расчетах остаточного ресурса эксплуатационной колонны позволил выявить противоречия и ряд ограничений в диапазоне применимости приведенных в них формул. В СТО Газпром 2-2.3-117-2007 [6] приведены выражения для расчета коэффициентов снижения несущей способности поврежденных труб (с общим коррозионным повреждением внутренней поверхности) к внутреннему давлению К2, имеющие следующие пределы применимости:
• для труб, имеющих отношение 6н/Д « 0,06, выражения справедливы при 0,5 мм « и « 70% б ;
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 2 february 2016
59
Таблица 1. Результаты расчета параметров 219,1 мм эксплуатационной колонны
Номинальная толщина стенок труб б, мм Избыточное давление, МПа
Внутреннее Наружное
Критическая толщина стенок труб бкр в, мм и , мм тах' Критическая толщина стенок труб 8кр н, мм и , мм тах'
6,7 5,28 1,42 6,2 0,5
7,7 5,63 2,07 6,2 1,5
8,9 5,99 2,91 6,2 2,7
10,2 6,27 3,93 6,2 4,0
11,4 6,36 5,04 6,2 5,2
12,7 6,19 6,51 6,2 6,5
14,2 5,43 8,77 6,2 8,0
• для труб, имеющих отношение 6н/Д
> 0,06, выражения справедливы при
0,5 мм « и « 80% 6н,
где 6н - номинальная толщина стенки
трубы;
Д - наружный диаметр трубы; и - максимальная для рассматриваемого интервала исследования колонны величина коррозионного износа
и = 6 - 6ф,
н ф'
(1)
где 6ф - фактическая толщина стенки трубы.
При этом по определению К2 « 1,0. Рассмотрим указанные пределы применимости на примере труб диаметром 177,8 мм и номинальной толщиной 11,51 мм, построив зависимость К2 = f (6ф) (рис. 1) по формуле для определения величины К2 [6]:
К2=(0,0523.6 +0,5973) ехр[(0,0145б--0,3077).и]. н н (2)
Как видно из рисунка 1 (кривая 1), при износе трубы, равном 1,0 мм (бф = 10,51 мм), К2 = 1,04. То есть, несмотря на износ, превышающий 0,5 мм, по-прежнему нарушаются пределы применимости формулы (2).
При расчетах прочности эксплуатационной колонны по формулам, приведенным в СТО Газпром 2-2.3-117-2007 [6], и их остаточного ресурса по формулам, приведенным в СТО Газпром 2-3.2-346-2009 [8], выявлено ограничение по применению формул в случае избыточного как внутреннего, так и наружного давления. Так, например, рассчитанный коэффициент запаса прочности эксплуатационной колонны на наружное давление (п1)
К2
1,2 1,1 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2
К =0,23б4е0-14115* 1*2=1
У
л У
8
Толщина стенки труб, мм
10 11
12
Рис. 1. Зависимость коэффициента снижения несущей способности обсадных труб диаметром 177,8 мм к внутреннему избыточному давлению от фактической толщины стенки труб: 1 - значения К2, определенные по формуле (2); 2 - значения К2, исправленные исходя из условия
может превышать нормативный (п1н), т.е. колонна удовлетворяет условиям безопасной эксплуатации. И вместе с тем рассчитанное допускаемое уменьшение толщины стенки поврежденных труб и' имеет отрицательное значение, указывающее на то, что остаточный ресурс уже исчерпан. В другом случае, когда рассчитанный коэффициент запаса прочности эксплуатационной колонны на внутреннее давление (п2) может превышать нормативный (п2н), рассчитанное допускаемое уменьшение толщины стенки поврежденных труб и' существенно превышает их номинальную толщину, что также свидетельствует о некорректности расчета по формулам СТО Газпром 2-3.2-346-2009 [8]. Некорректные результаты расчетов характерны для малых значений коэффициентов запаса к эксплуатационным нагрузкам, когда запас несущей способности конструкции еще не исчерпан, но приближается к критическому значению, или, наоборот, рассматриваемый интервал колонны практически не нагружен.
В таких случаях предлагается решать обратные задачи с определением для рассматриваемого интервала критической толщины стенки труб колонны 6кр и максимально возможного коррозионного износа итах, при котором коэффициент запаса прочности обсадных труб равен нормативному значению:
• к избыточному внутреннему давлению
(П2 = П2п);
• на сопротивление труб смятию внешним давлением (п1 = п1п)
и = б - 6 .
тах н кр
(3)
К2 « 1,0
DIAGNOSIS
В КАЧЕСТВЕ ПРИМЕРА ОПРЕДЕЛИМ ХАРАКТЕР ИЗМЕНЕНИЯ ВЕЛИЧИН 8 И U ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ
кр max " ^
КОЛОННЫ, ИМЕЮЩЕЙ СЛЕДУЮЩИЕ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:
• диаметр - 219,1 мм;
• группа прочности - «Д»;
• высота подъема цемента за эксплуатационной колонной - до устья;
• рабочее давление: максимальное -10,0 МПа; минимальное - 5,0 МПа;
• наружное давление максимальное -11,0 МПа.
В таблице 1 приведены результаты расчета параметров эксплуатационной колонны при различных значениях номинальной толщины стенок труб. Критическая толщина стенок труб для заданного рабочего давления рассчитывалась из условия равенства коэффициента запаса прочности обсадных труб нормативному значению: 6кр в - к избыточному внутреннему давлению (n = n = 1,15, u' = 0, Тэ = 0);
* 2 2n ' ' ' ост '
6кр н - на сопротивление труб смятию внешним давлением (n1 = n1n = 1,0, u' = 0, Р = 0).
ост '
При этом использовались формула для определения величины коэффициента снижения несущей способности новых обсадных труб к внутреннему избыточному давлению К2 [6]
К2=(0,0366.6 +0,6726) exp[(0,02356 --0,5056).u] н н (4)
о.
6,6 6,4 6,2 6 5,8 5,6 5,4 5,2
/
/
/
/ 5K=-0,0684 5n2+l,4714 5n-l,5937 V
/ R2=0,958
10 12 Номинальная толщина, мм
14
16
Рис. 2. Зависимость толщины стенок труб критической от номинальной для 219 мм обсадной колонны при работе на избыточное внутреннее давление 10 МПа
и формула Саркисова для определения критического (наименьшего сминающего) давления для обсадных труб [5]. Как видно из таблицы 1, критическая толщина стенок на сопротивление труб смятию внешним давлением - величина постоянная (6,2 мм - для диаметра 219,1 мм), тогда как критическая
толщина стенок труб к избыточному внутреннему давлению связана с номинальной толщиной полиномиальной зависимостью (рис. 2). Коэффициент корреляции равен 0,958. Сравним результаты расчетов колонны скважины А по формуле, приведенной в СТО Газпром 2-3.2-346-2009 [8], и путем
Таблица 2. Результаты расчета 219,1 мм эксплуатационной колонны скважины А на избыточное наружное давление
Метод исследования; тип прибора Выявленные дефекты Lj, м 6 /8,,, мм и' ф' P /Р ', МПа кр кр' РНГ МПа n1 П1Н
Дефектоскопия; МИД-К Общий коррозионный износ -до 1,3 ± 0,7 мм 557,8 -570,5 7,7/5,7 10,4/4,8 4,34 1,1 1,0
Примечания:
1 L1 - нижний интервал, лимитирующий прочность колонны.
2 Рр - критическое давление, при котором максимальные напряжения в изношенной трубе равны пределу текучести материала.
3 п1 - нормативный коэффициент запаса прочности на наружное давление принимается согласно [5].
Таблица 3. Результаты расчета 219,1 мм эксплуатационной колонны скважины А на избыточное внутреннее давление
Метод исследования; тип прибора Выявленные дефекты L2, м / ± zem S /&,., м м н ф К2 РТ/РТ', МПа РВИ МПа n2 П2Н
Дефектоскопия; МИД-К Общий коррозионный износ -до 1,3 ± 0,7 мм 0-12/+ zem 7,7/5,7 0,5 23,4/11,7 10,0 1,17 1,15
Примечания:
1 L2 - верхний интервал, лимитирующий прочность колонны; + zem - наличие (+) или отсутствие (-) цементного кольца в интервале L2.
2 Р ' - внутреннее давление, при котором максимальные напряжения в изношенной трубе равны пределу текучести материала.
3 п2н - нормативный коэффициент запаса прочности на внутреннее давление принимается согласно [5].
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 2 february 2016
61
ДИАГНОСТИКА
Таблица 4. Результаты расчета остаточного ресурса 219,1 мм эксплуатационной колонны скважины А
Диаметр колонны/ номинальная толщина стенки труб, мм/группа прочности Продолжительность эксплуатации, лет Расчетный интервал L, м Величина износа труб йб, мм Скорость коррозии V, мм/год и', мм Р , лет ост'
По формуле инструкции [9] Путем решения обратной задачи По формуле инструкции [9] Путем решения обратной задачи
219,1/7,7/Д 51 557,8-570,5 2,0 0,039 -0,06 0,21 -1 5
0-12 -0,3 0,05 -7 1
решения обратной задачи с использованием формулы Саркисова [5] и формулы (4) на следующем примере.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:
• эксплуатационная колонна диаметром 219,1 мм;
• номинальная толщина стенки - труб 7,7 мм;
• группа прочности - «Д»;
• высота подъема цемента за эксплуатационной колонной - до устья;
• избыточное внутреннее давление, при котором максимальные напряжения в теле новой трубы равны пределу текучести материала (РТ) 23,4 МПа;
• критическое давление для обсадных труб (Р ) - 10,4 МПа;
• остаточная толщина стенки труб -5,7 мм;
• избыточное внутреннее давление (Рви) - 10,0 МПа;
• избыточное наружное давление (РНИ) - 4,34 МПа;
• продолжительность эксплуатации -51 год.
Результаты расчета эксплуатационной колонны приведены в таблицах 2-4. Следовательно, результаты оценки остаточного ресурса колонны, полученные путем решения обратной задачи с использованием формулы Сарки-
сова [5] и формулы (4), коррелируют с результатами расчетов коэффициентов запаса прочности, приведенными в таблицах 2 и 3. В данном конкретном случае полученный результат позволяет в течение года провести детальные исследования (с меньшей погрешностью определения остаточной толщины труб колонны) и решить вопрос о возможности изменения режима эксплуатации, проведения ремонтных работ и продления срока безопасной эксплуатации скважины А.
При расчетах остаточного ресурса эксплуатационной колонны допускаемое уменьшение толщины стенки поврежденных труб и' рекомендуется определять с учетом высоты профиля резьбы по ГОСТ 632-80 [9] и исходить из условия
2 мм « 6.,. « б .
фн
(5)
предлагается решать рассмотренные выше обратные задачи с использованием формулы Саркисова [5] (для определения критического давления для обсадных труб) и формул, приведенных в СТО Газпром 2-2.3-117-2007 [6] (для определения величины коэффициента снижения несущей способности новых обсадных труб к внутреннему избыточному давлению).
Данный методический подход позволит экспертам повысить достоверность расчетов остаточного ресурса эксплуатационной колонны и объективнее проводить экспертизу промышленной безопасности скважин, что, в свою очередь, позволит оптимизировать параметры эксплуатации, сроки и объемы проведения ремонтных работ, других компенсирующих мероприятий.
Таким образом, в случае получения по формулам, приведенным в СТО Газпром 2-2.3-117-2007 [6] и СТО Газпром 2-3.2346-2009 [8], некорректных, противоречащих друг другу результатов расчетов коэффициентов запаса прочности допускаемого уменьшения толщины стенки поврежденных труб и остаточного ресурса эксплуатационной колонны,
ингт
ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» 115230, г. Москва, 1-й Нагатинский пр., д. 10, стр. 1 Тел.: +7 (495) 995-07-29
Литература:
1. Егурцов С.А., Скрынник Т.В., Иванов Ю.В., Зубарев А.П., Свинцицкий С.Б. Современные методы по диагностическому обеспечению конструктивной целостности и герметичности скважин // Газовая промышленность. 2014. № 6. С. 41-45.
2. Федеральный закон № 116-ФЗ от 21.07.97 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
3. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах (утв. приказом Минтопэнерго, Минприроды России № 445/323 от 28.12.99).
4. РД 153-39.0-072-01 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах (принят Минэнерго РФ 07.05.2001). М.: ГЕРС, 2001.
5. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. М.: Федеральный горный и промышленный надзор России, АООТ «ВНИИТнефть», 1997.
6. СТО Газпром 2-2.3-117-2007. Инструкция по расчету поврежденных и находящихся в особых условиях эксплуатации обсадных колонн. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007.
7. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности (утв. Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № 538 от 14.11.2013).
8. СТО Газпром 2-3.2-346-2009. Инструкция по расчету долговечности и остаточного ресурса скважин. М.: ООО «Газпром экспо», 2009.
9. ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. М.: Изд-во стандартов, 1983 (с изменениями от 23.06.2009).
62
№ 2 февраль 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
