CC BY
24ДИАГНОСТИКА
УДК 620.193:622.241
С.А. Егурцов1, е-mail: [email protected]; Т.В. Скрынник1, е-mail: [email protected]; Ю.В. Иванов1, е-mail:[email protected]; С.Б. Свинцицкий1, е-mail: [email protected].
1 ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» (Москва, Россия).
Методические подходы к обследованию и расчету параметров остаточной прочности и остаточного ресурса внешней обсадной колонны приустьевого участка скважины
В статье обосновывается необходимость расширения методической базы и внесения дополнений в нормативный документ (стандарт) ПАО «Газпром» по расчету остаточного ресурса скважин с учетом особенностей эксплуатации и многолетнего опыта проведения технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности газовых скважин.
Практика проведения работ по техническому диагностированию и экспертизе промышленной безопасности скважин подземных хранилищ газа и объектов добычи дочерних обществ ПАО «Газпром» свидетельствует о необходимости количественной оценки технического состояния приустьевого участка скважины путем расчета параметров остаточной прочности и остаточного ресурса внешней обсадной колонны.
Расчет избыточного внутреннего давления, при котором максимальное напряжение в зоне концентрации напряжений поврежденной трубы равно пределу текучести материала, коэффициента запаса прочности трубы и минимальной допустимой толщины трубы на избыточное внутреннее давление предлагается выполнять с учетом действующего режима нагружения, фактических геометрических размеров и механических свойств металла, в соответствии с требованиями нормативных документов к трубам обсадных колонн.
Остаточный ресурс внешней обсадной колонны рассчитывается с учетом скорости коррозии металла трубы, определяемой по изменению толщины стенки трубы за время, прошедшее между двумя обследованиями, и допускаемого уменьшения толщины стенки поврежденной трубы (максимально возможного износа), при котором коэффициент запаса прочности обсадной колонны равен нормативному значению.
Ключевые слова: методика, скважина, диагностика, прочность, остаточный ресурс, обсадная колонна.
Основной целью обследования внешней обсадной колонны приустьевого участка скважины (ПУС) является оценка ее технического состояния, которая определяет степень надежной эксплуатации контролируемого объекта. Приустьевой участок скважины в зависимости от конструкции обвязки устья включает зону, ограниченную сверху корпусом нижней колонной головки или сварным швом с фланцем устьевого оборудования, снизу - верхним срезом направляющей колонны.
ВНИМАНИЕ К ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПУС ОБУСЛОВЛЕНО СЛЕДУЮЩИМИ ФАКТОРАМИ:
• наружным коррозионным износом металла обсадной колонны под воздействием атмосферных осадков и грунтовых вод;
• подвижностью верхнего увлажненного слоя почвы, вызывающего дополнительные поперечные нагрузки на обсадную колонну;
• технической невозможностью выявления дефектов верхней трубы обсадной колонны стандартными методами геофизических исследований скважин (ГИС-техконтроль).
В ПРОЦЕССЕ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ КОНТРОЛЮ ПОДЛЕЖАТ ПАРАМЕТРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ:
• конструктивное исполнение соединений ПУС;
• герметичность трубных элементов ПУС, резьбовых и сварных соединений;
• качество сварных стыков и наличие в них недопустимых дефектов;
• сплошность металла сварных соединений;
• остаточную толщину стенки трубных элементов;
• физико-механические характеристики (по твердости);
• наличие микротрещин на поверхности металла;
• наличие и степень коррозии металла;
• качество противокоррозионного покрытия.
ОБСЛЕДОВАНИЕ ПУС ОСУЩЕСТВЛЯЕТСЯ ПРИ ПОМОЩИ КОМПЛЕКСА ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СРЕДСТВ И МЕТОДОВ НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ ПО МЕТОДИКЕ, ВКЛЮЧАЮЩЕЙ:
• визуально-измерительный контроль;
• замер твердости;
• ультразвуковую толщинометрию трубных элементов;
• вихретоковую дефектоскопию поверхности металла;
48
№ 6 июнь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DIAGNOSIS
• контроль сплошности сварных соединений;
• анализ прочности.
В случае выявления дефектов поверхности трубных элементов могут применяться дополнительные методы исследований (ультразвуковая дефектоскопия, контроль сплошности металла проникающими веществами, магнитный метод и др.).
Ультразвуковая толщинометрия стенок, дефектоскопия сплошности материала и твердометрия корпусных деталей объектов диагностического обследования проводятся в соответствии с картами инструментального контроля. Вместе с тем практика проведения работ по техническому диагностированию и экспертизе промышленной безопасности скважин подземных хранилищ газа и объектов добычи дочерних обществ ПАО «Газпром» свидетельствует о необходимости расширения существующей методической базы [1] и количественной оценки технического состояния ПУС путем расчета параметров остаточной прочности и остаточного ресурса внешней обсадной колонны. Расчет данных параметров предлагается выполнять с учетом действующего режима нагружения, фактических геометрических размеров и механических свойств материала, в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51365-2009 [2], инструкции [3], СТО Газпром 2-2.3-1452007 [4], СТО Газпром 2-2.3-117-2007 [5].
ДЛЯ РАСЧЕТА ИСПОЛЬЗУЮТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:
• остаточная толщина трубы ПУС;
• максимально допустимое давление в межколонном пространстве на устье скважины;
• фактический срок эксплуатации обсадной колонны.
ОПРЕДЕЛЯЮТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ ПАРАМЕТРЫ ОСТАТОЧНОЙ ПРОЧНОСТИ ОБСАДНОЙ ТРУБЫ ПУС:
• избыточное внутреннее давление Р'т, при котором максимальное напряжение в зоне концентрации напряжений поврежденной трубы равно пределу текучести материала;
• коэффициент запаса прочности трубы;
• минимальная допустимая толщина трубы на избыточное внутреннее давление.
При отсутствии повреждений трубы ПУС и изменения первоначальной толщины стенки (с учетом заводского допуска) при сохранении режима эксплуатации скважины расчет на прочность может не проводиться.
Предельно допускаемым является изменение толщины стенки трубы до величины, при которой максимальное рабочее напряжение будет равно пределу текучести материала. Допускаемое уменьшение толщины стенки поврежденной трубы (максимально возможный износ) и', при котором коэффициент запаса прочности обсадной трубы равен нормативному значению (п2=п2н), рассчитывается по формуле [6]
1п[Кг'/(А-уВ)]
с-М , ()
где К2' - допускаемая величина коэффициента снижения несущей способности поврежденной обсадной трубы к внутреннему избыточному давлению; бф - фактическая минимальная толщина стенки трубы в зоне повреждения, мм; А, В, С, D - коэффициенты, зависящие от наружного диаметра трубы и наличия цементного кольца. К2' рассчитывается по формуле [6]
к2чли/р;
(2)
За наружное давление принимается давление столба бурового раствора в незацементированной зоне или столба воды плотностью 1100 кг/м3 в зацементированной зоне до глубины определения.
Давление РТ' определяется по формуле [5]
рт'=к2.рг
(3)
где п2н - нормативный коэффициент
запаса прочности на сопротивление
трубы внутреннему давлению;
РВИ - избыточное внутреннее давление,
МПа;
РТ' - внутреннее давление, при котором максимальные напряжения в изношенной трубе равны пределу текучести материала, МПа.
Внутреннее давление определяется как максимально возможное давление на устье или как критическое межколонное давление. Максимально допустимое давление в межколонном пространстве на устье скважины должно быть не более давления опрессовки внешней обсадной колонны и давления гидравлического разрыва пласта на уровне башмака внешней обсадной колонны.
где К2 - коэффициент снижения несущей способности поврежденной трубы к внутреннему давлению; РТ - наименьшее внутреннее давление, при котором напряжения в теле новой трубы равны пределу текучести материала.
Величина К2 для типовой обсадной трубы с повреждением внутренней поверхности определяется по формуле [4, 5]
К=(А.8+В) ехр[(Сб-0).Дб], (4)
где Дб - максимальная для рассматриваемого интервала величина износа или выработки, мм;
=8-
н ф
бн - номинальная толщина стенки трубы, мм;
бф - толщина стенки трубы фактическая (остаточная), мм;
А, В, С, D - коэффициенты, значения которых для трубы диаметром 244,5 мм при отсутствии цементного кольца равны соответственно 0,0322; 0,7409; 0,0188; 0,4527 и приведены в таблице. Величина РТ определяется по формуле [3]
P =0,875.26 . CJT/D ,
Т ' Н Т н'
(5)
где оТ - предел текучести материала, МПа;
Эн - наружный диаметр трубы, мм. Коэффициент запаса прочности на внутреннее давление (п2) определяется по соотношению [3]
n =P '/P .
2 V ВИ
(6)
Остаточный ресурс внешней обсадной колонны ПУСТ рассчитывается по
ост г
формуле [6]
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 june 2016
49
ДИАГНОСТИКА
Таблица. Выражения для расчета коэффициентов снижения несущей способности изношенных труб к внутреннему давлению [5]
Наружный диаметр труб, мм Наличие/отсутствие цементного кольца К2
244,5 Наличие К2=(0,0243.8н+0,8699) exp[(0,0231 6н-0,5209>й8]
Отсутствие К2=(0,0322.6н+0,7409) exp[(0,0188 8„-0,4527).üS]
T =u/V,
ост ' к
(7)
где Vк - скорость коррозии металла трубы, мм/год.
Скорость коррозии металла трубы определяется изменением толщины стенки трубы за время, прошедшее между двумя обследованиями ПУС,
(8)
где ój и 62 - толщина стенки трубы (в мм), установленная при исследовании ПУС в соответствующем сечении в моменты времени и t2 (годы). При отсутствии фоновых или иных предыдущих исследований определяется изменение толщины стенки трубы от номинального значения за время от даты спуска обсадной колонны до момента выполнения ее обследования.
ПРИМЕР
Исходные данные:
дата спуска обсадной колонны (мес., год) - октябрь 1991 г.; диаметр обсадной колонны (по ГОСТ 632 или стандартам API) (мм) - 244,5; толщина стенки трубы номинальная (по ГОСТ 632 или стандартам API) (мм) - 11,1; группа прочности стали - «Д»; дата обследования обсадной колонны (мес., год) - ноябрь 2014 г.; остаточная толщина стенки трубы в сечении I-I по данным ультразвуко-
вой толщинометрии (мм) - 10,3; 10,1; 10,4; 10,2;
погрешность определения толщины стенки трубы обсадной колонны (±мм) - 0,1;
максимально допустимое давление в межколонном пространстве на устье скважины (МПа) - 4,6.
Расчет параметров остаточной прочности трубы обсадной колонны, имеющей общий коррозионный износ
Максимальная величина износа трубы ПУС (с учетом погрешности прибора) Д6 =11,1-10,1+0,1=1,1 мм. Определим для поврежденной трубы предельную величину избыточного внутреннего давления Р'т по формуле (3). Для новой трубы данного типоразмера внутреннее давление, при котором максимальные напряжения были равны пределу текучести материала, Рт = 30,1 МПа. Выражение для расчета коэффициента К2 устанавливаем по таблице. При износе, равном 1,1 мм, К2=(0,0322.11,1+ +0,7409)е(0,0188'11,1-°,4527)'1Д=0,84. Тогда
Р'т=К2.Рт=0,84.30,1=25,3 МПа. Расчетный коэффициент запаса прочности трубы обсадной колонны ПУС на внутреннее давление п2=25,3/4,6=5,5 (при нормативном п2н=1,15, согласно инструкции [3]).
Определим допускаемую величину коррозионного износа стенки и' поврежденной трубы по формуле (1). Предварительно рассчитываем допускаемую величину коэффициента снижения несущей способности поврежденной обсадной трубы к внутреннему избыточному давлению: К'2=1,15.4,6/25,3=0,21. Тогда
1п [0,21/(0,322-10+0,7409)] "= 0,0188-10-0,4527--бД ММ'
Рассчитываем минимально допустимую толщину трубы на избыточное внутреннее давление: 6 =10-6,1=3,9 мм.
мин
Определяем среднюю скорость коррозии обсадной трубы: Ук=1,1/23=0,048 мм/год. Рассчитываем остаточный ресурс обсадной трубы: Т =6,1/0,048=127 лет.
ост '
Таким образом, по результатам ультразвуковой толщинометрии контролируемый объект (труба внешней обсадной колонны скважины) соответствует требованиям нормативной документации (ГОСТ 28702-90, ГОСТ 632-80, СТО Газпром 2-4.1-158-2007, СТО Газпром 2-2.3-117-2007).
ингт
ООО «Инновационные нефтегазовые технологии» 115230, г. Москва, 1-й Нагатинский пр., д. 10, стр. 1 Тел.: +7 (495) 995-07-29
Литература:
1. Федорова Н.Г. Принцип прогнозирования остаточного ресурса конструкций с общим коррозионным повреждением и его применение к расчетам обсадных колонн // Нефтяное хозяйство. 2005. № 9. С. 196-197.
2. ГОСТ Р 51365-2009 Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования.
3. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. М.: Федеральный горный и промышленный надзор России, «ВНИИТ-нефть», 1997.
4. СТО Газпром 2-2.3-145-2007 Инструкция по техническому диагностированию скважин ПХГ. М.: ООО «ИРЦ Газпром»; ОАО «СевКавНИПИгаз», 2007.
5. СТО Газпром 2-2.3-117-2007 Инструкция по расчету поврежденных и находящихся в особых условиях эксплуатации обсадных колонн. М.: ООО «ИРЦ Газпром»; ОАО «СевКавНИПИгаз», 2007.
6. СТО Газпром 2-3.2-346-2009 Инструкция по расчету долговечности и остаточного ресурса скважин. М.: ООО «Газпром экспо»; ОАО «СевКавНИПИгаз», 2009.
7. СТО Газпром 2-4.1-158-2007 Технические требования к обсадным трубам для месторождений ОАО «Газпром». М.: ООО «ИРЦ Газпром»; ООО «ВНИИГАЗ», 2007.
50
№ 6 июнь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
