CC BY
27УДК 622.276.4; 622.276.6; 622.279.4; 622.279.6
Л.Ф. Давлетшина, к.т.н., доцент, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования (ФГБОУ ВПО) «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина», e-mail: iuchiad@maii.ru; Н.В. Келдыш, научный сотрудник, Федеральное государственное бюджетное учреждение науки «Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова Российской академии наук», e-maii: snv@ipu.ru; К.А. Потешки на, аспирант, ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина»; Ю.М. Тимербулатова, бакалавр, ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина»
Оценка влияния кислоты на ресурс гибких труб для колтюбинга
Колтюбинг - одна из наиболее передовых технологий ремонта в нефтегазовой отрасли, главной особенностью которой является применение гибкой трубы. Ресурс гибкой трубы является важным параметром, его необходимо постоянно оценивать в процессе эксплуатации установки. Остро стоит вопрос учета коррозионных разрушений вследствие применения различных химических реагентов, особенно кислотных составов для обработок призабойной зоны пласта с помощью колтю-бинговой установки.
Ключевые слова: колтюбинг, ресурс трубы, кислотные обработки, коррозия.
В настоящее время технологии с применением колтюбинговых установок являются наиболее востребованными при проведении различных ремонтных работ как на старом фонде скважин, при разработке истощенных месторождений, так и на вновь вводимых скважинах, особенно в условиях небольших отдаленных месторождений. Возрастающая популярность связана с экономической выгодой и высокой мобильностью колтюбинговых установок (рис. 1).
По данным ICoTA, количество работающих установок в период с 1999 по 2013 г. выросло с 761 до 2002, в РФ их число изменилось с 30 до 250. Наибольшее количество установок работает в США (568), далее следуют Канада (341) и Латинская Америка (276). Колтюбинговая установка (Coiled tubing) - это комплекс оборудования, базирующийся на использовании безмуфтовых длинномерных гибких труб (наиболее часто употребляется понятие гибкая труба (ГТ)), в основном стальных, наматываемых на барабан и многократно спускаемых в скважину для проведения различного рода работ.
Трубы имеют длину порядка 3 тыс. м, также широко используются и трубы до 5 тыс. м.
С помощью ГТ проводят следующие работы: очистку забоя скважин от песка, удаление парафиновых пробок, удаление гидратных пробок, растепление скважин, удаление жидкости из газовых скважин, установку гравийных фильтров, изоляцию перфорационных отверстий, ремонтные работы в межтрубном пространстве, разбуривание в полости скважины, кислотные обработки, ГРП и РИР.
Колтюбинговые технологии имеют существенные преимущества по сравнению с традиционными методами в следующих аспектах:
• возможность осуществления работ без предварительного глушения скважины;
• обеспечение герметичности устья скважины;
• сокращение времени спуско-подъ-емных операций внутрискважинного оборудования;
• улучшение условий труда;
• обеспечение экологической безопасности.
В практике колтюбинговых технологий введено понятие «жизненный ресурс гибкой трубы», который оценивается количеством спуско-подъемных операций (СПО) до потери герметичности трубы. Этот показатель важен для производителя при назначении гарантийного срока службы изделия и для потребителя колтюбинга в целях успешного и безопасного проведения работ на скважине. В процессе изготовления колтюбинговых труб производитель проводит ряд исследований по оценке качества трубы. Исследования проводятся как для контроля в процессе производства, так и для оценки гарантийного срока службы изделия (в этом случае проверке подвергается уже готовая продукция). Все эти работы проводятся на стендовых установках и в лабораторных условиях, поэтому дают условную величину, которая должна быть скорректирована условиями эксплуатации на промысле. Износ гибких труб в процессе их эксплуатации может быть связан с целым рядом причин: циклический изгиб в сочетании с внутренним давлением; коррозионный износ, в т.ч. под напря-
жением; утонение стенки трубы в результате трения о стенки скважины при СПО; механические повреждения - образование рисок и задиров; неоднородность механических свойств материала трубы,связанная с наличием сварных стыков; недопустимые отклонения в структуре металла. При эксплуатации ГТ компании осуществляют два метода оценки ресурса гибкой трубы: расчетный и экспериментальный.
Расчетный метод оценки ресурса реализован в ряде программных продуктов, таких как Cerberus, FACT, Pegasus, CTLIFE и другие. Применяемые в этих пакетах расчетные схемы основаны на анализе большого объема статистических данных и представляют собой эмпирические зависимости, относящиеся к конкретному типоразмеру и классу прочности колтюбинга. Экспериментальная оценка ресурса ГТ проводится на образцах колтюбинго-вой установки, которая находится на скважине и проводит ремонты. Она включает в себя проведение различных испытаний труб: на изгиб, растяжение, сплющивание, смятие, нагрузку внутренним давлением. Все они соответствуют нагрузкам и воздействиям,которые испытывает труба в реальности. На сегодняшний день из проведенного нами анализа возникает вопрос: как существующие программные комплексы учитывают коррозионные разрушения, в частности утонение трубы за счет коррозии, и как это влияет на изменение величины ресурса трубы. Коррозионные разрушения трубы также не учитываются в экспериментальных методах анализа ресурса трубы при создании различного рода нагрузок. Особенно это важно в условиях, когда одной из самых распространенных технологий стимуляции скважин является кислотная обработка. При этом ГТ подвергаются воздействию кислотных растворов, из-за чего покрываются ржавчиной (рис. 2), истончаются, а при наматывании на барабан испытывают дополнительные нагрузки на изгиб. Несмотря на имеющееся на рынке большое количество рецептур и технологий, кислотные обработки с помощью соляной кислоты остаются самыми популяр-
Рис. 1. Схема оборудования устья скважины и основных узлов агрегата:
1 - автомобиль-буксировщик; 2 - бак гидросистемы агрегата; 3 - барабан с КГТ; 4 - укладчик КГТ; 5 - колонна гибких труб; 6 - направляющая дуга; 7 - монтажное устройство; 8 - транспортер; 9 - опора транспортера; 10 - герметизатор устья; 11 - оборудование устья скважины; 12 - рама агрегата; 13 - емкость для технологической жидкости; 14 - кабина оператора
заряда в комплексе, образуется ион ги-дроксония
^е(Н20)6]2++Н20-^е(Н20)50Н]1++Н30+.
Ион гидроксония (гидрид-ион) является активным катодным деполяризатором. Повышение его концентрации в среде резко увеличивает скорость коррозии. Очевидно, коррозионные разрушения металла под действием кислотных составов могут в значительной мере способствовать снижению жизненного ресурса гибких колтюбинговыхтруб. В соответствии с этим необходимо прогнозировать снижение величины ресурса трубы, полученного от производителя, за счет коррозии. На кафедре технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина были проведены работы по исследованию коррозии стали гибких труб в соляной кислоте и сделаны следующие выводы:
1) основная потеря массы металла за счет коррозии приходится на первые часы воздействия кислоты;
2) скорость потока соляной кислоты оказывает большое влияние на величину скорости коррозии гибких труб. Исследования проводятся на экспериментальной установке по оценке эф-
ными. Соляная кислота является очень агрессивной по отношению к металлам. В большей степени это обуславливается содержанием в ней ионов С1-. В общем случае взаимодействие с поверхностью сталей описывается уравнением
Fe + HCl -
■ FeCl2 + H2.
Хлорид железа в присутствии влаги диссоциирует в ней с образованием иона железа, который в воде гидратируется с образованием катиона ^е(0Н)6]2+:
FeCl2 ->• Fe2+ + 2Cl-Fe2+ + 6H2O -с [Fe(H2O)6]2+
При диссоциации катиона [Fe(H2O)6]2+, с учетом особенностей распределения
Рис. 2. Образец ГТ с коррозией
фективности ингибиторов коррозии НОЦ «Промысловая химия» (рис. 3). На рисунке 4 представлены экспериментальные данные зависимости скорости коррозии ГТ от скорости потока при воздействии соляной кислоты в течение двух часов. Для исключения влияния различных примесей бралась химически чистая (х.ч.) соляная кислота и она же - с ингибитором коррозии. На рисунке видно, что скорость коррозии образцов ГТ в х.ч. соляной кислоте сильно возрастает при повышении скорости потока по сравнению с ингибиро-ванной кислотой. Экспериментальные данные были получены при скорости потока, которую можно получить на приборе (рис. 3), далее кривые экстраполировались до значения 3 м/с. Эта скорость соответствует скорости закачки соляной кислоты на колтюбин-говой установке с ГТ диаметром 38,1 мм. Были получены следующие величины
Рис. 3. Переносная лаборатория по оценке эффективности ингибиторов коррозии
скорости коррозии ГТ, которые в последующем использовались при расчете снижения ресурса трубы от проведенных кислотных обработок: для х.ч. соляной кислоты - 10,25 г/м2.ч, для ингибированной х.ч. соляной кислоты - 3,85 г/м2.ч.
На основании полученных литературных и экспериментальных данных был проведен расчет величины ресурса трубы при проведении на ней только кислотных обработок. Были взяты следующие условия:
1) Кислотные составы:
• 12%-ная неингибированная соляная кислота химически чистая (х.ч.);
• 12%-ная ингибированная соляная кислота химически чистая (х.ч.), ингибитор коррозии ИКУ-118.
2) Параметры труб:
• диаметр гибкой трубы - 38,1 мм;
• длина ГТ на барабане - 2500 м;
• толщина стенки трубы - 2,73 мм.
3) Параметры закачки:
• скорость закачки - 3,0 м/с.
• время кислотной обработки - 2 часа. Показатель, на который опирается показатель ресурса трубы, - это утонение стенки трубы. Данный показатель определяется путем периодического контроля: труба выводится из эксплуатации, если износ стенки выводит ее толщину за пределы, определяемые техническими условиями. Предельное утонение - это 10% от изначальной толщины трубы.
Скорость коррозии ГТ (г/м2.ч) определяется как:
9 = m
корр м
т / (S-t),
(1)
где тмет - масса металла, потерянного вследствие коррозии, г; S - площадь поверхности гибкой трубы, с которой произошла потеря металла, м2; t - время выдержки в кислотном составе, ч.
Объем металла, который ушел вследствие коррозии:
V = m / р,
корр мет' "
(2)
где р - плотность металла, г/м3. Этот же объем металла, который ушел вследствие коррозии, можно определить как:
V = h-S,
(3)
где || - утонение толщины стенки ГТ за счет коррозии, м.
Из уравнений (2) и (3) следует, что
h= Э -t / р.
корр
(4)
Согласно экспериментальным данным, значение скорости коррозии для гибких труб при использовании неингибиро-ванной соляной кислоты - 10,25 г/м2.ч, для ингибированной - 3,85 г/м2.ч. Утонение толщины ГТ за одну кислотную обработку определили по уравнению (4) при использовании неингибирован-ной кислоты. При Э = 11,45 г/м2.ч, t
~ корр ' '
= 2 ч, р = 7,86 г/см3, || = 2,61.10-3 мм, что составляет 0,10% от первоначальной толщины стенки.
Рис. 4. Зависимость скорости коррозии ГТ от скорости потока при воздействии HCl в течение двух часов (T = 20 0С)
При использовании игибированной кислоты при 9 = 3,85 г/м2.ч, t = 2 ч,
~ корр ' '
р = 7,86 г/см3, = 0,98.10-3 мм, что составляет 0,036% от первоначальной толщины стенки.
При установлении предела в утонении ГТ 10% от изначальной толщины трубы и рассмотрении снижения ресурса только за счет действия коррозии от воздействия соляной кислоты при температуре 20 0С можно сделать вывод, что при использовании для обработок неинги-бированной соляной кислоты потеря герметичности трубы произойдет спустя 105 кислотных обработок (СПО). Для
ингибированной же кислоты предельное число 279 операций по КО - СПО. На основании проведенного исследования можно сделать вывод о необходимости анализа влияния применяемых составов при проведении ремонтных работ даже с помощью самых простых расчетов. Высокие давления, разнонаправленные нагрузки, оказываемые на ГТ в процессе СПО, учитываются в программных комплексах, упомянутых в данной статье, но как будет сказываться взаимное влияние создаваемых нагрузок на коррозионные разрушения ГТ и, наоборот, коррозии - на устойчивость
материала гибких труб к разрушению, остается вопросом. Необходимо подчеркнуть, что надежность и безопасность технологических работ с использованием гибких труб играют важнейшую роль в процессах ремонта скважин, а возможные аварии становятся причиной больших экономических и материальных потерь. Перед производителями гибких труб и компаниями, их использующими, стоит актуальная и непростая задача минимизации риска за счет увеличения прочности трубы и грамотности ее эксплуатации.
UDC 622.276.4; 622.276.6; 622.279.4; 622.279.6
L.F. Davletshina, Candidate of Science (Engineering), associate professor, Federal State-Funded Educational Institution of Higher Professional Education (FSBEI HPO), I.M. Gubkin Russian State University of Oil and Gas, e-mail: luchiad@mail.ru; N.V. Keldysh, Research Associate, V.A. Trapeznikov Institute of Control Sciences of Russian Academy of Sciences, e-mail: snv@ipu.ru; K.A. Poteshkina, PhD candidate, FSBEI HPO, I.M. Gubkin Russian State University of Oil and Gas ; Yu.M. Timerbulatova, bachelor, FSBEI HPO, I.M. Gubkin Russian State University of Oil and Gas
Assessment of the acid impact on the service life of the flexible pipes for coiled tubing
Coiled tubing is one of the advanced repair technologies in the oil and gas industry, which main feature is application of flexible pipes. The service life of the flexible pipe is an important factor that shall be continuously assessed during the unit operation. There is much tension around the issue of corrosion failure due to application of various chemical agents, especially acid compositions for bottom-hole formation zone treatment using a coiled tubing unit. Keywords: coiled tubing, pipe service life, acid treatment, corrosion.
References:
1. Statistika koltyubingovoi industrii (Coiled tubing industry statistics). - http://www.cttimes.org/icota/coiled-tubing-industry-statistics/
2. Tretyak A.Ya., Serdyuk N.I., Kravchenko A.Ye. Tekhnologii primeneniya koltyubinga (Coiled tubing application technology). - Novocherkassk: «Platov South-Russian State Polytechnic University (Novocherkassk Polytechnic Institute)», 2011. - 368 p.
3. Brylkin A.V., Buksbaum V.B., Kolesnikov K.I., Poroshin V.B., Usov M.V. K otsenke dolgovechnosti dlinnomernykh gibkikh trub (To assessment of service life duration of flexible pipes) // Vestnik, South Ural State University - 2012. - No. 34. - P. 75-80.
4. Kozlovskiy A.M., Kukanov G.P., Pykhov S.I., Shurinov V.A., Brylkin A.V. Puti povysheniya resursa gibkikh dlinnomernykh trub pri ikh ekspluatatsii (Practices for increasing the service life of long-length pipes during their operation) // Coiled Tubing Times. - 2003. - No. 5. - P. 13-15.
5. Medvedeva M.L. Korroziya i zatshita oborudovaniya pri pererabotke nefti i gaza (Equipment corrosion and protection during the oil and gas processing). - Moscow: Federal State Unitary Enterprise «Oil and Gas», Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2005. - 312 p.
6. Luft Kh.B., Zagranichniy S.A. Printsipy kontrolya ekspluatatsii i obsluzhivaniya podvesok koltyubinga (na primere kompanii OOO «Trican Well Service») (Coiled tubing suspension operation and maintenance control principles (by the example of Trican Well Service LLC) // Coiled Tubing Times. - 2011. - No. 38. - P. 28-34.
7. Silin M.A., Magadova L.A., Davletshina L.F., Yefanova O.Yu., Poteshkina K.A. Otsenka primenimosti metodiki issledovaniya korrozii stali ST-3 k stali gibkikh trub. Problema issledovaniya korrozii gibkikh trub, voznikayutshei pri kislotnykh obrabotkakh (Assessment of the corrosion research method applicability of steel ST-3 (Russian: CT-3) to steel of flexible pipes. The issue of research of flexible pipe acid treatment corrosion) // Coiled Tubing Times. - 2012. - No. 42. - P. 76-81.
Литература:
1. Статистика колтюбинговой индустрии. - http://www.cttimes.org/icota/coiLed-tubing-industry-statistics/.
2. Третьяк А.Я., Сердюк Н.И., Кравченко А.Е. Технологии применения колтюбинга. - Новочеркасск: ЮРГТУ(НПИ), 2011. - 368 с.
3. ЗБрылкин А.В., Буксбаум В.Б., Колесников К.И., Порошин В.Б., Усова М.В. К оценке долговечности длинномерных гибких труб // Вестник ЮУрГУ. - 2012. - № 34. - С. 75-80.
4. Козловский А.М., Куканков Г.П., Пыхов С.И., Шуринов В.А., Брылкин А.В. Пути повышения ресурса гибких длинномерных труб при их эксплуатации // Время колтюбинга. - 2003. - № 5. - С. 13-15.
5. Медведева М.Л. Коррозия и защита оборудования при переработке нефти и газа. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - 312 с.
6. Луфт Х.Б., Заграничный С.А. Принципы контроля эксплуатации и обслуживания подвесок колтюбинга (на примере компании ООО «Трайкан Велл Сервис») // Время колтюбинга. - 2011. - № 38. - С. 28-34.
7. Силин М.А, Магадова Л.А., Давлетшина Л.Ф., Ефанова О.Ю., Потешкина К.А. Оценка применимости методики исследования коррозии стали СТ-3 к стали гибких труб. Проблема исследования коррозии гибких труб, возникающей при кислотных обработках // Время колтюбинга. - 2012. -№ 42. - С. 76-81.
