CC BY
30OIL AND GAS PRODUCTION
УДК 669.1+622.2
А.Г. Филиппов1; Б.А. Ерехинский, e-mail: Bogair1957@yandex.ru; П.В. Крылов1; К.А. Попов2
1 ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия).
2 ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, Россия).
Применение высокотехнологичных бесшовных нарезных труб для решения текущих и перспективных задач добычи газа в ПАО «Газпром»
В статье рассмотрен опыт разработки и промышленного освоения производства отечественных бесшовных труб для добычи углеводородов на объектах ПАО «Газпром». До начала реализации программы импортозамещения в связи с тем, что отечественной промышленностью производство труб в хладостойком и коррозионностойком исполнении освоено не было, для наиболее ответственных объектов ПАО «Газпром» обсадные и насосно-компрессорные трубы закупались у зарубежных производителей. Однако за последние годы ситуация коренным образом изменилась. Были разработаны нормативно-технические документы, устанавливающие технические требования, объем и методы контроля качества трубной продукции нефтяного сортамента, сформированы основные требования к резьбовым соединениям, существенно превышающие типовые, налажено взаимодействие с российскими производителями. Авторами статьи приведено обоснование необходимости разработки отечественных бесшовных труб с повышенными показателями надежности, безопасности и эффективности для строительства скважин в беспрецедентных по сложности геокриологических условиях на примере месторождений п-ва Ямал, Надым-Пур-Тазовского региона, Восточной Сибири, Дальнего Востока, российского Арктического шельфа, а также Астраханского газоконденсат-ного месторождения. Дано описание технических проблем при строительстве и эксплуатации скважин на нефте-газоконденсатных месторождениях, возникновение которых обусловлено содержанием токсичных компонентов в скважинной продукции, распространением многолетнемерзлых и льдистых грунтов и аномально высокими пластовыми давлениями. Рассмотрен опыт разработки отечественных газогерметичных резьбовых соединений для труб нефтяного сортамента. Обозначены перспективные направления развития сотрудничества российских производителей труб и Группы «Газпром».
Ключевые слова: нефтегазоконденсатное месторождение, обсадная труба, насосно-компрессорная труба, теполоизоли-рованная лифтовая труба, технические требования, скважина сложного профиля, хладостойкость, сероводородостойкое исполнение, углекислотная коррозия, многолетнемерзлые породы, газогерметичные резьбовые соединения.
A.G. Filippov1; B.A. Yerekhinskiy, e-mail: Bogair1957@yandex.ru; P.V. Krylov1; K.A. Popov2
1 Gazprom PJSC (Saint-Petersburg, Russia).
2 Gazprom dobycha Nadym LLC (Nadym, Russia).
Application of High-Tech Seamless Threaded Pipes to solve Current and Perspective Problems of Gazprom PJSC Gas Production
The article analyses existing practices in development and commercial production of local seamless pipes to produce hydrocarbons from the fields of Gazprom PJSC. Before the start of the import substitution program as there was no local commercial production of pipes in cold-and-corrosion resistant version, casing and tubing pipes were imported for most critical Gazprom PJSC projects. Nevertheless, recently the situation has been fundamentally changed. Technologically normative documents have been developed specifying requirements, amount of products, and quality control methods for oil country tubular goods. Major requirements to threaded connections significantly overpassing typical ones have been formulated and cooperation with Russian manufacturers set up. The authors have stated reasons for the necessity to design local seamless pipes of increased reliability, safety and efficiency to be used for the construction of wells under unprecedented challenging geocryological conditions by the example of the fields in Yamal, Nadym-Pur-Tazovskiy region, Eastern Siberia, Far East, Russian Arctic shelf, as well as the Astrakhan gas condensate field. The article describes some
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
51
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
technical problems in well construction and operation of oil-and gas condensate fields originated from the content of toxic components in borehole products, extension of permafrost and icy soils, and abnormal high reservoir pressures. The article analyses the development practices of local gas proof threaded connections for oil country tubular goods. Perspective trends of cooperation development between Russian pipe manufacturers and Gazprom Group have been outlined.
Keywords: oil-and-gas condensate field, casing string, tubing string, heat insulated lift pipe, specifications, intricate profile well, cold resistance, H2S resistant version, CO2 corrosion, permafrost, gas proof threaded connections.
: п^лика
Рис. 1. Месторождения п-ва Ямал и Надым-Пур-Тазовского региона Fig. 1. The fields of Yamal peninsula and Nadym-Pur-Tazovskiy region
Основными объектами добычи газа за прошедшее десятилетие, а также на ближайшую и долгосрочную перспективу являются месторождения п-ва Ямал и прилегающих акваторий, Надым-Пур-Тазовский район (рис. 1), Восточно-Сибирский центр добычи газа и шельф Дальнего Востока. В долгосрочной перспективе к ним добавятся месторождения Арктического шельфа. Активизация развития Ямала и Надым-Пур-Тазовского региона обусловлена необходимостью компенсации снижения объемов добычи на базовых месторождениях - Медвежьем, Уренгойском и Ямбургском, - выработанных на 50-70 %.
На Ямале активно формируется новый центр газодобычи, который в перспективе станет одним из основных для развития газовой отрасли России. Нефтегазоносные районы полуострова территориально разделены на три группы месторождений - Бованенков-скую, Тамбейскую и Южную. Суммарные запасы и ресурсы всех 32 месторождений региона составляют 26,5 трлн м3 газа, 1,6 млрд т газового конденсата и 300 млн т нефти. С учетом ввода в эксплуатацию месторождений шельфа Карского моря объем добычи газа в районе полуострова достигнет 360 млрд м3 газа в год. Основными объектами, позволяющими компенсировать падение добычи на ближайшую и среднесрочную перспективу, являются месторождения Бо-ваненковской группы:Бованенковское, Харасавэйское и Крузенштернское. После выхода на проектную мощность объем добычи на эксплуатируемом с 2012 г. Бованенковском месторожде-
нии достигнет 115 млрд м3 газа в год, при этом суммарные запасы газа категории С месторождения составляют 6,6 трлн м3. В то же время ведутся работы по проектированию обустройства Харасавэйского месторождения и до-разведка Крузенштернского.
ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ЭФФЕКТИВНОМУ ОСВОЕНИЮ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Месторождения п-ва Ямал В ходе освоения Бованенковского месторождения предприятия Группы «Газпром» столкнулись с рядом про-
блем, потребовавших внедрения новых технических решений в области строительства и эксплуатации скважин, обустройства кустовых площадок. Проблемы обусловлены большим количеством продуктивных объектов с различными фильтрационно-емкостными свойствами, присутствием в некоторых продуктивных горизонтах углекислоты, крайне сложным строением криоли-тозоны, представленной в том числе высокольдистыми породами и жильными льдами. Кроме того, проблемы технико-экономического характера связаны с отсутствием на полуострове общераспространенных полезных
Ссылка для цитирования (for citation):
Филиппов А.Г., Ерехинский Б.А., Крылов П.В., Попов К.А. Применение высокотехнологичных бесшовных нарезных труб для решения текущих и перспективных задач добычи газа в ПАО «Газпром» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 11. С 51-57.
Filippov A.G., Yerekhinskiy B.A., Krylov P.V., Popov K.A. Application of High-Tech Seamless Threaded Pipes to solve Current and Perspective Problems of Gazprom PJSC Gas Production. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2018, No. 11, P. 51-57. (In Russian)
52
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
ископаемых, позволяющих обеспечить требуемые параметры насыпных оснований, и необходимостью частичного завоза соответствующих материалов из других регионов. В целях снижения затрат на обустройство месторождений п-ва Ямал были приняты решения о сокращении расстояний между скважинами на кустовых площадках до 20 м и оснащении приустьевой части колонн теплоизолированными лифтовыми трубами (ТЛТ), исключающими растепления многолетнемерзлых пород (ММП). Для начала промышленного освоения месторождения была поставлена задача разработать и освоить промышленное производство в России труб с требуемыми теплофизическими характеристиками. Причем объемы производства и применения данного вида труб будут только расти, поскольку геокриологические условия Харасавэйского и Крузенштернского месторождений, а также месторождений Тамбейской группы существенно сложнее, чем Бо-ваненковского. Кроме того, для строительства скважин с учетом наличия высоких концентраций углекислоты в природном газе потребовались трубы и комплексы подземного внутрисква-жинного оборудования в коррозион-ностойком исполнении, а противофон-танная безопасность в этих условиях должна быть обеспечена за счет применения газогерметичных резьбовых соединений класса премиум. В Надым-Пур-Тазовском регионе основным перспективным объектом добычи на ближайшие годы являются глубокие ачимовские отложения Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). После ввода в эксплуатацию всех лицензионных участков ПАО «Газпром» добыча газа из ачимов-ских отложений превысит 30 млрд м3 в год. Их освоение сопряжено с рядом проблем геологического и технологического характера, аномально высокими пластовыми давлениями,низкими продуктивными характеристиками и содержанием углекислоты в пластовом флюиде. В целях повышения продуктивности на всех скважинах ачимовских отложений требуется проведение гидроразрыва пласта (ГРП).
Для обеспечения безопасной эксплуатации скважин было предусмотрено использование высокопрочных (на давление до 100 МПа) насосно-компрессор-ных труб (НКТ) из материалов, стойких к углекислотной коррозии.
Месторождения Восточной Сибири
Базовыми месторождениями Восточно-Сибирского центра добычи газа являются Чаяндинское и Ковыктинское, находящиеся в стадии обустройства. Эти месторождения являются основной ресурсной базой газопровода «Сила Сибири». Суммарная добыча газа из Чаяндинского и Ковыктинского месторождений составит более 50 млрд м3 газа в год. На этих месторождениях ПАО «Газпром» впервые столкнулось с проблемой размещения кустовых площадок скважин из-за сложного рельефа местности, что привело к необходимости оборудования скважин комплексами подземного внутрискважинного оборудования и лифтовыми трубами с высокогерметичными резьбовыми соединениями. Кроме того, геологический разрез месторождения осложнен аномально низким давлением в продуктивных горизонтах, наличием солей и зон нестабильности (рапоопасных пропластков), опасных возможностью смятия обсадных колонн. Все это потребовало принятия соответствующих технико-технологических решений, включая создание комплекса высокотехнологичного производства высокопрочных стальных бесшовных труб нового поколения.
Астраханское газоконденсатное месторождение
Наиболее сложным объектом добычи ПАО «Газпром» многие годы является Астраханское газоконденсатное месторождение (ГКМ)с аномально высокими
парциальными давлениями, в пластовом флюиде которого содержатся сероводород и углекислый газ (до 25 % каждого) в присутствии воды и абразивных частиц. В вышележащих горизонтах с отложениями каменной соли имеются неустойчивые пропластки, а также рапоопасные горизонты. Отложения надсолевого комплекса содержат большое количество нефтегазоносных пропластков с непромышленными запасами и аномалиями пластового давления. Несмотря на сложные условия разработки, Астраханское ГКМ, открытое в 1976 г., является уникальным по запасам газа и газового конденсата: в разведанной части содержится 3,7 трлн м3 газа, около 900 млн т газового конденсата и 1,5 млрд т серы. При этом объемное содержание метана составляет около 50 %, кислых компонентов - более 40 %. Глубина залегания продуктивного пласта составляет более 4000 м, а пластовое давление - более 60 МПа. Разработка месторождения началась в 1986 г. Его особенности, расположение вблизи населенных пунктов и заповедной зоны Волго-Ахтубинской поймы предъявили повышенные требования к надежности технологического оборудования и охране окружающей среды. На момент подготовки и реализации проекта освоения Астраханского ГКМ отечественная промышленность не выпускала оборудование, соответствующее этим требованиям. Поэтому начиная с момента ввода месторождения в эксплуатацию для строительства скважин традиционно использовались только импортные оборудование и материалы в коррозионностойком исполнении, в том числе обсадные и насосно-ком-прессорные трубы с газогерметичными резьбовыми соединениями класса премиум. В настоящее время на Астраханском ГКМ проводятся работы
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
53
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
по строительству новых скважин для компенсации выбывающих из эксплуатации в связи с коррозионным износом оборудования или по геологическим причинам. При сохранении текущего уровня добычи разведанные запасы газа позволяют обеспечить эксплуатацию месторождения в течение более 200 лет, в связи с чем долговременная надежность оборудования и материалов в таких сложных горно-геологических условиях крайне важна.
Месторождения Дальнего Востока
Развитие добычных мощностей на Дальнем Востоке является самым новым для ПАО «Газпром» проектом. Основные запасы газа в Дальневосточном регионе расположены на глубоководном континентальном шельфе. Киринское газо-конденсатное месторождение является первым для «Газпрома», запущенным в эксплуатацию с использованием подводных добычных комплексов. К скважинам с подводным расположением устьев предъявляются особые требования в части надежности используемого оборудования, так как их ремонт в процессе эксплуатации фактически невозможен или сопряжен с затратами, сопоставимыми со строительством новых скважин. Кроме того, скважины на месторождениях континентального шельфа проектируют с существенно большей продуктивностью, чем на суше, что обеспечивает окупаемость затрат на строительство, которые кратно выше за счет значительной стоимости фрахта буровых платформ. Ближайшие планы Группы «Газпром» в области работ на шельфе связаны с освоением и вводом в эксплуатацию Южно-Киринского месторождения, запасы газа которого существенно превышают показатели Киринского.
Новые подходы к выбору конструкций и методам заканчивания скважин
С выходом ПАО «Газпром» на новые, более сложные с точки зрения разработки месторождения произошли существенные изменения в подходах к выбору конструкций и методам заканчивания скважин. Разработка сеноманских залежей Медвежьего, Уренгойского,
Рис. 2. Пример размещения кустовых площадок на месторождении Fig. 2. Illustration of field positioning of multiple well platforms
Ямбургского и других месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, а также валанжинских газоконденсатных залежей Уренгойского и Ямбургского месторождений не требовала применения каких-либо дополнительных методов вторичного воздействия на продуктивные горизонты для повышения дебита. Однако были использованы импортные хладостойкие обсадные трубы высокой прочности для перекрытия зон ММП в целях предотвращения их смятия при обратном промерзании. Выбор импортной продукции был обусловлен тем, что отечественная промышленность в то время такие трубы не выпускала. По мере вовлечения в разработку новых месторождений и нижележащих продуктивных отложений возникла потребность в совершенствовании системы их первичного и вторичного вскрытия.
Главным образом это связано с тем, что на конечной стадии разработки месторождения в продуктивных пластах сохраняются значительные остаточные запасы сырья. При этом большая часть углеводородов оказывается в защемленном состоянии в массиве вмещающих горных пород и переходит в категорию так называемых неизвлекаемых запасов. Вскрытие продуктивных горизонтов, вызов притока и методы его интенсификации стали особенно важны в связи с выходом на сложные в геологическом и геокриологическом плане месторождения. Это, в частности, углеводородные залежи Арктического шельфа, глубокозалегающие перспективные объекты юрских и ачимовских отложений на уже разрабатываемых месторождениях с развитой инфраструктурой,запасы углеводородов нетрадиционных коллекторов туронских и сенонских отложений. Одним из наиболее эффективных способов решения этой проблемы является строительство скважин сложного профиля: наклонно-направленных, субгоризонтальных, горизонтальных и горизонтально-разветвленных (рис. 2 и 3). Современные конструкции с горизонтальным окончанием позволяют с одной технологической площадки пробурить несколько скважин и эффективно добывать углеводороды. Увеличение суммарной длины скважины позволяет сократить количество кустовых площадок на месторождении для наземных проектов и эффективно использовать ресурсы для морских.
Рис. 3. Типичные профили горизонтальных скважин Fig. 3. Representative profiles of horizontal wells
54
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
С 2000-х гг. ПАО «Газпром» строит скважины с горизонтальным окончанием ствола. Такие скважины рассматривались как опытно-промышленные, но за последние 5-7 лет данная конструкция, доказавшая свою эффективность, получила широкое применение. Особенности геологического строения надпродуктивных отложений при строительстве скважин на ачимовские залежи Уренгойского НГКМ и на Астраханском ГКМ потребовали увеличения на отдельных участках темпов набора кривизны ствола скважин, что привело к необходимости использования обсадных и лифтовых колонн с резьбовыми соединениями класса премиум. Такое соединение должно обеспечивать герметичность колонны при наборе кривизны с интенсивностью до 13,3 ° на 10 м в вертикальных и наклонно-направленных скважинах.
Стандартные резьбовые соединения, разработанные в конце XX в., не могли обеспечить герметичность колонн в условиях высоких давлений, больших глубин и высокой интенсивности искривления ствола скважины. Дополнительные меры (отверждаемые резьбовые герметики, уплотнительные кольца-вставки из полимерных материалов) также не давали гарантированного эффекта. Массовое внедрение в последние 1015 лет ГРП как наиболее эффективного метода интенсификации притока и повышения продуктивности скважин внесло свои коррективы в принципы выбора конструкции скважин. На сегодняшний день наиболее эффективным считается строительство скважин с горизонтальным окончанием ствола большой протяженности и применением технологии многостадийного ГРП, что также привело к существенному росту требований к прочностным характеристикам обсадных и насосно-компрес-сорных труб. На рис. 4 представлены примеры проведения многостадийного ГРП. Количество стадий и давление операции зависит от длины горизонтального интервала, а также фильтрацион-но-емкостных свойств продуктивного пласта. Например, для горизонтального интервала длиной 920 м количество стадий может достигать 18 при давлении более 100 МПа.
Рис. 4. Примеры многостадийного гидроразрыва пласта в наклонно-направленной скважине и скважине с горизонтальным окончанием Fig. 4. Examples of multi-stage hydrofracturing in deviating holes and horizontal completions
В целях снижения металлоемкости в современных конструкциях скважин все чаще предусматривается использование эксплуатационных хвостовиков и потайных колонн при безусловном выполнении требований к промышленной и экологической безопасности объекта. Реализация проектных решений стала возможной только после разработки и освоения российским производителем высокопрочных обсадных труб с премиальными (газогерметичными) резьбовыми соединениями.
ИННОВАЦИОННАЯ ТРУБНАЯ ПРОДУКЦИЯ
На всех месторождениях Группы «Газпром», введенных в эксплуатацию после 2011 г., скважины комплектуются трубной продукцией с газогерметичными резьбовыми соединениями класса премиум. Уже сегодня эти месторождения являются основой устойчивого развития газовой промышленности и энергетической безопасности Российской Федерации в целом. В ближайшей и долгосрочной перспективе объем газа, добываемого с применением высокопрочных обсадных и насо-сно-компрессорных труб с резьбовыми соединениями класса премиум будет
существенно увеличиваться за счет ввода в эксплуатацию перспективных залежей углеводородов с больших глубин на действующих месторождениях, ввода в эксплуатацию месторождений п-ва Ямал, развития Восточно-Сибирского центра добычи газа, освоения шельфа. Кроме того, в настоящее время ведутся поисково-разведочные работы на перспективных площадях со сверхвысокими пластовыми давлениями. Так, в юрских отложениях Песцового месторождения с прогнозными запасами, превышающими 500 млрд м3 газа, пластовое давление составляет более 82 МПа, на перспективной Крупской площади в Краснодарском крае прогнозное пластовое давление превышает 115 МПа, на девонских отложениях Астраханского ГКМ - 110 МПа. В связи с этим строительство и эксплуатация скважин на указанных месторождениях невозможны без использования надежных высокопрочных труб. Их применение позволяет обеспечить долговременную эксплуатационную надежность, соответствие требованиям к эксплуатации опасных производственных объектов. ПАО «Газпром» уделяет особое внимание обеспечению противофонтанной безопасности в процессе строительства и эксплуатации скважин. Высокопрочные трубы с резьбовыми соединениями класса премиум позволяют существенно снизить риск возникновения аварийных ситуаций, связанных с заколонны-ми перетоками, грифонообразованием, и практически исключить смятие обсадных колонн.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ ПАО «ГАЗПРОМ» К ОБСАДНЫМ ТРУБАМ В ХЛАДОСТОЙКОМ ИСПОЛНЕНИИ
В рамках реализации целей и задач ПАО «Газпром» были разработаны корпоративные технические требования к обсадным трубам в хладостойком исполнении. В их основу легли результаты лабораторных исследований и испытаний опытных партий обсадных труб повышенного качества производства заводов Группы ТМК, а также требования спецификаций иностранных поставщиков труб, применявшихся ранее на объектах добычи газа.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
55
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
* ВГГП - высокогерметичные газоплотные соединения (премиум).
* HHGP - high hermetic gas proof connections (premium).
Таблица 2. Требования к чистоте металла труб различных исполнений Table 2. Requirements to metal fineness of pipes of various configurations
Таблица 1. Исполнение труб в соответствии с требованиями СТО Газпром
Table 1. Manufacturing of pipes in accordance with STO (industry standard) Gazprom requirements
Исполнение Version Климат Climate Коррозионная среда Corrosion environment Резьба Thread
Обычное Standard Умеренный Temperate - Стандартная и ВГГП* Standard and HHGP*
Хладостойкое Cold resistant Холодный (-60 °С) Cold (-60 °С) - Стандартная и ВГГП Standard and HHGP
Стойкое к H2S H2S resistant Холодный (-60 °С) Cold (-60 °С) H2S ВГГП HHGP
Стойкое к С02 С02 resistant Холодный (-60 °С) Cold (-60 °С) CO2 ВГГП HHGP
Исполнение Version Содержание, % масс. не более Content, % weight, max. Балл по неметаллическим включениям Grade by nonmetalics
S P Оксиды точечные Point oxides Оксиды строчечные Line oxides Силикаты пластичные Plastic silicates Силикаты хрупкие Brittle silicates Силикаты недеформирующиеся Undeformed silicates Силикаты Silicates
Обычное Standard 0,030 0,030 Не регламентировано Unregulated Не регламентировано Unregulated Не регламентировано Unregulated Не регламентировано Unregulated Не регламентировано Unregulated Не регламентировано Unregulated
Хладостойкое Cold resistant 0,020 0,025 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 1,5
Стойкое к H2S H2S resistant 0,010* 0,015 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,0
Стойкое к CO2 CO2 resistant 0,010 0,015 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,0
* Для групп Р110 и С110 - не более 0,005 % масс.
* For groups Р110 and С110 - max. 0.005 % weight.
В 2007-2008 гг. были разработаны следующие нормативно-технические документы, устанавливающие технические требования, объем и методы контроля качества трубной продукции нефтяного сортамента:
• СТО Газпром 2-4.1-158-2007 «Технические требования к обсадным трубам для месторождений ОАО «Газпром» [1];
• СТО Газпром 2-4.1-228-2008 «Технические требования к насосно-ком-прессорным трубам для месторождений ОАО «Газпром» [2].
Стандарты сформировали систему основных технических требований к сортаменту, геометрическим параметрам, химическому составу, свойствам и микроструктуре металла труб и резьбовым соединениям,правилам их при-
емки, методам испытаний, маркировке и упаковке для различных условий эксплуатации. Был установлен порядок проведения приемочных испытаний обсадных и насосно-компрессорных труб и муфт к ним в целях оценки готовности производителей к выпуску и поставке высококачественной продукции на объекты добычи газа. Требования включают широкий ряд групп прочности с минимальными пределами текучести 379-930 МПа. Были определены варианты исполнения труб и соответствующие технические характеристики. Общий подход к классификации приведен в табл. 1. Стойкость к углекислотной коррозии обеспечена применением марок сталей на основе 13Сг (с содержанием Сг около 12-14 %). Основные
требования к металлургическому качеству стали и технологии производства приведены в табл. 2 и 3. Наиболее жесткие требования - выше, чем в международных стандартах, - сформулированы к металлу труб, стойких к воздействию сероводорода, что определяет возможность получения пороговых напряжений в насыщенной Н^ среде до 90 % минимального значения предела текучести. Трубы из стали на основе 13Сг должны не только обеспечивать стойкость к углекислотной коррозии, но и обладать высокой ударной вязкостью при температуре -60 °С - не менее 50 Дж/см2, а для высокопрочных труб Р110 - не менее 70 Дж/см2. На основании опыта применения импортных труб и новых технологических
56
№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Таблица 3. Дополнительные требования к характеристикам труб Table 3. Additional pipe specifications
Исполнение Version Термообработка Heat treatment Мартенсит, % при закалке Martensite, % in hardening Номер зерна аустенита, минимум Austenite grain number, minimum Разброс твердости HRC в сечении* Hardness scattering HRC in cross-section* Температура правки, °C, не менее Fusion temperature, °C, no less
Обычное Standard Не регламентировано Unregulated Не регламентировано Unregulated 7 Не регламентировано Unregulated Не регламентировано Unregulated
Хладостойкое Cold resistant Закалка + отпуск Hardening + tempering >90 8 3-6 510
Стойкое к H2S H2S resistant Закалка + отпуск Hardening + tempering »95 8 3-4 510
: Величина зависит от толщины стенки труб. : The value depends on pipe wall thickness.
задач были сформулированы основные требования к резьбовым соединениям, существенно превышающие типовые:
• конструкция должна обеспечивать легкость сборки без образования зади-ров, отслоений антизадирного покрытия, а также возможность надежного контроля и изготовления в условиях массового производства;
• соединение обсадных труб должно выдерживать не менее трех циклов свинчивания-развинчивания,а насо-сно-компрессорных труб - не менее 10 таких циклов без потери эксплуатационных свойств;
• соединение должно иметь двойное радиальное и осевое уплотнения типа «металл - металл», которые могут быть выполнены в одном узле, обеспечивающем герметичность соединения в газовой среде (газогерметичность) после его свинчивания с рекомендуемым моментом;
• конструкция должна обеспечивать герметичность резьбового соединения при значительных растягивающих/ сжимающих нагрузках и внутреннем/ внешнем давлениях, при которых до-
стигается предел текучести по телу трубы;
• точность изготовления профиля, размеров и отделки резьбового соединения должны обеспечивать требуемую герметичность колонны при наборе кривизны с интенсивностью до 13,3 ° на 10 м. Таким образом,для предприятий металлургического комплекса была сформулирована задача по разработке технологии, реновации мощностей для организации выпуска инновационных видов продукции с высокими техни-
ко-экономическими характеристиками, снижения зависимости от поставок по импорту и обеспечения стратегических инвестиционных программ Группы «Газпром». Для этого в 2004-2015 гг. были последовательно реализованы четыре программы научно-технического сотрудничества ПАО «ТМК» и ПАО «Газпром», предусматривающие освоение производства различных видов сварных и бесшовных труб. В настоящее время реализуется программа 2016-2020 гг.
Литература:
1. СТО Газпром 2-4.1-158-2007. Технические требования к обсадным трубам для месторождений ОАО «Газпром» [Электронный источник]. Режим доступа: http://zinref.ru/000_uchebniki/01500_gaz/301_00_ST0_gazprom_raznie/084.htm (дата обращения: 21.11.2018).
2. СТО Газпром 2-4.1-228-2008. Технические требования к насосно-компрессорным трубам для месторождений ОАО «Газпром» [Электронный источник]. Режим доступа: http://fi1es.stroyinf.ru/Data1/58/58298/ (дата обращения: 21.11.2018).
References:
1. Industry Standard (STO) Gazprom 2-4.1-158-2007. Technical Specifications for Casing Pipes for Fields of Gazprom JSC [Electronic source]. Access mode: http://zinref.ru/000_uchebniki/01500_gaz/301_00_ST0_gazprom_raznie/084.htm (access date - November 21, 2018). (In Russian)
2. Industry Standard (STO) Gazprom 2-4.1-228-2008. Technical Specifications for Tubing Pipes for Fields of Gazprom JSC [Electronic source]. Access mode: http://fi1es.stroyinf.ru/Data1/58/58298/ (access date - November 21, 2018). (In Russian)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018
57
