ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ КОЛОННЫ

ГИБКИХ ТРУБ

 

Повышение долговечности колонны гибких труб обеспе­чивается двумя путями - улучшением качества их производ­ства и грамотной эксплуатацией при проведении работ.

Под грамотной эксплуатацией KIT подразумевается ведение учета режимов эксплуатации отдельных участков колон­ны, в частности фиксирование в документах числа циклов " разматывание-наматывание" для каждого интервала колон­ны. В наилучшем случае предполагается также регистриро­вать значения внутреннего давления, при котором была осу­ществлена наработка этого числа циклов. Когда последний показатель не удается отследить с достаточной точностью, считают, что давление жидкости было максимальным.

Весь комплекс этих мероприятий наиболее целесообразно осуществлять с использованием ЭВМ.

Периодически необходимо обрабатывать полученные данные, определяя наиболее опасные участки. Их следует удалять, если нужно вставлять новый кусок трубы.

Поскольку основными факторами, влияющими на долго­вечность колонны труб, являются величина давления жидко­сти и число спусков-подъемов, то при проведении операций, во время которых необходимо периодически перемещать ко­лонну в пределах обрабатываемого интервала, целесообразно перед спуском или подъемом труб снизить давление в них до минимально возможного. Уменьшение давления до 7 МПа, как уже отмечалось, приводит к существенному увеличению долговечности колонны.

Особое внимание следует уделять сохранению качества поверхности трубы. Как показывают опыты, поверхностные дефекты в виде рисок или раковин коррозии являются цен­трами образования усталостных трещин. Отсюда следует, что плашки транспортера нужно использовать с гладкой рабочей поверхностью, не имеющей насечки.

Для сохранения внутренней поверхности труб необходимо 1 после проведения кислотных обработок выполнять нейтрали­зацию раствора с последующей промывкой водой, тщательно удалять с помощью продувки воздухом или вытеснения нейт­ральной жидкостью остатки технологической жидкости, имею­щиеся в колонне труб после ее наматывания на барабан.

 

ХАРАКТЕРИСТИКИ ГИБКИХ ТРУБ

 

В настоящее время фирмами США и Канады освоен вы­пуск колонн гибких труб со следующими характеристиками:

 

Наружный диаметр, мм	22, 2	25, 4		31, 8		38, 1
Толщина стенки, мм	2, 2	1, 7-2, 8		1, 9-4, 0		2, 4-4, 0
Масса 1 м, кг	1, 09	1, 02-1, 54		1, 4-2, 73		2, 12-33, 3
Допустимое растягивающее усилие, кН	65, 6	58, 8-92, 8		83, 4-162, 5		127, 7-199, 3
Испытательное давление, МПа	73, 2	48, 6-74, 9		43, 9-91, 4		46, 8-76, 2
Наружный диаметр, мм	44, 5		50, 8		60, 3
Толщина стенки, мм	2, 8-4, 0		2, 8-4, 0		3, 2-4, 0
Масса 1 м, кг	2, 84-3, 95		3, 2-4, 6		4, 5-5, 5
Допустимое растягивающее усилие, кН	170, 5-236, 2		19, 6-27, 3		26, 5-32, 8
Испытательное давление, МПа	45, 9-65, 3		40, 2-57, 1		38, 4-48, 1

 

Специалисты отечественной фирмы АО " Филит" (Москва) отработали технологию производства гибких труб из стали 08Х18Н10Т (ГОСТ 5632-72):

 

Геометрические параметры:

 

наружный диаметр, мм...........................               33 +0, 5

толщина стенки, мм.................................               2, 5 +0, 25

длина в бухте, м.......................................               1800

 

Прочностные и деформационные характеристики:

предел прочности, МПа, не менее..........               656

предел текучести, МПа, не менее.........                   500

удлинение, %, не менее........................                   33, 9

разрушающая нагрузка образца с кольцевым швом

без внутрен­него давления, кН, не менее.             155

рабочее внутреннее давление, МПа.....                  31, 5

 

АО " Уральский научно-исследовательский институт труб­ной промышленности" (" УралНИТИ" ) совместно с ООО " ЛУКОЙЛ" разработали и освоили технологию изготовления сварных длинномерных труб в бунтах (ТУ 14-3-1470-86) со следующими характеристиками:

 

Марка стали	10	20	Ст. 2	08Г20Ф	08Г20Ф6	10ГМФ
Предел текучести, МПа	210	250	220	400	420	400
Предел прочности, МПа	340	420	330	550	570	550
Относительное удлине­ние, %	31	21	24	22	22	22

 

Трубы, изготавливаемые из стали 20 и 10ГМФ, имеют следующие параметры:

 

Диаметр трубы, мм:
условный	20	25	26	33
наружный	20	25	26, 8	33, 5
Толщина стенки, мм	2; 2, 5; 2, 8	2, 5; 3, 0	2, 8; 3, 2	2, 8; 3, 2
Испытательное давление, МПа, для минимальной толщины стен­ки при марках стали:
20	56	56	60	45
10ГМФ	90	90	95	83

 

Диаметр трубы, мм:
условный	42	48	60	73
наружный	42, 3	48	60	73
Толщина стенки, мм	3, 2	3, 0; 3, 5	3, 5; 4, 0	3, 5; 4, 0
Испытательное давление, МПа, для минимальной толщины стен­ки при марках стали:
20	40	32	30	24
10ГМФ	64	53	48	38

 

Одной из основных задач, стоящих перед отечественными производителями труб, является увеличение их долговечно­сти при малоциклическом нагружении с образованием пла­стических деформаций.

ТЕХНОЛОГИИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛОННЫ ГИБКИХ ТРУБ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ИХ РЕАЛИЗАЦИИ

 

Области применения колонн гибких труб достаточно раз­нообразны. Это и проведение подземного ремонта, и эксплуа­тация скважин, и решение вопросов, связанных с транспор­тированием углеводородной продукции. В настоящее время КГГ применяют при эксплуатации скважин в качестве стан­дартных лифтовых колонн при подъеме жидкости и сифон­ных при добыче газа. При подземном ремонте скважин но­менклатура операций, выполняемых с их помощью, достаточ­но разнообразна - велика при освоении скважин, текущем и капитальном подземном ремонте, воздействии на пласт и призабойную зону, забуривании вторых стволов и т.д. С по­мощью КГТ можно проводить работы по растеплению за­мерзших промысловых трубопроводов, транспортирующих жид­кость или воду. Кроме того, KIT используют в качестве об­садных колонн (преимущественно в горизонтальных скважи­нах), хвостовиков, рабочих колонн для намыва гравийных фильтров, внутри промысловых трубопроводов.

ВЫЗОВ ПРИТОКА, ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ (ГАЗЛИФТНЫЙ СПОСОБ)

 

Одним из способов уменьшения противодавления на пласт при вызове притока является удаление жидкости, заполняю­щей скважину, с помощью газлифта. Эта операция связана со спуском дополнительной колонны труб, по которой в сква­жину подается газ, аэрирующий жидкость. При этом ее подъ­ем осуществляется по колонне лифтовых труб, которыми оборудована скважина.

При выполнении операций, связанных с использованием газлифта, помимо агрегата для работы с КГТ у устья скважи­ны монтируют дополнительное оборудование (рис. 5.1) [21]. Оно включает емкость для азота 1, компрессор для его закач­ки 7 и сливную емкость 3, если по каким-либо причинам нельзя использовать трубопровод системы сбора продукции скважины.

Перед началом работы над устьем скважины монтируют комплект оборудования - превентор, устьевой уплотнитель, транспортер. Диаметр используемой колонны гибких труб должен соответствовать диаметру лифтовой колонны. Это ус­ловие вызвано тем, что гидравлическое сопротивление коль­цевого канала, по которому поднимается смесь, должно быть достаточно низким. В противном случае давление, необходи­мое для преодоления гидродинамического сопротивления, может превысить пластовое и газ будет закачиваться в пласт. В последнем случае образуется так называемая " азотная по­душка". Например, колонне лифтовых труб с условным диа­метром 73 мм соответствуют гибкие трубы с наружным диа­метром 25. - 33 мм.

Закачку азота начинают сразу или при погружении КГТ не более чем на 100 - 200 м и ее спуске и не прекращают в течение всего процесса вызова притока. Подают азот с посте­пенным увеличением объема до 14 - 20 м³/мин. При этом давление закачки газа постоянно контролируют и при погру­жении трубы в жидкость его увеличивают.

Сначала начинает аэрироваться жидкость, находящаяся в колонне лифтовых труб. Если описываемая операция выпол­няется после проведения на скважине работ, которым пред­шествовало ее задавливание, то, как правило, это соленая техническая вода или в худшем случае глинистый раствор.

Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эф­фективности процесса в скважину могут добавляться поверх­ностно-активные вещества.

После спуска гибкой трубы до уровня нижних перфорацион­ных отверстий в течение необходимого промежутка времени обеспечивают работу газлифта. Этот процесс необходимо под­держивать до тех пор, пока по колонне лифтовых труб станет подниматься пластовая жидкость.

Далее, продолжая подачу газа, начинают подъем колонны. При этом необходимо контролировать состав жидкости, по­ступающей из скважины, и дебит последней.

После подъема гибких труб до глубины 100 - 200 м пода­ча газа может быть прекращена, если процесс фонтанирова­ния продолжается.

Колонну гибких труб спускают на глубину порядка 0, 8 глубины скважины.

В начале внедрения КГТ проводили опыты по их исполь­зованию для газлифтной эксплуатации. Для этого на колонну с наружным диаметром 19 мм на хомутах устанавливали газлифтные клапаны. В процессе эксплуатации газ подавался в КГТ, а газожидкостная смесь поднималась по кольцевому пространству между ней и колонной НКТ.

 

 

Рис. 5.1. Схемарасположения оборудования для проведения газлифта: 1 - пластовая жидкость; 2 - смесь азота и пластовой жидкости; 3 - азот; 4 -оборудование устья скважины; 5 - транспортер; 6 - колонна гибких труб, нама­тываемая на барабан 10; 7 - емкость для азота; 8 - система управления работой узлов агрегата; 9 - емкость для сбора пластовой жидкости, извлеченной из скважины; 10 - барабан с КГТ; 11 - дроссель; 12 - привод транспортера; 13 -силовая установка; J 4 - насос для закачки азота

⇐ Предыдущая45678910111213Следующая ⇒

Поделиться: