Расчетные величины Мmах для 146-мм труб

Толщина стенки труб, мм	Мmax для труб из стали
	Д	Е
6	1366	1708
7	1678	2098
8	1976	2470
9	2260	2826
10	2530	3163
11	2791	3487
12	3020	3775

В любом случае допустимый крутящий момент из условия нарушения прочности тела трубы по впадине резьбы может быть определен по формуле

(6.11)

где D— наружный диаметр трубы в опасном сечении;

d — внутренний диаметр трубы;

[σ]_кр — допустимое напряжение при кручении.

Если нет возможности измерять величину прикладываемого к верхней обсадной трубе крутящего момента, можно контроли­ровать его косвенным путем по углу закручивания колонны.

Используя известную зависимость между крутящим момен­том и углом закручивания трубы применительно к нашей зада­че, можно записать:

(6.12)

Здесь: n — количество оборотов закручивания колонны (за­кручивание за счет довинчивания резьбовых соединений не учитывается) ;

М_n — предельный крутящий момент для резьбовых соеди­нений;

L — длина подвижной части колонны;

I_n — полярный момент инерции сечения обсадных труб;

Е' — модуль упругости при сдвиге;

К_т — коэффициент, учитывающий потери крутящего мо­мента на трение.

Из промысловой практики довинчивания колонн известно, что при одном и том же значении крутящего момента, прило­женного к верхней обсадной трубе, угол закручивания пол­ностью разгруженной колонны длиной 2000-2500 м почти в 2 раза меньше угла закручивания той же колонны, растянутой с усилием, равным ее весу. Поэтому, если для растянутой на величину собственного веса колонны коэффициент, учитыва­ющий потери крутящего момента на трение, принять равным

, то для частично разгруженной ко­лонны он будет равен

где L — длина подвижной части колонны в м;

Н — длина растянутой части колонны в м.

Так как в промысловой практике удобней выражать крутя­щий момент в кг. м, Е' в кгс/см², а длину колонны в м, то в этом случае, не изменяя размерностей остальных величин, формула (6.12) примет следующий вид:

(6.13)

Определив заранее допустимое число оборотов закручива­ния при различных длинах растянутой части колонны, можно, периодически снимая нагрузку с ротора, по числу оборотов раскручивающейся колонны контролировать величину прикла­дываемого к закрепляемым резьбовым соединениям крутяще­го момента.

Для обеспечения условия прочности труб в этом случае необходимо иметь неравенство n ≤ n_mах.

7	ОТЛОЖЕНИЯ МИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕЙ В СКВАЖИНАХ, СПОСОБЫ ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ

Отложения минеральных солей (ОМС) на неф­тепромысловом оборудовании в трубах, ПЗП и в пласте приво­дят к потере эксплуатационного времени скважин за счет ос­тановок на ремонтные работы и уменьшают дебит скважин в период накопления отложений в эксплуатационных колоннах. ОМС хотя и разнообразны по своему составу, но в основном представляют собой карбонаты и сульфаты кальция, кварц и некоторые другие.

Несмотря на интенсивный поиск и внедрение различных способов предотвращения этих негативных явлений, проблема предупреждения и борьбы с ОМС и коррозией по-прежнему весьма актуальна в нефтяной и газовой промышленности, что обусловлено некомплексным подходом к ее решению и отсут­ствием детального анализа причинно-следственных связей меж­ду этими химическими взаимосвязанными процессами. Но проблема исключительно актуальна, так как солеотложение, кроме сокращения дебита и удорожания продукции, ведет к возникновению и развитию процессов коррозии.

Состав отложений в различных нефтедобывающих райо­нах разнообразен: сульфаты кальция Са5О₄, бария Ва5О₄, строн­ция 5г5О₄, а также карбонаты кальция СаСО₃, магния МдСО₃ и другие соли.

Тип отложений характеризуют по преобладающему содер­жанию (до 80%) одного из компонентов. Например, к гипсо­вым отложениям относят осадки с преобладающим содержа­нием Са5О₄ • 2Н₂О, к карбонатным — с преобладающим содер­жанием СаСО₃ и т. д. Очень часто ОМС по составу являются более сложными и включают в себя нерастворимые примеси (глинистые частицы, кварц и др.) и органические компоненты пластовых нефтей (водорастворимые нефтяные кислоты и их соли). Иногда на одних и тех же месторождениях состав ОМС изменяется, что объясняют изменением состава попутно до­бываемой воды в процессе разработки месторождений.

Карбонат кальция может осаждаться, когда поверхностные | воды нагнетаются в пласт и нагреваются. Он может выпадать в осадок из пластовой воды внутри трубопровода для отбора нефти или вблизи него. Карбонат кальция часто считается осад­ком малой вредности, так как его можно удалять кислотной обработкой. Однако периодическая кислотная обработка сква­жин приводит к частым перерывам в добыче нефти и вызыва­ет коррозию оборудования.

Сульфат кальция чувствителен к изменениям солесодержания воды и гидравлического давления. Характерным результа­том является образование ОМС в суженных местах, в венти­лях и насосах, что приводит к механическим повреждениям оборудования. Как только начнется процесс осаждения, он будет продолжаться. Эти минеральные осадки сульфата кальция не поддаются воздействию кислот. В подобных случаях для ра­створения рекомендуется обработка конвертирующими аген­тами, например, гидроокисью калия, которая превращает оса­док в рыхлую гидроокись кальция, затем удаляется раствора­ми кислот и вымывается.

ОМС в нефтепромысловом оборудовании происходит при всех способах добычи нефти и газа. Это многофакторный про­цесс. Основными выявленными причинами (хотя они до конца еще не установлены) ОМС являются смешение несовместимых вод, изменение термобарических условий, дегазация воды, испарение в установках подготовки нефти, растворение мине­ралов коллекторов. Может быть сдвиг углекислотного равно­весия, вызванный падением давления углекислоты, а также смешение различных по составу вод и фильтратов растворов.

Для применения эффективных мер предупреждения и борь­бы с осадками в скважинах, промысловых коммуникациях, системах сбора и подготовки нефти необходимо прежде всего знать минеральный состав солеотложений.

Комплексом минералогических методов (оптический, рентгеноструктурный, термографический, микролазерный, инфра-красноспектрометрический) при анализе ОМС с 17 месторож­дений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции уста­новлены следующие минералы, самородные элементы: сера; галоиды — галит, оксиды и гидроксиды — кварц, иоцит (вюстит), магнетит, гидрогематит, липидокрокит, куприт; сульфаты — целестинобарит, гипс; карбонаты — кальцит, арагонит, сиде­рит; кристаллогидраты — бишофит, антарктикат, четырехводный хлорид кальция. Наиболее широко здесь распространены

кальциевые отложения. Главными солеобразующими минера­лами являются также арагонит, сидерит, целестинобарит, маг­нетит, галит.

С. С. Потаповым и Н. П. Кузнецовым детально изучены солевые отложения и продукты коррозии, образуемые в неф­тепромысловом оборудовании Мамонтовского, Правдинского, Северо-Салымского, Средне-Балыкского, Усть-Балыкского, Южно-Сургутского, Южно-Балыкского месторождений Юганск­нефтегаза. Для указанных месторождений характерны отло­жения карбонатов кальция (кальцит, арагонит), железа (сиде­рит), галита, серы с широким развитием различных фаз гидроксидов железа. В результате анализа нефтепромысловых дан­ных и минерального состава осадков с учетом химического состава попутно добываемых вод установлено, что осадки со­лей, увеличивая неоднородность поверхности металла, созда­ют благоприятные условия для образования микро- и макро-гальванопар и электрохимических процессов. Характерен и вид коррозионных разрушений, расположенных под отложениями (в основном пятна). Во всех ОМС обнаружены продукты кор­розии, тогда как в попутно добываемых водах ионы железа встречаются очень редко. В целом процесс коррозии имеет многостадийный характер и представляется в следующем виде. Под действием воды и кислорода железо окисляется до гидра­та закиси железа: 2Fе + 2Н₂О + О₂=2Fе(ОН)₂, который гидратируется до гидрата окиси железа: 4Fе + 2Н₂О4 + О₂ = 4Fе(ОН)₃. Дегидратируя при повышенной температуре, Ре(ОН)₂ превра­щается в иоцит (вюстит) FеО, обнаруженный, например, на жаровых трубах установки подготовки нефти ЦПС НГДУ «Мамонтовнефть». При повышенных пластовых температурах (до 89 °С на Южно-Балыкском месторождении) может образовы­ваться магнетит. В результате воздействия водонефтяного по­тока, содержащего диоксид углерода, на внутренней поверх­ности нефтепромыслового оборудования образуется карбонат железа (сидерит): Fе(ОН)₂ + СО₂ = FеСО₃ + Н₂О. При участии сероводорода, источником которого, в частности, могут быть сульфатвосстанавливающие бактерии попутно добываемых вод в количестве до 10⁶ клеток /мл, из гидрата закиси железа обра­зуются сульфиды железа: Fе(ОН)₂ + Н₂5 = Fе5 + 2Н₂О. В процессе окисления пленок сульфидов получаются различные фазы гид­рата окиси железа Fе(ОН) и магнетит Fе₃О₄, а при частичном окислении — элементарная сера (2FеS + 2Н₂О + ЗО₂ = 2FеО(ОН) + 2SО₂↑ +Н₂↑; 4FеS + 2Н₂О + ЗО₂ = 4FеО(ОН)+4S; ЗFеS + 5О₂ = Fе₃О₄ + 3SО₂ ↑). Гидрат окиси железа при дегидра­тации переходит в окись железа Fе₂О₃ в виде α-фазы (гематит) или γ-фазы (магнемит): 2FеО(ОН) =Fе₂О₃+Н₂О. Разнообразие продуктов коррозии обусловлено тем, что процесс является сложным, многостадийным, взаимосвязанным с солеотложением и происходит при разных концентрациях Н₂S, СО₂, О₂, Н₂, Н₂О, С1^-, НСО₃^- ,рН, давлениях, температуре, динамике пото­ка.

В связи с использованием в процессе добычи нефти раз­личных реагентов и растворов участились случаи образования осадков по технологическим причинам. Основные из них: ис­пользование при глушении скважин с высоким давлением ам­монизированного раствора нитрата кальция (АРНК), раствор NаС1, СаС1₂; несоблюдение пропорций при приготовлении са­могенерируемых пенных систем (СГПС), что приводит к из­бытку отдельных химических реагентов и др. Использование раствора СаС1₂ приводит к отложению карбоната кальция по реакции, аналогичной смешению несовместимых вод. При при­менении раствора NаС1 для глушения скважин в нижней час­ти НКТ и на ЭЦН отлагаются кристаллы галита, образующие­ся из перенасыщенного раствора в результате гравитационной дифференциации. Процессу солеобразования способствует вынос из призабойной зоны пласта кварцевого песка и алевритоглинистых частиц, являющихся зародышами для кристал­лов соли.

Таким образом, ОМС и коррозию следует рассматривать как единый химический процесс, существенно осложняющий эксплуатацию нефтепромыслового оборудования. При прове­дении защитных мероприятий, например, ингибирования, не­обходимо учитывать взаимосвязь рассмотренных процессов, иначе эффективность проводимых мероприятий может значи­тельно понизиться. Наиболее интенсивное солеотложение про­исходит в призабойной зоне скважин, а также при изменении термобарических условий (Т, Р) — на приеме ЭЦН, у башмака НКТ (фонтанных скважин), на устье скважины, в выкидных линиях. В связи с интенсивной химизацией процесса добычи нефти и ее подготовки также существенно возросла доля тех­нологических причин солеобразования, в дополнение к солеобразованию за счет смешения вод.

Процесс накопления солевых отложений на поверхности оборудования начинается с зарождения и роста кристаллов соли в отдельных точках, концентрирующихся, в основном, вдоль различного рода дефектов поверхностей любой природы (стек­ла, органического стекла, полиэтилена, стали и других матери­алов).

Процесс накопления солевых отложений при низкой адге­зии слоя к поверхности может чередоваться с их частичными или полными срывами, возможность которых зависит от при­роды материала поверхности, качества ее обработки и гидро­динамических характеристик потока. Отложения солей с не­полярных, гидрофобных поверхностей, например, парафин и полиэтилен, могут быть сорваны практически при нулевых нагрузках. Срыв носит четко выраженный адгезионный харак­тер, причем срыву отложений предшествует их сдвиг.

Исследованиями В. П. Тронова и его сотрудников в ТатНИПИ-нефть были определены силы сцепления солевого камня с по­верхностями различной полярности, такими, как окисленная сталь, парафин, силикатное стекло, органическое стекло и по­лиэтилен. Результаты этих исследований приведены ниже.

Поверхность Адгезия, г/см³

Сталь 2250

Стекло 4100

Парафин ≈0

Органическое стекло ≈0

Полиэтилен ≈0

Из данных видно, что силы адгезии солевого камня к гидро­фильному стеклу и окисленной стали весьма велики и составля­ют 4100 и 2250 г/см² соответственно. В то же время силы адге­зии солевого камня к гидрофобным поверхностям (органичес­кому стеклу, полиэтилену и парафину) оказались настолько нич­тожными, что прибор зарегистрировал усилия, близкие к нулю.

Низкий уровень адгезии солевого камня к неполярным по­верхностям, в основном, обусловлен отсутствием кристалло-химического соответствия структуры решеток кристаллов соли и поверхностей полиэтилена, а также низким уровнем энер­гии взаимодействия молекул неполярных веществ с кристал­лами полярной соли, поскольку доля энергии взаимодействия последних за счет дисперсионных сил невелика.

Следовательно, для предотвращения образования солевых отложений на поверхности оборудования его следует покры­вать защитным слоем или изготовлять из гидрофобных мате­риалов, например, полиэтилена и других.