Материал: Технологические процессы и технические средства для глубинно-насосной эксплуатации нефтяных скважин

Таблица 1 . 2 6

Перечень причин разрушения полых штанг насосных

вскважине № 742 Павловского месторождения нефти (19.07.2006 г., в составе оборудования ООРРНЭО)

121

1.10.4. Оценка коррозионной стойкости фрагментов полых штанг насосных при эксплуатации в нефтяных скважинах

ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»

Для полых штанг насосных после эксплуатации в скважине № 652 Баклановского и скважине № 742 Павловского месторождения нефти характерно поражение наружной поверхности по типу сплошной неравномерной коррозии.

Результаты определения глубины очагов коррозии, замеренные металлографическим методом по ГОСТ 9.502, расчетные величины скорости коррозионного поражения наружной поверхности штанг представлены в табл. 1.27.

Таблица 1 . 2 7

Максимальная глубина очагов коррозии, расчетные величины скорости коррозии

Характеристика пластовых жидкостей в которых эксплуатировались полые штанги, представлены в табл. 1.28.

Исходя из данных, представленных в табл. 1.28, и согласно классификации РД 39-0147103-362–86 (« Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов на обустройство нефтяных месторождений», ВНИИСПТНефть, 1986 г.) продукцию скважины № 652 Баклановского месторождения можно отнести к высококоррозионноактивной за счет высокой степени обводненности (90 %) и присутствия в больших количествах растворенного углекислого газа, агрессивный в коррозионном плане газ –

122

сероводород – в добываемой жидкости данной скважины отсутствует, а продукцию скважины №742 Павловского месторождения можно отнести кслабокоррозионноактивным.

Данные промысловых испытаний подтверждены результатами лабораторных исследований сталей и сплавов, которые представлены в табл. 1.29.

Из исследований, представленных в табл. 1.29, следует, что сталь 45 и сталь 40Х относятся к группе пониженно-стойких к действию пластовых вод, содержащих сероводород и углекислый газ.

Для обеспечения временной противокоррозионной защиты штанг насосных при межоперационном хранении на открытом воздухе в условиях интенсивного атмосферного воздействия (дождь, снег, солнце, ветер, тепловое воздействие от +40 ° С до –36 ° С) использовано консервационное покрытие следующего состава [57]:

123

–лигносульфанат технический;

–индустриальное масло;

–асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО);

–амины первичные.

Использование в качестве основы данного состава АСПО позволяет получить на поверхности металла плотную беспористую пленку, снижающую воздействие агрессивных компонентов атмосферы до безопасного уровня;

–растворитель – индустриальное масло – обеспечивает эластичность покрытия тела штанги;

–покрытие, полученное из предлагаемого состава, является растворимым в нефти, исключая засорение погружных насосов и другого оборудования, работающего в скважине.

Внешний вид штанг в количестве 44 шт. в процессе хранения при наличии консервационного покрытия с 3 октября 2008 г. по 25 декабря 2008 г. на частично закрытой площадке (навес) и с 25 декабря 2008 г. по 21 января 2009 г. на открытой площадке ООО «Торговый дом ЛУКОЙЛ» (г. Чернушка) представлен на рис. 1.45.

Рис. 1.45. Внешний вид штанг насосных ШН22 (класс Д, номер сертификата ЦЗЛ 1155) при наличии консервационного покрытия тела, ниппеля, головки штанги (патент РФ № 2255102): 1 – штанга насосная ШН22 (концевой участок с муфтами); 2 – фрагмент упаковки; 3 – пластина с краткой характеристикой пакета штанг (ООО «ПермНИПИнефть», консервационный состав

по патенту РФ № 2255102)

124

Оценка надежности консервационного покрытия осуществлена

сиспользованием положений ГОСТ 9.011–78, ГОСТ 9.407–84 и стандарта API (спецификация 11В).

Исходя из результатов выполненных исследований и опытнопромышленной эксплуатации полых штанг конструкции ООО ПКТБ «Техпроект» и ЗАО «Элкамнефтемаш», установлено следующее:

–использование гладких НКТ по ГОСТ 633–80 с условным диаметром 42 мм в качестве полых штанг насосных в составе колонны штанг длинной 1224 м нецелесообразно;

–минимальная наработка на отказ гладкой НКТ по ГОСТ 633–80

сусловным диаметром 42 мм в качестве полой штанги составила 20736 качаний колонны штанг;

–исходя из экономической целесообразности технических решений для подъема вязкой или высоковязкой жидкости с учетом осложнений, необходимо предусмотреть нагрев глубинно-насосного оборудования и добываемой жидкости или подачу ингибитора в рабочую полость НКТ и/или полой штанги, предупреждающего АСПО на поверхности глубинно-насосного оборудования;

–минимальное сечение рабочего канала полой штанги не менее 260 мм2, при шероховатости поверхности рабочего канала штанги после прокатки и изготовления концевых участков штанги;

–для обеспечения ремонтопригодности полой штанги (для случая ее разрушения в резьбовом соединении) минимальная длина полой штанги должна быть 9,0 м и более;

– для достижения требований по надежности (ГОСТ Р 511161–2002) полой штанги насосной следует обеспечить жесткость и коррозионную стойкость полой штанги до уровня цельнометаллической за счет:

♦объемного улучшения механических свойств и использования штанг из стали 15 Н3МА, хромоникельмолибденовых низкоуглеродистых мартенситных сталей, например 07ХЗГНМ;

♦уменьшения толщины стенки полой штанги;

– в интервале спуска насосного оборудования измерение зенитного угла производить через 5 м.

125