Вестник нефтегазовой отрасли КазахстанаВестник нефтегазовой отрасли Казахстана2707-42262957-806XKMG Engineering8883610.54859/kjogi88836Научная статьяPSL -зонирование и подбор материалов насосно-компрессорных труб для месторождений АО «Озенмунайгаз»ТлешевМаксат Тлешевич<p>магистр наук по нефтегазовому строительству, эксперт дисциплинарный</p>m.tleshev@niikmg.kzБаймбетовВалихан Ахсангалиевич<p>старший инженер департамента оценки проектов</p>v.baimbetov@niikmg.kzТОО «КМГ Инжиниринг»301120213311232211202122112021Copyright © 2021, Тлешев М.Т., Баймбетов В.А.2021<p>Актуальность данной работы вызвана необходимостью снижения операционных затрат в группе компаний АО НК «КазМунайГаз» в целом и в АО «Озенмунайгаз» в частности путем увеличения срока службы используемых насосно-компрессорных труб. В связи с этим целью исследований и испытаний являлся подбор оптимального материала насосно-компрессорных труб для каждой группы скважин. Правильное группирование скважин (PSL-зонирование) также является важным для подбора оптимального материала насосно-компрессорных труб. В статье указаны методология и характеристика для распределения скважин по группам (PSL-зонирование), анализ причин (протирание, коррозия), способствующих быстрому износу насосно-компрессорных труб на месторождениях АО «Озенмунайгаз», и рекомендации для их решения.</p>turnaround timemean time between failurestubingdownhole pumping equipmentpilot testsOzenmunaigas JSCoften repaired fundPSL – product service levelжөндеу-аралық кезеңістен шығу мерзімісорғы-компрес¬сорлық құбырлартереңдік-сорғы жабдықтарытәжірибелік-өнеркәсіптік сынақтарӨзенмұнайгаз АҚжиі жөнделетін қорPSL (ағылш. Product service level) – өнімді күту деңгейімежремонтный периоднаработка на отказнасосно-компрессорные трубыглубинно-насосное оборудованиеопытно-промышленные испытанияАО «Озенмунайгаз»часто ремонтируемый фондPSL-зонирование<h3>Введение</h3> <p>На сегодняшний день одной из основных проблем на месторождении Узень является процесс коррозии и истирания насосно-компрессорных труб (далее НКТ), который приводит к негативным последствиям при нефтедобыче. В связи с этим в АО Озенмунайгаз (далее ОМГ) на данный момент самые низкие показатели межремонтного периода (далее МРП) и наработки на отказ (далее НнО) в группе компаний АО НК КазМунайГаз (далее КМГ), что требует нового подхода для решения давних проблем. На предприятии ОМГ были инициированы параллельно опытно-промышленные и стендовые испытания по исследованию и подбору коррозионностойких материалов НКТ. Для определения наилучшего типа НКТ, подходящего к условиям месторождений ОМГ, проводились стендовые испытания материалов на коррозию в лаборатории Intertek (г. Манчестер) [1].</p> <p>По состоянию на 2020 г. на месторождениях ОМГ продолжительность МРП в среднем составляет 74 дня при количестве ремонтов 10 429 ед. без геолого-технических мероприятий (далее ГТМ) и 15 975 с ГТМ. Существует множество факторов, влияющих на такой низкий показатель продолжительности МРП. Одним из основных факторов, негативно влияющих на продолжительность МРП, является отказ глубинного оборудования из-за негерметичности лифта, обусловленного протиранием (механическое разрушение) и коррозией труб, приводящих к потере целостности колонны НКТ. 53% от общего количества отказов составляют отказы по НКТ и насосные штанги (далее НШ) (рис. 1 и 2).</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 1. Количество преждевременных отказов за 2020 г. по разным причинам" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176578-2-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176578-2-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 1. Количество преждевременных отказов за 2020 г. по разным причинам</strong></p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 2. Распределение количества отказов НКТ и насосных штанг за 2020 г." href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176579-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176579-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 2. Распределение количества отказов НКТ и насосных штанг за 2020 г.</strong></p> <p></p> <p>В связи с этим ОМГ инициировал работы по исследованию и подбору коррозионностойких материалов НКТ [1] и опытно-промышленные испытания (далее ОПИ) НКТ разных марок сталей и групп прочности [2].</p> <h3>Анализ причин протирания</h3> <p>Были разработаны информационные отчеты [46] по результатам оценки коррозии НКТ на месторождениях ОМГ. Согласно отчетам, определены следующие проблемы, влияющие на протирание глубинного насосного оборудования (далее ГНО):</p> <ul> <li>истирание или протирание НКТ происходит в результате трения штанг и муфт о стенки труб при длительной их работе в искривленных скважинах (рис. 3). В процессе истирания НКТ штангами глубинного насоса при возвратно-поступательном движении и в присутствии агрессивной среды (H₂S, CO₂, Cl-) усиливается фреттинг-коррозия, которая развивается за счет электрохимического разрушения. В зоне контакта металлов образуются продукты коррозии (карбонат железа, сульфид железа, оксиды и т.д.), из-за которых активизируется механический износ. Далее происходит разрыхление и разрушение продуктов коррозии под воздействием штанг. После этого протекает ускоренная коррозия металла из-за воздействия агрессивной среды.</li> </ul> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 3. Схема истирания" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176580-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176580-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 3. Схема истирания</strong></p> <p></p> <ul> <li>контакт между НКТ и НШ можно объяснить кривизной ствола скважины, (рис. 4). В связи с чем в 2019 г. проводились исследования кривизны скважин гироскопом в 225 скважинах [7]. По данным гироскопа в 24% интервалов наблюдается искривление ствола скважины более 3, по данным инклинометрии в 23%;</li> <li>подбор материала в условиях возвратно-поступательного контакта насосных штанг и НКТ не даст значимых результатов. На 2019 г. проведены ОПИ НКТ из коррозионностойкой стали 25ХМФА, и НнО составила 40 дней на скв. № 2506 (рис. 5), а с защитным покрытием MPAG96 (рис. 6) НнО составила 87 дней.</li> </ul> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 4. Искривлённая скв. № 3626 в 3D модели" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176581-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176581-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 4. Искривлённая скв. № 3626 в 3D модели</strong></p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 5. Утончение стенки фрагмента НКТ из стали марки 25ХМФА из скв. № 3231" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176584-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176584-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 5. Утончение стенки фрагмента НКТ из стали марки 25ХМФА из скв. № 3231</strong></p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 6. НКТ с защитным покрытием MPAG96 из скв. № 6908" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176585-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176585-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 6. НКТ с защитным покрытием MPAG96 из скв. № 6908</strong></p> <p></p> <ul> <li>при обводненности выше 90% в скважинах образуется эмульсия типа нефть в воде. Это сопровождается резким ростом утечек в соединениях труб, износом штанговых муфт и внутренней поверхности труб, снижением усталостной прочности штанг. Штанги при ходе вниз вытягиваются под воздействием статической нагрузки колонны жидкости, а при ходе вверх сжимаются (т.к. вес жидкости переносится на колонну штанг и плунжер). Поскольку отсутствуют якоря, колонна НКТ может совершать спиралевидные движения относительно колонны насосных штанг. Также следует отметить то, что образованная водонефтяная эмульсия может привести к вязкому сцеплению насоса и изгибу по всей длине колонны штанг, что приводит к истиранию внутренней стенки НКТ.</li> </ul> <h3>Анализ причин коррозии</h3> <p>Согласно отчетам [46], процесс коррозии на месторождениях ОМГ можно показать схематически (рис. 7):</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 7. Схема коррозии" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176586-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176586-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 7. Схема коррозии</strong></p> <p></p> <p>Закачка сточной и морской воды, не прошедшей биохимической обработки, привела к появлению сульфатвосстанавливающих бактерий (далее СВБ) в количестве 1000100000 клеток/мл, железобактерий, тионовых бактерий и углеводородокисляющих бактерий. Существенным фактором, способствующим стимуляции сульфаторедукции на м. Узень, является закачка холодной морской воды, что привело к снижению температуры в призабойной зоне нагнетательных скважин с 80100С до 3236С и к формированию активного биоценоза СВБ [8].</p> <p>СВБ представляют наибольшую коррозионную опасность среди бактерий. Коррозия, происходящая в присутствии СВБ, характеризуется определенными признаками. На металлической поверхности появляются отложения в виде темной корки и рыхлых бугорков. Они состоят из сульфидов, карбонатов и гидроксидов железа, включая многочисленные колонии СВБ. Отсюда следует, что процесс сероводородной коррозии стали в водных растворах, стимулируется не только H₂S и HS^- (гидросульфид), но и продуктами коррозии сульфиды железа Fe_xS_y. Сульфид железа по отношению к железу и стали является эффективным катодом, т.е. обладает более положительным потенциалом, чем сталь. Разница в потенциалах может составлять от 0,2 до 0,4 В [9]. Это обычно приводит к образованию глубоких точечных поражений в виде питтингов, скорость образования которых растет во времени, и сквозная перфорация металла может возникнуть уже через несколько месяцев, о чем свидетельствуют низкие показатели МРП на месторождениях ОМГ (рис. 8).</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 8. Питтинговая коррозия. Сталь марки N80 Q API 5CT PSL1 из скв. № 3626" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176587-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176587-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 8. Питтинговая коррозия. Сталь марки N80 Q API 5CT PSL1 из скв. № 3626</strong></p> <p></p> <p>Все вышеперечисленные виды бактерий участвуют в жизнедеятельности СВБ или же самостоятельно выделяют агрессивные агенты, усиливающие сероводородную и общую коррозию. К наиболее значимым факторам для жизнедеятельности бактерий относятся условия обитания микроорганизмов:</p> <p>- состав и степень минерализации вод,</p> <p>- температура,</p> <p>- рН среды. Минерализация среды оказывает существенное влияние на жизнедеятельность СВБ.</p> <p>CВБ встречаются только в тех водах, где значение катионного коэффициента К = (Са⁺+ Мg⁺) / (К⁺ + Na⁺) не превышает 0,360,40 [9]. На рис. 9 представлена зависимость между ремонтами скважин и катионным коэффициентом на м. Узень.</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 9. Зависимость между ремонтами скважин и катионным коэффициентом" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176588-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176588-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 9. Зависимость между ремонтами скважин и катионным коэффициентом</strong></p> <p></p> <p>Катионный коэффициент 0,4, рН 57, обводненность 90%, закачка холодной сточной и морской воды и снижение температуры пласта до t = 3040C создают идеальные условия на м. Узень для развития группы бактерий.</p> <p>FeS отравляет поверхность металла, способствует развитию электрохимической коррозии, где FeS(катод)/Fe(анод) насыщается атомами водорода за счет H₂S, что приводит к охрупчиванию (сероводородному разрушению под напряжением) сталей класса прочности 2 по API 5CT стандарту L80 тип 9Cr, L80 тип 13Cr, С90, Т95 и С110 или водородному растрескиванию мягких сталей класса прочности 1 Н40, J55, K55, K72, N80 тип 1, N80 тип Q; Д и Е по ГОСТ 633-80. Следует отметить, что выявлены случаи сероводородного разрушения под напряжением (далее СРН) сталей класса прочности 1 в зависимости от качества (химический состав, твердость, термообработка, и т.д.) изготовленной продукции (рис. 10). [4].</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 10. Сероводородное разрушение под напряжением (СРН) в НКТ" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176592-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176592-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 10. Сероводородное разрушение под напряжением (СРН) в НКТ</strong></p> <p></p> <p>Среда месторождений ОМГ содержит повышенную концентрацию СО₂, соответственно, одним из ведущих механизмов коррозии является углекислотная коррозия (продукт коррозии FeCO₃) (рис. 11) [5].</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 11. Внутренняя поверхность фрагмента НКТ, подверженная углекислотной коррозии" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176593-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176593-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 11. Внутренняя поверхность фрагмента НКТ, подверженная углекислотной коррозии</strong></p> <p></p> <h3>PSL-зонирование</h3> <p>Для решения проблем негерметичности НКТ на скважинах ОМГ предлагается адресный подход применения футерованных НКТ, НКТ с внутренним покрытием или НКТ из коррозионностойкого материального исполнения. В связи с этим актуальным становится вопрос зонирования скважин по степени осложнённости и градации по уровням требований к изделиям PSL (англ. product service level уровень обслуживания продукта). Это должно способствовать повышению качества трубной продукции, адресному подходу к затратам средств и ресурсов в зависимости от уровня сложности конкретной скважины, а также внедрению практики технической квалификации поставщиков и усилению входного контроля продукции.</p> <p>Работа по PSL зонированию и подбору материалов НКТ должна проводиться периодично. С помощью PSL зонирования скважин можно увеличить МРП на 66 дней, а НнО НКТ до 365 дней и выше за счет сокращения отказов по истиранию и коррозии, а также снизить оборот НКТ за счет снижения отбраковки и увеличения срока службы [3].</p> <p>В информационном отчете [3] представлены результаты по зонированию скважин по уровню требований к НКТ на основе API 5CT методологии PSL.</p> <p>PSL3 особые требования к НКТ на осложненных скважинах, где отказы из-за протирания НКТ случаются более 2 раз в год, или наличие активной сероводородной и углекислотной коррозии (рис. 12).</p> <p>PSL2 требования к НКТ на скважинах со средней осложненностью, где количество отказов из-за протирания НКТ равно одному разу в год, или наличие сероводородной и углекислотной коррозии (рис. 12).</p> <p>PSL1 НКТ с минимальными требованиями, эксплуатируемые на неосложненном фонде скважин (рис. 12).</p> <p>Для каждой PSL-зоны подбирается соответствующий материал НКТ. На рис. 12 представлены PSL-зоны с рекомендуемыми к применению НКТ с соответствующими требованиями к металлу единые технические требования (далее ЕТТ).</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 12. Подбор PSL, материалов и ЕТТ на основе отказов по истиранию" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176594-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176594-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 12. Подбор PSL, материалов и ЕТТ на основе отказов по истиранию</strong></p> <p></p> <p>Согласно API-концепции заказчик определяет уровень технических требований PSL. Для этой цели на рис. 12 приведена схема по подбору PSL-уровней. В случае необходимости заказчик имеет право ужесточить требования при подборе PSL-уровня для НКТ.</p> <p>Заказчик является ответственным за то, что изделия выбранной группы прочности подходят для предполагаемых условий эксплуатации:</p> <ul> <li>необходимо знать отказы из-за негерметичности НКТ труб по причине коррозии или эрозии/истирания внутренних стенок труб насосными штангами за календарный год;</li> <li>в скважинах с отказами по причине сероводородной коррозии необходимо определить зону агрессивной среды на основе данных по содержанию H₂S в газе и рН, согласно стандарту СТ РК ИСО 15156-2-2011 [12]. В качестве альтернативы можно использовать данные по скорости коррозии;</li> <li>после определения PSL-уровня заказчиком подбирается соответствующий материал с указанием на ЕТТ, как это показано на рис. 12.</li> </ul> <h3>Итоги анализа результатов лабораторных испытаний и ОПИ</h3> <p>В Программу испытаний [1] вошли испытания на динамическую коррозию при повышенной температуре и давлении, имитирующие условия месторождений ОМГ, испытания на точечную/щелевую коррозию и испытания на коррозионное растрескивание в соответствии со Стандартом NACE TM-0177 [13].</p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 13. Вращающаяся клеть (rotational cage)" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176595-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176595-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 13. Вращающаяся клеть (rotational cage)</strong></p> <p></p> <p>Лабораторные испытания проводились в лаборатории компании Intertek PIA (рис. 13), одной из ведущих независимых лабораторий по коррозии в нефтегазовом секторе во всем мире. По итогам испытания определено следующее:</p> <ul> <li>Углеродистые стали OCTG (трубы нефтегазовой отрасли) ГОСТ Д и API J55 показали более высокую скорость коррозии при увеличении содержания сероводорода. В целом между указанными двумя классами выявлена небольшая разница в отношении коррозионных характеристик;</li> <li>выявлено, что стали OCTG 1Cr и 3Cr по сравнению с другими исследованными материалами имеют существенные различия в характеристиках. Средние значения скорости коррозии для этих сталей с низким содержанием хрома часто были выше, чем для углеродистых сталей (ГОСТ Д или API J55). Кроме того, стали с низким содержанием Cr имели тенденцию к локальному разрушению в виде точечной коррозии или полупассивной/мейза-коррозии. Из чего следует, что максимальная скорость разрушения для хромированных сталей может быть значительно выше, чем предполагают общие скорости коррозии (потеря веса). Из-за тенденции к локальному разрушению в кислой среде, стали марок 1Cr и 3Cr будут иметь значительно меньшее время наработки на отказ, чем углеродистые стали.</li> <li>поскольку материалы НКТ L80-13Cr и S13Cr (Супер 13 хром) имеют повышенную стойкость к коррозии, было решено провести испытание в двух условиях. Оба материала показали очень хорошие результаты в пределах условия М-М средний средний (31,6 мбар H₂S 2,42 бар CO₂);</li> <li>L80-13Cr практически обеспечивает нулевую скорость коррозии, однако в промысловых условиях срок службы может быть ограничен эрозией, например, износ насосной штанги к НКТ;</li> <li>при испытании с высокими концентрациями сероводорода и углекислого газа H-H (0,32 бар H₂S 4,08 бар CO₂). на теле материала L80-13Cr были обнаружены очень серьезные питтинги (87 и 137 нм);</li> <li>материал S13Cr производства Tenaris не прошел испытание на сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением (далее СКРН) согласно Стандарту NACE TM0177, поскольку в нескольких местах данного материала были обнаружены трещины СКРН, тогда как материал L80-13Cr прошел данный тест без наличия признаков СКРН.</li> </ul> <p>Таким образом, учитывая результаты испытаний и приемлемую стоимость, в качестве предпочтительного материала для применения на месторождениях ОМГ был выбран L80-13Cr.</p> <h3>Рекомендации по выбору материалов</h3> <p>Для условий месторождений ОМГ рекомендуются следующие варианты выбора материалов:</p> <ul> <li>углеродистые стали ГОСТ Д или API J55 с применением ингибиторов коррозии или без применения, принимая во внимание ограничения по сроку эксплуатации;</li> <li>L80-13Cr обладают существенно длительным сроком службы, который может быть ограничен другими факторами, не связанными с коррозией. Мартенситные нержавеющие стали лучшие варианты сплавов, способные предложить существенное улучшение коррозионной стойкости. Марки стали L80-13Cr рекомендуются как более экономичный (рациональный) вариант;</li> <li>для условий месторождений ОМГ в целях выбора лучшего материала, по сравнению со стандартными углеродистыми сталями (ГОСТ Д или API J55), не рекомендуется использовать марки 1Cr или 3Cr;</li> <li>согласно методике, представленной на рис. 12, была разработана матрица по подбору материалов для месторождения ОМГ (рис. 1415).</li> </ul> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 14. Матрица по подбору материалов для месторождения ОМГ" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176598-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176598-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><em>L-L (</em><em>низкий</em><em> H₂S </em><em>низкий</em><em> CO₂) pH₂S=0,35</em><em>кП</em><em>a, pCO₂=81,375</em><em>кП</em><em>a</em></p> <p><em>L-H (</em><em>низкий</em><em> H₂S </em><em>высокий</em><em> CO₂) pH₂S=0,35</em><em>кП</em><em>a, pCO₂=408</em><em>кП</em><em>a,</em></p> <p><em>M-M (средний H₂S средний CO₂) pH₂S=3,16кПа, pCO₂=242,25кПа,</em></p> <p><em>H-L (</em><em>высокий</em><em> H₂S </em><em>низкий</em><em> CO₂) pH₂S=31,6</em><em>кП</em><em>a pCO₂=81,375</em><em>кПа</em></p> <p><em>H-H (</em><em>высокий</em><em> H₂S </em><em>высокий</em><em> CO₂) pH₂S=31,6</em><em>кПа</em><em>, pCO₂=408</em><em>кПа</em></p> <p><strong>Рисунок 14. Матрица по подбору материалов для месторождения ОМГ</strong></p> <p><em>Примечание: по вертикальной оси использована классификация зон по содержанию H₂S согласно стандарту NACE MR 0175 [10]: зона 0, 1, 2 и 3. Снизу вверх растёт содержание H₂S и коррозионная опасность среды.</em></p> <p><em>По горизонтальной оси использованы категории по API 6A, содержание CO₂ от низкой до высокой. Содержание углекислого газа представлено как парциальное давление и указано в бар. Уровень CO₂ 0,2 бар использовался в качестве порогового значения для условий с низкой коррозионной активностью в классификации PSL. Поэтому углеродистая сталь (ГОСТ D, J55) считается ниже этого предела.</em></p> <p></p> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 15. Матрица по подбору материалов для месторождения ОМГ" href="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176599-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88836/supp/88836-176599-1-SP.jpg" /></a></div> </center> <p><strong>Рисунок 15. Матрица по подбору материалов для месторождения ОМГ</strong></p> <p></p> <p><strong><u>Зона 0 (pH₂S до 0,0035 бар)</u></strong></p> <ul> <li>Пересечение Зоны 0 (pH₂S до 0,0035 бар) и низкого содержания CO₂ (pCO₂ до 0,2 бар), <strong>в данной среде рекомендуется использовать базовый материал ГОСТ Д или материал API J55;</strong></li> <li>По мере роста содержания CO₂ от 0,2 бар и выше, где влияние H₂S минимальное, углекислая среда, <strong>рекомендуется использовать материал более стойкий к углекислотной коррозии, L80-13Cr.</strong></li> </ul> <p><strong><u>Зона 1 (pH₂S от 0,0035 до 0,032 бар)</u></strong></p> <ul> <li>Пересечение Зоны 1 (pH₂S от 0,0035 до 0,032 бар) и низкого содержания CO₂ (pCO₂ до 0,2 бар), <strong>в данной среде также рекомендуется использовать базовый материал ГОСТ Д или материал API J55;</strong></li> <li>По мере роста содержания CO₂ от 0,2 бар и выше (темно-зеленый цвет), <strong>рекомендуется использовать материал, более стойкий к коррозии, L80-13Cr.</strong></li> </ul> <p><strong><u>Зона 2 (pH₂S от 0,032 до 0,32 бар)</u></strong></p> <ul> <li>Пересечение Зоны 2 (pH₂S от 0,032 до 0,32 бар) и низкого содержания CO₂ (pCO₂ до 0,81 бар), в данной среде не рекомендуется использовать базовый материал ГОСТ Д или материал API J55, <strong>предпочтение отдается материалу, более стойкому к коррозии, L80-13Cr;</strong></li> <li>По мере роста содержания CO₂ от 0,81 бар и выше (синий цвет), рекомендуется использовать материал L80-13Cr, однако безопасные условия для данного материала между условия M-M и H-H должны быть подтверждены дополнительными испытаниями.</li> </ul> <p><strong><u>Зона 3 (pH₂S 0,32 бар)</u></strong></p> <p>В зоне 3 рекомендуется применение НКТ с внутренней полиэтиленовой футеровкой ЕХРЕ или НКТ с покрытием ТС3520А (Hilong).</p> <p>Для определения наилучшего типа НКТ, подходящего к условиям месторождений ОМГ, проводились ОПИ НКТ разных марок сталей и групп прочности (НКТ, футерованные полиэтиленом ЕХРЕ, с полимерным защитным покрытием и легированным составом без защитного покрытия) [2]. Для осуществления ОПИ были подобраны скважины, где обязательным критерием являлось наличие сероводорода в добываемой продукции и интенсивность набора кривизны скважины не более 2 для НКТ без защитных покрытий и более 2 на 30 м для НКТ с защитным покрытием. Из часто ремонтируемого фонда скважин (далее ЧРФ) выбраны скважины, где частые отказы происходили из-за негерметичности НКТ и обрывов штанг. Для каждой компании определены по 3 скважины для проведения ОПИ. Согласно программе ОПИ, испытания прекращаются в том случае, если срок эксплуатации НКТ не достиг 180 сут по причине истирания и пропуска.</p> <p><strong>АО Каскор-Машзавод</strong> НКТ с внутренней полиэтиленовой футеровкой ЕХРЕ. Согласно программе ОПИ были выбраны скв. № 227, 4694, 2504 по трем разным условиям содержания (высокое, среднее, низкое), по показателям сероводорода в газе и углекислого газа. ОПИ завершены и признаны успешными.</p> <p><strong>ТОО Актауский завод трубной продукции</strong> НКТ с внутренней полиэтиленовой футеровкой ЕХРЕ. В качестве ОПИ для компании ТОО АЗТП-Актауский завод трубной продукции выбраны скв. № 2498, 4119, 3955. ОПИ завершены и признаны успешными.</p> <p><strong>ООО Техномаш</strong> НКТ с покрытием ТС3520А (Hilong). Для проведения ОПИ выбраны скв. № 3359, 8706,6511. ОПИ признаны успешными.</p> <h3>Ожидаемая экономическая эффективность при внедрении футерованных годных НКТ на высоко осложненном фонде PSL3</h3> <p>Расчёт экономической эффективности внедрения футерованных годных НКТ производился согласно методике Расчёт экономической эффективности от внедрения техники и технологий по увеличению МРП (сокращению количества ПРС) с сохранением фактического уровня добычи, принятый в КМГ (табл. 1).</p> <p>В качестве входных данных использован следующий материал:</p> <ol> <li>Отчёт ОМГ Анализ ЧРФ на 01.02.2020 г., где представлена информация по всем текущим и капитальным ремонтам скважин (ТиКРС) на фонде скважин за скользящий год. Причины отказа ГНО выявляются без комиссионного расследования и нет лабораторного, документального подтверждения отказа НКТ по причине коррозии и истирания.</li> <li>Коммерческое предложение ТОО Керемет Жан на НКТ с футеровкой полиэтиленом EXPE (extra temperature polyethylene).</li> </ol> <p>Для расчёта были приняты следующие допущения:</p> <ol> <li>Расчёт производился на всём фонде скважин ОМГ индивидуально по каждой скважине согласно технологическому режиму и причинам отказа за скользящий год.</li> <li>В доходную часть закладывали экономию на ТРС за счёт сокращения ремонтов по причине негерметичности НКТ (истирание и коррозия) и обрыва штанг, а также добычи нефти во время простоя по данным причинам.</li> <li>В расходную часть заложили инвестиции на футеровку и подготовку нефти.</li> <li>Горизонт планирования (эксплуатации футерованного НКТ) принят 4 года, с отбраковкой ежегодно 25% подвески НКТ.</li> <li>Стоимость нефти взята из утверждённого Бизнес-плана 20202024 гг.</li> </ol> <p></p> <p><strong>Таблица 1. Экономическая эффективность футеровки годного НКТ</strong></p> <table> <tbody> <tr> <td rowspan="2"> <p>Варианты внедрения</p> </td> <td rowspan="2"> <p>НГДУ</p> </td> <td rowspan="2"> <p>Кол-во скв., ед.</p> </td> <td rowspan="2"> <p>Ожидаемая потеря добычи нефти из-за простоев, т</p> </td> <td rowspan="2"> <p>Кол-во ПРС, факт, ед.</p> </td> <td rowspan="2"> <p>Ожидаемое кол-во сокращений ПРС, ед.</p> </td> <td rowspan="2"> <p>Расходы при ПРС, млн тг.</p> </td> <td rowspan="2"> <p>Расходы на покрытие футеровкой, млн тг.</p> </td> <td colspan="5"> <p>Экономический эффект, млн тг.</p> </td> </tr> <tr> <td> <p>1 год</p> </td> <td> <p>2 год</p> </td> <td> <p>3 год</p> </td> <td> <p>4 год</p> </td> <td> <p>ВСЕГО</p> </td> </tr> <tr> <td rowspan="4"> <p><strong>Расчёт для PSL3</strong></p> <p>(1355 скв.)</p> </td> <td> <p>НГДУ-1</p> </td> <td> <p>365</p> </td> <td rowspan="4"> <p>74311</p> </td> <td rowspan="4"> <p>6821</p> </td> <td rowspan="4"> <p>4061</p> </td> <td rowspan="4"> <p>13880</p> </td> <td rowspan="4"> <p>8564</p> </td> <td rowspan="4"> <p><strong>10587</strong></p> </td> <td rowspan="4"> <p><strong>17606</strong></p> </td> <td rowspan="4"> <p><strong>18148</strong></p> </td> <td rowspan="4"> <p><strong>18557</strong></p> </td> <td rowspan="4"> <p><strong>64899</strong></p> </td> </tr> <tr> <td> <p>НГДУ-2</p> </td> <td> <p>300</p> </td> </tr> <tr> <td> <p>НГДУ-3</p> </td> <td> <p>442</p> </td> </tr> <tr> <td> <p>НГДУ-4</p> </td> <td> <p>248</p> </td> </tr> </tbody> </table> <h3></h3> <h3>Заключение</h3> <p>Определены PSL-зоны по уровню требований к НКТ на основе API 5CT методологии PSL. Работа по PSL-зонированию и подбору материалов НКТ должна проводиться периодично. От PSL-зонирования можно получить следующие выгоды (данные 2020 г.):</p> <ul> <li>при спуске в скважины с высокой осложненностью PSL3 (из-за высокой агрессивной среды и истирания) ЕХРЕ футерованных труб НКТ в количестве 1355 скв. можно добиться сокращения количества остановов по причине истирания и коррозии и окупить стоимость дополнительных расходов на футеровку за счет снижения количества ремонтов и дней простоя скважин (65 млрд тенге за 4 года);</li> <li>в PSL2-скважинах (1193 скв.) рекомендуется использовать НКТ с материалом коррозионностойкого исполнения API L80 13Cr, а в PSL1-скважинах (398 скв.) можно спускать обычные трубы ГОСТ Д и API 5CT J55 с целью экономии средств;</li> <li>также в PSL3-скважинах (1355 скв.) рекомендуется использовать НКТ с внутренним покрытием ТС3520А (Hilong), которое успешно прошло ОПИ.</li> </ul>1.Отчет компании OPC «Исследование коррозии материалов м. Узень – Технический Анализ результатов, ред.1», 2020.2.Отчет «КазНИПИмунайгаз» по опытно-промышленным испытаниям НКТ в АО «Озенмунайгаз», 2020.3.O-I.01.01/04-02/0-03.12.2019. Информационный отчет по PSL зонированию месторождений АО «Озенмунайгаз» и адресного применения футерованных НКТ специального исполнения, 2019.4.Отчет ОАО РосНИТИ, согласно протоколу 3-16/17 от 14 апреля 2017 г. 4. S.5.Отчет ИТ-Сервис «Исследование причин преждевременного разрушения НКТ при эксплуатации в добывающих скважинах Узеньского месторождения АО «Озенмунайгаз», 2019.6.Отчет Weatherford-Tennaris Dalmine. R2236 Rev.2, отчет лабораторного исследования НКТ, 2016.7.O-NIR.01.03.-02/1/1-05.02.2020 Отчет по анализу гироскопической инклинометрии, 2020.8.Информационный отчет по теме «Мониторинг коррозии в системе сбора и транспортировки жидкости по АО «Озенмунайгаз», 2020.9.Бисенова М.А., Влияние внешних факторов среды на процесс биозараженности месторождения Жетыбай. – Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР, 2014, № 2, с. 51–54.10.ANSI/NACE MR0175/ISO15156-2. 2003. Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих H2S, при нефте- и газодобыче, часть 2: Углеродистые и низколегированные стали, стойкие к растрескиванию и применение литейного чугуна.11.Единые технические требования (ЕТТ).12.СТ РК ИСО 15156-2-2011 «Промышленность нефтяная и газовая: Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при нефте- и газодобыче. Часть 2 Трещиностойкие углеродистые и низколегированные стали и применение литейного чугуна».13.Стандарт NACE TM-0177.