USD 70.7479

-0.48

EUR 80.0937

-0.18

BRENT 42.47

+0.27

AИ-92 43.3

+0.01

AИ-95 47.37

0

AИ-98 52.84

-0.01

ДТ 47.82

+0.01

7 мин
126
0

Совершенствование технологии ремонта скважин Инновационные решения по испытанию резьбовых соединений

Негерметичность крепи скважин имеет весьма широкое распространение. На месторождениях Западно-Сибирского региона, считающихся приоритетными по объему добываемого природного газа, до 12% от общего фонда действующих скважин эксплуатируются с нарушением герметичности резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» скважин. В данной публикации авторами исследована природа возникновения нагружения по резьбе в процессе эксплуатации, определены возможные способы устранения негерметичности с целью подбора оптимального технико-технологического решения по устранению указанного несоответствия и апробации разработанных обоснованных решений на действующих скважинах Южно-Русского месторождения.

С целью подбора оптимального и обоснованного технико-технологического решения по устранению негерметичности резьбового соединения «монтажный патрубок колонной головки – муфта кондуктора», авторским коллективом принято решение изучить природу возникновения нагружения по резьбе, определить возможные способы совершенствования предупредительных работ по устранению негерметичности и реализовать подобранные научные технико-технологические решения на действующих скважинах Южно-Русского месторождения.

Подбор схемы нагружения резьбовых соединений «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» является основополагающим фактором для подготовки обоснованной методики испытаний резьбовых соединений.

Основные нагрузки и воздействия на оборудование, по признаку порождаемых ими механизмов накопления поврежденности и деградации свойств металла резьбового соединения [2], т.е. общности применяемых при анализе напряженно-деформированного состояния поверхностей сопряжения резьбового соединения расчетных критериев, могут быть объединены в следующие группы:

  • квазистатические (постоянные);

  • переменные и циклические;

  • динамические (ударные);

  • коррозионно-механические.

Наиболее значимыми, с точки зрения специалистов авторского коллектива, являются переменные и циклические нагрузки, которые в наибольшей степени влияют на деформирование сопряженных поверхностей резьбового соединения, что и приводит к потере герметичности.

Исходя из изложенного, с целью испытания резьбовых соединений «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки», выбрана схема одноосного циклического нагружения растяжением указанного соединения при максимальных растягивающих усилиях, создающих в стенке труб, соединенных резьбовой муфтой, напряжение σmax за цикл 1,3 от продольной силы, возникающей от внутреннего давления газа в системе технологических трубопроводов. Асимметрия цикла нагружения R = 0,5.

Циклическую долговечность резьбовых соединений «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» принято решение оценивать до момента потери герметичности с обваркой ручной дуговой сваркой (далее –РДС) контура муфты кондуктора и без обварки. В качестве регистрации момента потери герметичности узла в процессе циклического нагружения выбрана «керосиновая проба».

Для реализации одноосного циклического нагружения резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» специалистами авторского коллектива совместно с ООО «Центр испытания и диагностики конструкций» (г. Москва, ЦИ и ДК) разработана схема крепления захватов, представленная на рис.1.


РИС. 1. Схема резьбового узла «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки»

Приварка по контуру заглушек (рис. 1 п.2) к телу трубы позволяет реализовать следующее:

- при одноосном нагружении стенка трубы, а вместе с ней и резьбовое соединение, подвергаются равномерному деформированию, соответствующему нагружению продольной силой от внутреннего давления;

- герметичность полости между двумя заглушками позволяет заполнить ее индикаторной жидкостью – керосином (рис. 1, п. 4) для регистрации момента потери герметичности резьбовым соединением «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» в процессе циклического нагружения.

Для заливки керосина в полость между двумя заглушками в верхней заглушке предусмотрено отверстие. Заливка осуществляется после установки узла на испытательную машину. Снаружи заваренное и незаваренное торцевое сопряжение обмазывается раствором на основе мела.

Для крепления собранного резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» в универсальную разрывную машину УДМ – 100 (рис. 2), снабженную пульсатором (частота нагружения до 270 цикл/мин) и развивающую усилие растяжения при циклическом нагружении в 53 тонны, к заглушкам (рис. 1, п.2) привариваются плоские захваты (рис. 1, п. 1).


РИС. 2. УДМ-100

Для передачи усилия равномерно на вваренную заглушку и стенку трубы, к захватам и заглушкам привариваются ребра жесткости (рис. 1, вид А-А).

Для определения циклической долговечности резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» из стали 21ХМФА на герметичность испытывались два узла:

1-й узел – без сварного соединения по торцу муфты (рис. 3.1);

2-й узел – с выполненным по разработанной технологии РДС сварным соединением, имитирующим ремонт узла для устранения негерметичности резьбового соединения на устье газовой скважины.


РИС. 3.1. Узел «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» без сварного соединения


РИС. 3.2. Узел «муфта кондуктор – монтажный патрубок колонной головки» со сварным соединением, имитирующим ремонт узла для устранения негерметичности резьбового соединения

Для определения момента потери герметичности резьбовым соединением «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» при циклическом нагружении растяжением, после заполнения внутренней полости заготовок керосином, внешняя поверхность по контуру торцевого соединения муфты с монтажным патрубком (рис. 3.1) и сварное соединение, имитирующее ремонт узла РДС для устранения негерметичности резьбового соединения (рис. 3.2.), смачивались мыльно-меловым водным раствором.

По результатам испытания установлено следующее:

- потеря герметичности резьбовым соединением отмечена в диапазоне 510 000 – 590 000 циклов;

- потеря герметичности резьбовым соединением, отремонтированным РДС по разработанной авторским коллективом технологии, отмечена в диапазоне 720 000 – 750 000 циклов.

Таким образом, увеличение диапазона циклов до момента потери негерметичности соединения не только обеспечивает заявленный технический результат, но и является доказательством значительного увеличения надежности и долговечности резьбового соединения после наложения сварного шва.

По результатам проведенных циклических испытаний резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» до и после наложения сварного шва методом РДС сделаны следующие выводы:

  1. Устранение негерметичности резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» разработанным методом на 22–30% увеличивает продолжительность сохранения узлом герметичности при циклическом нагружении.

  2. Наложение шва на резьбовой узел без его предварительной приработки ставит сварное соединение в более нагруженное состояние, чем на действующей скважине, поэтому разработанная технология устранения негерметичности в условиях продолжительной эксплуатации устья скважины будет более эффективна, чем в проведенном исследовании.

Результаты многочисленных исследований [3] показывают, что для сталей наиболее эффективной при критериальной оценке напряженно-деформированного состояния является применение энергетической теории прочности Губера-Мизеса, согласно которой прочность материала при сложном напряженном состоянии обеспечивается, если часть удельной потенциальной энергии, идущей на изменение формы тела, не превосходит части допускаемой удельной потенциальной энергии, идущей на изменение формы, установленной из опытов с одноосным напряженным состоянием.

В рамках НИР был использован данный критерий для оценки напряженно-деформированного состояния труб.

Анализ полученных результатов показывает, что применение разработанной инновационной технологии ремонта скважин изменяет напряженно-деформированное состояние резьбового соединения следующим образом [4]:

  • снижает величину действующего изгибающего момента на крайние витки резьбы трубы;

  • снижает величину контактных напряжений на крайних витках резьбы;

  • понижает величину деформаций, вызванных действием краевого изгибающего момента на металл трубы в окрестностях торца муфты;

  • не влияет на герметичность уплотнения «металл-металл»;

  • создает незначительную концентрацию напряжений в корне шва, при этом величина концентрации определяется радиусом перехода металла корня шва к металлу трубы.

Таким образом, результаты численного моделирования показывают потенциальную возможность применения разработанной технологии ремонта скважин не только для устранения негерметичности, но и при монтаже резьбовых соединений при условии соблюдения плавных переходов от металла шва к основному металлу.

В целях аккредитации разработанных технико-технологических решений и дальнейшего использования в производстве при проведении предупредительных работ на эксплуатационных газовых скважинах ОАО «Севернефтегазпром» получена аттестация Национального агентства контроля сварки (НАКС) (Свидетельство №АЦСТ-94-00227). В соответствии с данным документом установлена область распространения производственной аттестации – Технология ремонта ручной дуговой сваркой резьбового соединения «Муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» Шифр: СНГП-РД-Р-01 (дата утверждения 04.10.2012 г.).

Процедура проверки готовности к использованию применяемой сварочной технологии осуществлена в условиях конкретного производства сварочных работ, с учетом их специфики [5]. При проверке оценены наличие технических, кадровых и организационных возможностей для выполнения сварочных работ и способность выполнить в производственных условиях сварные соединения, соответствующие требованиям нормативно-технической или проектной документации [6].

Положительные результаты апробирования на скважинах Южно-Русского месторождения инновационных технико-технологических решений с подтверждением обоснованности разработанного метода ремонта резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» будут представлены в следующей публикации авторов проекта.


Литература:

  1. Касьяненко А.А., Легай А.А. Анализ эффективности известных методов устранения негерметичности резьбовых соединений крепи скважин / Наука и техника в газовой промышленности, № 1, 2016.

  2. Биргер И.А. Расчет резьбовых соединений. Изд. 2-е, переработанное и дополненное – М: Оборонгиз. – 1962.

  3. Селезнев В.Е., Алешин В.В., Прялов С.Н. Основы численного моделирования магистральных трубопроводов / под ред. В.Е. Селезнева – М.: КомКнига, 2005.

  4. Каплун А.Б., Морозов Е.М., Олферьева М.А. ANSYS в руках инженера: Практическое руководство. – М.: Едиториал УРСС, 2003.

  5. Мочернюк Д.Ю. Исследование и расчет резьбовых соединений труб, применяемых в нефтедобывающей промышленности. – М.: Недра, 1970.

  6. Еременко Т.Е. Мочернюк Д.Ю., Тищенко А.В. Герметизация резьбовых соединений обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. – Киев: Техника, 1966.



Статья «Совершенствование технологии ремонта скважин Инновационные решения по испытанию резьбовых соединений» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№7, Июль 2017)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus