RU86222U1 - Насосно-компрессорная труба - Google Patents

Abstract

1. Насосно-компрессорная труба, на внутренней поверхности которой сформировано защитное покрытие, отличающаяся тем, что на внутренней поверхности сформирован по меньшей мере один слой полиуретанового покрытия, содержащего мочевинные группы, массовая доля которых в покрытии составляет от 6 до 14%, а толщина покрытия ограничена диапазоном от 10 до 500 мкм. ! 2. Насосно-компрессорная труба по п.1, отличающаяся тем, что на внутренней поверхности трубы формируют несколько слоев указанного покрытия. ! 3. Насосно-компрессорная труба по п.1 или 2, отличающаяся тем, что она выполнена с наружной резьбой под муфту. ! 4. Насосно-компрессорная труба по п.3, отличающаяся тем, что на упомянутую резьбу нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы. ! 5. Насосно-компрессорная труба по п.3, отличающаяся тем, что она снабжена муфтой, на резьбу которой нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы.

Description

Полезная модель предназначена для использования в нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно для комплексной защиты скважинного оборудования от агрессивного воздействия рабочей среды. В частности полезная модель относится к защите насосно-компрессорных труб (НКТ) от коррозии, абразивного и гидроабразивного износа, асфальто-смолопарафиновых и солевых отложений. Полезная модель также предназначена для увеличения износостойкости и коррозионной стойкости резьбы НКТ, повышения герметичности резьбовых соединений колонны НКТ в диапазоне рабочих давлений до 105 МПа и температуры рабочей среды от минус 70 до плюс 150..200°С.

Опыт механизированной эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях показывает, что в течение последнего времени наблюдается существенное ухудшение эксплуатационных условий скважинного оборудования. Основными осложняющими факторами, влияющими на работу погружного оборудования для добычи нефти и связанными с ними колоннами насосно-компрессорных труб, являются: повышенное содержание в пластовой жидкости воды и газа; высокая минерализация перекачиваемой пластовой жидкости; повышенное содержание сероводорода, сульфатредуцирующих и других бактерий; наличие мехпримесей, солей и парафинов в пластовой жидкости. Температурный режим пластовой жидкости на глубине скважины в подавляющем большинстве находится в пределах 120-150°С. При обработке скважин от асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) острым паром температура внутри колонны НКТ кратковременно достигает 200°С.

Высокая агрессивность пластовой жидкости приводит к интенсивной коррозии погружного оборудования и колонны НКТ, при этом, в частности, особенно интенсивному подвержены разрушению стенки труб и резьбовые соединения колонны, что приводит к потере герметичности колонны и полному выходу из строя труб и муфт. В скважинах с высокой агрессивностью пластовой жидкости и, особенно, при повышенном содержании сероводорода, срок эксплуатации НКТ без защитного покрытия до появления сквозных дырок измеряется от года до двух недель, в зависимости от его концентрации.

Крайне негативное влияние оказывают асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). В процессе нефтедобычи капли нефти при всплытии охлаждаются, что сопровождается аномальным повышением вязкости поверхностной пленки капли нефти. В результате поверхностный слой приобретает липкость и легко откладывается из-за своей активности на поверхности нефтепромыслового оборудования. При этом происходит кристаллизация более половины парафина, находящегося в нефти. Часть нефти, прилегающая к более холодной стенке НКТ, загустевает и прилипает к стенке трубы. В результате образуется неподвижный слой АСПО. В этом слое происходит дальнейшее уплотнение отложений, которые со временем перекрывают сечение подъемной трубы. Образование стойких эмульсий в скважинах в совокупности с выпадением АСПО в пласте приводит к значительному снижению добычи нефти.

Другой причиной, снижающей эффективность работы скважин, является выпадение в осадок из попутно-добываемых вод неорганических солей, которые откладываются в призабойной зоне скважин и на поверхности нефтепромыслового оборудования. Образование отложений солей приводит к снижению дебита скважин, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным ремонтам скважин, а в итоге - к ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.

В составе отложений преобладают гипс, кальцит, барит. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы, пропитывающая скважинная жидкость. В результате бурения скважин в различных геологических пластах процесс отложения неорганических солей распространился и борьба с отложениями солей переросла в сложную научно-техническую проблему.

Микробиологические процессы дополнительно осложняют эксплуатацию скважин из-за образования сероводорода и интенсификации коррозии оборудования, увеличения доли сульфида железа в осадках. Актуальность проблемы борьбы с отложениями солей сложного состава с сульфидом железа возрастает, поскольку число скважин, эксплуатация которых осложнена отложениями солей, постоянно увеличивается.

Все указанные выше причины приводят ко все более частому нарушению работы НКТ.

Порядка 50% отказов НКТ связано с выходом из строя резьбовых соединений, которые выходит из строя в основном из-за механического разрушения и коррозионного износа. В результате нарушается герметичность колонны НКТ. В процессе спускоподъемных операций происходит максимальный механический износ резьбового соединения, в частности за счет задиров. При эксплуатации оборудования в скважине происходит схватывание резьбы и ее коррозийный износ. При раскручивании такого соединения резьба разрушается.

Проблемы по борьбе с отложениями солей, АСПО, коррозионным износом и снижением ресурса работы НКТ, в том числе резьбы НКТ, наиболее эффективно решаются посредством применения различных защитных покрытий.

Известно техническое решение по увеличению ресурса НКТ за счет применения способа термодиффузионного цинкования. Данное покрытие достаточно хорошо защищает НКТ от коррозии и позволяет увеличить ресурс резьбы НКТ. Недостатком покрытия термодиффузионного цинкования является невозможность обеспечить защиту от отложения солей и АСПО (RU 2147046 С1, 27.03.2000).

Известно техническое решение, связанное с лазерно-плазменным нанесением покрытий на резьбы насосно-компрессорных труб. Это покрытие существенно повышает надежность резьб и ресурс их работы. Однако данное покрытие практически невозможно нанести на внутреннюю поверхность НКТ («Фотоника» 2008 г.№3, с.36-37).

Известно техническое решение по борьбе с коррозией, отложениями солей и АСПО посредством нанесения полимерного покрытия на основе полиэтилена. Данное покрытие обеспечивает защиту внутренней поверхности НКТ от коррозии, отложения солей и АСПО. Недостатком данного покрытия является низкая термостойкость и недостаточная адгезия. Кроме того при повышении температуры в скважине выше 60°С, или в процессе технологической обработки острым паром данное покрытие вспучивается и слазит чулком. В результате проходное сечение трубы полностью перекрывается и требуется ремонт скважины с подъемом оборудования. Кроме того, данное покрытие невозможно применить на резьбе НКТ из-за очень низких его механических характеристик («Коррозия Территории нефтегаз», 2007 г., №2, с.42-48; Журнал «ТехСовет», №3 (45) 2007 г.).

Известно техническое решение, касающееся защиты НКТ от коррозии, абразивного и гидроабразивного износа, отложения солей и АСПО посредством использования силикатно-эмалевого покрытия. Это покрытие, в частности, обладает высокой термостойкостью. Однако силикатно-эмалевое покрытие характеризуется твердостью и хрупкостью. В процессе спуско-подъемных операций данное покрытие, как правило, дает трещины по резьбовому соединению в зоне перехода труба-муфта. В результате в зоне трещины происходит ускоренная коррозия непосредственно под защитным покрытием. Из-за подпленочной коррозии торцы трубы, резьба и муфта НКТ разрушаются значительно быстрее, чем без покрытия (Журнал «ТехСовет», №3 (45) 2007 г.).

Из анализа существующих технических решений можно сделать вывод, что на текущий момент практически отсутствует достаточно эффективное комплексное решение проблем по борьбе с отложениями солей, АСПО, коррозионным износом и увеличению ресурса работы НКТ путем применения покрытий.

Технической задачей, на которое направлена заявленная полезная модель является:

- увеличение межремонтного цикла скважин за счет увеличения ресурса работы НКТ;

- снижение себестоимости добычи нефти.

Достигаемый при этом технический результат проявляется в увеличении ресурса работы нефтяных скважин путем повышения эластичности и надежности защитного покрытия, и как следствие, в обеспечении защиты труб НКТ и муфт от коррозионного и абразивного износа, повышении эффективности борьбы с отложениями солей и АСПО, повышении герметичности соединений колонны НКТ, снижении износа резьбы НКТ в местах соединения, создании возможности работы при расширенном диапазоне рабочих температур.

Указанный технический результат достигается тем, что:

На внутренней поверхности насосно-компрессорной трубы сформировано защитное покрытие. При этом на внутренней поверхности сформирован, по меньшей мере, один слой полиуретанового покрытия, содержащего мочевинные группы, массовая доля которых в покрытии составляет от 6 до 14%, а суммарная толщина покрытия ограничена диапазоном от 10 до 500 мкм.

Кроме того.

- на внутренней поверхности трубы сформировано несколько слоев указанного покрытия;

- насосно-компрессорная труба выполнена с наружной резьбой под муфту;

- на упомянутую резьбу нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы;

- насосно-компрессорная труба снабжена муфтой, на резьбу которой нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы.

Сущность полезной модели заключается в следующем.

На внутренней поверхности стенок НКТ, резьбе НКТ и резьбе муфты НКТ формируется коррозионно и износостойкое, эластичное, гладкостное полиуретановое покрытие, обладающее высокой термостойкостью. За счет высокой эластичности покрытия и стабильности его свойств на протяжении всего срока эксплуатации обеспечивается надежная защита колонны НКТ без образования каких-либо трещин в покрытии, в том числе и на участках сопряжения трубы НКТ с муфтой НКТ. Резьба НКТ с покрытием приобретает высокую износостойкость и повышенную уплотняющую способность. При этом тело резьбы в процессе эксплуатации практически не деформируется и не подвергается разрушению, в том числе механическому и коррозионному. Покрытие обладает аитизадирными свойствами и позволяет практически исключить возможность схватывания резьбы НКТ, препятствует процессу трещинообразования. Комплекс свойств покрытия обеспечивает устранение основных причин преждевременного выхода из строя НКТ и значительно увеличивает их ресурс при одновременном повышении герметичности резьбового соединения.

Защитное полиуретановое покрытие, содержащее мочевинные группы формируется по меньшей мере, на внутренней поверхности НКТ и открытой части внутренней резьбы муфты НКТ, непосредственно контактирующей с транспортируемой средой (пластовой жидкостью, газом и т.д.) в процессе эксплуатации скважины.

Предлагаемое полиуретановое покрытие, содержащее мочевинные группы от 6 до 14% после полимеризации, приобретает полный комплекс требуемых эксплуатационных свойств, необходимых для защиты НКТ. Покрытие имеет хорошую адгезию, высокую износостойкость, стойкость к абразивному и гидроабразивному износу, высокую химическую стойкость к различным химическим реагентам и нефтесодержащим продуктам, в том числе к пластовой жидкости, водонепроницаемость, высокую эластичность, широкий диапазон использования рабочих температур, повышенную гладкостность и антиадгезионные свойства, обеспечивающие защиту от отложения солей и АСПО. Покрытие также придает резьбовому соединению НКТ высокую уплотняющую способность и всем этим существенно продлевает ресурс работы НКТ.

Полезная модель поясняется графическими материалами, где изображено следующее:

Фиг.1 - Насосно-компрессорная труба (НКТ) с внутренним полимерным покрытием;

Фиг.2 - НКТ с внутренним покрытием без покрытия резьбы;

Фиг.3 - НКТ с внутренним покрытием и покрытием резьбы;

Фиг.4 - Соединение НКТ-муфта-НКТ с внутренним полимерным покрытием без защиты резьбы (на средний нерабочий участок резьбы муфты нанесено полимерное покрытие, а рабочая часть резьбы без покрытия).

Фиг.5 - Соединение НКТ-муфта-НКТ с внутренним полимерным покрытием с защитой резьбы (на всю внутреннюю поверхность муфты нанесено полимерное покрытие).

При этом под номерами позиций указано следующее:

1 - внутренняя стальная поверхность НКТ;

2 - внутреннее полимерное покрытие;

3 - стенка НКТ;

4 - толщина внутреннего полимерного покрытия;

5 - наружная поверхность НКТ;

6 - резьба НКТ без покрытия;

7 - полимерное покрытие резьбы НКТ;

8 - муфта НКТ;

9 - внутренняя резьба НКТ без полимерного покрытия;

10 - полимерное покрытие среднего участка резьбы муфты НКТ;

11 - полимерное покрытие резьбы НКТ;

12 - полимерное покрытие рабочей части резьбы муфты НКТ.

Изготовление заявленной насосно-компрессорной трубы включает формирование на ее внутренней поверхности защитного покрытия, по меньшей мере, одного слоя покрытия. При этом в качестве защитного покрытия применено полиуретановое покрытие, содержащее мочевинные группы в пределах от 6 до 14% масс. Покрытие может наноситься либо в один слой, либо в несколько слоев. Суммарная толщина защитного покрытия задается в диапазоне от 10 до 500 мкм. Сразу после нанесения нового слоя мокрого покрытия начинается процесс его полимеризации с формированием мочевинных групп. Полимеризация покрытия происходит за счет влаги воздуха.

Массовая доля мочевинных групп в покрытии определяется массовой долей NC0 групп в жидком составе покрытия. Для формирования одной массовой доли мочевинных групп требуются две массовые доли NC0 групп. Практически формирование покрытия с заданной массовой долей мочевинных групп производится путем использования соответствующей жидкой полиуретановой композиции с вдвое большей массовой долей NC0 групп.

Известные полиуретановые композиции для нанесения защитных покрытии, как правило, имеют диапазон рабочих температур от минус 70 до плюс 80…100°С. Сформированные мочевинные группы в предлагаемом техническом решении в составе покрытия способствуют увеличению диапазона рабочих температур. Массовая доля мочевинных групп непосредственно влияет на термостойкость и эластичность покрытия. При содержании мочевинных групп 6% масс, покрытие обладает максимальной эластичностью при минимальном требуемом диапазоне рабочих температур от минус 70 до плюс 150°С. При этом газовыделение минимально, а время полимеризации максимально. С увеличением массовой доли мочевинных групп термостойкость повышается, а эластичность покрытия ухудшается. При содержании мочевинных групп 14% масс, покрытие имеет диапазон рабочих температур от минус 70 до плюс 180…200°С. Однако при этом покрытие теряет требуемую эластичность. Кроме того, при повышенном массовом содержании мочевинных групп существенно ухудшаются технологические свойства по нанесению покрытия. С повышением массовой доли мочевинных групп свыше 14% существенно ухудшается растекаемость покрытия в процессе его нанесения, возрастает газовыделение, а длительность периода полимеризации уменьшается до критических значений, при которых крайне затрудняется газовыделение. Все это приводит к формированию негерметичного покрытия с большим содержанием остаточных пор, раковин, несплошностей и т.д.

Толщина покрытия выбирается исходя из его назначения и заданных условий эксплуатации. Минимальные толщины покрытия наносятся на рабочие участки резьбы с тем, чтобы обеспечить оптимальные зазоры между внутренней и внешней резьбой. При этом достигается герметичность резьбы, также жесткое, прочное, надежное соединение. Максимальная толщина покрытия наносится внутри НКТ при эксплуатации в экстремальных условиях в течение длительного периода без промежуточного ремонта скважины.

Заявителем было произведено формирование защитного покрытия на внутреннюю поверхность НКТ и резьбу муфты НКТ. При этом муфта НКТ была предварительно навинчена на трубу НКТ с нормативным моментом затяжки на заводе-изготовителе. Второй конец НКТ был без муфты. НКТ имело наружный диаметр 73 мм, и диаметр проходного сечения 62 мм. Длина НКТ составила 10,5 метров. Все трубы были промаркированы. Все операции и режимы фиксировались в рабочем журнале с указанием номера трубы и времени проведения операции. Покрытие наносилось в один прием на партию из 105 труб НКТ в цеховых условиях. Для покрытия использовался материал с одной тары. Предварительно НКТ подвергли тщательному обезжириванию растворителем. НКТ фиксировалось в неподвижном состоянии. Вращение трубе не придавалось. В качестве покрытия использовали полиуретановую композицию с массовым содержанием NC0 групп 14%. Удельный вес жидкой композиции составил 1,2. На внутреннюю поверхность НКТ с помощью специализированного устройства центробежного распыления нанесли однослойное полимерное покрытие. Заданная толщина покрытия 100 мкм и равнотолщинность наносимого жидкого слоя обеспечивались жестко заданными параметрами режима. После нанесения жидкого слоя на НКТ покрытие находилось под постоянным визуальным контролем.

Предлагаемое покрытие позволяет существенно повысить пропускную способность колонны НКТ и значительно увеличить срок ее безаварийной эксплуатации. Защитное покрытие является ремонтопригодным.

Пояснения к рисункам.

Фиг.1 Насосно-компрессорная труба (НКТ) с внутренним полимерным покрытием.

Фиг.2 НКТ с внутренним покрытием без покрытия резьбы.

Фиг.3 НКТ с внутренним покрытием и покрытием резьбы.

Фиг.4 Соединение НКТ-муфта-НКТ с внутренним полимерным покрытием без защиты резьбы (на средний нерабочий участок резьбы муфты нанесено полимерное покрытие, а рабочая часть резьбы без покрытия).

Фиг.5 Соединение НКТ-муфта-НКТ с внутренним полимерным покрытием с защитой резьбы (на всю внутреннюю поверхность муфты нанесено полимерное покрытие).

1 - внутренняя стальная поверхность НКТ;

2 - внутреннее полимерное покрытие;

3 - стенка НКТ;

4 - толщина внутреннего полимерного покрытия;

5 - наружная поверхность НКТ;

6 - резьба НКТ без покрытия;

7 - полимерное покрытие резьбы НКТ;

8 - муфта НКТ;

9 - внутренняя резьба НКТ без полимерного покрытия;

10 - полимерное покрытие среднего участка резьбы муфты НКТ;

11 - полимерное покрытие резьбы НКТ;

12 - полимерное покрытие рабочей части резьбы муфты НКТ.

Claims (5)

1. Насосно-компрессорная труба, на внутренней поверхности которой сформировано защитное покрытие, отличающаяся тем, что на внутренней поверхности сформирован по меньшей мере один слой полиуретанового покрытия, содержащего мочевинные группы, массовая доля которых в покрытии составляет от 6 до 14%, а толщина покрытия ограничена диапазоном от 10 до 500 мкм.

2. Насосно-компрессорная труба по п.1, отличающаяся тем, что на внутренней поверхности трубы формируют несколько слоев указанного покрытия.

3. Насосно-компрессорная труба по п.1 или 2, отличающаяся тем, что она выполнена с наружной резьбой под муфту.

4. Насосно-компрессорная труба по п.3, отличающаяся тем, что на упомянутую резьбу нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы.

5. Насосно-компрессорная труба по п.3, отличающаяся тем, что она снабжена муфтой, на резьбу которой нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы.