Буровой инструмент нового поколения

Drilling tool of the new generation

M. SHVETSOV, «Tatneft» PJSC, the Bugulma mechanical plant, I. KALACHEV, «TTD Tatneft»LLC

Бурильная труба – инструмент, используемый при бурении скважин, обеспечивающий передачу крутящего момента между приводом и долотом, а также циркуляцию бурового раствора на забое. Соединение бурильных труб между собой происходит посредством замковых соединений, которые могут быть как в виде обособленного изделия, так и в виде неразъемного элемента бурильной трубы. В статье раскрываются преимущества и экономическая выгода применения новой конструкции бурильных труб с внутренним коррозионностойким и абразивостойким покрытием (рис. 1).

Drill pipe is a tool used when drilling wells for the transmission of torque between the drive and the bit, and circulating drilling mud down the hole. The coupling of drill pipes together occurs through the interlocks, which can be in the form of a separate product, and in the form of a permanent element of the drill pipe. The article describes the advantages and economic benefits of the use of new designs of drill pipes with internal corrosion-resistant and abrasive resistant coating.

Одной из основных причин разрушения бурильных труб при бурении скважин является коррозионное и эрозионное воздействие на стальную поверхность. В агрессивных средах (пластовая вода, кислоты, щелочи, сероводород и растворенный кислород) скорость коррозии увеличивается под действием температуры среды, скорости движения жидкости, неоднородности химического состава материала труб и др. Очень часто на практике встречается размыв труб по телу, возникающий под действием бурового раствора. Все эти факторы негативно влияют на эксплуатацию БТ – основного бурового инструмента.


Существует два основных способа бурения – роторное и бурение с забойными двигателями. При роторном бурении буровая колонна, передающая вращение от ротора к долоту, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть колонны под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя, – в сжатом состоянии.
Одной из основных причин разрушения бурильных труб (БТ) при бурении скважин является коррозионное и эрозионное воздействие на стальную поверхность. В агрессивных средах (пластовая вода, кислоты, щелочи, сероводород и растворенный кислород) скорость коррозии увеличивается под действием температуры среды, скорости движения жидкости, неоднородности химического состава материала труб и др. Очень часто на практике встречается размыв труб по телу, возникающий под действием бурового раствора. Все эти факторы негативно влияют на эксплуатацию БТ – основного бурового инструмента. Кроме этого БТ при эксплуатации испытывают высокие силовые нагрузки, которые приводят к возникновению в них значительных напряжений. Как правило, эти напряжения возникают в зонах концентрации напряжений, которыми являются переходы, упорные уступы, зона сварного шва, участки резьбы, проточки, пояски. В этих зонах образуются трещины, приводящие к разрушению.
Бугульминский механический завод (БМЗ) ПАО «Татнефть» совместно с фирмой «Тюбоскоп – Ветко» разработали технологию нанесения на внутреннюю поверхность бурильных труб износостойкого, коррозионностойкого и термостойкого покрытия, уменьшающие его коррозионное и эрозионное воздействие бурового раствора на стальную поверхность БТ. Покрытие порошком ТК-34 Р по праймеру ТК 8007 – высокотемпературное покрытие БТ обладает улучшенными характеристиками и устойчивостью к воздействию температуры, кислот и абразивному износу. Тонкая защитная пленка этого покрытия специально разработана для повышения гибкости с сохранением повышенной стойкости к коррозии и эрозии в широких диапазонах pH (от 4 до 12). Конструкция покрытия такова, что сохраняет прочность даже в условиях

переменных нагрузок вовремя бурения. Покрытие останавливает точечную коррозию, которая может привести к коррозионному растрескиванию под нагрузкой, эрозии и  излому трубы при скручивании. Зарегистрировано увеличение срока службы буровой трубы с покрытием в три раза по сравнению с БТ без покрытия. Покрытие устойчиво ко всем типам бурового раствора и успешно используется при бурении геотермальных скважин и в условиях повышенных давлений. Покрытие порошком, наносимым методом сплавления, обладает повышенной устойчивостью к механическому износу, всем видам буровых растворов при температуре до 200 °С (рис. 2).
Технологические процессы получения внутренних покрытий стальных труб рассчитана:
– на применение идеальных по геометрии БТ, с высоким качеством металла;
– на гарантированное качество исходных материалов покрытия;
– на полное выполнение технологии защиты внутренней поверхности сварного шва;
– на достаточный уровень технологической дисциплины производства и четкое выполнение и контроль всех операций, предусмотренных технологией.

Объединенными творческими и техническими силами ПАО «Татнефть» в лице Бугульминского механического завода, ООО «ТТД Татнефть» и Трубной металлургической компании (ОАО «ТМК») в лице ОАО «ТАГМЕТ» а также фирмы Tuboscope создано новое поколение бурильных труб с улучшенными эксплуатационными характеристиками.


Объединенными творческими и техническими силами ПАО «Татнефть» в лице Бугульминского механического завода, ООО «ТТД Татнефть» и Трубной металлургической компании (ОАО «ТМК») в лице ОАО «ТАГМЕТ», а также фирмы Tuboscope создано новое поколение бурильных труб с улучшенными эксплуатационными характеристиками, это дает:
• Увеличение срока службы трубы за счет антикоррозионного покрытия. Так как большинство буровых растворов готовится на водной основе, они могут вызывать очень сильную точечную коррозию. Данная проблема усугубляется наличием кислорода, который захватывается при циркуляции бурового раствора через вибросито и приемную емкость для бурового раствора, что еще больше усиливает коррозионное действие бурового раствора на БТ без внутреннего покрытия. Коррозия может усиливать напряжения, возникающие в бурильных трубах во время бурения, что приводит к быстрому росту усталостных трещин и, в конце концов, к катастрофическому разрушению труб. Приблизительно 85 % случаев усталостного разрушения происходит вблизи высаженной зоны трубы, в которой уменьшение толщины стенок трубы от бурильного замка до тела трубы приводит к локализации напряжений вблизи зоны высадки и может вызвать приводящее к большим убыткам разрушение на сравнительно ранней стадии срока службы трубы. По мере того, как добыча ведется все с больших глубин с более высокими температурами, значительно усиливается воздействие на используемые для добычи трубные изделия, что может сокращать их срок службы. С учетом того, что на все большем числе месторождений используются заводнение и другие методы воздействия на пласт, повышается коррозионная активность выходящего из скважины раствора.


• Улучшение гидравлических характеристик. Большая часть необходимой для перекачивания буровых растворов мощности расходуется просто на преодоление сопротивления трения между флюидом и неровной поверхностью трубы. Однако так как поверхности с покрытием являются гладкими, в отличие от необработанных стальных поверхностей, они создают очень малое сопротивление для потоков жидкостей или газов.


В трубопроводах для жидкостей покрытия могут уменьшить потери на трение вплоть до 30 %. В трубопроводах для газа покрытия улучшают коэффициент передачи до 25 %, что непосредственно приводит к увеличению гидравлической эффективности. Покрытия создают гладкую, инертную, устойчивую к трению поверхность, которая приводит к тому, что парафин и большая часть карбонатных и сульфатных отложений смывается с поверхности трубы еще до того, как они могут затвердеть и пристать к поверхности. Без использования правильной технологии нанесения даже самые лучшие покрытия не будут обеспечивать получения ожидаемых характеристик, так как сцепление с поверхностью трубного изделия является одним из наиболее критически важных факторов для обеспечения длительной работы покрытия.
Для примера рассмотрим влияние указанных факторов на долговечность работы покрытий стальных поверхностей в отдельности. Подготовка поверхности перед покрытием играет существенную роль в обеспечении долговечности.


Многолетний опыт ПАО «Татнефть» применения полимерных покрытий показывает, что их долговечность более чем на 70 % определяется качеством подготовки поверхности перед покрытием. Некачественная подготовка поверхности металла перед нанесением покрытия вызывает ряд нежелательных последствий, приводящих к ослаблению защитных свойств покрытий:

Условия нанесения (влажность, температура окружающего воздуха) также влияют на качество и долговечность покрытия труб. При несоблюдении температурно–влажностных параметров на поверхности сформированного покрытия появляются различные дефекты (шагрень, проколы), которые приводят не только к ухудшению внешнего вида, но и значительно снижают долговечность покрытия.


– ухудшению адгезии покрытия к стальной поверхности;
– развитию под покрытием коррозионных процессов стали при эксплуатации;
– растрескиванию и расслоению самого покрытия.
Между долговечностью покрытий и степенью очистки поверхности существует четко проявляющаяся зависимость. В случае механических способов подготовки поверхности ориентировочные коэффициенты повышения сроков службы систем покрытий, в зависимости от подготовки поверхности, могут быть представлены следующим образом:
– покрытие по неподготовленной или плохо подготовленной стальной поверхности имеет срок службы до 2 лет;
– покрытие по удовлетворительно подготовленной стальной поверхности (очищенной ручным способом) увеличивает стойкость в 1,9 раза;


– покрытие по хорошо подготовленной поверхности (обезжиренной и очищенной абразивным способом с удалением пыли и солей) имеет в 3,1 раза большую стойкость (рис. 3).
Метод и условия нанесения материалов покрытий существенно влияет на долговечность покрытий (рис. 4). Микрошлиф БТ с полимерным покрытием показывает защиту от агрессивной среды, химических реагентов за счет химической стойкости

Бугульминский механический завод (БМЗ) ПАО «Татнефть» совместно с фирмой «Тюбоскоп – Ветко» разработали технологию нанесения на внутреннюю поверхность бурильных труб износостойкого, коррозионностойкого и термостойкого покрытия, уменьшающие коррозионное и эрозионное воздействие бурового раствора на стальную поверхность БТ.

материала покрытия, уменьшает механический износ стальной поверхности за счет уменьшения коэффициента трения более чем в три раза и уменьшение шероховатости с 60 мкм до 4 мкм. Сплошность покрытия становится барьером для проникновения к стальной поверхности бактерий, кислорода, углекислого газа, сероводорода и других агрессивных компонентов, а  также препятствует электрохимической коррозии и межкристаллитному разрушению стали.


Условия нанесения (влажность, температура окружающего воздуха) также влияют на качество и долговечность покрытия труб. При несоблюдении температурно-влажностных параметров на поверхности сформированного покрытия появляются различные дефекты (шагрень, проколы), которые приводят не только к ухудшению внешнего вида, но и значительно снижают долговечность покрытия.
Режим отверждения покрытий влияет на его защитные и физико-механические свойства. Покрытия, сформированные в результате горячего отверждения, более устойчивы к воздействию технологических факторов в агрессивных средах. Это объясняется тем, что при повышенных температурах обеспечивается формирование покрытий более плотной структуры.

Без использования правильной технологии нанесения даже самые лучшие покрытия не будут обеспечивать получения ожидаемых характеристик, так как сцепление с поверхностью трубного изделия является одним из наиболее критически важных факторов для обеспечения длительной работы покрытия.


Толщина покрытий стальных труб для обеспечения противокоррозионной защиты должна быть достаточно большой, так как она влияет на скорость проникновения агрессивных агентов к поверхности металла. Поэтому при эксплуатации покрытий в условиях с различными параметрами агрессивности их толщина устанавливается в соответствии со степенью агрессивности среды. Так, рекомендуемая минимальная толщина внутреннего покрытия БТ для транспортирования неагрессивной среды – не менее 120 мкм, слабоагрессивной – не менее 150 мкм, морской – 200 мкм, химической и нефтепромысловой агрессивной среды – не менее 300 мкм.
Вместе с тем не всегда увеличение толщины покрытия может привести к повышению его противокоррозионных свойств. При значительной толщине в покрытии могут возникать внутренние напряжения, приводящие к его растрескиванию. Толщина покрытия должна гарантировать отсутствие капиллярной проницаемости, т.е. быть несколько больше критической толщины. Для различных условий эксплуатации повышение толщины покрытия больше критической колеблется в 1,5 – 5 раз. В идеальном случае этот коэффициент подбирается опытным путем.

Режим отверждения покрытий влияет на его защитные и физико–механические свойства. Покрытия, сформированные в результате горячего отверждения, более устойчивы к воздействию технологических факторов в агрессивных средах. Это объясняется тем, что при повышенных температурах обеспечивается формирование покрытий более плотной структуры.


Проходку бурения трубной колонной можно увеличить за счет хороших физико-механических свойств покрытий БТ, которые можно обеспечить при выборе оптимальных стадий технологических операций их получения с учетом правильного выбора материала (рис. 5).
Технологический процесс состоит из нескольких этапов:
Этап № 1. Первым этапом процесса нанесения покрытия является тщательная термическая очистка трубных изделий с целью удаления любых остатков углеводородов. Для этой цели используется нагрев трубы при температуре ~400 °С продолжительностью до 4 часов.
Этап № 2. Далее производится абразивоструйная обработка оксидом алюминия, создающая структуру шероховатой поверхности, которая способствует увеличению поверхности контакта в 3 – 4 раза и обеспечивает необходимую адгезию. В качестве стандарта абразивоструйной обработки используют получение белой металлической поверхности по международному стандарту NACE № 1. После абразивной очистки производят удаление пыли с внутренней поверхности БТ.


Этап № 3. Для нанесения жидкого праймера и порошковых покрытий используется специальная технология (рис. 6).
Этап № 4. Окончательным этапом является отверждение внутреннего покрытия (спекание), которое вызывает образование поперечных связей в термореактивных полимерах между слоем (слоями) грунтовки с верхним слоем (слоями), вследствие чего образуется однородное покрытие, которое затем подвергается стандартным методам контроля качества.
В результате всего получается высококачественное и надежное покрытие, обеспечивающее максимальную защиту БТ в течение многих лет. За счет внедрения новой конструкции и технологии внутреннего покрытия бурильных труб можно получить:

Толщина покрытий стальных труб для обеспечения противокоррозионной защиты должна быть достаточно большой, так как она влияет на скорость проникновения агрессивных агентов к поверхности металла. Поэтому при эксплуатации покрытий в условиях с различными параметрами агрессивности их толщина устанавливается в соответствии со степенью агрессивности среды.


1) увеличение среднего срока службы бурильных труб более чем в 2 раза;
2) уменьшение гидравлических потерь более чем на 20 %;
3) экономию энергетических затрат при бурении, особенно при глубине более 1000 м; экономия составляет более 20 %;
4) уменьшение количества спускоподъемных операций за счет уменьшения отказов бурильных колон более чем в 1,6 раза;
5) увеличение межремонтного периода бурильных труб в 2,5 раза.
Эти технологические эффекты направлены на уменьшение стоимости бурения. Окупаемость дополнительных затрат на внутреннее покрытие комплекта БТ – не более 5000 м проходки.
Бурильные трубы с внутренним покрытием – это продукция нового поколения. Они предназначены для использования в экстремальных условиях бурения и добычи углеводородов, в том числе на шельфовых месторождениях углеводородов Каспийского моря и Арктических месторождений, где цена выхода из строя бурильной колонны очень высокая.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Швецов М.В.

    Швецов М.В.

    директор

    Бугульминский механический завод ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

    Калачев И.Ф.

    Калачев И.Ф.

    д.т.н., профессор, первый заместитель директора

    ООО «Торгово-технический дом «Татнефть»

    Просмотров статьи: 880

    Rambler's Top100

    admin@burneft.ru