image
energas.ru

Газовая промышленность № 12 2017

Ремонт и диагностика

01.12.2017 11:00 К ВОПРОСУ О ПРОВЕДЕНИИ ИСПЫТАНИЙ ОБРАЗЦОВ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ ИЗ ВЫСОКОЛЕГИРОВАННЫХ СТАЛЕЙ И СПЛАВОВ ТИПА Cr–Ni–Mo НА ПИТТИНГОВУЮ КОРРОЗИЮ
Повышение надежности работы эксплуатационных скважин достигается путем использования насосно-компрессорных труб из высоколегированных сталей (типа Сr13) и сплавов (типа Cr-Ni-Mo). Однако при выборе таких труб для конкретных месторождений требуется проведение дополнительных автоклавных испытаний на стойкость к питтинговой коррозии, поскольку нет единой точки зрения на процесс зарождения, роста и репассивации питтингов. При проведении исследований стойкости труб к питтинговой коррозии одной из главных проблем является подготовка поверхности образцов, изготовленных из насосно-компрессорных труб, а также длительность испытаний. В статье даются рекомендации по подготовке поверхности образцов к проведению таких испытаний. Трубы предлагаются для обустройства газоконденсатных месторождений, пластовый флюид которых содержит H2S и СО2. В качестве примера авторы приводят результаты испытаний образцов труб, предлагаемых к использованию на газоконденсатных месторождениях, в частности для наиболее агрессивной коррозионной среды, которой является пластовый флюид Астраханского газоконденсатного месторождения. В статье также представлены результаты автоклавных испытаний образцов стали типа Сr13, проводившихся при температуре 150 ºС. Исследования показали, что дефекты на поверхности образцов труб из высоколегированных сталей и сплавов типа Cr-Ni-Mo и Cr13 не являются местами преимущественного зарождения коррозионных повреждений. Металлографические исследования образцов, поверхность которых была подготовлена согласно предлагаемым рекомендациям, позволяют оценивать влияние легирующих элементов на питтинговую коррозию высоколегированных сталей и сплавов.
Ключевые слова: ПИТТИНГОВАЯ КОРРОЗИЯ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ, НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ, ПАРЦИАЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЕ.
Открыть PDF


К числу наиболее агрессивных коррозионных сред относится пластовый флюид Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ). При общем пластовом давлении 60 МПа и температуре более 115 ºС содержание сероводорода (Н2S) во флюиде достигает 29 %, а диоксида углерода (СО2) – 16 %.
В этих условиях глубинный показатель коррозии труб из низколегированных сталей может достигать 5 мм/год. Помимо АГКМ, в пластовом флюиде которого содержание H2S и СО2 достигает значительных величин, имеются месторождения, на которых парциальные давления СО2 достигают нескольких атмо-сфер, а парциальные давления H2S находятся в пределах сотых долей атмосфер при содержании анионов хлора (Сl–) в пластовой воде от 1 до 140 г/дм3 и температуре до 150 ºС. В этих условиях трубы категории прочности С75, С95 по API 5CT из низколегированных сталей подвержены интенсивной язвенной и питтинговой коррозии.

Например, диагностирование оборудования газодобывающих предприятий северных месторождений, проведенное в 2012 и 2013 гг., показало, что преобладающими дефектами являются коррозионный и эрозионный износ (24–63 %) [1, 2].

Статистический анализ результатов диагностирования оборудования показывает, что с длительностью эксплуатации растет число дефектов конструктивных элементов оборудования, в том числе и недопустимых (критических) дефектов. Внезапное выявление при эксплуатации и диагностировании недопустимых дефектов, как правило, требует проведения внеплановых ремонтов или замены конструктивных элементов оборудования.

В ряде случаев повысить надежность работы эксплуатационных скважин можно за счет использования насосно-компрессорных труб (НКТ) из высоколегированных сталей (типа Сr13) и сплавов типа Cr-Ni-Mo. Однако при выборе таких труб для конкретных месторождений требуется проведение испытаний на стойкость труб к питтинговой коррозии, поскольку нет единого мнения по поводу процессов зарождения, роста и репассивации питтингов.

Согласно определению питтинговая коррозия – это коррозионное поражение, глубина которого значительно больше ширины [3].

В растворах сероводорода и хлоридов на поверхности стали сероводород хемосорбируется и блокирует активирующую роль сульфида марганца (MnS) на начальной стадии питтингообразования. Зарождение питтинга происходит в локальных неоднородностях, не связанных с MnS.

Обоснование выбора труб, обладающих повышенной стойкостью к питтингообразованию, для газоконденсатных месторождений c высоким содержанием H2S и CO2 требует проведения дополнительных автоклавных испытаний образцов металла труб на стойкость к питтинговой коррозии [1].

 1.png

ВОЗМОЖНЫЕ МЕСТА ПРЕИМУЩЕСТВЕННОГО ЗАРОЖДЕНИЯ КОРРОЗИОННЫХ ЯЗВ И ПИТТИНГОВ НА ПОВЕРХНОСТИ МЕТАЛЛА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

На сегодняшний день нет единого мнения о местах преимущественного зарождения коррозионных язв и питтингов на поверхности металла труб из высоколегированных сталей (типа Сr13) и сплавов типа Cr-Ni-Mo. По одним данным, питтинги зарождаются вблизи включений MnS.
Согласно другим данным при зарождении питтинга определяющими являются наличие в растворе активирующих анионов (в частности, Сl–) и энергетическая неоднородность поверхности, т. е. процесс зарождения и роста питтингов не связан с наличием на поверхности металла неметаллических включений [4, 5].

1_1.png 

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ПОДГОТОВКА ПОВЕРХНОСТИ ОБРАЗЦОВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЙ

При проведении металлографических исследований особое внимание должно быть уделено подготовке поверхности образцов к испытаниям на стойкость к питтинговой коррозии, что позволит отличить питтинги, образовавшиеся при взаимодействии с коррозионной средой, от различных включений типа MnS и других неоднородностей на поверхности металла. Поэтому перед проведением испытаний особое внимание должно быть уделено подготовке поверхности испытуемых образцов.

Механическую обработку образцов необходимо проводить на режимах, исключающих перегрев. Образцы маркируют вне рабочей части.

При подготовке поверхности образцов к проведению испытаний на питтинговую коррозию следует учитывать, что после электрополировки на поверхности могут образовываться дефекты, что затрудняет изучение механизма зарождения питтингов. Подготовку поверхности образцов необходимо проводить в следующей последовательности:

1) крепление образцов в струбцинах;

2) зачистка на наждачном круге с зерном 100/300 мкм;

3) шлифовка сухая на шкурках:

• зерно 125/100 мкм;

• зерно 63/50 мкм;

4) шлифовка на алмазных пастах (подложка – твердая бумага):

• зерно 60/40;

• зерно 28/20;

• зерно 20/14;

5) полировка на алмазной пасте (подложка – сукно). Зерно 1/0;

6) полировка на грубом оксиде алюминия (подложка – войлок);

7) доводка на оксиде алюминия (подложка – сукно);

8) контроль состояния поверхности образцов – визуальный и под микроскопом при увеличении от х5 до х400;

9) разбивка поверхности образцов на 18 секторов, каждому из которых был присвоен индивидуальный индекс (рис. 1).

Обозначение и фиксация неметаллических включений после проведения металлографических исследований выполняются на приборе, предназначенном для проведения измерений микро-твердости. Согласно ГОСТ 9012–59 [6] толщину образцов выбирают так, чтобы на противоположной стороне образца не было заметно следов деформации;

10) фотосъемка обнаруженных участков с увеличением х200 и х400;

11) обезжиривание образцов до и после проведения испытаний органическим растворителем и промывка дистиллированной водой, сушка, помещение в эксикатор. Стоит отметить, что после обезжиривания образцы допускается брать только за торцы руками в хлопчатобумажных перчатках.

Удаление продуктов коррозии с поверхности образцов из сплавов типа Cr-Ni-Mo после окончания коррозионных испытаний проводили, промывая их последовательно при температуре 100 ºС в водных растворах: 10 % NaOH + 3 % KMnO4 (в течение 5 мин), далее в 15 % (NH4)2HC6H5O7 (в течение 3 мин).

 

ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ СРЕДЫ

При выборе сред для проведения испытаний необходимо учитывать прежде всего состав пластового флюида конкретного газоконденсатного месторождения, на котором планируется использование труб, в частности для АГКМ может быть рекомендована среда 5 % NaCl + 0,5 % CH3COOH + H2S + CO2 (pH2S = 1,5 МПа; pCO2 = 1,5 МПа) [7].

Для приготовления растворов используются дистиллированная вода и реактивы квалификации «Х.Ч.» или «Ч.Д.А.».

1_1_1.png 

ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЙ И ОБРАБОТКА ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ

Согласно ГОСТ 9.908–85 [3] показателем коррозионной стойкости в первую очередь является время достижения допустимой глубины коррозионного поражения. Это во многих случаях определяет срок службы, долговечность и сохраняемость конструкций, оборудования и изделий. Рекомендуемая длительность испытаний была определена опытным путем после проведения ряда испытаний и составляет 2800 ч (117 сут).

Температура испытаний зависит от температуры пластового флюида каждого конкретного газоконденсатного месторождения. Например, в случае АГКМ она составляет 112 ºС.

Давление среды при проведении испытаний также определяется в зависимости от условий эксплуатации труб на конкретном газоконденсатном месторождении.

Испытания проводятся в автоклавах, позволяющих проводить исследования в коррозионно-агрессивных средах при температурах до 150 ºС и давлениях до 50 МПа. Минимальное число образцов при проведении испытаний – 6 шт. от каждого изделия. Образцы рекомендуется крепить с помощью фторопластовой ленты (ФУМ).

Основным показателем коррозионной стойкости против питтинговой коррозии является отсутствие питтингов или минимальное время проникновения питтинга на допустимую глубину [3].

 

ПРИМЕРЫ ПРАКТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТОДИКИ

Исследования поверхности образцов всех труб из сплавов типа Cr-Ni-Mo после проведения испытаний показали, что неметаллические включения и поры не являлись местами преимущественного зарождения коррозионных язв и питтингов [1] (рис. 2).

Химический состав испытанного сплава типа SM2550 представлен в табл. 1.

Результаты исследований поверхности образцов металла труб из сталей типа Cr13 с различным содержанием Мо (табл. 2), которые предлагаются для месторождений, где парциальные давления СО2 достигают нескольких атмосфер, а парциальные давления H2S лежат в пределах сотых долей атмосфер при содержании анионов хлора (Сl–) в пластовой воде от 1 до 140 г/дм3 и температуре до
150 ºС, представлены на рис. 3.

Исследования проводили в NaCl–CH3COOH–CH3COONa (pH2S = = 0,001 МПа; pCO2 = 3,0 МПа) и температуре 80 ºС, рН = 3,0.

Таким образом, выполненные исследования показали, что увеличение содержания Мо в стали до 2,15 % (вес.) приводит к повышению стойкости труб к образованию на поверхности коррозионных повреждений в виде язв и питтингов.

Однако необходимо учитывать, что трубы из стали типа Сr13 могут разрушаться по причине коррозионного растрескивания, поэтому требуется проведение дополнительных коррозионно-механических испытаний в средах, близких по своему химическому составу к пластовым флюидам конкретных газоконденсатных месторождений.

ВЫВОДЫ

Металлографические исследования образцов, поверхность которых была подготовлена согласно предлагаемым рекомендациям, позволяют оценивать влияние легирующих элементов на питтинговую коррозию высоколегированных сталей и сплавов.

Экспериментально доказано, что дефекты на поверхности стали не являются местами преимущественного зарождения коррозионных повреждений. 


Таблица 1. Химический состав металла трубы диаметром 88,9 х 6,45 мм, сплав типа SM2550
Table 1. Chemical composition of the metal of the pipe with a diameter of 88.9 x 6.45 mm, SM2550 alloy

 Химический состав, масс. %   

Chemical composition, wt. %               

C

Si

Mn

P

S

Cr

Ni

Mo

W

Cu

0,01

0,35

0,62

0,013

0,0004

24,35

51,55

6,12

0,38

0,72


Таблица 2. Химический состав металла труб, масс. %
Table 2. Chemical composition of metal of pipes, wt. %

Cталь

Steel

C

Si

Mn

P

S

Cu

Ni

Cr

Mo

Сталь 1

Steel 1

0,02

0,3

0,44

0,02

0,002

0,01

0,11

12,87

Сталь 2

Steel 2

0,03

0,18

0,41

0,02

0,001

4,35

12,84

0,93

Сталь 3

Steel 3

0,02

0,25

0,40

0,02

0,001

5,46

13,05

2,15

 



← Назад к списку