image

Территория Нефтегаз № 6 2016

Защита от коррозии

01.06.2016 10:00 Трубы нефтяного сортамента, стойкие против углекислотной коррозии
Описаны общие закономерности коррозионного растрескивания сталей, которое оказывает определяющее влияние на возможности применения обсадных и насосно-компрессорных труб для добычи углеводородов при высоких концентрациях углекислого газа. Рассмотрены вопросы углекислотной коррозии оборудования скважин на Бованенковском и Уренгойском НГКМ, которая представляет большую опасность для оборудования скважин. Предложена методика лабораторных исследований фрагментов труб с дефектами в виде язв на внутренней поверхности и сквозных отверстий. Рассмотрены результаты исследований металла труб. Приведены результаты металлографического исследования материала труб, подвергнутых язвенной углекислотной коррозии. Проанализированы причины и механизм коррозионного углекислотного разрушения тела трубы. С целью предотвращения углекислотной коррозии даны предложения по применению обсадных и насосно-компрессорных трубы из сталей мартенситного класса, содержащих 13% хрома. Сформулированы технические требования к обсадным и насосно-компрессорным трубам из сталей мартенситного класса, содержащих 13% хрома.
Ключевые слова: коррозионное растрескивание, обсадные и насосно-компрессорные трубы, технические требования, дефекты, микрострукутра, углекислотная коррозия.
Ссылка для цитирования: Ерехинский Б.А., Чернухин В.И., Попов К.А., Ширяев А.Г., Рекин С.А., Четвериков С.Г. Трубы нефтяного сортамента, стойкие против углекислотной коррозии // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 6. С. 72–76.
Открыть PDF



 


 

 

В последнее десятилетие наблюдается устойчивый рост потребности мирового рынка в трубах для добычи нефти и газа из высоколегированных коррозионно-стойких сталей и сплавов, предназначенных для месторождений, в продукции которых присутствуют коррозионно-агрессивные компоненты, такие как сероводород и диоксид углерода.

Несомненно, сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением, которое вызывает сероводород, является наиболее опасным видом разрушения труб и внутрискважинного оборудования, и мерам по его предотвращению уделяется большое внимание во всем мире. Нельзя недооценивать и углекислотную коррозию, широко распространенную на нефтяных и газовых месторождениях и представляющую большую опасность для оборудования скважин. Углекислый газ, растворяясь в воде, превращается в угольную кислоту, способствуя интенсивной общей коррозии, которую можно спрогнозировать в лабораторных условиях. Проблема в том, что зачастую коррозионные поражения не распределяются равномерно по поверхности труб, а носят явно выраженный язвенный (локальный) характер, при этом скорость локальной коррозии может быть в несколько раз больше средней скорости общей коррозии.

Для скважин Бованенковского месторождения характерно наличие в добываемом продукте углекислоты, которая приводит к преждевременному выходу из эксплуатации труб и оборудования. Аналогичная проблема углекислотной коррозии наблюдается в районе Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения, на одной из скважин которого произошел обрыв резьбовой части труб Ø73,0х5,51 мм группы прочности L80 в соединении с фонтанной арматурой.

Для исследования были отобраны фрагменты труб с дефектами в виде язв на внутренней поверхности и сквозных отверстий. Изучались продукты коррозии, образовавшиеся на внутренней поверхности труб в процессе эксплуатации, и структура металла труб. Исследования проводились методами рентгеноструктурного анализа, оптической металлографии и просвечивающей электронной микроскопии.

Продукты коррозии счищались с поверхности металла, после чего осуществлялась их магнитная сепарация с целью разделения порошка на магнитные и немагнитные фракции, что увеличивало чувствительность метода. Затем проводился рентгеноструктурный анализ каждой из фракций. Фазовый состав (в порядке убывания содержания фаз) следующий: карбонат железа, окислы железа, -кварц, гидроокислы железа, следы кальцита.

Окислы железа были представлены в виде Fe3O4 и Fe2O3, а гидроокислы – γ-FeOOH и β-Fe2O3*H2O. Следует отметить, что основной фазой, присутствовавшей в продуктах коррозии, был карбонат железа – FeCO3.

Общий вид участка трубы с дефектами приведен на рисунке 1.

Сталь во всех исследованных образцах была достаточно чистой в отношении неметаллических включений – на нетравленом шлифе видны очень мелкие частицы, не более 10 мкм. Наблюдались отдельные включения размером до 30 мкм и очень редкие строчки, вытянутые вдоль направления деформации, длиной до 50 мкм (рис. 2).

Структура стали – мелкозеренный отпущенный бейнит (рис. 3), причем микроструктура металла приповерхностного слоя у внутренней стенки труб вблизи дефектов не отличалась от микроструктуры остального металла. Таким образом, структура металла труб была практически одинаковой по всей толщине стенки труб и не могла служить основной причиной появления дефектов в процессе эксплуатации.

В дефектной зоне на нетравленом продольном шлифе под слоем продуктов коррозии виден слой металла, язвы и трещины в подповерхностном слое (рис. 4). Поперечное по отношению к оси трубы расположение трещин свидетельствует о том, что одной из причин их появления в процессе коррозии могли служить растягивающие напряжения, действующие на трубы.

Поскольку внутренняя стенка трубы была сильно загрязнена продуктами коррозии, что не позволяло выявить начало процесса, было решено начать исследование со значительно менее окисленной внешней стенки. На фотографии ее продольного шлифа (рис. 5) видны трещины, направленные от поверхности вглубь металла. Одна из трещин явно зарождалась на поверхностном дефекте. Однако дальнейшего развития вглубь металла трубы трещины не получили – протяженность их мала. Таким образом, условия на внешней поверхности труб не способствовали распространению уже образовавшихся трещин вглубь металла.

На внутренней поверхности трубы процесс происходил гораздо интенсивнее. Роль неметаллических включений в распространении процесса коррозии показана на фотографиях (рис. 6). Видно, что язвы, покрывавшие внутреннюю стенку трубы, не имели гладких краев. Внутри таких полостей процесс коррозии распространялся от язвы к язве вдоль оси трубы по неметаллическим включениям, вытянутым вдоль этого же направления. Вероятнее всего и зарождение процесса коррозионного разрушения не только на поверхностных дефектах, связанных с обработкой, но и на неметаллических включениях. На рисунке 6а видна строчка неметаллических включений у внутренней стенки трубы. Именно эта строчка в месте выхода на поверхность служит зародышем для образования коррозионной трещины, а в дальнейшем способствует распространению трещины вдоль оси трубы.

Учитывая все изложенное, можно предположить, что появление сквозных отверстий в стенке трубы происходило по следующей схеме. Причиной появления трещины в каждом конкретном месте поверхности являются дефекты обработки и неметаллические включения. Появляющиеся в процессе эксплуатации на поверхности трубы мелкие трещины практически не развиваются вглубь металла на внешней поверхности (рис. 5). На внутренней поверхности трещины развиваются дальше под воздействием слабокислой среды, которая возникает в результате взаимодействия воды и углекислого газа, присутствующих в конденсате. Об этом свидетельствует присутствие карбоната железа на внутренней поверхности трубы.

В коррозионно-активной среде внутри трубы поверхность трещин корродирует, образуются и растут язвы. При пересечении такой язвой строчки неметаллических включений коррозия распространяется и по осевому направлению (рис. 6). В результате появляются подповерхностные коррозионные дефекты (рис. 6а). Металл над этими дефектами оказывается слабо связанным с основой и может отслаиваться в результате абразивного процесса (в конденсате присутствуют абразивные частицы – кварц, частицы окислов), что приводит к появлению и росту язв в теле трубы вплоть до появления сквозных отверстий.

Таким образом, к появлению дефектов в трубе привел ряд факторов, основным из которых является наличие CO2 в продукции скважины.

Для борьбы с углекислотной коррозией применяются обсадные и насосно-компрессорные трубы из сталей мартенситного класса, содержащих 13% хрома. Для эксплуатации на месторождениях, где трубы подвергаются воздействию углекислого газа и ионов хлора (морская вода), хорошие результаты показала сталь с 13% хрома, технические требования к которой для группы прочности L80 сформулированы в стандарте АРI 5СТ (табл.).

Сопротивление общей коррозии (потере веса) и точечной коррозии (питтингу) в сталях типа L80 13Cr достигается за счет формирования устойчивой пассивной пленки на поверхности материала. Процент содержания хрома в стали определяется следующим образом. При повышении содержания хрома в стали до 10% скорость коррозии в среде, содержащей CO2, заметно снижается, а затем изменяется незначительно (рис. 7).
Таким образом, для обеспечения коррозионной стойкости хрома в стали должно быть не менее 10%.

В среде, содержащей CO2, нержавеющие стали 13Cr обладают значительно более высокой коррозионной стойкостью вплоть до температур 150 °С, нежели углеродистые и стали 9Cr (рис. 8).

Сопротивление общей коррозии (потери веса) и точечной коррозии (питтинг) в сталях типа L80 13Cr достигается за счет формирования устойчивой пассивной пленки на поверхности материала.

Освоение производства труб из стали 13Cr впервые в отечественной практике было осуществлено на ОАО «Волжский трубный завод» (обсадные трубы) и ОАО «Синарский трубный завод» (насосно-компрессорные трубы).

 

Литература:

  1. NACETM0284-2003. Стандартный метод испытаний. Оценка сталей для трубопроводов и сосудов высокого давления на стойкость к водородному растрескиванию. NACEInternational, 2003. 13 с.
  2. NACETM0177-2005. Стандартный метод испытаний. Лабораторные испытания металлов на сопротивление сульфидному растрескиванию под напряжением и коррозионному растрескиванию под напряжением в H2S-содержащих средах. NACEInternational, 2005. 39 с.
  3. Стандарт ISO 11960. Нефтяная и газовая промышленность – трубы стальные, применяемые в качестве обсадных или насосно-компрессорных труб для скважин. 4-е изд. Международная организация по стандартизации, 2011. 269 с.
  4. Стандарт API Spec 5CT. Обсадные и насосно-компрессорные трубы. Технические условия. 9-е изд. Американский нефтяной институт, 2011. 287 с.
  5. ГОСТ Р 53366-2009. Трубы стальные, применяемые в качестве обсадных или насосно-компрессорных труб для скважин в нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия. М.: Стандартинформ, 2010. 190 с.
  6. СТО Газпром 2-4.1-158-2007. Технические требования к обсадным трубам для месторождений ОАО «Газпром». М.: ООО «Информационно-рекламный центр газовой промышленности», 2007. 23 с.
  7. СТО Газпром 2-4.1-228-2008. Технические требования к насосно-компрессорным трубам для месторождений ОАО «Газпром». М.: ООО «Информационно-рекламный центр газовой промышленности», 2008. 32 с.

 

References:

  1. NACETM0284-2003. Standard test method. Evaluation of steels for high-pressure pipelines and vessels for resistance to hydrogen induced cracking [Standartnyj metod ispytanij. Ocenka stalej dlya truboprovodov i sosudov vysokogo davleniya na stojkost' k vodorodnomu rastreskivaniyu]. NACE International, 2003, 13 pp.
  2. NACETM0177-2005. Standard test method. Laboratory tests of metal resistance to sulphide stress cracking and stress corrosion cracking in H2S-containing environments [Standartnyj metod ispytanij. Laboratornye ispytaniya metallov na soprotivlenie sul'fidnomu rastreskivaniyu pod napryazheniem i korrozionnomu rastreskivaniyu pod napryazheniem v H2S-soderzhashhix sredax]. NACE International, 2005, 39 pp.
  3. ISO 11960. Petroleum and natural gas industries - Steel pipe used as casing or tubing for wells [Neftyanaya i gazovaya promyshlennost' – truby stal'nye, primenyaemye v kachestve obsadnyx ili nasosno-kompressornyx trub dlya skvazhin]. 4th rev., International Standardization Organization, 2011, 269 pp.
  4. API standard Spec 5CT Casing and tubing. Specifications [Obsadnye i nasosno-kompressornye truby. Texnicheskie usloviya]. 9th rev., American Petroleum Institute, 2011, 287 pp.
  5. GOST R 53366-2009. Steel pipes used as casing or tubing for wells in the oil and gas industry. General Specifications [Truby stal'nye, primenyaemye v kachestve obsadnyx ili nasosno-kompressornyx trub dlya skvazhin v neftyanoj i gazovoj promyshlennosti. Obshhie texnicheskie usloviya ]. Standartinform, Moscow, 2010, 190 pp.
  6. STO Gazprom 2-4.1-158-2007. Technical requirements for the casing of Gazprom JSC fields [Texnicheskie trebovaniya k obsadnym trubam dlya mestorozhdenij OAO «Gazprom»]. Information and advertising centre of gas industry Ltd., Moscow, 2007, 23 pp.
  7. STO Gazprom 2-4.1-228-2008. Technical requirements for oil well tubing of Gazprom JSC fields [Texnicheskie trebovaniya k nasosno-kompressornym trubam dlya mestorozhdenij OAO «Gazprom»]. Information and advertising centre of gas industry Ltd., Moscow, 2008, 32 pp.

 

Таблица. Химические составы сталей типа L80 9Cr, 13Cr по API 5CT

Table. Chemical composition of steel L80 9Cr, 13Cr according to API 5CT

Марка стали
Steel grade

C

Si

Mn

Ni

Cr

Mo

Cu

Pmax

Smax

L80-13Cr

0,15–0,22

≤ 1,00

0,25–1,00

≤ 0,5

12,0–14,0

≤ 0,5

0,020

0,010

L80-9Cr

≤ 0,15

≤ 1,00

0,30–0,60

≤ 0,5

8,0–10,0

0,90–1,10

≤ 0,5

0,020

0,010

 

 




← Назад к списку


im - научные статьи.