CC BY
32
УДК 622.193.8: 622.193.4
С.Г. Юдаш, начальник управления эксплуатации трубопроводов ООО «Газпромнефть-Оренбург» e-mail:Yudash.SG@gazprom-neft.ru
В.А. Бишель, начальник управления производственной безопасности ООО «Газпромнефть-Оренбург» e-mail: Bishel.VA@gazprom-neft.ru
Р.Ф. Мамбетов, соискатель, руководитель направления производственного контроля ОЛЕ УПБ ООО
«Газпромнефть-Оренбург»
e-mail: mambetov.rf@mail.ru
В.М. Кушнаренко, доктор технических наук, профессор кафедры машиноведения, ФГБОУ ВО «Оренбургский государственный университет» e-mail: vmkushnarenko@mail.ru
Р.Н. Узяков, кандидат технических наук, доцент кафедры машиноведения, ФГБОУ ВО «Оренбургский государственный университет» e-mail: uzraf@mail.ru
Е.В. Ганин, кандидат технических наук, доцент кафедры машин и аппаратов химических и пищевых
производств, ФГБОУ ВО «Оренбургский государственный университет»
e-mail:ganin-ev@mail.ru
АНАЛИЗ ПРИЧИН ОТКАЗОВ ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ СРЕДЫ
Анализ характерных отказов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды, позволяет специалистам при проектировании и эксплуатации оборудования принимать более грамотные и обоснованные решения.
В связи с этим можно сформулировать цель настоящей статьи, она заключается в повышении безопасности нефтегазового оборудования, контактирующего с сероводородсодержащими средами.
При анализе отказов использовались методы визуального осмотра, металлографии, фрактографии, спектрометрии, измерения твердости.
Сквозной дефект в сварном соединении отвода газопровода Ду 300 технологической линии возник в результате сероводородного растрескивания (СР) под напряжением от недопустимых дефектов в сварном соединении после 14 лет эксплуатации.
Разрушение стояка отбора давления Ду 50 на камере пуска средства очистки и диагностики было вызвано сероводородным растрескиванием под напряжением (SSC), возникшим в результате воздействия сероводородсодержащей среды и совместного действия внешних переменных нагрузок с рабочим давлением при наличии в сварном соединении дефектов всего за 1 год.
Выявленные сквозные локальные повреждения основного металла трубопроводов дренажа 0 108, 0 114 и 0 159 возникли вследствие биокоррозии, связанной с воздействием на металл сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Срок эксплуатации трубопроводов дренажа до повреждения составил от 2-х до 6-ти лет.
Представленный в статье анализ характерных отказов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды, позволяет сделать следующие выводы. Отказы трубопроводов по сварным соединениям происходят в основном в результате СР, вызванного значительным содержанием сероводорода в технологических средах. Нарушение технологии сварочно-монтажныхработ (СМР) приводит к образованию дефектов в сварных швах, а также повышенному значению твердости металла, что значительно повышает риск возникновения сероводородного растрескивания. Наличие в промысловых водах сульфатвосстанавливающих бактерий и высокого содержания сероводорода при отсутствии эффективного ингибирования и противобактериальной обработки приводит к сквозным повреждениям трубопроводов.
Ключевые слова: трубопроводы, сероводородсодержащая среда, отказы, коррозия, сероводородное растрескивание, сульфатвосстанавливающие бактерии, твердость.
Опыт эксплуатации трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды, свидетельствует о том, что, несмотря на
противокоррозионные мероприятия, техническое освидетельствование и диагностический контроль в соответствии с нормативно-техническими доку-
ментами, наблюдаются отказы трубопроводов, контактирующих с сероводородсодержащими средами [2, 4, 6, 7, 11, 12].
Как отмечено в [8, 9] основную опасность для оборудования, эксплуатируемого в сероводородных средах, создает не общая коррозия, а наводорожива-ние сталей. В работах [1, 8] показано, что уменьшение пластичности стали при насыщении водородом происходит почти целиком за счет сосредоточенной части деформации при сохранении равномерной деформации неизменной. А любая прерывистость в корне шва может явиться причиной коррозионного растрескивания, при этом скорость распространения коррозионных трещин в процессе эксплуатации газопроводов сернистого газа определяется глубиной и радиусом в вершине поверхностного дефекта сварного соединения [2, 8, 9].
Трубопроводы, транспортирующие сероводо-родсодержащие нефтегазовые среды, являются сложной технологической системой с точки зрения определения их коррозионного состояния. Это связано с тем, что:
1. В эксплуатации на месторождении находятся трубопроводы различных диаметров, имеющие подземные и надземные участки.
2. Срок их эксплуатации лежит в диапазоне от 1 года до 20 лет.
3. Условия эксплуатации трубопроводов различны. Диапазон рабочих давлений лежит в пределах от 0 до 150 кгс/см2. Транспортируемые среды - жидкие и газообразные, имеют различное содержание агрессивных компонентов, основным из которых является сероводород, его содержание для различных сред лежит в интервале от 0 до 6 %.
Отказы трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды, обусловлены в основном сероводородным растрескиванием (СР) сварных соединений по дефектам сварки. Вторым, после дефектов, наиболее существенным фактором, стимулирующим СР, является несоблюдение режимов термообработки сварных
швов. При нарушении режимов термообработки или ее отсутствии твердость металла сварных соединений значительно превышает допустимые пределы, что также стимулирует развитие СР [10].
Кроме СР часть отказов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды, связана с микробиологической коррозией.
В связи с вышеизложенным контролю качества сварных соединений трубопроводов уделяется большое внимание. Это связано также с большим объемом сварочно-монтажных работ (СМР) в полевых условиях и с отсутствием методик оценки опасности выявленных дефектов сварных соединений на действующих трубопроводах.
Дефекты сварных соединений различают по причинам возникновения. В зависимости от причин возникновения разделяют дефекты, связанные с металлургическими и тепловыми явлениями, происходящими при остывании сварного соединения (горячие и холодные трещины в металле шва и околошовной зоне, поры, шлаковые включения, неблагоприятные изменения свойств металла шва и зоны термического влияния), и дефекты формирования швов, то есть дефекты, происхождение которых связано в основном с нарушением режима сварки (несоответствие швов расчетным размерам, непровары, подрезы, прожоги, наплывы, незаварен-ные кратеры и другое).
Рассмотрим некоторые характерные отказы трубопроводов, транспортирующих сероводородсо-держащие нефтегазовые среды.
После 14 лет эксплуатации произошла разгерметизация на участке подключения газопровода Ду 300 технологической линии к газопроводу внешнего транспорта газа Ду 500. Сквозной дефект располагался в сварном соединении отвода (рисунок 1).
Газопровод внешнего транспорта газа Ду 500 установки перекачки нефти и газа (УПНГ) работал в пределах технологического режима: Рраб. = 3,63 МПа, Q = 190 тыс. м3/час, содержание сернистого водорода до 6 %.
а) б)
Рисунок 1. Переход с дефектным сварным швом - а, сварной шов - б (элемент № 10)
Результаты спектрального анализа химического состав металла перехода с толщиной стенки 18,2-состава металла, выполненного на спектрометре 19,6 мм (элемент № 8) соответствует стали - типа PMI-MASTER 13L0059, показали, что химический 34Х2МА; металла перехода с толщиной стенки
16,0-23,0 мм (элемент № 9) соответствует стали -типа сталь 20; металла сварного соединения (элемент № 10) соответствует стали - типа 08ГСД.
Твердость основного металла перехода (элемент № 8) - 160..172 НВ, перехода (элемент № 9) -110..117 НВ, сварного соединения (элемент № 10) -
154..168 НВ, что соответствует ГОСТР 53678-2009. Согласно NACE MR0175 значение твердости сварного шва не должны превышать 22HRC, что соответствует 229НВ.
При ультразвуковом контроле в сварном соединении (элемент N° 10) выявлены дефекты (рисунок 1, 2).
Рисунок 2. Дефекты сварного соединения (элемент № 10) при увеличении ><200
Переход (элемент № 8) выполнен из стали 34Х2МА, не соответствующей требованиям ГОСТР 53678-2009 и NACEMR0175, предъявляемым к материалам оборудования и трубопроводов, эксплуатирующихся в условиях воздействия сероводород-содержащих сред. Кроме того, сварка перехода из стали 34Х2МА с переходом из стали 20 без учета специфики сварки стали 34Х2МА привела к образованию недопустимых дефектов в сварном соединении (элемент № 10). Наличие недопустимых дефектов в сварном соединении в условиях воздействия
сероводородсодержащей среды привело к развитию сероводородного растрескивания под напряжением и последующей разгерметизации трубопровода.
После менее 1 года эксплуатации произошло разрушение стояка отбора давления Ду 50 на камере пуска средства очистки и диагностики (СОД) Ду 219 нефтесборного коллектора (рисунок 3). Нефтесбор-ный коллектор работал в пределах технологического режима: производилась перекачка скважинной продукции при Рраб. = 3 МПа, Qрaб. = 92м3/сутки, содержание сернистого водорода до 6 %.
Согласно результатам спектрального анализа химического состава металла, выполненного на спектрометре PMI-MASTER 13L0059, химический состав металла трубы (элемент № 1, рисунок 4) стояка и сварного шва (элемент № 2 , рисунок 4) соответствует стали типа сталь 20; металла корпуса фланца (элементы № 3 и № 4, рисунок 4) соответствует стали типа сталь 20Г.
Твердость металла трубы стояка (элемент № 1) -160..166 НВ, сварного шва (элемент № 2) - 130..138 НВ, корпуса фланца (элементы № 3 и № 4) - 149..155 НВ, что соответствует требованиям ГОСТР 536782009 и NACE MR0175. Однако при замерах твердости сварного соединения на изломе (в сечении) получены повышенные значения (рисунок 5). При оценке качества сварного шва отмечены несплавле-
Рисунок 4. Стояк отбора давления Ду 50
ния глубиной до 2 мм и длиной до 5 мм, а также шлаковые включения (поры) диаметром до 1,0 мм (рисунок 6). Все это свидетельствует о нарушении технологии СМР.
В стояк отбора (на камере пуска СОД) подается
от поршневого агрегата ЦА-320 (цементировочный агрегат) давление, при этом подсоединение нагнетательной линии к стояку находится на значительном расстоянии от места разрушения стояка, создавая переменные нагрузки.
254...298 НВ
153...180 НВ
Рисунок 5. Твердость металла сварного шва
.219 НВ
несплавления
Включения (поры)
несплавления
Включения (поры)
-Ж
* Ч^ШЩт*
т
OgL О-
■. • ж. ■ X ('' * i'
гШШшШ''
у? Щ шШ & .J-
Рисунок 6. Дефекты в сварном соединении стояка отбора давления Ду 50
Разгерметизация стояка отбора давления Ду 50 произошла в результате разрушения сварного соединения патрубка Ду50 и ответного фланца шарового крана Ду50. Разрушение сварного соединения было вызвано сероводородным растрескиванием под напряжением, возникшим в результате воздействия сероводородсодержащей среды и совместного действия внешних переменных нагрузок с рабочим давлением при наличии в сварном соединении дефектов.
Наряду с вышеприведенными случаями разгерметизации сварных соединений участков трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды, происходят и сквозные локальные повреждения основного металла трубопроводов дренажа (рисунок 7) вследствие биокоррозии, связанной с воздействием микроорганизмов на металл. При этом металл может разрушаться как из-за того, что он служит питательной средой для микроорганизмов, так и под действием продуктов, образующихся в результате их жизнедеятельности. Биохимическая коррозия в чистом виде встречается редко, поскольку в присутствии влаги протекает одновременно и электрохимическая коррозия. Поэтому при рассмотрении отдельных видов коррозии разрушения, вызванные биохимической коррозией, относят к разрушениям от электрохимической коррозии. Сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) представляют собой группу специфических микроорганизмов, встречающихся в водной среде, в при-
сутствии которых скорость коррозии возрастает в 2,2-4 раза [3, 5]. Необходимым условием развития СВБ является наличие сульфатов в воде. Бактерии используют сульфаты как конечный акцептор водорода при анаэробном дыхании. Побочным продуктом сульфатного дыхания является сероводород. В действующем оборудовании и нефтепроводах колонии СВБ имеют вид множества бугорков микронных размеров, разбросанных, главным образом, на горизонтальной поверхности днищ резервуаров, емкостей и в нижней части сечения труб. При удалении с такого бугорка продуктов коррозии под ними в металле обнаруживается более или менее глубокая язва. Поскольку колония бактерий закреплена непосредственно на металле и покрыта осадком, в том числе продуктов коррозии, ее метаболический обмен со средой осуществляется через этот пористый осадок: из среды к бактериям - ионы сульфата и компоненты нефти, а от них в среду - сероводород. Каждый бугорок становится как бы миниатюрной установкой биохимического производства сероводорода. Бактериальное заражение происходит в результате поступления водонефтяной эмульсии, зараженной СВБ, из эксплуатационных скважин. Попадая в емкости и отстойники, бактерии начинают интенсивно развиваться. Этому способствует наличие здесь благоприятных для жизнедеятельности СВБ условий: оптимальная температура воды от 26°С до 30°С, незначительное количество кислорода, наличие застойных зон [3, 5].
а) труба 0 108
б) труба 0 159
в) труба 0 114
Рисунок 7. Трубы со сквозными локальными повреждениями основного металла
Труба 0108x5 мм трубопровода дренажа от нефтегазосепаратора водяного (НГСВ) до горизонтальной факельной установки (ГФУ) со сквозным коррозионным поражением размером ~ 3x6 мм с наружной поверхности вокруг сквозного дефекта имеет округлую зону коррозионного поражения 0~8 мм (рисунок 8 а), а с внутренней стороны коррозионное поражение имеет большую глубину с размером в плане ~20х25 мм (рисунок 8 б). Трубопровод дренажа от НГСВ до ГФУ проработал до по-
вреждения 2 года, содержание сернистого водорода до 6 %. При рассмотрении макро- и микроструктуры пораженных участков металла микротрещин не обнаружено. Видны участки с неравномерным коррозионными поражениями по сечению трубы (рисунок 8 в, г). Структура основного металла фер-ритно-перлитная. Полосчатость микроструктуры соответствует баллу 1Б ГОСТ 5640. Загрязненность стали неметаллическими включениями соответствует баллу 2Б (СН) ГОСТ 1778.
Труба 0159x6 мм трубопровода дренажа от НГСВ до отстойников воды со сквозным коррозионным поражением (рисунок 9). Трубопровод дренажа от НГСВ до отстойников воды проработал до повреждения 6 лет, содержание сернистого водорода до 6 %. Снаружи дефект округлой формы диаметром ~7 мм. С внутренней поверхности наблюдается коррозионное поражение также округлой формы диаметром ~17 мм и распространением коррозии от краев дальше по внутренней поверхности трубы (рисунок 9 б). При рассмотрении макро- и микроструктуры пораженных участков металла микротрещин не обнаружено. Характер распространения коррозионных поражений наблюдается относительно равномерно по сечению трубы (рисунок 9 в, г). Структура основного металла ферритно-перлитная. Полосчатость микроструктуры соответствует баллу 2А ГОСТ
5640. Загрязненность стали неметаллическими включениями соответствует баллу 2Б (СН) ГОСТ 1778.
На рисунке 10 представлена труба 0114x6 мм трубопровода от водораспределительного пункта установки подготовки нефти (УПН) до скважины, содержание сернистого водорода до 6 %. Выявлено сквозное коррозионное поражение овальной формы размерами 5x10 мм - с наружной стороны и 12x15 мм - с внутренней стороны трубы. Трубопровод от водораспределительного пункта УПН до скважины проработал до повреждения 5 лет.
Основным коррозионным фактором является наличие в системе пресной воды в количестве - 40-60 % от общего объема и кислорода. Содержание кислорода в разных точках технологической цепи наблюдается в пределах от 1,16^1,29 мг/л (скважины поддержания пластового давления (ППД) до 3,93 мг/л (выход
НГСВ). По данным, предоставленным лабораторией УПН, содержание кислорода в точке на выходе с ОВ находится в пределах 3,3^7,5 мг/л. Разница в значениях объясняется использованием разных методов анализа. Однако содержание кислорода в обоих случаях чрезвычайно велико.
Коррозионную агрессивность сред повышает наличие в промысловых водах СВБ, присутствие которых установлено во всех емкостях УПН до точки подачи ингибитора-бактерицида СНПХ-1004Р. Установлено, что источником заражения сточной воды является артезианская пресная вода, содержащая активные клетки СВБ. Применение реагента в используемых концентрациях подавляет жизнедеятельность бактерий, о чем свидетельствует отсутствие планктонных форм СВБ в пробах вод, содержащих СНПХ-1004Р.
Представленный в статье анализ характерных
отказов трубопроводов, транспортирующих серо-водородсодержащие нефтегазовые среды, позволяет сделать следующие выводы.
1. Отказы трубопроводов по сварным соединениям происходят в основном в результате СР, вызванного значительным содержанием сероводорода в технологических средах.
2. Нарушение технологии сварочно-монтаж-ных работ приводит к образованию дефектов в сварных швах, а также повышенному значению твердости металла, что значительно повышает риск возникновения сероводородного растрескивания.
3. Наличие в промысловых водах сульфатвос-станавливающих бактерий и сероводорода при отсутствии эффективного ингибирования и противо-бактериальной обработки приводит к сквозным повреждениям трубопроводов.
Литература
1. Барышов, С.Н. Оценка поврежденности, несущей способности и продление ресурса технологического оборудования. Модели. Критерии. Методы / С.Н. Барышов. - Москва: Недра-Бизнесцентр, 2007. - 287 с.
2. Бауэр, А.А. Надежность трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды: монография / А.А. Бауэр, В.М. Кушнаренко, А.Е. Пятаев, Ю.А. Чирков, Д.Н. Щепинов. - Оренбург: «ОренПечать», 2015. - 506 с.
3. Каменщиков, Ф.А. Борьба с сульфатвосстанавливающими бактериями на нефтяных месторождениях: монография / Ф.А. Каменщиков, Н.Л. Черных. - Москва: Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», Институт компьютерных исследований, 2007. - 412 с.
4. Кушнаренко, В.М. Анализ причин отказов оборудования и трубопроводов / В.М. Кушнаренко, В.С. Репях, Е.В. Кушнаренко, Е.Ю. Чирков // Вестник ОГУ - 2010. - № 10. - С. 153-159 .
5. Кушнаренко, В.М. Биокоррозия стальных конструкций / В.М. Кушнаренко, Ю.А. Чирков, В.С Репях., В.Г. Ставишенко // Вестник ОГУ -2012. - № 6. - С. 160-164.
6. Кушнаренко, В.М. Дефекты и повреждения деталей и конструкций: монография / В.М. Кушнаренко,
B.С. Репях, Е.Ю. Чирков, Е.В. Кушнаренко. - Оренбург: ОГУ ООО «Руссервис», 2012. - 531 с.
7. Кушнаренко, В.М. Разрушение элементов конструкций, контактирующих с коррозионными средами: материалы 4-й МНК «Прочность и разрушение материалов и конструкций» / В.М. Кушнаренко,
C.В. Пастухов, Ю.А. Чирков, Кушнаренко Е.В. - Москва: РАЕ, 2005. - С. 82-84.
8. Перепеличенко, В.Ф. Металл и оборудование для сероводородсодержащих нефтей и газов / В.Ф. Перепеличенко, Ю.И. Рубенчик, В.Д. Щугорев. - Москва: Недра-Бизнесцентр, 2001. - 359 с.
9. Стеклов, О.И. Прочность сварных конструкций в агрессивных средах / О.И. Стеклов. - Москва: Машиностроение, 1976. - 200 с.
10. Узяков, Р.Н. Влияние твердости на сероводородное растрескивание сталей / Р.Н. Узяков,
B.М. Кушнаренко, В.С. Репях, Ю.А. Чирков // Вестник ОГУ - 2014. - № 10. - С. 194-198.
11. Чирков, Ю.А. Механизм повреждения стальных изделий при воздействии наводороживающих сред / Ю.А. Чирков, В.М. Кушнаренко, А.П. Фот, В.С. Репях, В.Г. Ставишенко // Вестник ОГУ - 2012. - № 4. -
C. 284-288.
12. Чирков, Ю.А. Повреждения трубопроводов ОНГКМ и определение интенсивности их отказов / Ю.А. Чирков, Е.В. Кушнаренко, А.А. Бауэр, Д.Н. Щепинов // Территория нефтегаз. - 2008. - № 12. -С. 46-49.
