CC BY
24ВЕСТН. САМАР. ГОС. ТЕХН. УН-ТА. СЕР. ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ. 2016. № 4 (52)
Металлургия и материаловедение
УДК 669.01
ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ В СРЕДАХ С ПОВЫШЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ Н28 И СО2
Т.А. Борисенкова
Самарский государственный технический университет Россия, 443100, г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244
Исследование проводилось с целью сравнения результатов лабораторных коррозионных испытаний по новой разработанной методике с данными опытно-промысловых испытаний в реальных условиях. Опытно-промысловые испытания проводились на Озексуатском месторождении ООО «РН-Ставропольнефтегаз». Данное месторождение характеризуется повышенным содержанием Н2Б и С02 в транспортируемом флюиде. Сравнительный анализ показал корреляцию лабораторных и промысловых испытаний, что подтверждает корректность выбранных параметров разработанной лабораторной методики. Сравнение проводилось на сталях марок 20, 20ФА и 13ХФА по визуальным, морфологическим и химическим признакам.
Ключевые слова: СО2+И2Б, нефтегазопроводные трубы, продукты коррозии, промысловые испытания, лабораторные испытания.
Введение
За последние 60 лет был достигнут значительный прогресс в понимании механизмов коррозии сталей нефтегазопроводных труб в средах с повышенным содержанием CO2 и Если до 1990 г. основное внимание уделялось защите от сульфидной коррозии (Н28-коррозии), то далее наиболее остро встает вопрос карбонатной коррозии из-за технологий повышения нефтеотдачи пластов и эксплуатации глубоких залежей нефти и газа, содержащих оксид углерода СО2 [1]. Последние несколько лет все чаще встречаются среды с совместным содержанием и H2S, влияние которых оказывается еще более разрушительным для нефтепромысловых трубопроводов.
Внутренняя коррозия нефтепромысловых трубопроводов зависит от множества факторов: температуры и химического состава среды, давления, содержания С02 и H2S, скорости потока, состава и состояния поверхности стали. Небольшое изменение одного из параметров может в значительной степени уменьшить или ускорить скорость протекания коррозии. В присутствии СО2 скорость коррозии может быть существенно уменьшена в условиях, когда на поверхности металла образуется карбонат железа (БеСОД который создает плотную защитную пленку продуктов коррозии, препятствующих проникновению среды к поверхности металла [2]. В случае, когда в транспортируемой среде присутствует как Н28, так и С02, на поверхности металла образуется слой осадков сульфидов железа (Ре8),
Татьяна Александровна Борисенкова, аспирант.
которые имеют плохую адгезию к поверхности металла и весьма рыхлую структуру, что не препятствует проникновению агрессивной среды. Таким образом, незащищенный металл подвергается агрессивному воздействию сразу двух коррозионных факторов: И28 и СО2. Исследователи называют этот вид коррозии «Локальная карбонатная коррозия в присутствии сульфидов» [2]. Это самый опасный тип коррозии нефте- и газопроводов. Существуют обширные исследования в области И28 и СО2 коррозии, но о совместном их влиянии известно немного.
Нами ранее была разработана методика ускоренных коррозионных испытаний сталей в среде с одновременным присутствием И28 и С02 [4]. Целью данной работы является сопоставление результатов лабораторных и промысловых испытаний и оценка корректности новой разработанной методики с совместным влиянием И28 и СО2.
Методы и объекты исследования
В качестве объектов исследования были выбраны три стали как наиболее часто применяемые для строительства магистральных газо- и нефтепроводов: сталь 20 - конструкционная углеродистая качественная (ГОСТ 1050-88), стали 20ФА (ГОСТ 8732-78) и 13ХФА (ГОСТ 8731-74, 8732-78) - конструкционные легированные стали (см. таблицу).
Химический состав сталей 20, 20ФА, 13ХФА, % масс. (не более)
Сталь С Mn Si P S Cr Ni Cu V AI
20 0,17-0,24 0,35-0,65 0,17-0,37 0,035 0,04 0,25 0,3 0,3 - -
20ФА 0,18-0,23 0,6-0,75 0,17-0,37 0,015 0,02 0,4 0,25 - 0,02-0,05 0,03-0,05
13ХФА 0,1 0,5 0,2 0,012 0,003 0,5 0,07 0,053 0,053 0,032
В данной работе для проведения исследований, определения морфологии и состава продуктов коррозии использовались следующие методы.
1. Опытно-промысловые (байпасные) испытания образцов нефтегазопровод-ных труб. Байпасный стенд представляет собой специальное инженерное сооружение в составе действующего трубопровода, конструктивно предназначенное для испытаний образцов нефтегазопроводных труб в реальных условиях эксплуатации на предмет их стойкости к воздействию факторов внутренних коррозион-но-эррозионных процессов, возникающих при транспортировке перекачиваемой среды. Стенд состоит из основного трубопровода и обводной линии с последовательно соединенными испытуемыми катушками (образцами труб), включенными в линию сборного нефтепровода. Работа установки проводилась непрерывно, на всем периоде экспозиции образцов.
2. Рентгеноструктурный фазовый анализ продуктов коррозии на автоматизированном рентгеновском дифрактометре ARL X'trA.
3. Сканирующая электронная микроскопия и энергодисперсионная рентгеновская спектроскопия. Выполнялись на электронном микроскопе Inspect фирмы Fei с энергодисперсионной приставкой EDAX (качественный и полуколичественный, а также локальный рентгеноспектральный анализ в характеристическом рентгеновском излучении по отдельным химическим элементам) в сечении продуктов коррозии на металлографических шлифах, вырезанных из образцов труб.
Местом проведения опытно-промысловых испытаний было выбрано Озексу-атское месторождение ООО «РН-Ставропольнефтегаз». Транспортируемая среда данного месторождения является характерной и содержит как H2S, так и С02, способные вызвать локальную карбонатную коррозию в присутствии сульфидов. Физико-химические характеристики попутной воды Озексуатского месторождения: H2S - 0,64 мг/л, СО2 - 75,9 мг/л, рН - 7,5, общая минерализация - 86,4 г/л, НСОз - 0,171, S0i~ - 4,94, Cl- - 48,27.
По окончании испытаний проводился демонтаж катушек с последующей их разрезкой, визуальным осмотром и инструментальным анализом.
Результаты
На рис. 1 представлены результаты исследования морфологии продуктов коррозии на образцах из сталей 20, 20ФА и 13ХФА после промысловых испытаний. Поверхность труб была покрыта слоем продуктов коррозии и отложений. Структура продуктов коррозии относительно плотная, на патрубках из стали 20ФА и стали 20 - более рыхлая.
сталь 20 20ФА
13ХФА
Рис. 1. Продукты коррозии в сечении образцов после опытно-промысловых испытаний: а - сталь 20; б - сталь 20ФА; в - сталь 13ХФА
s s
о о
102 тгл us 5 0 0 11 "А,
На стали марки 13ХФА обнаружен слой карбонатов кальция (СаСО3). Помимо карбонатов кальция (СаСО3) на данном образце присутствует слой оксида железа (Бе3О4).
На стали марки 20ФА слой карбонатов кальция (СаСО3) значительно толще, чем на стали 13ХФА с различным содержанием церия, особенно это заметно на рентгенограмме основного металла. Также на образце присутствуют оксиды железа (Бе3О4).
в
Результаты рентгеноструктурного фазового анализа трубы из стали 20 показали, что слой продуктов коррозии состоит из оксидов железа (Ре3О4) и карбонатов кальция (СаСО3).
Для более точного определения состава продуктов коррозии с внутренней поверхности исследуемых объектов был произведен анализ химического состава внутренней поверхности каждого из исследуемых объектов.
На рис. 1, а представлен вид сечения продуктов коррозии с нижней образующей образца трубы из стали 20ФА в упруго отраженном излучении электронов. Толщина слоя продуктов коррозии превышает 300 мкм. Продукты коррозии рыхлые, неоднородные по составу и плотности. В слое присутствуют многочисленные трещины. За прошедший срок испытаний (3 месяца) на исследуемых образцах наблюдается только общая коррозия, процесс язвообразования еще не начался.
Толщина слоя отложений на всех образцах визуально делится на две части; верхняя, светлая область представляет собой слой осадков, состоящих из сульфидов железа, под осадками располагается темный, более рыхлый слой, состоящий в основном из карбонатов и оксидов железа.
Между собой слои продуктов коррозии отличаются по морфологии и глубине коррозионного поражения. Наиболее рыхлый слой - на стали 20 (рис. 1, б), наиболее плотный - на стали 13ХФА (рис. 1, в). Это говорит о том, что в одинаковых условиях только на хромистой стали образуется плотный защитный слой продуктов коррозии.
в
Рис. 2. Внешний вид продуктов коррозии после лабораторных испытаний
в сечении образцов из сталей: а - 20; б - 20ФА; в - 13ХФА
Схожие результаты были получены в лабораторных условиях. На рис. 2 представлены продукты коррозии в сечении образцов из стали 20, 20ФА и 13ХФА после лабораторных испытаний по разработанной ранее методике [4]. На стали 20 (рис. 2, а) видны незаполненные язвы под слоем сульфидов. Продукты
коррозии на стали 20ФА (рис. 2, б) представляют собой язвы под слоем сульфидов, но уже частично заполненные продуктами коррозии, в то время как на стали 13ХФА (рис. 2, в) также располагаются язвы под слоем сульфидов, но уже полностью заполненные продуктами коррозии.
Выводы
Результаты промысловых испытаний соответствуют результатам, полученным при применении разработанной лабораторной методики, т. е. параметры новой разработанной лабораторной методики являются корректными и данный вид испытаний может применяться для оценки стойкости сталей в средах с повышенным содержанием H2S и СО2.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Hunnik E., Pots B., and Hendriksen E. The Formation of Protective FeCO3 Corrosion Product Layers in CO2 Corrosion. Corrosion // 96, 1996 (Paper No.6).
2. Борисенкова Е.А., Борисенкова Т.А., Веревкин А.Г. Современный подход к выбору материалов для изготовления нефтегазопроводных труб в зависимости от превалирующего механизма коррозии / // Черная металлургия. - 2014. - № 12 (1380). - С. 47-51.
3. Маркин А.Н., Низамов Р.Э. СО2 - коррозия нефтепромыслового оборудования. - М.: ВНИИО-ЭНГ, 2003. - 188 с.
4. Борисенкова Т.А., Борисенкова Е.А. Разработка новой методики ускоренных коррозионных испытаний сталей в смешанной среде с одновременным присутствием СО2 и H2S // Вестник Самарского государственного технического университета. Сер. Технические науки (в печати).
Статья поступила в редакцию 30 сентября 2016 г.
THE FIELD TESTS OF PIPE STEELS IN SOLUTION WITH HIGH CONTENT OF H2S AND CO2
T.A. Borisenkova
Samara State Technical University
244, Molodogvardeyskaya st., Samara, 443100, Russian Federation
The object of this research is to compare the results of new laboratory corrosion tests andfield tests under real conditions. The field tests were carried out on the Ozeksuat's field of LLC "RN-Stavropolneftegaz". The content of H2S and CO2 in this field is higher another fields of LLC "RN-Stavropolneftegaz". Comparative analysis showed a correlation of laboratory and field tests. It means the chosen laboratory parameters was correct. The comparison was carried out on low-alloyed steels. There were research the visual, morphological and chemical characteristics.
Keywords: CO2 + H2S, oil and gas pipes, corrosion products, field tests, laboratory tests.
Tatiana A. Borisenkova, Postgraduate Student.
