Трубы нефтяного сортамента, стойкие против углекислотной коррозии Текст научной статьи по специальности «Технологии материалов»

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

УДК 669.15:620.193:621.643

Б.А. Ерехинский1, В.И. Чернухин1, К.А. Попов2, А.Г. Ширяев3, С.А. Рекин3, С.Г. Четвериков3

1 ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия).

2 ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, Россия).

3 ПАО «ТМК» (Москва, Россия).

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.

B.A. Erekhinskiy1, V.I. Chernukhin1, H.A. Popov2, А.G. Shiryaev3, S.A. Rekin3, S.G. Chetverikov3

1 Gazprom PJSC (St. Petersburg, Russia).

2 Gazprom Dobycha Nadym LLC (Nadym, Russia).

3 TMK PJSC (Moscow, Russia).

OCTG resistant against carbon dioxide corrosion

General patterns of stress corrosion cracking of steel, which has a decisive influence on the possibility of using casing and tubing for the production of hydrocarbons at high concentrations of carbon dioxide are described. The problems of carbon dioxide corrosion of well equipment at the Bovanenkovo and Urengoy oil, gas condensate fields, which is very dangerous for the well equipment, are considered. A method of laboratory studies for fragments of pipe defects in the form of pits on the inner surface and through holes is proposed. The results of studies of pipes metal are considered. The results of metallographic examination of the pipe material subjected to pitting carbon dioxide corrosion are presented. The causes and mechanisms of carbon dioxide corrosion destruction of the pipe body are analysed. In order to prevent carbon dioxide corrosion propositions for the use of casing and tubing made of martensitic steel containing 13% chromium were submitted. Technical requirements for casing and tubing made of martensitic steel containing 13% chromium are formulated.

Keywords: corrosion cracking, casing and tubing, technical requirements, defects, microstructure, carbon dioxide corrosion.

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, ко-

торое 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 угле-

72

№ 6 июнь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

Рис. 1. Общий вид участка трубы с дефектами

Fig. 1. General view of the portion of the pipe with defects

кислотную 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 073,Ох5,51 мм группы прочности L80в 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 рентгенострук-турного 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 содержа-

ось трубы pipe axis

Рис. 3. Микроструктура металла трубы - отпущенный бейнит (при 200-кратном увеличении)

Fig. 3. The microstructure of pipes metal -tempered bainite (200-fold zoom)

Рис. 2. Строчки вытянутых вдоль оси трубы (в направлении деформации) неметаллических включений (при 500-кратном увеличении) Fig. 2. The lines of nonmetallic inclusions extended along the tube axis (in the direction of deformation) (500-fold zoom)

ось трубы pipe axis

Рис. 4. Продольный шлиф (нетравленый образец). Коррозионные язвы и трещины в подповерхностном слое внутренней стенки трубы. Поперечное по отношению к направлению деформации трубы расположение трещин Fig. 4. Longitudinal grinding (non-etched sample). Corrosive pits and cracks in the surface layer of the pipe inner wall. Cross cracks arrangement in relation to the direction of the pipe deformation

Ссылка для цитирования (for citation):

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.

Erekhinskiy B.A., Chernukhin V.I., Popov К.А., Shiryaev АХ., Rekin S^., Chetverikov S.G. OCTG resistant against carbon dioxide corrosion (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 6, P. 72-76.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 june 2016

73

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

ось трубы pipe axis i-►

Рис. 5. Трещина на внешней поверхности трубы (при 400-кратном увеличении) Fig. 5. The crack on the outer surface of the pipe (400-fold zoom)

ния фаз) следующий: карбонат железа, окислы железа, a-кварц, гидроокислы железа, следы кальцита. Окислы железа были представлены в виде Fe3O4 и Fe2O3, а гидроокислы -y-FeOOH и ß-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

ось трубы pipe axis i-►

а) б)

Рис. 6. Внутренняя поверхность трубы. Продольный нетравленый шлиф (при 200-кратном увеличении):

а) строчка неметаллических включений у края трубы; б) распространение процесса коррозии по строчкам неметаллических включений

Fig. 6. Pipe inner surface. Longitudinal non-etched section (200-fold zoom):

a) line of non-metallic inclusions at the edge of the pipe; b) distribution of the corrosion process

along the lines of non-metallic inclusions

74

№ 6 июнь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

Рис. 7. Влияние содержания хрома в стали на коррозионную стойкость (искусственная морская вода: температура 60 °С; парциальное давление CO2 0,1 МПа; скорость потока 2,5 м/с; длительность испытаний 150 ч) Fig. 7. Influence of chromium content in steel on the corrosion resistance (artificial seawater: temperature 60 °C; partial pressure of CO2 0.1 MPa; flow rate 2.5 m/s; duration of test 150 hours)

Рис. 8. Влияние температуры на скорость коррозии (искусственная морская вода: парциальное давление CO2 3,0 МПа; длительность испытания 72 ч; скорость потока 2,5 м/с)

Fig. 8 Temperature effect on the corrosion rate (artificial seawater: partial pressure of CO2 3.0 MPa; test duration 72 hours; flow rate 2.5 m/s)

частицы - кварц, частицы окислов), что приводит к появлению и росту язв в теле трубы вплоть до появления сквозных отверстий.

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

ВНИМАНИЕ!

Открыта подписка на журналы «ТЕРРИТОРИЯ «НЕФТЕГАЗ» и «КОРРОЗИЯ «ТЕРРИТОРИИ «НЕФТЕГАЗ»! Журналы можно получать в России и в любой стране мира. Подписка оформляется с любого месяца!

ОФОРМИТЬ ПОДПИСКУ ВЫ МОЖЕТЕ:

в редакции - по адресу 142784, г. Москва, Киевское ш„ БП «Румянцеве», корп. Б, под. 5, эт. 5, оф. 505Б, издательство «Камелот Паблишинг», редакция журнала «Территория «НЕФТЕГАЗ», Тел./факс: +7 (495) 240-54-57, e-mail: [email protected] по каталогу Роспечати - подписной индекс 36129

СТОИМОСТЬ ПОДПИСКИ по России: для стран СНГ:

(печатной версии) (в электронной версии) (в печатной версии)

1 номер любого журнала..... 2000 руб........ 1900 руб..........2400 руб.

б номеров ТНГ................. 12000 руб...... 11400 руб........14400 руб.

12 номеров ТНГ................ 24000 руб...... 22800 руб........ 28800 руб.

15 номеров ТНГ+КТНГ......... 30000 руб...... 28500 руб........ 36000 руб.

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

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 P max S max

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

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-ком-прессорные трубы из сталей мартенсит-ного 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 АР1 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).

I

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 H^-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.

76

№ 6 июнь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ