Повышение эксплуатационной надежности нефтегазопроводных труб, эксплуатирующихся в коррозионно-активных средах Текст научной статьи по специальности «Технологии материалов»

КОРРОЗИЯ

CORROSION

3/Н (64) май 2008 г. ЭКСПОЗИЦИЯ

По данным статистических исследований ряда стран, прямые затраты промышленности на ликвидацию последствий аварий, связанных с коррозионным разрушением трубопроводов, составляют 3-4% валового национального продукта. До 40% этих затрат можно избежать при использовании уже существующих технологий борьбы с коррозией.

ПОВЫШЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ НЕФТЕГАЗОПРОВОДНЫХ ТРУБ,

ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ В КОРРОЗИОННО-АКТИВНЫХ СРЕДАХ

Н.Г. КУРЕНКОВА к. т.н. ЗАО «НИПЦ «НефтеГазСервис» г. Самара А Д МЕДВЕДЕВ ЗАО «НИПЦ «НефтеГазСервис»

Нефтеконденсатное месторождение Али-бекмола находится на территории Актюбин-ской области Республики Казахстан. Месторождение открыто в 2001 году и в настоящее время состоит в промышленной разработке.

Пластовая вода и нефть содержат в своем составе значительное количество сероводорода, сернистых соединений (более 150 ррт и более 380 ррт соответственно) и хлористых солей (более 150 мг/дм3).

Наличие сероводорода в составе нефтепромысловой среды позволяет предвидеть резкое увеличение коррозионной агрессивности среды на более поздних стадиях разработки (10 лет и более), что связано с увеличением обводненности месторождения.

Как показывает практика экспертизных исследований аварийных фрагментов трубопроводов, при контакте металла с сероводо-родсодержащей средой разрушение трубы происходит в течение 1 -2-х лет эксплуатации по причине локальной язвенной коррозии или сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением.

Последний вид коррозии наиболее опасен, поскольку характеризуется быстрым развитием магистральной трещины при нагрузках, значительно меньших предела текучести материала. Вероятность развития разрушения по механизму СКРН определяется величиной парциального давления. Согласно стандарту NACE MR 0175/ISO 15156, растрескивание в сероводородсодержащей среде возможно при PH2S>0,00032 МПа. Другими словами, для трубопроводов, эксплуатирующихся при рабочих давлениях в интервале 2-16 МПа, коррозионное растрескивание может начаться при весьма малых концентрациях сероводорода: от 0,015 до 0, 002 моль%. При этом чем более нагружен трубопровод (чем выше рабочее давление), тем при более низких концентрациях сероводорода может инициироваться коррозионное растрескивание.

Таким образом с целью обеспечения эксплуатационной надежности трубопроводов на нефтегазовом месторождении Алибекмо-ла необходимо применять меры антикоррозионной защиты.

На сегодняшний день, повышение надежности нефтепромыслового оборудования при эксплуатации в агрессивных средах достигается различными способами:

а) применением материала повышенной коррозионной стойкости;

б) применением защитных покрытий;

в) применением ингибиторов коррозии;

г) применением химических реагентов, снижающих коррозионную агрессивность среды.

Последние три способа наиболее эффективны в сочетании с первым.

В качестве материалов, обеспечивающих стойкость при эксплуатации в агрессивных средах, применяют неметаллические трубы (эпоксидно-полимерные, стеклопластико-вые), металлические трубы из нержавеющей или низкоуглеродистой стали со специальными свойствами. Каждый из этих материалов имеет свои достоинства и недостатки.

Металлические трубы из низкоуглеродистой стали благодаря комплексу свойств (прочности, вязкости, коррозионной стойкости и др.) на сегодняшний день получили наибольшее распространение на месторождениях различных нефтяных компаний. Эти трубы значительно дешевле по сравнению с трубами из нержавеющей стали или неметаллическими трубами.

Для изготовления нефтегазопроводных труб повышенной эксплуатационной надежности используется низкоуглеродистая микролегированная сталь систем легирования С^-У, С-Сг-У, С-Сг-Мо-Се. Низкое содержание углерода (до 0,23 масс%) обеспечивает хорошую свариваемость.

За последнее десятилетие заводами РФ освоено производство труб нефтяного сортамента повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости из стали марок 20А, 20ФА, 09СФ, 09ГСФ, 13ХФА, 20ХФА, 08ХМФЧА как бесшовных, так и электросварных.

Трубы, изготовленные из этих марок стали, имеют класс прочности от К50 до К56, величину ударной вязкости (при температуре испытания минус 600С) на уровне 20-30 кгсм/см2, высокую стойкость к водородному растрескиванию (CLR<3%, CTR<6% - для бесшовных труб и CLR<6%, CTR<3% - для сварных труб) и сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением (а >75% от а .).

4 т т тп'

Высокий уровень эксплуатационных свойств достигается за счет специального микролегирования, обеспечением чистоты слитка по газосодержанию, неметаллическим включениям и вредным примесям, а также специальной термической обработки.

Вышеперечисленные марки стали отличаются друг от друга классом прочности и уровнем коррозионной стойкости (табл. 1 и табл. 2). Сравнительный анализ ►

INCREASING THE OPERATING RELIABILITY OF OIL AND GAS PIPES OPERATED IN CORROSIVE ACTIVE MEDIA

N.G. KURENKOVA

Candidate, Engineering,

ZAO «NIOTS «NefteGazService»

A.D. MEDVEDEV

ZAO «NIPTS «NefteGazService»

Samara

According to the statistical research carried out in a number of countries, the industry's direct costs incurred in liquidating the consequences and aftermath of emergencies associated with corrosive destruction of the pipelines amount to 3-4% of the gross national product. Up to 40% of these costs could have been avoided using already existing technologies of combating corrosion. The oil condensate field of Alibekmol is situated in the territory of the Aktyubinsk Region of the Republic of Kazakhstan. The oil field was opened in 2001 and at the present time it is under industrial development.

The formation water and oil contain a large amount of hydrogen sulfide, sulfur compounds (more than 150 ppm and more than 300 ppm respectively) and chlorine salts (more than 150 mg per cubic cm).

The presence of hydrogen sulfide as part of the oil field medium allows one to foresee a sharp increase in the corrosive aggressiveness of the medium at later stages of development (10 years and more) which has something to do with the water encroachment of the oil field.

As the practice of expert investigations of emergency fragments of pipelines shows, when metal comes into contact with hydrogen sulfide containing medium the pipe is destroyed within 1-2 year of service due to local blister-like corrosion or sulfide corrosive cracking under stress.

The last type of corrosion is the most dangerous one, since it is characterized by quick development of mains crack under load, which is much lower than yield strength of the material. The likelihood of destruction developing along the lines of sulfide corrosive cracking under stress is determined by the value of partial pressure. According to NACE MR 0175/ISO 15156 Standard, cracking in hydrogen sulfide containing medium is possible at PH2S> 0.00032 MPa. In other words, for the pipelines operated at working pressures ranging from 2 to 16 MPa, corrosive cracking may commence at rather low concentrations of hydrogen sulfide: from 0.015 up to 0.002 mol%. In the meantime, the more loaded the pipeline is (the higher the working pressure), the lower the concentration of hydrogen sulfide is at which corrosive cracking may initiate.

ЭКСПОЗИЦИЯ 3/Н (64) май 2008 г.

КОРРОЗИЯ

CORROSION

Hence, for the purpose of ensuring the operating reliability of the pipeline in the oil and gas field Alibekmol, one has to take anti-corrosive measures.

Today, increased reliability of the oil field equipment during operation in aggressive media is achieved using different methods:

a) by using the higher corrosive strength material;

b) by using protective coatings;

c) by using corrosion inhibitors;

d) by using chemical agents which reduce the corrosive aggressiveness of the medium.

The last three methods are most effective if they are used in combination with the first one.

Non-metallic (epoxy-polymer, glass plastic), metallic pipes from stainless or low carbon steel with special properties are used as materials ensuring strength during operation in aggressive media. Each of these materials has its own advantages and disadvantages. Metallic pipes from low carbon steel, thanks to a set of properties (strength, viscosity, corrosion resistance, etc.) , as of today, have found most common application in the oil fields of different oil companies. These pipes are much cheaper than stainless steel pipes or non-metallic pipes.

Low carbon micro-alloy steel of alloying systems C-Si-V, V-Cr-V, C-Cr-Mo-Ce, is used to produce oil and gas pipes with higher operating reliability. Low carbon content (up to 0.23 % by mass) ensures good weldability.

In the last decade, the plants in the Russian Federation have launched into production oil grade pipes with higher corrosion resistance and cold resistance from steel grade 20A, 2O0A, O9C0, O9TC0, 13X0A, 2OX0A, O8XM0MA, both seamless and electrically welded. The pipes, made from these grades of steel, have the strength class from K50 to K56, the value of impact toughness (at the test temperature of minus 60°C) at the level of 20-30 kgf sq.cm, high resistance to hydrogen cracking (CLR<3%, CLR<6% for seamless pipes and CLR<6%, CLR<3% - for welded pipes and sulfide corrosive cracking under the stress of (ath >75% of aT min).

The high level of operating properties is achieved through special micro-alloying, by ensuring casting purity in terms of gas content, non-metallic inclusions and noxious impurities as well as by special heat treatment.

механических свойств и коррозионных характеристик труб, изготовленных по новым и традиционным технологиям, показывает преимущество труб повышенной эксплуатационной надежности по сравнению с трубами, изготовленными по ГОСТ, как по прочностным свойствам, хладостойкости, так и по коррозионным характеристикам.

Выдержка образцов труб из всех марок стали в сероводородсодержащей среде, приводит к насыщению металла водородом. Однако для образцов труб, изготовленных из стали марок 09ГСФ, 13ХФА и т.п. ,насыщение водородом незначительно и не оказывает влияния на характер разрушения. Для образцов труб из традиционных марок стали 20, 09Г2С, 17Г1С (трубы, изготовленные по ГОСТ 8731, ГОСТ 20295) это насыщение весьма существенно - десятикратное (рис. 1), что приводит к охрупчиванию металла (потеря пластичности более 70%) и преждев-

ременному разрушению образца (табл. 3). Образец из стали 20 разрушается при нагрузке 50% от ат т|п по хрупкому механизму квазискола. Микроструктурный анализ показывает наличие трещин СКРН (рис. 2).Таким образом, в настоящее время разработаны марки стали и освоено производство труб со специальным комплексом свойств: прочностными характеристиками, вязкостью разрушения, коррозионной стойкостью, способные эффективно эксплуатироваться без разрушения в агрессивных нефтепромысловых средах.

Поскольку новые марки стали обладают широким спектром прочностных свойств (класс прочности К48-К56), вязкости разрушения и коррозионной стойкости, то для конкретных условий эксплуатации выбор марки стали должен быть сделан с учетом компонентного состава нефтепромысловой среды, парциальных давлений СО2 и Н25, рабочих давлений трубопровода и других параметров. ■

Марка стали (Steel Grade) a, кгс/мм2 (kgf/sq mm) aT, кгс/мм2 (kgf/sq mm) 5, % Ударная вязкость KCV, кгсм/см2, при температуре испытания (Impact Toughness KCV, kgf/sq cm, at test temperature) Доля вязкой составляющей в изломе ударных образцов (KCV-60) (Share of viscous component in the fracture of impact Нормативный документ на трубы (Normative Document on the Pipes)

200С минус (minus) 600С samples KVC-60)

20А 491 380 24 16,0 10,0 100 TY(TS) 1317006.1-5933775202003

20ФА 530 410 23 27,0 30,0 100

09СФА 510 400 24 17,0 15,0 100

13ХФА HÄYMfhUÜ 550 RÎ П 440 onn 25 OR 34,0 9Q П 33,0 OR П 100 Л ПП

иоХМФЧА 20 09Г2С 5I0 370 370 390 260 260 25 23 23 29,0 4,5 4,5 25,0 0 2,5 100 0 0 rOCT(GOST) 8731

17ГСФ* 520 430 22 5,0 10 0 rOCT(GOST) 20295

Табл. 1 Механические свойства нефтегазопроводных труб

* - основной металл электросварной трубы Table 1. Mechanical properties of oil and gas pipes

* - principal metal of the electrically welded pipe

Марка стали (Steel Grade) Скорость общей коррозии, мм/год, не более (Overall Corrosion Speed, mm/year, no more than) Стойкость к водородному растрескиванию,не более (по стандарту NACE TM0284) (Resistance to hydrogen cracking, no more than (per NACE TM0284 Standard)) Стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением а в % от ат, не менее (по стандарту NACE TM0177) Критический коэффициент интенсивности напряжений в вершине коррозионной трещины (K1SSC), не менее (по стандарту NACE TM0177) Нормативный документ на трубы (Normative Document on Pipes)

СО2- содержащая среда11 (CO2 containing medium11) H2S- содержащая среда21 (H2O containing medium21) CLR, % CLR, % (Resistance to sulfide corrosion cracking under stress ath in % of aT, no less than (per NACE TM0177 Standard)) (Critical coefficient of stress intensity at the summit of corrosive crack (K1SSC), no less than (NACE TM0177 Standard))

20А 0,30 0,5 3 6 70 35

20ФА 09СФА 0,30 0,40 0,4 0,5 1 3 3 6 75 75 33 (Л U1 ТУ (TS) 1317-006.1-5933775202003

13ХФА 0,20 0,3 0 0 75 40

08ХМФЧА 0,20 0,3 0 0 80 40

20 09Г2С 0,41 0,50 0,50 0,70 7 12 10 17 55 50 25 15 ГОСТ (GOST) 8731

17Г1С* 0,68 0,70 23 39 55 17 ГОСТ (GOST) 20295

Табл. 2 Коррозионные характеристики нефтегазопроводных труб Примечания:

1. состав СО2-содержащей среды: 17,0 г/л NaCl; 2,0 г/л СаС12; 0,2 г/л MgCl2; 600-800 мг/л CO2 (состав аналогичен составу пластовой воды месторождения Алибекмол; 2. состав Н^-содержащей среды: по стандарту NACE TM0177. Table 2 Corrosion Characteristics of the oil and gas pipes Notes:

1.composition of the CO2 containing medium: 17.0 g/liter NaCl; 2.0 g/liter CaCl2; 0.2 g/liter MgCl2; 600-800 mg/liter CO2 (the composition is similar to that of the formation water in Alibekmol oil field;

2.Composition of the H2O containing medium: per NACE TM0177 Standard

ЛЛГк КОРРОЗИЯ

110 CORROSION

3/Н (64) май 2008 г. ЭКСПОЗИЦИЯ

Марка стали (Steel Grade) Исходное состояние (Initial State) После выдержки в сероводородсодержащей среде (After keeping in Hydrogen Sulfide Containing Medim) б Потеря пластичности, % (Loss of plasticity)

a^ кгс/мм2 (kgf/sq mm) кгс/мм2 (kgf/sq mm) б, % a^ кгс/мм2 (kgf/sq mm) ax, кгс/мм2 (kgf/sq mm) б, %

20

(rOCT(GOST) 873i)

13ХФА (TY(TS) 1317-006.15933775202003)

37,0

52,3

26,0

44,4

25

27

37,5

53,0

21,3

49,0

7,0

25,6

19

1,4

72

0,5

Табл. 3 Влияние выдержки в сероводородсодержащей среде на механические свойства образцов нефтегазопроводных труб

Table 3 Effect caused by keeping in hydrogen sulfide containing medium on the mechanical properties of the oil and gas pipe samples

Рис. 1 Концентрация водорода после выдержки в модельной среде в течение 720 часов Fig. 1 Hydrogen concentration after keeping in model medium for 720 hours

The above listed grades of steel differ from each other in strength class and the level of corrosion resistance (Table 1 and Table 2). The comparative analysis of mechanical properties and corrosive properties of the pipes made using new and conventional technologies, evidence the advantage of the higher operating reliability pipes, compared to the pipes made to GOST Standards, both in terms of strength properties, cold resistance and corrosive properties.

The keeping of the pipe samples of all the grades of steel in the hydrogen sulfide medium causes metal to be saturated with hydrogen. However, for the pipe samples, grades O9TC0, 13X0A, etc. hydrogen saturation is not significant and it does not have any effect on the nature of destruction. For the pipe samples from conventional steel grades 20, 09T2C, 17MC, (the pipes made to GOST 8731, GOST 20295 Standards) this saturation is rather great - ten fold (Fig. 1) which causes the metal to become brittle (loss of plasticity more than 70%) and premature destruction of the sample (Table 3). The steel 20 sample is destroyed under a load of 50% of aT min per brittle mechanism of quasi-spalling. The microstructural analysis indicates the presence cracks of sulfide corrosion under stress (Fig. 2).

Thus, at the present time the steel grades have been developed and production of the pipes with the special set of properties: strength characteristics, fracture toughness, corrosion resistance, capable of being operated without destruction in aggressive oil field media, has been launched.

Since new grades of steel possess a wide spectrum of strength properties (K48-K56 strength class), fracture toughness and corrosion resistance, for specific operating conditions the choice of the steel grade should be made depending on the component composition of the oil field medium, partial pressures of CO2 and H2O, the working pressures of the pipeline and other parameters.

а) сталь 20 в исходном состоянии

б) сталь 20 после выдержки в среде

в) сталь 13 ХФА

г) сталь 13 ХФА после выдержки в среде

Рис. 2 Влияние выдержки в сероводородсодержащей среде образцов нефтепроводных

труб на структуру поверхности излома

Fig.n

A) steel 20 in initial state

B) steel 20 after keeping it in the medium

C) steel 13 ХФА

D) steel 13 ХФА after keeping it in the medium