Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Результаты ОПИ труб из сталей повышенной эксплуатационной надежности на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

В статье представлены основные результаты испытаний труб из сталей повышенной эксплуатационной надежности, предназначенных для сооружения трубопроводов различного назначения производства ОАО «Трубная металлургическая компания» (ТМК). Приведены данные о соответствии материала труб требованиям нормативно-технической документации, используемой при изготовлении и поставке трубной продукции. Оценена возможность применения труб из данных марок сталей на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» при сооружении водоводов, применяемых для транспортировки сильноагрессивной сероводородной подтоварной воды.

28.12.2016 Инженерная практика №09/2016
Кичигина Надежда Аркадьевна Ведущий научный сотрудник отдела защиты от коррозии филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, к.т.н.

Заводы-изготовители трубной продукции постоянно разрабатывают и предлагают на рынке новые марки сталей с повышенной стойкостью к локальной коррозии, способные выдерживать давления до 24 МПа и работать при температурах до –60°С. Для оценки возможности применения новых материалов на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» проводятся ОПИ. В ходе испытаний определяется стойкость трубной продукции к воздействию агрессивных сред и проверяется возможность ее внедрения на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» для увеличения срока службы трубопроводов различного назначения, снижения затрат на ремонты, а также уменьшения или полного отказа от применения традиционных методов защиты, таких как ингибиторные обработки, покрытия различного назначения, протекторная и электрохимическая защита.

БАЙПАСНЫЕ ИСПЫТАНИЯ НА БКНС КОКУЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Рис. 1. Внешний вид стенда для байпасных испытаний на БКНС 1000 Кокуйского м/р ЦДНГ-10
Рис. 1. Внешний вид стенда для байпасных испытаний на БКНС 1000 Кокуйского м/р ЦДНГ-10

Для оценки возможности использования труб коррозионно-стойкого исполнения на водоводах был смонтирован стенд на БКНС 1000 Кокуйского месторождения ЦДНГ-10 (рис. 1). В систему ППД данного месторождения закачивается сточная вода УППН «Кокуй». Подтоварная вода системы ППД по классификации Сулина относится к хлоркальциевому типу, к разряду рассолов, в продукции содержатся агрессивные кислые газы – сероводород и углекислый газ (табл. 1, 2).

Таблица 1. Солевой состав подтоварной воды, транспортируемой по водоводу БКНС-1000
Таблица 1. Солевой состав подтоварной воды, транспортируемой по водоводу БКНС-1000
Таблица 2. Содержание растворенных газов и железа в подтоварной воде, транспортируемой по водоводу БКНС-1000, мг/л
Таблица 2. Содержание растворенных газов и железа в подтоварной воде, транспортируемой по водоводу БКНС-1000, мг/л

Одновременное присутствие сероводорода, растворенного железа и кислорода в воде может привести к образованию осадков сульфида железа, что будет способствовать протеканию локальных форм коррозии. В соответствии с классификацией РД 39-0147103-362 подтоварная вода относится к сильноагрессивным сероводородным.

В качестве материалов для испытаний были выбраны четыре фрагмента горячедеформированных бесшовных труб диаметром 159 мм из следующих марок сталей, выпускаемых ОАО «ТМК»:

  • сталь 13ХФА класса прочности К52, закалка+высокий отпуск, ТУ 1317-006.1-593377520-2003 «Трубы стальные бесшовные нефтегазопроводные повышенной эксплуатационной надежности для обустройства месторождений ОАО «ТНК»;
  • сталь 20КТ класса прочности К52, закалка+высокий отпуск, ТУ 14-3Р-91-2004 «Трубы стальные бесшовные горячедеформированные нефтегазопроводные повышенной стойкости против локальной коррозии и хладостойкие для месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»;
  • сталь 12ГБ класса прочности Х42N, объемная нормализация, API 5L;
  • сталь 12ГБ класса прочности Х52Q, закалка+высокий отпуск, API 5L.

Испытания начались 11 июля 2012 года и продолжались два года. В соответствии с утвержденной программой ОПИ анализ состояния трубопровода производился через 12 и 24 мес эксплуатации.

Таблица 3. Химический состав трубы из стали 13ХФА, К52
Таблица 3. Химический состав трубы из стали 13ХФА, К52

Перед началом испытаний, а также после каждого года эксплуатации проводились исследования материала труб на соответствие требованиям нормативно-технической документации (НТД) химического состава сталей, механических свойств и структурного состояния материала труб. В ходе исследований установлено, что химический состав труб соответствует нормативным данным (табл. 3-6), а механические свойства сталей в процессе эксплуатации не изменились (табл. 7-10).

Таблица 4. Химический состав трубы из стали 20КТ, К52
Таблица 4. Химический состав трубы из стали 20КТ, К52
Таблица 5. Химический состав трубы из стали 12ГБ, Х42N
Таблица 5. Химический состав трубы из стали 12ГБ, Х42N
Таблица 6. Химический состав трубы из стали 12ГБ, Х52Q
Таблица 6. Химический состав трубы из стали 12ГБ, Х52Q
Таблица 7. Механические свойства трубы из стали 13ХФА, К52
Таблица 7. Механические свойства трубы из стали 13ХФА, К52
Таблица 8. Механические свойства трубы из стали 20КТ, К52
Таблица 8. Механические свойства трубы из стали 20КТ, К52
Таблица 9. Механические свойства трубы из стали 12ГБ, X42N
Таблица 9. Механические свойства трубы из стали 12ГБ, X42N
Таблица 10. Механические свойства трубы из стали 12ГБ, X52Q
Таблица 10. Механические свойства трубы из стали 12ГБ, X52Q
Рис. 2. Микроструктура сталей, эксплуатировавшихся в составе байпаса
Рис. 2. Микроструктура сталей, эксплуатировавшихся в составе байпаса

Структура всех сталей представлена феррито-перлитом и соответствует различному виду термической обработки (рис. 2). По результатам проведенных исследований установлено соответствие материала труб требованиям НТД.

Рис. 3. Технологический слой на внутренней поверхности трубы 13ХФА, 352-413 HV0,05
Рис. 3. Технологический слой на внутренней поверхности трубы 13ХФА, 352-413 HV0,05

На внутренней поверхности труб обнаружен темный, рельефный слой различной толщины (50-80 мкм), который при механическом воздействии скалывается и отслаивается (рис. 3). Микродюрометрическим и рентгеноструктурным фазовым анализами установлено, что слой характеризуется высокой твердостью (350-540 HV0,05) и представлен оксидами железа и хрома у стали 13ХФА и оксидами железа у остальных сталей. Данный слой относится к категории технологических и обусловлен способом производства.

Рис. 4. Коррозионное поражение внутренней поверхности труб после одного года эксплуатации
Рис. 4. Коррозионное поражение внутренней поверхности труб после одного года эксплуатации

Анализ состояния труб после одного года эксплуатации показал, что внутренняя поверхность всех труб подверглась преимущественно язвенной коррозии (рис. 4). Максимальному коррозионному поражению подверглась легированная сталь марки 13ФХА, выявлен язвенный характер коррозии, скорость локальной коррозии исходя из глубины образовавшейся язвы составила 0,7 мм/год. Наибольшую стойкость показала сталь 20КТ, скорость коррозии которой составила 0,1 мм/год. С учетом глубины язвенного поражения по мере убывания коррозионной стойкости стали можно расположить в следующей последовательности: 20КТ (К52) – 12ГБ (Х52) – 12ГБ (Х42) – 13ХФА (К52).

Рис. 5. Коррозионное поражение внутренней поверхности труб после двух лет эксплуатации
Рис. 5. Коррозионное поражение внутренней поверхности труб после двух лет эксплуатации

Анализ состояния труб после двух лет эксплуатации показал, что максимальному коррозионному поражению из испытываемых образцов подверглись трубы из стали марки 12ГБ (Х52Q), выявлен язвенный характер коррозии, скорость локальной коррозии составила 3,4 мм/год. Наибольшую стойкость показали трубы из стали 12ГБ (Х42N), скорость коррозии которой составила 0,15 мм/год (рис. 5). С учетом глубины язвенного поражения по мере убывания коррозионной стойкости стали можно расположить в следующей последовательности: 12ГБ (Х42N) – 20КТ (K52) – 13ХФА (K52) – 12ГБ (Х52).

Согласно требованиям РД 39-0147103-362-86 «Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции нефтяных месторождений» скорость коррозии водоводов сточной воды не должна превышать 0,1 мм/год. В связи с этим по результатам ОПИ представленные для испытаний марки сталей производства ОАО «ТМК» не могут быть рекомендованы для транспортировки сильноагрессивных сероводородных сточных вод.

ОПИ ТРУБ ИЗ СТАЛИ 13ХФА НА НЕФТЕПРОВОДАХ

Параллельно с байпасными испытаниями были проведены ОПИ труб из стали 13ХФА с наружным двухслойным антикоррозионным покрытием, экструдированным полиэтиленом. Покрытие этих труб изготовлено из материалов trisolen-190 и дитален, марка 01-Т, класс прочности К52.

Таблица 11. Характеристика водонефтяных смесей, транспортируемых по нефтепроводам, выбранным для ОПИ
Таблица 11. Характеристика водонефтяных смесей, транспортируемых по нефтепроводам, выбранным для ОПИ

Для ОПИ были смонтированы два участка на нефтепроводах Осинского месторождения протяженностью 100 м и Кокуйского месторождения протяженностью 845 м диаметром 89 м и толщиной стенки 6 мм. Скважина Осинского месторождения эксплуатирует пласт Бш-Срп; скважина Кокуйского месторождения – пласт Бш. Обводненность продукции скважины Осинского месторождения составляет 90%, скважины Кокуйского месторождения – 71%. Пластовые воды из обеих скважин по классификации Сулина относятся к хлоркальциевому типу к разряду рассолов (содержание солей – свыше 50 г/л) (табл. 11-15). Присутствие большого количества сульфат-ионов указывает на то, что воды представляют собой благоприятную среду для развития биоценоза сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ).

Таблица 12. Солевой состав попутно добываемых вод, транспортируемых вместе с нефтью по нефтепроводам, выбранным для ОПИ
Таблица 12. Солевой состав попутно добываемых вод, транспортируемых вместе с нефтью по нефтепроводам, выбранным для ОПИ
Таблица 13. Содержание растворенных газов в попутно добываемых водах, транспортируемых вместе с нефтью по нефтепроводам, выбранным для ОПИ
Таблица 13. Содержание растворенных газов в попутно добываемых водах, транспортируемых вместе с нефтью по нефтепроводам, выбранным для ОПИ
Таблица 14. Содержание растворенных газов в нефти, транспортируемой по нефтепроводам, выбранным для ОПИ
Таблица 14. Содержание растворенных газов в нефти, транспортируемой по нефтепроводам, выбранным для ОПИ
Таблица 15. Содержание растворенного железа в попутно-добываемых водах, транспортируемых вместе с нефтью по нефтепроводам, выбранным для ОПИ
Таблица 15. Содержание растворенного железа в попутно-добываемых водах, транспортируемых вместе с нефтью по нефтепроводам, выбранным для ОПИ

В продукции обеих скважин в больших количествах содержатся агрессивные кислые газы – сероводород и углекислый газ. Так, содержание сероводорода в нефти скважины Осинского месторождения составляет 0,56% мол., в пластовой воде – 45 мг/л. Содержание сероводорода в продукции скважины Кокуйского месторождения – еще выше: в нефти оно составляет 1,22% мол., в воде – 174 мг/л. В соответствии с классификацией РД 39-0147103-362 пластовые жидкости из обеих скважин относятся к сильноагрессивным сероводородным. Следует отметить, что в пластовой воде из скважины Осинского месторождения содержится также много растворенного железа, что нехарактерно для сероводородсодержащих вод. Одновременное присутствие сероводорода и растворенного железа в воде может привести к образованию осадков сульфида железа, причем произойти это может не вследствие коррозии металла, а как результат химической реакции, поскольку сульфид железа – сильнейший активатор локальных коррозионных процессов даже на легированных сталях.

Таблица 16. Химический состав трубы из стали 13ХФА
Таблица 16. Химический состав трубы из стали 13ХФА
Таблица 17. Механические свойства трубы из стали 13ХФА
Таблица 17. Механические свойства трубы из стали 13ХФА

Перед началом испытаний, а также после каждого года эксплуатации были проведены исследования материала труб на соответствие требованиям НТД в отношении химического состава сталей, механических свойств и структурного состояния материала труб. В ходе исследований было установлено, что химический состав трубы соответствует нормативным данным (табл. 16), а механические свойства в процессе эксплуатации не изменились (табл. 17).

Рис. 6. Макро- и микроструктура трубы из стали 13ХФА
Рис. 6. Макро- и микроструктура трубы из стали 13ХФА

Металлографические исследования показали, что на наружной поверхности трубы присутствует двухслойное покрытие из экструдированного полиэтилена общей толщиной 2,3 мм, что удовлетворяет требованиям ТУ (не менее 1,8 мм), толщина внутреннего покрытия составляет 0,3-0,5 мм, наружного – 1,8-2,0 мм (рис. 6). Структура трубы представлена феррито-перлитом с размером зерна 10-11 баллов, что удовлетворяет требованиям ТУ (не менее 9 баллов), на границе раздела «основа – покрытие» труба подверглась обезуглероживанию на глубину 70-120 мкм, размер зерна в обезуглероженном слое увеличился до 7 баллов.

Анализ состояния трубы, которая эксплуатировалась на Осинском месторождении в течение одного года, показал, что ее внутренняя поверхность покрыта солевыми отложениями рыжего и коричневого цвета. По результатам физико-химического анализа установлено, что осадок преимущественно представлен сульфидом железа, также в состав осадка входят карбонаты и АСПО.

Рис. 7. Солевые отложения и коррозионное поражение внутренней поверхности трубы после одного года эксплуатации на Осинском м/р
Рис. 7. Солевые отложения и коррозионное поражение внутренней поверхности трубы после одного года эксплуатации на Осинском м/р

Практически вся внутренняя поверхность трубы подверглась коррозионному поражению с образованием многочисленных мелких язв диаметром до 0,5 мм и глубиной до 0,12 мм (рис. 7). Скорость локальной коррозии при этом составила 0,084 мм/год.На внутренней поверхности трубы, эксплуатировавшейся на Кокуйском месторождении, присутствует очень тонкий слой трудноудаляемых отложений темного цвета.

Рис. 8. Коррозионное поражение внутренней поверхности трубы после одного года эксплуатации на Кокуйском м/р
Рис. 8. Коррозионное поражение внутренней поверхности трубы после одного года эксплуатации на Кокуйском м/р

Наблюдается очаговое коррозионное поражение трубы с образованием мелких язв диаметром до 0,3 мм и глубиной до 0,1 мм (рис. 8). Скорость локальной коррозии при этом составила 0,09 мм/год.

Рис. 9. Коррозионное поражение трубы после двух лет эксплуатации на Осинском м/р
Рис. 9. Коррозионное поражение трубы после двух лет эксплуатации на Осинском м/р

После двух лет испытаний внутренняя поверхность трубы, эксплуатировавшейся на Осинском месторождении, подверглась локальной язвенной коррозии с образованием многочисленных мелких язв диаметром до 0,6 мм и глубиной до 0,14 мм и местной неравномерной коррозии (рис. 9). С учетом продолжительности эксплуатации скорость локальной коррозии составила 0,063 мм/год.

Рис. 10. Коррозионное поражение трубы после двух лет эксплуатации на Кокуйском м/р
Рис. 10. Коррозионное поражение трубы после двух лет эксплуатации на Кокуйском м/р

Коррозионное поражение трубы, эксплуатировавшейся на Кокуйском месторождении, соответствует очаговому с образованием мелких язв диаметром до 0,4 мм и глубиной до 0,15 мм (рис. 10). Скорость локальной коррозии при этом составила 0,067 мм/год.

Согласно требованиям РД 39-0147103-362-86 «Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции нефтяных месторождений» скорость коррозии нефтепроводов не должна превышать 0,1 мм/год. Скорость локальной коррозии стали 13ХФА после эксплуатации в течение двух лет на выкидных нефтепроводах Осинского и Кокуского месторождений составила 0,063 и 0,067 мм/год, соответственно. Таким образом, трубная продукция, изготовленная из стали 13ХФА производства ОАО «ТМК» может быть рекомендована для использования в системе нефтесбора на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» с аналогичными характеристиками транспортируемой продукции.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Надежда Аркадьевна, уточните, пожалуйста, для ОПИ были взяты только бесшовные трубы?
Надежда Кичигина: Да, испытывались только бесшовные трубы, поскольку в линейке продукции ОАО «Синарский трубный завод» сварные трубы такого диаметра отсутствуют.
Вопрос: Запланированы ли у вас в ближайшее время байпасные испытания труб, изготовленных из других марок стали?
Н.К.: Да, планируется испытать трубы из стали 05ХГБ производства ЗАО «ОМК».
Реплика: Результаты испытаний, проведенные на стенде БКНС 1000 Кокуйского месторождения ЦДНГ-10, можно считать вполне предсказуемыми с учетом характеристик подтоварной воды системы ППД. Как производители, мы можем предложить вам испытать в тех же условиях трубы, изготовленные из стали 08КМЧ с улучшенными характеристиками стойкости к воздействию агрессивных сред.
Н.К.: К сожалению, производители не всегда могут представить для ОПИ трубы диаметром 159 мм, необходимых для испытаний на байпасе, ввиду отсутствия необходимого типоразмера. По этой причине до сих пор не удается испытать трубы производства ОАО «ЧТПЗ».
Реплика: В случае 08КМЧ мы готовы сделать опытную партию труб и предоставить ее для ОПИ.
Вопрос: Облегчить процесс подбора трубной продукции нефтяникам могла бы классификация перекачиваемых сред в привязке к критериям применимости тех или иных материалов. Поднимался ли вопрос ее создания?
Н.К.: Да, такой вопрос поднимался, и производители трубной продукции готовы в этом направлении сотрудничать с нефтяными компаниями. Для этого необходимо в первую очередь обобщить результаты многочисленных ОПИ труб, проведенных в разных условиях эксплуатации.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Снижение удельной аварийности трубопроводов системы ППД ТПП «Лангепаснефтегаз»
Оценка надежности трубопроводов нефтегазодобывающих организаций ПАО «ЛУКОЙЛ»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №07/2017

Инженерная практика

Выпуск №07/2017

Управление разработкой месторождений. Механизированная добыча. Промысловые трубопроводы
Гелеполимерное заводнение карбонатного коллектораМетодика проектирования нестационарного заводненияТрансформация системы разработкиПроектирование разработки многозабойными скважинамиМикробиологическое и водогазовое воздействие на залежиНасосное оборудование и скважинные компоновки для ППДИспытания компоновок ОРЭ с управляемыми клапанамиВнутренняя защита сварных швов трубопроводов втулкамиИспытания трубопровода из гибких армированных труб высокого давления
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2017 Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

19-21 сентября 2017 г., г. Пермь
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — сентябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

11 - 15 сентября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С.Балянова.