Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Трубопроводный транспорт
  • Результаты ОПИ трубной продукции из сталей разных марок и оценка способов защиты стыков сварных соединений в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Результаты ОПИ трубной продукции из сталей разных марок и оценка способов защиты стыков сварных соединений в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Основной причиной нарушения целостности промысловых трубопроводов остается их коррозионный износ, наступающий вследствие агрессивного воздействия транспортируемых сред. Среди факторов, оказывающих максимальное влияние на механизм и интенсивность коррозии промысловых трубопроводов, следует выделить наличие агрессивных газов (углекислого газа, сероводорода, кислорода), коррозионно-активных микроорганизмов, механических примесей, минерализованный состав пластовых вод, фазовый состав и режим течения транспортируемых сред и др.

C учетом указанных условий для проведения серии опытно-промысловых (байпасных) испытаний на двух месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь») были подобраны пять видов трубной продукции: опытные катушки из стали марок 12ФА-SS и 08ХМФЧА производства ПАО «Первоуральский новотрубный завод», трубы c внутренним антикоррозионным покрытием Amercoat 391 и двумя вариантами защиты сварного соединения производства ООО «СтройИзоляция», а также патрубки с полиуретановым покрытием PolyPlex-P и втулками для защиты сварного соединения производства ООО «Плазма». Результаты ОПИ и проведенных по их окончании металлографических исследований приводятся в предлагаемой статье.

03.12.2017 Инженерная практика №10/2017
Рудольф Алексей Александрович Руководитель группы защиты от коррозии Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
Великжанина Надежда Васильевна Ведущий специалист группы защиты от коррозии Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
Григорьева Елена Николаевна Ведущий специалист группы защиты от коррозии филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

Рис. 1. Монтаж байпасной линии на Поточном м/р
Рис. 1. Монтаж байпасной линии на Поточном м/р

Байпасные испытания фрагментов трубной продукции проводились в период с 2014 по 2016 год на двух объектах ТПП «Лангепаснефтегаз» (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»): нефтесборном коллекторе Поточного месторождения и высоконапорном водоводе ЛасЕганского (табл. 1, рис. 1).

Таблица 1. Карта проведения опытно-промысловых испытаний
Таблица 1. Карта проведения опытно-промысловых испытаний

На нефтесборном коллекторе были смонтированы экспериментальные катушки из стали марки 08ХМФБЧА производства ПАО «ПНТЗ», патрубки с внутренним покрытием Amercoat 391 и двумя видами защиты сварного шва (биметаллической втулкой и покрытием концов труб эмалью на основе фритты МК-5У с подкладным кольцом) производства ООО «Плазма» и опытные катушки с внутренним полимерным покрытием PolyPlex-P и втулкой для защиты сварного соединения (так называемый метод Чуйко), предоставленные ООО «СтройИзоляция» (табл. 2).

Таблица 2. Экспериментальные катушки до монтажа в байпасную линию «т. вр. 35Р – т. вр. 21» ЦДНГ-6 Поточного м/р
Таблица 2. Экспериментальные катушки до монтажа в байпасную линию «т. вр. 35Р – т. вр. 21» ЦДНГ-6 Поточного м/р

На высоконапорном водоводе «т. вр. – куст скважин №235» ЦДНГ-7 Лас-Еганского месторождения мы смонтировали две опытные катушки из легированной стали марки 12ФА-SS производства ПАО «ПНТЗ».

Таблица 3. Параметры эксплуатации на участках монтажа байпасных линий
Таблица 3. Параметры эксплуатации на участках монтажа байпасных линий

Параметры эксплуатации трубопроводов на участках проведения байпасных испытаний и данные о физико-химическом составе транспортируемых сред приведены в табл. 3 и 4 соответственно. Согласно программе ОПИ после двух лет эксплуатации оборудование было частично демонтировано для проведения визуального осмотра, обеспечения контроля параметров эксплуатации байпасных линий и отбраковки экспериментальных катушек. Несколько катушек были оставлены в работе еще на год.

Таблица 4. Физико-химический состав транспортируемых сред на участках монтажа байпасных линий
Таблица 4. Физико-химический состав транспортируемых сред на участках монтажа байпасных линий

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПИ ОПЫТНЫХ КАТУШЕК ИЗ СТАЛИ МАРКИ 12ФА-SS

По результатам ОПИ и проведенных по их окончании металлографических исследований трубной продукции из стали марки 12ФА-SS были сделаны следующие выводы. Химический состав экспериментальных патрубков и механические свойства материала полностью удовлетворяют требованиям технических условий (ТУ 14-159-361-2011) для сталей категории прочности К56. Количество неметаллических включений в виде точечных оксидов соответствует одному баллу, размер зерна – девяти, что также отвечает требованиям ТУ (рис. 2, табл. 5, 6).

Рис. 2. Результаты металлографических исследований патрубка из стали марки 12ФА-SS
Рис. 2. Результаты металлографических исследований патрубка из стали марки 12ФА-SS
Таблица 5. Химический состав трубы из стали марки 12ФА-SS
Таблица 5. Химический состав трубы из стали марки 12ФА-SS
Таблица 6. Таблица 6. Механические свойства патрубка из стали марки 12ФА-SS
Таблица 6. Таблица 6. Механические свойства патрубка из стали марки 12ФА-SS

Внутренняя поверхность патрубка подверглась язвенной коррозии с образованием многочисленных язв глубиной до 0,14 мм. С учетом времени эксплуатации скорость коррозионного разрушения составила 0,1 мм/год.

В соответствии с классификацией (РД 39-0147103362-86) подтоварная вода, транспортировавшаяся вместе с нефтью через байпасную линию высоконапорного водовода, относится к категории сильноагрессивных. Поэтому для защиты оборудования от коррозии на участке проведения ОПИ в трубопроводную систему производилась постоянная закачка ингибитора коррозии марки ЕС1447WR1 дозировкой 25 г/т.

Результаты испытаний трубной продукции из стали марки 12ФА-SS позволяют рекомендовать ее для строительства трубопроводов системы поддержания пластового давления (ППД) с аналогичными характеристиками транспортируемой продукции. Однако с учетом проявления язвенной коррозии при эксплуатации в агрессивной подтоварной воде рекомендуется обеспечить дополнительную ингибиторную защиту трубопроводной системы.

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПИ ОПЫТНОЙ КАТУШКИ ИЗ СТ. 10 С ЗАЩИТНОЙ ВТУЛКОЙ И ПОЛИМЕРНЫМ ПОКРЫТИЕМ

Рис. 3. Результаты исследований патрубка из Ст. 10 с защитной втулкой («метод Чуйко») и полимерным покрытием PolyPlex-P
Рис. 3. Результаты исследований патрубка из Ст. 10 с защитной втулкой («метод Чуйко») и полимерным покрытием PolyPlex-P
Рис. 4. Конструкция защиты сварного шва с помощью втулки («метод Чуйко»)
Рис. 4. Конструкция защиты сварного шва с помощью втулки («метод Чуйко»)

На рис. 3. приведены результаты металлографических исследований опытных катушек из легированной хромом стали марки Ст. 10 с защитной втулкой и внутренним полимерным покрытием PolyPlex-P. Особенность данного вида трубной продукции заключается в наличии специального герметика молочного цвета в зазоре между трубой и втулкой и дополнительной изоляции сварного шва методом Чуйко с помощью подкладной металлической втулки шириной 20 мм и толщиной около 4 миллиметров. С торцов защитная втулка пластически деформирована для предотвращения попадания транспортируемой жидкости в зазор между втулкой и трубой и вытекания герметика. Дополнительной защитой служит полимерное покрытие, нанесенное под втулку на глубину около 80 миллиметров (рис. 4).

Химический состав трубы удовлетворяет требованиям ГОСТ 1050-2013, а механические свойства материала – требованиям ГОСТ 8731-74 для стали марки

Ст. 10. Труба характеризуется высокой чистотой с точки зрения наличия неметаллических включений (один балл) и очень мелким размером зерна (12 баллов).

Защитная втулка выполнена из нержавеющей стали аустенитного класса марки 12Х18Н9Т. Коррозионное поражение втулки после эксплуатации отсутствует. Схема защиты сварного шва при помощи нержавеющей втулки («метод Чуйко») хорошо показала себя в процессе ОПИ и может быть рекомендована для эксплуатации трубопроводов, транспортирующих высокоагрессивные среды. Однако в полевых условиях применение этого метода связано с определенными техническими трудностями. Для его реализации в трубе необходимо предварительно просверлить два диаметрально противоположных отверстия, предназначенных для закачки и контроля выхода полимера наружу. После завершения этих операций в отверстиях нарезается резьба для закрутки и последующей приварки болта.

Рис. 5. Полимерное покрытие PolyPlex-P после эксплуатации
Рис. 5. Полимерное покрытие PolyPlex-P после эксплуатации

Двухслойное полимерное покрытие PolyPlex-P толщиной 1,2-1,3 мм также хорошо себя зарекомендовало в ходе ОПИ и может быть рекомендовано для защиты внутренней поверхности труб, применяемых в системе нефтесбора для транспортировки агрессивных сред с высоким содержанием растворенного углекислого газа (рис. 5).

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПИ ОПЫТНЫХ КАТУШЕК ИЗ СТАЛИ МАРКИ 08XMФБЧА

Рис. 6. Результаты исследований патрубка из стали марки 08XMФБЧА
Рис. 6. Результаты исследований патрубка из стали марки 08XMФБЧА
Рис. 7. Макро- и микроструктура трубы из стали марки 08XMФБЧА
Рис. 7. Макро- и микроструктура трубы из стали марки 08XMФБЧА

Результаты байпасных испытаний и металлографических исследований трубной продукции из стали марки 08ХМФБЧА представлены на рис. 6-9. Химический состав труб полностью удовлетворяет требованиям ТУ 14-159-361-2011 (табл. 7). Механические свойства металла ниже нормативных значений для сталей категории прочности К50, но процент относительного удлинения соответствует ТУ 14-159-3612011 (табл. 8).

Таблица 7. Химический состав трубы из стали марки 08XMФБЧА
Таблица 7. Химический состав трубы из стали марки 08XMФБЧА
Таблица 8. Механические свойства патрубка из стали марки 08XMФБЧА
Таблица 8. Механические свойства патрубка из стали марки 08XMФБЧА

На внутренней поверхности трубы присутствует осадок, представленный продуктами коррозии (оксиды и сульфиды железа), а также солями (кальцит) (табл. 9).

Таблица 9. Химический состав осадка на внутренней поверхности патрубка из стали марки 08XMФБЧА
Таблица 9. Химический состав осадка на внутренней поверхности патрубка из стали марки 08XMФБЧА

Внутренняя поверхность патрубка подверглась общей неравномерной и язвенной коррозии с образованием многочисленных язв глубиной до 0,5 мм (рис. 6). С учетом времени эксплуатации скорость коррозионного разрушения составила 0,245 мм/год.

В соответствии с классификацией (РД 39-0147103362-86) попутно-добываемая вода, транспортировавшаяся вместе с нефтью через байпасную линию данного нефтесборного трубопровода, относится к категории сильноагрессивных. Безаварийная эксплуатация трубопровода в течение длительного времени невозможна без применения дополнительных средств антикоррозионной защиты.

Рис. 8. Макроструктура трубы из стали марки 08ХМФБЧА вне сварного шва
Рис. 8. Макроструктура трубы из стали марки 08ХМФБЧА вне сварного шва

Количество неметаллических включений в виде точечных оксидов соответствует одному баллу, размер зерна – девяти, что в обоих случаях удовлетворяет требованиям ТУ 14-159-361-2011 (рис. 7-9).

Рис. 9. Макро- и микроструктура сварного шва трубы из стали марки 08XMФБЧА
Рис. 9. Макро- и микроструктура сварного шва трубы из стали марки 08XMФБЧА

Полученные результаты не позволяют рекомендовать трубную продукцию из стали марки 08ХМФБЧА, прошедшую испытания в составе трубопровода ЦДНГ-6 Поточного месторождения, к применению в системах нефтесбора с аналогичными характеристиками транспортируемой продукции.

Рис. 10. Внешний вид фрагмента трубы из Ст. 20 с эмалированными концами, внутренним покрытием Amercoat 391 PC и защитой сварного шва подкладным эмалированным кольцом
Рис. 10. Внешний вид фрагмента трубы из Ст. 20 с эмалированными концами, внутренним покрытием Amercoat 391 PC и защитой сварного шва подкладным эмалированным кольцом

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПИ ОПЫТНЫХ КАТУШЕК ИЗ СТ. 20 С ЭМАЛИРОВАННЫМИ КОНЦАМИ

Также были проведены байпасные испытания опытной катушки из стали марки Ст. 20 с эмалированными концами, антикоррозионным покрытием и подкладным эмалированным кольцом для защиты сварного шва (рис. 10).

Химический состав трубы соответствует требованиям ГОСТ 1050-2013, а механические свойства материала – требованиям ГОСТ 8731-74 для Ст. 20 (табл. 10, 11).

Таблица 10. Химический состав трубы из Ст. 20 с защитным стеклоэмалевым покрытием и антикоррозионным покрытием Amercoat 391 PC
Таблица 10. Химический состав трубы из Ст. 20 с защитным стеклоэмалевым покрытием и антикоррозионным покрытием Amercoat 391 PC
Таблица 11. Механические свойства патрубка из Ст. 20 с защитным стеклоэмалевым покрытием и антикоррозионным покрытием Amercoat 391 PC
Таблица 11. Механические свойства патрубка из Ст. 20 с защитным стеклоэмалевым покрытием и антикоррозионным покрытием Amercoat 391 PC

С торцов труба защищена эмалью темно-синего цвета на основе фритты МК-5У с подкладным кольцом. Общая протяженность стеклоэмалевого покрытия составляет около 300 миллиметров. В ходе исследований были выявлены незначительные дефекты эмали (рис. 11). Серьезные дефекты в виде трещин и отслаиваний отсутствуют.

Рис. 11. Дефекты стеклоэмалевого покрытия МК-5У
Рис. 11. Дефекты стеклоэмалевого покрытия МК-5У

На внутреннюю поверхность трубы нанесено антикоррозионное покрытие Amercoat 391 PC толщиной 0,8-0,9 мм в зоне стеклоэмалевого покрытия и 0,9-1,0 мм – по телу трубы (рис. 12).

Рис. 12. Толщина антикоррозионного покрытия Amercoat 391 PC и микроструктура элементов тела трубы из Ст. 20
Рис. 12. Толщина антикоррозионного покрытия Amercoat 391 PC и микроструктура элементов тела трубы из Ст. 20
Рис. 13. Состояние антикоррозионного покрытия Amercoat 391 PC в зоне установки защитного кольца
Рис. 13. Состояние антикоррозионного покрытия Amercoat 391 PC в зоне установки защитного кольца

В процессе испытаний на участке нанесения стеклоэмалевого покрытия оно полностью отслоилось. В месте отслаивания покрытия Amercoat 391 PC наблюдается развитие подповерхностной коррозии с образованием мелких коррозионных язв глубиной до 0,08 мм (рис. 13). С высокой точностью оценить качество покрытия невозможно по причине его сильного нагрева на концах труб при резке.

Рис. 14. Отслаивание подкладного кольца в зоне нанесения стеклоэмалевого покрытия МК-5У
Рис. 14. Отслаивание подкладного кольца в зоне нанесения стеклоэмалевого покрытия МК-5У

По итогам исследований схема защиты сварного шва стеклоэмалевым покрытием МК-5У в сочетании с защитой внутренней поверхности трубы каким-либо антикоррозионным покрытием признана неработоспособной из-за отслаивания подкладного кольца именно на участке, прилегающем к сварному шву (рис. 14-16).

Рис. 15. Состояние поверхностей подкладного кольца
Рис. 15. Состояние поверхностей подкладного кольца
Рис. 16. Макро- и микроструктура сварного шва патрубка из Ст. 20
Рис. 16. Макро- и микроструктура сварного шва патрубка из Ст. 20

При транспортировке и монтаже труб данного типа необходимо строго соблюдать все требования, предъявляемые к трубной продукции с эмалевым покрытием. В противном случае срок их службы сократится до срока эксплуатации труб без покрытия.

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПИ ОПЫТНЫХ КАТУШЕК ИЗ СТАЛИ СТ. 20 С ЗАЩИТОЙ СВАРНОГО ШВА НЕРЖАВЕЮЩЕЙ ВТУЛКОЙ

В заключение рассмотрим результаты байпасных испытаний опытных катушек из стали марки Ст. 20 с защитой сварного шва втулкой из нержавеющей стали и антикоррозионным покрытием Amercoat 391 PC.

Таблица 12. Химический состав трубы из Ст. 20 с нержавеющей втулкой и внутренним антикоррозионным покрытием Amercoat 391 PC
Таблица 12. Химический состав трубы из Ст. 20 с нержавеющей втулкой и внутренним антикоррозионным покрытием Amercoat 391 PC
Рис. 17. Внешний вид фрагмента трубы из Ст. 20 с нержавеющей втулкой и внутренним покрытием Amercoat 391 PC после эксплуатации
Рис. 17. Внешний вид фрагмента трубы из Ст. 20 с нержавеющей втулкой и внутренним покрытием Amercoat 391 PC после эксплуатации

Внешний вид и состояние фрагмента трубы со втулкой после эксплуатации, а также дефекты сварного шва и втулки представлены на рис. 17 и 18. Химический состав трубы из Ст. 20 удовлетворяет требованиям ГОСТ 1050-2013 (табл. 12). Защитная втулка выполнена из нержавеющей стали аустенитного класса марки 12Х18Н9Т с содержанием легирующих эле-ментов, удовлетворяющим требованиям ГОСТ 5632 (табл. 13). Механические свойства трубы соответствуют ГОСТ 8731-74 для Ст. 20 (табл. 14).

На внутреннюю поверхность трубы под нержавеющей втулкой нанесено антикоррозионное покрытие Amercoat 391 PC толщиной 1,7-1,8 мм. Нержавеющая втулка зафиксирована в зоне сварного шва методом обжатия и (дополнительно) нанесением клея в сопряжение «труба-втулка». Оценить качество покрытия не удалось по причине его сильного нагрева при удалении фланцев.

Рис. 18. Состояние трубы из Ст. 20 и нержавеющей втулки
Рис. 18. Состояние трубы из Ст. 20 и нержавеющей втулки
Таблица 13. Химический состав защитной нержавеющей втулки из стали марки 12Х18Н9Т
Таблица 13. Химический состав защитной нержавеющей втулки из стали марки 12Х18Н9Т
Рис. 19. Дефекты сварного шва нержавеющей втулки из стали марки 12Х18Н9Т
Рис. 19. Дефекты сварного шва нержавеющей втулки из стали марки 12Х18Н9Т
Таблица 14. Механические свойства патрубка из стали 20 с нержавеющей втулкой и внутренним антикоррозионным покрытием Amercoat 391 PC
Таблица 14. Механические свойства патрубка из стали 20 с нержавеющей втулкой и внутренним антикоррозионным покрытием Amercoat 391 PC

В ходе исследований выявлены дефекты сварного шва в виде непроваров, однако жидкость в зазоре между втулкой и трубой отсутствует (рис. 19, 20). Коррозионного поражения нержавеющей втулки в околошовной зоне и сварных швах не обнаружено (рис. 21).

Рис. 20. Макро- и микроструктура сварного шва трубы из Ст. 20
Рис. 20. Макро- и микроструктура сварного шва трубы из Ст. 20

Схема защиты сварного шва вставной нержавеющей втулкой в сочетании с антикоррозионным покрытием Amercoat 391 PC, нанесенным под втулку, может быть рекомендована для монтажа труб, применяемых в системе нефтесбора для транспортировки сред с высоким содержанием углекислого газа.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРОВЕДЕННЫХ БАЙПАСНЫХ ИСПЫТАНИЙ

На основании результатов проведенных исследований (с учетом условий эксплуатации и агрессивности транспортируемых сред) к промышленному применению были рекомендованы три вида трубной продукции.

Так, трубы из стали марки 12ФА-SS производства ПАО «ПНТЗ» могут применяться в системе ППД с аналогичными исследуемым («т. вр. – куст скважин №235» ЦДНГ-7 Лас-Еганского месторождения) характеристиками транспортируемой продукции, но в сочетании с проведением дополнительных антикоррозионных мероприятий, в частности, с использованием ингибитора коррозии.

Рис. 20. Макро- и микроструктура сварного шва трубы из Ст. 20
Рис. 20. Макро- и микроструктура сварного шва трубы из Ст. 20

Для защиты внутренней поверхности нефтесборных коллекторов, транспортирующих среды с высоким содержанием углекислого газа рекомендованы две схемы защиты сварного шва: нержавеющей втулкой («метод Чуйко») и полимерным покрытием PolyPlex-P производства ООО «Плазма», а также биметаллической нержавеющей втулкой в сочетании с антикоррозионным покрытием Amercoat 391 PC производства ООО «СтройИзоляция», нанесенным под втулку.

ОПИ двух видов труб завершились с неудовлетворительными результатами. К промышленному применению не рекомендуется трубная продукция из стали марки 08ХМФБЧА производства ПАО «ПНТЗ», испытания которой проводились в системе нефтесбора (участок «к. 35 – т. вр. 21» ЦДНГ-6) Поточного месторождения.

Схема защиты сварного шва при помощи стеклоэмалевого покрытия МК-5У на основе фритты в сочетании с защитой внутренней поверхности трубы каким-либо антикоррозионным покрытием признана неработоспособной из-за отслаивания подкладного кольца на участке, прилегающем к сварному шву.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт защиты от внутренней коррозии объектов добычи газа в условиях воздействия коррозионно-агрессивных сред
Траспортировка высоковязкой нефти
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №10/2017

Инженерная практика

Выпуск №10/2017

Промысловый трубопроводный транспорт
Актуализация нормативно-технической базы трубопроводного транспортаРезультаты испытаний новых марок сталей, защитных покрытий и химреагентовТрубопроводный транспорт высоковязкой нефтиОценка способов защиты стыков сварных соединенийДиагностика и эксплуатация неметаллических трубопроводных системОсобенности углекислотной коррозии и антикоррозионной защиты газопроводов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
ОРЭ — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

ОРЭ '2017. Практика применения технологий ОРД и ОРЗ, проектирования и интеллектуализации разработки многопластовых месторождений

Мероприятие перенесено на 16-18 апреля 2018 г., г. Москва
Обсуждение в кругу руководителей и специалистов в области разработки месторождении и эксплуатации механизированного фонда скважин результатов новых ОПИ и эксплуатации скважинных компоновок для ОРЭ, геофизического оборудования для раздельного учета и методик мониторинга параметров добычи, систем управления для ОРЭ и перспектив развития данного направления.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 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.