Костицына Ирина Валерьевна Главный технолог управления сопровождения эксплуатации трубопроводов ООО «РН-БашНИПИнефть»

ИССЛЕДОВАНИЕ МАТЕРИАЛОВ НКТ

Для проведения коррозионных испытаний материалов НКТ использовали автоклавную установку Cortest (рис. 1), позволяющую моделировать различные условия эксплуатации труб (давление, температуру, скорость движения среды и содержание агрессивных компонентов).

Для исследования стойкости к локальной коррозии выбрали несколько вариантов материалов, традиционно применяющихся для изготовления НКТ (табл. 1). Эти материалы условно можно разбить на четыре группы в зависимости от содержания в них хрома: около 13; 5; 1 и 0,1% соответственно (табл. 1).

Методика проведения испытаний заключалась в следующем. Образцы помещали внутрь автоклавной системы с заданными параметрами: температурой, давлением, минерализацией и скоростью движения среды, после чего извлекали и оценивали на предмет коррозионных повреждений.

Испытания проводили в четырех типах сред (табл. 2) в следующих целях:

• изучение влияния температуры на процессы локальной коррозии при постоянном давлении;
• изучение влияния давления на процессы локальной коррозии при постоянной температуре;
• изучение процессов локальной коррозии НКТ при совместном присутствии СО2 и H2S;
• изучение коррозионного поведения материалов НКТ в модельных средах реальных нефтяных месторождений.

Продолжительность экспозиции образцов составляла 240 часов (10 суток).

Результаты коррозионных испытаний показали, что с увеличением содержания хрома скорость локальной коррозии материалов НКТ снижается. Для сталей с содержанием хрома на уровне 13% скорость локальной коррозии во всем диапазоне исследованных сред не превысила 0,5 мм/год. Для материалов с содержанием хрома порядка 5% скорость коррозионного разрушения в среднем составила от 2 до 4 мм/год, для низколегированных сталей — 7–8 мм/год, в отдельных средах скорость локальной коррозии углерод-марганцевых сталей может достигать 38 мм/год.

С увеличением температуры скорость локальной коррозии сталей с содержанием хрома 1 и 5% значительно снижается. При этом рост температуры до 200 °С практически не оказывает влияния на коррозионное поведение стали 13Cr (рис. 2). Повышение парциального давления углекислого газа резко увеличивает скорость локальной коррозии стали с 5%ным содержанием хрома, при этом показатели скорости локальной коррозии материалов с содержанием хрома 1 и 13% остаются прежними. Сероводород оказывает значительное влияние на скорость локальной коррозии материалов НКТ — наблюдается резкое повышение скорости локальной коррозии сталей с 1 и 5%-ным содержанием хрома и существенное ускорение скорости локальной коррозии для материала с 13%-ным содержанием хрома. При этом следует иметь в виду, что для сред, содержащих сероводород, наиболее опасными видами разрушения являются процессы коррозионного растрескивания под напряжением. Материалы для применения в таких средах должны соответствовать требованиям ANSI/NACE MR0175/IS0 15156.

Для изучения процессов локальной коррозии НКТ в условиях нефтяных месторождений образцы испытывали в модельных средах при парциальном давлении углекислого газа 0,05; 0,1 и 5,0 МПа. В первом случае скорость коррозии не превысила 0,4 мм/год.

С повышением парциального давления СО₂ существенно возрастает скорость коррозии образцов из низколегированных сталей. Так, при парциальном давлении СО₂ 0,1 и 5 МПа скорость локальной коррозии образца из углерод-марганцевой стали составила 1,7 и 37 мм/год соответственно. При этом скорость коррозии стали 13Cr при повышении парциального давления углекислого газа не меняется (рис. 3).

На основе обобщенных результатов исследований построили диаграмму для подбора материалов НКТ в зависимости от парциального давления СО2 и температуры (рис. 4). Так, при низком парциальном давлении углекислого газа (0,01–0,05 МПа) рекомендуется использовать НКТ из стали с содержанием хрома 1 или 5%, а при давлении 0,1–5 МПа — НКТ из высоколегированных сталей с содержанием хрома 13%. Диапазоны парциальных давлений 0,05–0,1 и 5–10 МПа требуют проведения дополнительных исследований.

ИССЛЕДОВАНИЕ МАТЕРИАЛОВ НГПТ

Работа по изучению коррозионной стойкости материалов НГПТ состояла из нескольких этапов: выбор материалов, лабораторные испытания в «РосНИТИ», лубрикаторные и байпасные испытания в ТПП «Когалымнефтегаз».

Исследовали несколько вариантов материалов, которые условно можно разделить на три группы (табл. 3):

• стали с пониженным содержанием углерода с углерод-марганцевой сиcтемой легирования (12ГБ, 10ГФБЮ);
• стали с пониженным содержанием углерода и микролегированных хромом до 0,5% (13ХФА);
• стали типа 20 (20А, 20КТ, 20Ф).

Для лабораторных испытаний использовали установку, представляющую собой замкнутый контур, с периодической циркуляцией модельной среды определенного состава (табл. 4) с заданной скоростью, с целью моделирования лубрикаторных испытаний в условиях действующих трубопроводов (рис. 5).

Модельная среда при лабораторных испытаниях отличалась от реальной отсутствием механических примесей, но повышенным содержанием ионов железа и углекислого газа. Время испытания в динамических условиях составило 10% от общего времени испытаний (720 часов).Результаты лабораторных испытаний представлены на рис. 6. Наименее стойкой к локальной коррозии оказалась сталь 20Ф — скорость коррозии составила 1,1 мм/год. Скорость локальной коррозии менее 0,5 мм/год показали образцы из сталей 20А и 13ХФА.

Результаты лубрикаторных коррозионных испытаний позволили установить, что скорость локальной коррозии образцов снижается по мере удаления их от кустовой площадки (рис. 7). Различия в скоростях локальной коррозии исследуемых образцов обусловлены количеством механических примесей в транспортируемой среде и скоростью течения газожидкостной смеси (ГЖС) на разных участках трубопровода. По всей видимости, значительное содержание мехпримесей и высокая скорость течения ГЖС способствовали интенсивному коррозионно-эрозионному износу образцов исследуемых сталей в условия действующего трубопровода.

По предварительным данным наибольшее сопротивление локальной коррозии показали образцы их сталей 20А и 20КТ. Однако окончательные выводы можно будет сделать после получения результатов испытаний полноразмерных образцов. Для этого в мае 2011 года на одном из месторождений ТПП «Когалымнефтегаз» была установлена байпасная линия с образцами труб из сталей марок 12ГФ, 10ГФБЮ, 13ХФА, 20А и 20КТ. Оценка результатов испытаний намечена на май 2012 года.