Опыт эксплуатации трубной стали нового поколения в условиях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции
Подход к созданию трубной стали нового поколения заключается в учете технологических особенностей конкретных производственных линий производителя, охватывающих всю цепочку: от выплавки стали до производства трубы и ее термообработки. Такой подход позволяет повысить технологичность производства стали и, соответственно, – стабильность качественных характеристик готового продукта. Кроме того, данная сталь легко адаптируется заводом-изготовителем к различным коррозионным процессам.
В случае сероводородной коррозии обеспечиваются низкое содержание углерода, ограничение по содержанию марганца и сверхнизкое содержание серы; для повышения стойкости к углекислотной коррозии сталь легируется хромом, а при наличии рисков возникновения бактериальной коррозии (системы ППД) жидкая сталь модифицируется редкоземельными металлами.
На сегодняшний день АО «Объединенная металлургическая компания» закончила испытания и перешла к успешной эксплуатации экспериментального участка системы нефтесбора из стали нового поколения «05ХГБ» на одном из месторождений дочернего общества крупной нефтяной компании РФ, расположенной на территории Среднего Поволжья.
![](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/12/mokerov-sergeĭ-konstantinovich-omk-67x94.png)
![](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/10/kincharov-aleksandr-ivanovich-omk-67x94.png)
![](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2017/12/screenshot-at-mar-29-11-52-50-67x94.png)
![](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2020/01/sahnevich-aleksandr-nikolaevich-omk-67x94.png)
Известно, что добыча нефти на месторождениях поздней стадии разработки характеризуется высокими рисками потерь и экологических инцидентов в результате разрушений промысловых трубопроводов под воздействием перекачиваемой среды. Связано это, главным образом, с процессами внутренней коррозии стальных труб, обусловленными наличием в попутном нефтяном газе коррозионно-активных компонентов (CO2; H2S) на фоне высокой обводненности перекачиваемой жидкости.
К сожалению, существующая технология добычи не позволяет оказывать какое-либо влияние на компонентный состав пластовых флюидов, поэтому с целью снижения аварийности промысловых трубопроводов в инженерной практике используются два основных подхода к повышению их надежности: ингибирование и применение специальных материалов при изготовлении труб. При этом второе направление реализуется следующими способами:
- применение полимерных материалов для изготовления труб различной конструкции;
- применение внутренних покрытий стальных труб;
- применение специальных трубных сталей.
НЕДОСТАТКИ РАСПРОСТРАНЕННЫХ СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
Практика использования неметаллических труб и труб с внутренними покрытиями (первые два способа, приведенные выше) выявила ряд существенных недостатков, не устраненных изготовителями до сих пор. В основном они связаны с отсутствием критериев и проблематичностью оценки актуального технического состояния таких трубопроводов в процессе эксплуатации, а также с их низкой ремонтопригодностью в полевых условиях. Кроме того, существуют проблемы проведения экспертизы промышленной безопасности и регистрации в региональных отделениях Ростехнадзора РФ. Отдельно следует отметить, что ценовая политика производителей порождает определенные сомнения в экономической целесообразности применения таких труб в коммуникациях, где количество коммерчески значимого продукта (нефти) не превышает 10% от общего объема перекачиваемой среды, а именно такие трубопроводы составляют большую часть систем нефтесборов месторождений, находящихся поздней стадии разработки, и относятся к объектам, эксплуатация которых связана с экологическими рисками.
Относительно специальных трубных сталей, или сталей повышенной коррозионной стойкости, также существуют определенные эксплуатационные проблемы, выраженные в нестабильности качества, неравномерном распределении свойств по поверхности, отсутствием равной стойкости к коррозии труб из одноименных марок сталей, но разных заводов-изготовителей и т.п. Обращает на себя внимание и тот факт, что вся актуальная нормативно-техническая документация на производство труб «повышенной коррозионной стойкости» разработана не заводами-изготовителями, а различными сторонними организациями, как правило, не имеющими опыта ни в эксплуатации промысловых трубопроводов, ни в металлургии, ни в изготовлении труб. Другими словами: разработчики марок сталей декларировали их «повышенную стойкость», не учитывая при этом ни условия эксплуатации, ни условия производства.
Такой «научный» подход практически полностью дискредитировал первоначальную идею о повышении надежности стальных труб за счет химсостава и технологии производства. В результате вектор поиска решений повышения надежности трубопроводов сместился в сторону внутренних антикоррозионных покрытий. Однако проблемы в этой области, обозначенные выше, не решаются, и нет никакой уверенности, что они будут решены в обозримом будущем.
В то же время практика применения стальных труб остается самой технологичной и экономически приемлемой, а потенциал надежности трубной стали скорее всего не исчерпан при условии, что этим вопросом будут заниматься непосредственно заводы-изготовители (трубные компании) в тесном контакте с эксплуатирующими организациями (нефтяными компаниями).
ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕПРОВОДА ИЗ СТАЛИ 05ХГБ
Учитывая вышеизложенное, представляется интересным опыт АО «Объединенная металлургическая компания», которое с 2015 года совместно с управлением эксплуатации трубопроводов одного из дочерних обществ крупной нефтяной компании провело испытания и продолжает успешно эксплуатировать экспериментальный участок системы нефтесбора, построенный из стали группы прочности К52 с химическим составом, соответствующим маркировке «05ХГБ», на месторождении Самарской области.
В соответствии с существующей в РФ классификацией сталь «05ХГБ» относится к группе низкоуглеродистых низколегированных. По химическому составу сталь хромистая, что отражено в ее сокращенном названии. Сталь была разработана в 2012 году в инициативном порядке специалистами АО «Выксунский металлургический завод» (АО «ОМК») совместно с федеральным институтом ЦНИИЧерМет и успешно прошла серию лабораторных и стендовых проверок, что позволило заводу в 2015 году рекомендовать ее к промысловым испытаниям. При наборе стандартных характеристик, отраженных в технических условиях, подход к разработке данной стали концептуально отличается от серийно-применяемых сегодня, что позволяет заводу-изготовителю декларировать ее в качестве трубной стали «нового поколения».
Для проведения эксперимента был выбран участок нефтесбора со следующими коррозионно-значимыми характеристиками:
- высокая текущая аварийность (сложившаяся наработка на отказ не превышала 365 суток);
- отсутствие ингибиторной защиты;
- рабочее давление – 10,5 кг/см2;
- обводненность 78%;
- парциальное давление сероводорода – 22575 Па;
- парциальное давление двуокиси углерода – 29190 Па;
- минерализация – более 170 г/л.
Работа по проекту была организована в два этапа. На первом этапе (с 11.02.2015 г. по 29.06.2017 г.) был проведен аудит производственной линии завода, изготовление и поставка трубопровода в полной комплектации, строительно-монтажные работы под авторским контролем завода-изготовителя и опытно-промышленные испытания (ОПИ) продолжительностью 566 суток. В период ОПИ (с 11.12.2015 г. по 29.06.2017 г.) производился мониторинг перекачиваемой среды и контроль технического состояния средствами внутритрубной диагностики. При этом были проведены две диагностические операции (рис. 1): предпусковая (ВТД-1) и контрольная по окончании ОПИ (ВТД-2). Кроме того, после окончания ОПИ были вырезаны несколько «катушек» с целью проведения дополнительных исследований.
![Запуск внутритрубного снаряда в трубопровод](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2020/01/ris-1-2-740x303.png)
В результате были получены значения ключевых параметров коррозионной стойкости стали, которые согласно условиям ОПИ сравнивались с аналогичными параметрами стали 13ХФА, эксплуатировавшейся в тот же период и в тех же условиях.
Расчеты проводились на основании данных ВТД-2, подтвержденных дополнительным диагностическим контролем (рис. 2, табл. 1). Среднее значение коэффициента коррозионной стойкости составило 1,45.
![Сканирование труб на этапе дополнительного диагностического контроля](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2020/01/ris-2-2-740x399.png)
![Результаты контрольной внутритрубной диагностики по итогам ОПИ участка трубопровода из стали 05ХГБ](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2020/01/tabl-1-740x415.png)
Дополнительные исследования «катушек» подтвердили результаты контрольной внутритрубной диагностики.Полученные данные позволили провести расчет ожидаемой удельной аварийности нефтесбора из стали 05ХГБ за период 20-летней эксплуатации (табл. 2).
![Ожидаемая удельная аварийность нефтесборов из стали 05ХГБ](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2020/01/tabl-2-740x216.png)
РЕЗУЛЬТАТЫ ПОДКОНТРОЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ВЫВОДЫ
Таким образом, ОПИ новой стали были признаны успешными, однако полученные значения удельной аварийности требовали подтверждения, для чего было принято решение о продолжении работ на данном трубопроводе в формате подконтрольной эксплуатации. Техническое состояние трубопровода оценивалось средствами внутритрубного и дополнительного диагностического контроля. Кроме того, был организован дополнительный, независимый от ВТД, ультразвуковой контроль (УЗК) в фиксированных точках в стационарных шурфах.
В результате по состоянию на 01.11.2019 г. были проведены еще две внутритрубные диагностики и 12 замеров УЗК.
В настоящее время работы продолжаются, их завершение ожидается в I квартале 2020 года, но уже сейчас можно с уверенностью сказать следующее. Вопервых, в течение почти четырех лет эксплуатации на трубопроводе не произошло ни одного порыва, более того, результаты контрольной ВТД-4, проведенной 16.07.2019 г., не выявили ни одного дефекта, классифицированного как «критический». Напомним, что эксплуатация ранее используемых труб на данном участке характеризовалась порывами уже в первый год.
Во-вторых, расчетный эксплуатационный ресурс нефтесбора из данной стали составил более 10 лет (19 по данным ВТД и 22 по данным УЗК). Таким образом, можно с уверенностью говорить о принципиальной возможности поставки труб с гарантированным периодом эксплуатации.
В-третьих, какие-либо проблемы, связанные со свариваемостью труб из данной стали в полевых условиях, отсутствуют. Ручная дуговая сварка выполняется типовыми электродами в стандартных режимах. Это в равной степени относится и к свариваемости труб между собой и с другими сталями.
Целевая работа, проводимая нефтяной компанией в тесном сотрудничестве с отечественным производителем трубной продукции (АО «ОМК») показала следующее:
- впервые все строительно-монтажные работы были проведены под авторским контролем завода-изготовителя, что является важнейшим шагом к обеспечению качества СМР;
- впервые все контрольно-диагностические мероприятия выполнялись заводом-изготовителем при непосредственном участии специалистов Управления эксплуатации трубопроводов (УЭТ);
- впервые производилась оценка не только текущего технического состояния объекта, но и динамки развития коррозии, что позволило выполнить математические расчеты ожидаемой удельной аварийности и ресурса трубопровода в целом;
- впервые результаты мониторинга труб и перекачиваемой среды дали возможность заводу оперативно провести модернизацию продукции с целью ее региональной адаптации.
Таким образом, можно утверждать, что концепция сталей нового поколения, разработанная АО «ОМК», верна. Именно в ней видится перспектива дальнейшего развития отечественного трубного производства и повышения надежности промысловых коммуникаций нефтяных и газодобывающих компаний Российской Федерации.
В дальнейших выпусках журнала мы разместим информацию о результатах эксплуатации трубопроводов из стали 05ХГБ в условиях нефтяных месторождений Западной Сибири.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.