Коррозийная стойкость стали обсадных труб

Размещено на http://www.allbest.ru/

Доклад

на тему: «Коррозийная стойкость стали обсадных труб»

Бурханов Д.И.

В нефтепромысловой практике наблюдается технологическая сложность - несоответствие сроков службы скважин срокам выработки ресурсов. Срок службы скважин часто короче срока достижения проектных показателей выработки запасов. В такой ситуации непросто качественно достичь проектного КИН и ещё сложнее достичь расчетный «индекс доходности» инвестиционного проекта разработки месторождения.

В ходе данной работы были проанализированы данные о скважинах, находящихся в эксплуатации НГДУ "Нижнесортымскнефть" , которые были ликвидированы в следствии негерметичности эксплуатационной колонны. Некоторые из этих данных заставляют серьезно задуматься над проблемой активной коррозии стали обсадных колонн, ведь срок службы некоторых скважин не только не окупает затраты, но и не позволяет достичь проектной выработки запасов.

Поэтому для достижения проектной выработки запасов, КИН и индекса доходности необходимы качественные долговечные скважины.

Назревает вопрос : Как достичь такого долголетия скважин? В инженерном деле есть умное правило «ресурс технической системы закладывается при проектировании, обеспечивается при изготовлении и реализуется при эксплуатации» - это правило является планом достижения нужной долговечности технической системы.

Для скважины это правило возможно интерпретировать в следующем содержании.

При разработке проекта на строительство (бурение, крепление, освоение) скважины необходимо проектом предусмотреть необходимый срок службы скважины с подбором долговечных материалов и режимов цементирования. Так можно заложить проектом ресурс скважины.

В строительстве скважины - необходимо обеспечить качественное выполнение процессов бурения, крепления и освоения. Особое внимание уделить на входной контроль поступающих материалов и режимы производства технологических операций. Так можно при строительстве обеспечить ресурс скважины.

В эксплуатации скважины - обеспечить качественный подбор скважинного оборудования, держать аккуратные технологические режимы эксплуатации, не рисковать агрессивными реагентами, скачками температуры или давления, регулярно исследовать (диагностировать) скважину и глубинное оборудование. Грамотно планировать и проводить ремонтные и сервисные работы. Так можно при эксплуатации реализовать ресурс скважины.

Соблюдая данное правило можно реализовать представленные перед нами задачи.

В настоящее время в НГДУ «Нижнесортымскнефть» с относительно молодыми месторождениями и скважинами уже встречаются случаи негерметичности обсадных колонн. Чаще отказывают скважины с одновременно высокими обводнённостью, дебитом и температурой продукции. Казалось бы с ростом данных показателей, растет активность коррозии в стали, но есть и специфические наблюдения. Для примера приведу диаграмму сравнения удельных показателей надежности (частоты отказов) эксплуатационных колонн по месторождениям НГДУ "Нижнесортымскнефть" (Диаграмма 1), на которой видно что скважины Алёхинского нефтяного месторождения (самого старого и обводненного, высокие дебиты и температуры) обнаруживают удивительную надёжность (бурили в 80-ые годы бригады «Ершовского УБР») по сравнению со скважинами Мурьяунского нефтяного месторождения (обводнено, высокие дебиты и температуры), бурили в 90-ые годы сургутские УБР. Поэтому стоит предположить, что разность надёжностей скважин (эксплуатационных колонн) связана с марками сталей примененных обсадных труб и границей 80/90 годов - это характерная историческая граница с серьезными экономическими и технологическими изменениями.

Диаграмма 1. Сравнение частоты отказов эксплуатационных колонн по месторождениям НГДУ "Нижнесортымскнефть".

Трубы нефтяного сортамента обсадные трубы и насосно-компрессорные трубы (далее НКТ) массово применяется при строительстве и эксплуатации скважин в нефтяной и газовой промышленности.

На всех этапах развития нефтяной промышленности в СССР был дефицит трубы нефтяного сортамента (НКТ, обсадной трубы). В условиях дефицита производственных мощностей по изготовлению НКТ и обсадной трубы в СССР массово применялись импортные трубы (в основном японские, румынские, американские). Такая ситуация господствовала долгие годы, производители внутри Союза не успевали за ростом потребления НКТ и обсадной трубы, бурное развитие буровых работ в новых нефтегазоносных провинциях обеспечивало общий рост количества скважин и спрос на НКТ. Приоритеты были - ускорение и обязательное выполнение планов. Из-за острого риска «не успеть из-за дефицита ресурсов» применяли импортные НКТ и обсадные трубы. В таких условиях из Японии, Румынии, Америки поступали НКТ и обсадные трубы, обладающие неплохими качествами по металлургии, геометрии, сопромату, технологиям упрочнения и качеству. В советский период импортные трубы позволили нефтяникам и газовикам не только «победить» или «перебить» дефицит, не сорвать сроки бурения, освоения скважин, выполнять задачи по добыче нефти, но и позволили, одновременно, обеспечить качество трубной продукции. Иностранные поставщики НКТ и обсадной трубы активно курировали свою продукцию, проявляли интерес к результатам, налаживали обратную связь, проявляли профессионализм и дорожили репутацией.

Отмечу, при поставках трубной продукции нефтяного сортамента импортного производства у советских нефтяников не возникало острых проблем с коррозией и качеством НКТ и обсадной трубы из-за применения по умолчанию труб из высоколегированных сталей. Риски ускоренной коррозии НКТ и обсадных колонн были в нефтегазоносных провинциях с высоким содержанием H2S сероводорода, где применяли НКТ коррозионностойкого исполнения с высоким содержанием хрома (более 13% Cr) и никеля (порядка 18% Ni). Поэтому исторически у нефтяников сформировалось привычное впечатление, что НКТ - это «крепкая труба и качественная сталь без комментариев».

В силу географических, политических и технологических особенностей советские заводы, способные производить НКТ и обсадные трубы в настоящее время остались большей частью в России (уральские заводы). Рынок сбыта сузился, доля импортных труб нефтепромыслового сортамента в России резко сократилась. В условиях перемен многие нефтяники не учли это качественное изменение. По массовой привычке, оперируя ГОСТ633-80 (НКТ), ГОСТ632-80 (обсадная труба), нефтепромысловые инженеры ведут эксплуатацию трубы и, часто, терпят осложнения, связанные с коррозией. Стандарты ГОСТ633-80, ГОСТ632-80 нормируют геометрию, сопромат трубы (не более). А вот вопросы металлургии, химии металла, коррозии в данных стандартах не регламентируются. Оперируя только стандартами ГОСТ633-80, ГОСТ632-80 коррозию не понять и тем более не победить. При обращении к большему списку стандартов ГОСТ Р 56175-2014 (ИСО 10405 2000) «Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности» и аналогичных стандартов ответов на вопрос устойчивости НКТ к коррозии не найти. Необходимо изучать химию металлов, металлургию, свойства и условия эксплуатации трубы (перекачиваемые жидкости, химические составы, температура, гидравлика и скорости потоков, механические нагрузки, применяемые химические реагенты).

С точки зрения химии металлов и металлургии необходимо привлекать специалистов заводов-изготовителей. Накладывать практические навыки производителей на инженерный опыт промышленной эксплуатации трубы в нефтепромысловых условиях, в результате оптимизировать металлургию с целью обеспечения коррозионной стойкости трубы.

С точки зрения эксплуатации - имеется большой опыт промышленной эксплуатации трубы в нефтепромысловых условиях, есть большой опыт исследования коррозии и есть опыт сравнения при замене марок сталей или трубной продукции (вспомним замену импортный трубы в СССР на отечественные уже в России).

Приведу информацию из опыта ОАО «Сургутнефтегаз» о замене сталей. Ранее, под технологичным (удобным) наблюдением массово эксплуатировались нефтепромысловые трубопроводы с «привычной» маркой стали 09Г2С, коррозия была активна, её обнаруживали очень часто при эксплуатации и ремонте трубопроводов, в итоге, на замену внедрили безмарганцевые стали 20кт, 20ксх, 13ХФА. Получен положительный результат.

Аналогично поменяли и продолжают менять марки сталей нефтедобывающие предприятия в Западной Сибири (уходят от марганецсодержащих сталей с индексом «Г» в обозначении). Уход от стали 09Г2С дает положительный результат. На последовательно стыкованных образцах трубы из стали 09Г2С и стали 13ХФА заметна и видна разница в характере коррозионных повреждений. Безмарганцевая сталь 13ХФА не страдает язвенными коррозионными нарушениями внутренней поверхности трубы при работе в контакте с минерализованными пластовыми водами в условиях Западной Сибири, а сталь 09Г2С обнаруживает очаги глубокой язвенной коррозии и не обеспечивает продолжительный нормативный срок службы.

Основной фактор, определяющий стойкость стали против локальной коррозии в нефтепромысловых средах, является произведение Mn·S, которое должно быть не более 0,002. Содержание серы и произведение Mn*S характеризует присутствие в стали частиц сульфата марганца и их морфологию. С ростом произведения содержания Mn и S (марганца и серы) более 0,002 резко (в разы) сокращается срок службы стали в коррозионной активной среде. сталь коррозия разрушение марганец

Каким способом добиться снижения произведения содержания Mn*S? В любой стали содержание особо «вредных примесей» P и S (фосфора и серы) предельно ограничено металлургическими стандартами для снижения соответственно «хладоломкости» и «жароломкости» стали, поэтому уйти от содержания серы сложнее, ежели отказаться от марганец содержащих сталей. Если в плавке содержание P, S (фосфора, серы) превышает допуски, то сталь бракуется (на переплавку уходит). А вот марганец Mn не считается металлургами «вредной примесью», кроме того увеличивая содержание марганца в стали производители повышают ее прочность, не принимая во внимание то, что сталь становится более коррозионно активной.

Приведу пример из опыта НГДУ "Комсомольскнефть". Для проведения лабораторного исследования в центральную базовую лабораторию представлен образец НКТ 73мм, на котором видны следы локальной коррозии(рис.1). При проведении пальцем отмечаются язвы неправильной формы.

Рисунок 1 - Внутренняя поверхность образца НКТ 73мм

При проведении химического анализа данного образца выявили, что содержание марганца составляет 1,5%.

Таблица 1 - Химический анализ.

Марганецсодержащие стали имеют высокую скорость к коррозии в минерализованных пластовых водах Сургутского и Вартовского свода в Западной Сибири при pH>7 (даже в щелочной среде марганецсодержащие стали не пассивируются, а активно разрушаются, так как марганец и его соединения обладают амфотерными свойствами - это означает, что марганец и его соединения не гарантируют стабильного химического поведения при любом pH, а при pH <7 коррозионная ситуация резко ухудшится, т.к. начнут разрушатся все активные металлы в сплаве, включая основной - Fe). Отмечу, в минерализованных пластовых водах Сургутского и Вартовского свода в Западной Сибири доминирует pH>7 (щелочная среда), но кому в инженерной нефтепромысловой практике встретится пласт с обильными кислотными обработками или с природным фоном pH<7 (кислой средой), придется на стадии проектирования объекта и в дальнейшем активно бороться с коррозией любой стали.

На скорость химических реакций сильно влияет температура. В частности, с ростом температуры растет скорость электрохимической коррозии. Влияние температуры на скорость химической реакции приближенно определяется правилом Вант-Гоффа. При повышении температуры на каждые 10 градусов по Цельсию скорость химической реакции возрастает в 2-4 раза в степенной зависимости - это очень резкая зависимость, почти взрывная при широких разбросах температур. При повышении температуры с 30 градусов до 80 градусов по Цельсию большинство химических реакций теоретически может ускориться в диапазоне от двух в пятой степени (32) раз до четырех в пятой степени (1024) раз - пятая степень - это степенной показатель в пять десятков градусов роста температуры. Приведенный теоретический пример может случиться в практике, но даже пятикратное ускорение коррозии перебивает любой нормативный запас прочности и не позволит оборудованию гарантированно отработать нормативный срок службы. Поэтому, когда приходится работать с глубинами недр и повышенными температурами нужно представлять как линейно по градиенту растет температура с ростом глубины и как нелинейно (по степенной зависимости) ускоряются химические реакции, часто осложняя нефтепромысловую практику. На скорость химической реакции на твердой поверхности влияет скорость потока жидкости, ускоряя массообменные процессы - это касается коррозии и эрозии металла.

В условиях эксплуатации трубы нефтепромыслового сортамента (обсадные трубы и НКТ) в большей степени подвержены коррозионному разрушению стали, имеющие повышенное содержание коррозионно-активных неметаллических включений (КАНВ) и сульфидов марганца. Это может быть связано с тем, что указанные включения являются эффективными ловушками водорода, образующегося в процессе коррозии с водородной деполяризацией.

В современной нефтепромысловой практике в Западной Сибири применятся обсадные трубы и НКТ из углеродистых сталей с высоким содержанием марганца Mn (0,67%...1,7%) и чем выше группа прочности, тем выше содержание марганца.

В строительстве скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» в настоящее время поступают обсадные трубы от российских поставщиков (ПАО «СинТЗ», ПАО «СТЗ», ПАО «ТАГМЕТ», АО «ВТЗ»). При рассмотрении документации на обсадную трубу обнаруживаются углеродистые стали с высоким содержанием марганца Mn. Например «ВТЗ - Волжский трубный завод» поставляет обсадные трубы из стали 35ГФ (содержит Mn марганец 1% - индекс «Г» и ванадий V - индекс «Ф»). Поставщик «ТАГМЕТ» поставляет обсадные трубы из стали 26Г1 (содержит Mn марганец 1% - индекс «Г» и не содержит ничего против коррозии).

Задания на проектирование и проекты на строительство скважин не содержат в явном виде информацию о марках стали обсадной трубы, конструкция скважины не описывает металлургические особенности обсадной трубы. В проекте на строительство скважин задается по ГОСТ632-80 геометрия, сопромат (группа прочности), закладывает запас на коррозию (припуск +2 мм) стенки обсадной трубы.

Характерны особенности коррозии обсадных колонн - преимущественное расположение коррозионных интервалов выделено на глубинах от 1 300 м и ниже. Для эксплуатационных скважин интервал негерметичности составляет от 1300 до 2000 метров, а для нагнетательных - 2000 метров и ниже. Объяснить различные интервалы образования негерметичности в обоих случаях можно наличием труб НКТ, расположенных в интервале от устья скважины до интервала образования негерметичностей. В интервале размещения обсадной колонны и НКТ последние принимают на себя большую часть негативного влияния транспортируемой агрессивной среды и, наоборот, в интервалах отсутствия НКТ, происходит постоянный контакт агрессивной среды с эксплуатационной колонной, что приводит к образованию негерметичностей.

В России уральские заводы-изготовители способны изготовить трубы нефтепромыслового сортамента с контролируемым составом стали, прочностными характеристиками и геометрией. В условиях Западной Сибири наиболее полезны и оптимальны к применению трубы из стали 18ХМФБ, 18ХМФБА - данные стали не содержат повышенной концентрации Mn марганца, имеют относительно невысокое содержание углерода, легированы Cr 1% хромом для обеспечения коррозионной стойкости, легированы Mo 1% молибденом, легированы V 1% ванадием для обеспечения прочности и одновременного снижения хрупкости, легированы Nb 1% ниобием. Сталь с индексом «А» (18ХМФБА) - улучшенного качества с пониженным содержанием S и P (серы и фосфора) и модифицированная применением мелкодисперсных тугоплавких центров кристаллизации для получения однородного мелкого зерна в отливках. Таким образом, уральские заводы-изготовители способны выпустить НКТ и обсадные трубы, подходящие для специфических условий эксплуатации в Западной Сибири, необходимо только определиться с оптимальным выбором стали.

Отмечу, из-за растущего оборота лома черных металлов с каждым десятилетием ухудшают свои свойства вторичные стали, в первую очередь ухудшается коррозионная стойкость. У некоторых пользователей сложилась ассоциация о сталях старых годов производства, говорят «сталинская сталь», но ничего особенного, технологии тогда были просты, лаборатории без излишеств, просто стали были из железной руды Магнитогорска и Южного Урала, без примесей цветных металлов - поэтому стали отличались более однородным составом. В настоящее время качественное сырье больше идет тем покупателям, кто ставит выше требования - это военная промышленность, машиностроение, иностранные покупатели металлов (на экспорт). В таких условиях очень полезно разбираться в металлах и в антикоррозионных технологиях.

Вывод.

Требуется продолжать исследования, направленные на выяснение степени влияния КАНВ на коррозионную стойкость трубных сталей.

Практикующим инженерам полезно наработать реальный опыт и изучить или повторить теорию химии металлов, прочитать про практику металлургии, обдумать экономику и тенденции развития технологий. Наличие промыслового опыта и довесок свежих сведений позволит уточнить причины коррозии металла и выработать оптимальные решения, спланировать действия.

В условиях Западной Сибири нельзя применять марганецсодержащие стали, в стали произведение содержания Mn*S не должно превышать 0,002 .Наиболее полезны и оптимальны к применению НКТ из стали 18ХМФБ, 18ХМФБА.

Необходимо учитывать температурный градиент при работе с глубинным оборудованием, так как с ростом температуры сильно растет скорость электрохимической коррозии.

Для скважин Западной Сибири необходимо подбирать материал обсадной трубы и муфт эксплуатационной колонны с лучшими антикоррозионными свойствами, марку стали нужно прописывать в проектной документации на строительство скважин.

Надёжные (долговечные) скважины позволяют улучшить экономику проекта разработки месторождения - приблизиться и достичь проектных показателей добычи нефти и газа, снизить риски убытков «потерь скважин» или «затрат на сложные в плане обеспечения надежности и успешности изоляционные ремонтные работы». В итоге, в случае благоприятной налоговой ситуации (НДПИ, экспортные пошлины) и цен на нефть и газ растет вероятность обеспечить расчетный индекс доходности проекта разработки месторождения и получить планируемый финансовый результат.

Литература

1. Вирясов А.Н., Гостинин И.А., Семенова М.А. Применение труб коррозионно-стойкого исполнения для обеспечения надежности нефтегазотранспортных систем Западной Сибири // Инженерный вестник Дона. 2013. № 1.

2. Зайцев А.И., Родионова И.Г., Мальцев В.В. и др. Природа и механизмы образования в стали коррозионно-активных неметаллических включений. Пути обеспечения чистоты стали по этим включениям. Коррозионно-активные неметаллические включения в углеродистых и низколегированных сталях. М.: Металлургиздат, 2005. С. 37-51.

3. Родионова И.Г., Бакланова О.Н., Филиппов Г.А. и др. Роль неметаллических включений в ускорении процессов локальной коррозии нефтепромысловых трубопроводов и других видов металлопродукции и оборудования из углеродистых и низколегированных сталей // Коррозионно-активные неметаллические включения в углеродистых и низколегированных сталях. М.: Металлургиздат, 2005. С. 7-14.

4. Коррозия и защита химической аппаратуры. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность / Под ред. А.М. Сухотина, А.В. Шрейдера и Ю.М. Арчакова. М.: Химия, 1974. Т. 9.

5. Пышминцев И.Ю., Костицына И.В., Мананников Д.А. Влияние неметаллических включений на стойкость нефтепромысловых трубопроводов к локальной коррозии ОАО «Черметинформация» // Черная металлургия. 2010. № 1. С. 55-60.

6. Шафиков А.Х. «Опыт применения антикоррозионной защиты и эксплуатации системы коррозионного мониторинга промысловых трубопроводов ЗАО «Ванкорнефть», журнал «Инженерная практика» №8, 2011 год, с.130.

7. Гостинин И.А. «Влияние коррозионно-активных неметаллических включений на срок службы трубопроводов Западно-Сибирского региона» журнал «Коррозия» №3(32), сентябрь 2015 года, с.40-42.

8. Рябков И.И., Рассадников В.И., Созонов А.М. «Исследование причин возникновения обсадных колонн при эксплуатации скважин в ОАО «Сургутнефтегаз», журнал «Инженер Сургутнефтегаза» №6(12)2016 с.45-53.

Размещено на Allbest.ru