ИССЛЕДОВАНИЕ ТРЕЩИНОСТОЙКОСТИ ИНЖЕНЕРНЫХ СТАЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ НЕФТЯНОГО НАЗНАЧЕНИЯ

Муравьев Константин Александрович

канд. техн. наук, доцент, Сургутский институт нефти и газа, г. Сургут

E-mail:

Постановка проблемы и ее связь с научными и практическими задачами. Анализ состояния основного фонда нефтедобывающего комплекса Украины показывает, что одной из основной проблем подземного скважинного оборудования является его физический и моральный износ.

Решение этой важной практической проблемы сопряжено с огромными капиталовложениями и, по нашему мнению, в ближайшие годы невыполнимо.

Исследование промысловых данных показывает, что среди других видов аварий коррозионные повреждения (разгерметизация) обсадных и насосно-компрессорных колонн является наиболее распространенными и происходят в процессе освоения и эксплуатации скважин. Аварии с обсадными колоннами, в особенности при больших глубинах скважин, вызывают серьезные осложнения, снижают производственные показатели нефтяных компаний и отрицательно сказываются на себестоимости добываемой нефти.

Кроме аварий, связанных непосредственно с повреждениями самих труб, происходят аварии, вызванные коррозионно-механическими повреждениями колонн глубинно-насосных штанг (обрыв и падение штанговых колонн). Такие разрушения приводят к авариям с тяжелым исходом - падение колонн в скважину, если своевременно их не выявлять и не предупреждать.

Из практики известно, что добыча и транспортировка нефти неизбежно сопровождаются выпадением и накоплением в скважинном оборудовании и промысловых трубопроводах нефтяного шлама, что приводит к уменьшению эффективного диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ) и затрудняет эксплуатацию нефтепроводов и резервуаров.

В связи с этим, проблема комплексного повышения служебного ресурса внутрискважинного нефтяного оборудования с целью обеспечения надежности его элементов остается чрезвычайно актуальной, а ее решение имеет важное народнохозяйственное значение.

Анализ исследований, изложенных в литературе. Анализ исследований отечественных [1, 2, 3, 5, 6, 8] и зарубежных [11—13] ученых, проведенных в последние годы, и многолетние собственные наблюдения авторов показывают, что по причине коррозионного воздействия агрессивной среды происходит до 60 ... 75 % всех повреждений подземного внутрискважинного оборудования, т. е. коррозионные разрушения металла стали проблемой отраслевого масштаба. Это объясняется не только значительной наработкой оборудования, но и рядом факторов, усугубляющих эту проблему. Специфическим коррозионным и коррозионно-механическим повреждениям со стороны рабочей среды наиболее подвержены насосно-компрессорные и обсадные трубы (ОТ), глубинные насосные штанги (ГНШ) и корпуса скважинных насосов.

При этом в работах [8, 9] установлено, что наиболее активными с точки зрения образования продуктов коррозии (окислов и сульфидов железа и др.) являются те зоны контакта металла труб с пластовой жидкостью, которые содержат сероводород и углекислый газ. Кроме того, из литературы [5, 8] и практики известно, что важная роль в коррозионных разрушениях внутрискважинного оборудования отводится и сульфатвосстанавливающим бактериям, которые являются одновременно инициаторами и катализаторами электрохимических процессов коррозии металла. В результате микробно-индуцированной коррозии происходит деградация внутрискважинного оборудования, особенно в процессе длительной эксплуатации в коррозионно-активных зонах нефтяных месторождений Украины, для изучения особенностей которой необходимо проведение дополнительных исследований.

Целью работы является исследование трещиностойкости стального нефтедобывающего оборудования в условиях непосредственного контакта с коррозионно-активными водонефтегазовыми средами.

Методы исследования. Комплекс исследований поврежденного металла внутрискважинного оборудования, взятого для изучения из разных зон (глубин) нефтедобывающих скважин, включал наряду со стандартными, специальные виды исследований: различные варианты рентгеноспектрального анализа с использованием растрового электронного микроскопа JSM-35CF (фирма "Джеол", Япония), "Camebax-МВХ" фирмы "Riber" (Франция), SEM-515 с микроанализатором "Link" фирмы "Philips".

Состав неметаллических включении определяли на энергодисперсионном спектрометре "Link - 860" (фирма "Linko", Великобритания). Определение объемной доли и размеров неметаллических включений проводилось на количественном телевизионном микроскопе "Квантимет-720" (фирма "Металс рисерч", Великобритания).

Кроме этого определяли остаточное содержание и характер распределения в металле водорода, серы и кислорода: а) методом локального масс-спектрального анализа (ЛМСА) с лазерным микрозондом, б) методом плавки проб металла в потоке несущего газа с использованием установок фирмы "Leco".

Результаты исследований и их обсуждение. Известно, что скорость разрушения металла зависит от концентрации и парциального давления сероводорода, общего давления, температуры, рН, минерализации, скорости движения коррозионно-агрессивной среды. Развитие сульфидной коррозии возможно уже при концентрации сероводорода 0,001 %.

Коррозионные процессы, протекающие в присутствии сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), характеризуются отличительными признаками: на металлической поверхности появляются коррозионные отложения в виде темно-коричневой корки и рыхлых бугорков. Они состоят из сульфидов, карбонатов и гидратов оксида железа и включают многочисленные колонии СВБ. Под слоем отложений быстро развиваются коррозионные поражения в виде питтингов (точечная коррозия), скорость образования которых весьма велика (например, известны случаи, когда стенка толщиной 5,5 мм была поражена питтинговой коррозией в течение 9 мec.).

Данные табл. 1, взятые для месторождений Западной Сибири, подтверждают значительную роль сероводородной коррозии в разрушении и аварийных отказах подземного скважинного оборудования. Это подтверждается результатами химического анализа продуктов анаэробной коррозии стали, в которых присутствует наряду с гидратами закиси и оксида железа в большом количестве сернистое железо.

Таблица 1

Роль сероводородной коррозии в разрушении и аварийных отказах подземного скважинного оборудования месторождений Западной Сибири 

Установлено [3], что некоторые сульфидные включения в низколегированных сталях действуют как инициаторы образования коррозионных трещин, тогда как другие не влияют на этот процесс. Возникновение трещин связано в основном с расположением определенных неметаллических включений, а по мере своего роста трещины становятся межзеренными.

Полученные металлографические данные использовали в качестве параметров для сопоставления исходного состояния сталей внутрискважинного оборудования с их состаренным состоянием, а также для сопоставления структурных особенностей разрушения образцов, характера распространения усталостных трещин в сталях в исходном и состаренном состояниях. Коррозионно-механические характеристики трубных сталей нефтяного сортамента в значительной степени зависят от состава, формы, размеров и количества карбидных фаз [1—3].

Установлено [3, 5, 8], что в стенке трубы напряжения за счет колебания внутреннего давления перекачиваемого продукта меняются от 0,5—0,7 до 5—6 МПа и достигают максимума 150—200 МПа или 0,4—0,5 предела текучести в зависимости от толщины стенки.

С помощью рентгеноструктурных исследований получены данные, свидетельствующие о распаде цементита (Fe₃С) в металле труб НКТ и ОТ в процессе эксплуатации (табл. 2).

Таблица 2

Данные распада цементита (Fe₃С) в металле труб НКТ и ОТ в процессе эксплуатации 

Характеристики, химический состав и механические свойства труб и штанг приведены в табл. 3.

Таблица 3

Характеристики, химический состав и механические свойства труб и штанг 

Как видно из приведенных данных, в процессе эксплуатации в сталях скважинного оборудования происходит не только перераспределение атомов углерода и азота, но и распад цементита, что хорошо согласуется с результатами работы [3].

Специальными экспериментами, выполненными совместно с сотрудниками ИЭС им. Е. О. Патона, установлено, что с увеличением срока эксплуатации скважинного подземного оборудования существенно уменьшается содержание цементита (Fе₃С) в металле. При этом наиболее сильно уменьшение доли цементита в сталях труб ОТ и НКТ происходит после 10-летнего срока эксплуатации.

Существенное изменение происходит и в структуре этих сталей. Так, в процессе длительной нагрузки значительно изменяется строение перлита: цементитные пластины теряют ориентировку в пределах перлитной колонии, дробятся, приобретают округлую форму. Перлитные участки приобретают структуру, подобную зернистой.

Под действием переменных напряжений в кристаллических зернах происходит генерация дополнительных дислокаций как в ферритных, так и перлитных зернах [3]. Движущиеся дислокации перерезают цементитные пластинки, унося при этом часть атомов углерода. Фрагментация перлитных зерен приводит к изменению морфологии цементитных пластин, в результате чего часть цементита, у которой частицы меньше критической величины, растворяется, а часть - измельчается так, что перестает давать самостоятельные рентгеновские рефлексы. Кроме того, атомы углерода, "освободившиеся" в результате распада цементита, скапливаются в полосах скольжения, уходят в твердый раствор, скапливаются на границах зерен и микротрещинах, где образуются зародыши новых карбидных частиц.

Эти процессы, как правило, вызывают локальное охрупчивание металла внутрискважинного оборудования, а при благоприятных условиях (знакопеременных циклических нагрузках) вблизи этих частиц образуются микропоры, коагуляция которых приводит к образованию трещин.

С использованием методов рентгеноструктурного анализа измерены параметры кристаллической решетки a-матрицы, дана оценка уровня упругих искажений решетки (микронапряжений искажения), а также распределения углерода в феррите и цементите (табл. 4) в сталях труб ОТ и НКТ.

Таблица 4

Параметры кристаллической решетки a-матрицы, оценка уровня упругих искажений решетки и распределения углерода в феррите и цементите в сталях труб ОТ и НКТ 

Как видно из полученных данных, увеличение времени эксплуатации нефтепроводов приводит к увеличению значения параметра объемно-центрированной кубической кристаллической решетки u - твердого раствора и росту микронапряжений. При этом часть углерода из распавшегося цементита уходит на границу a- матрицы. Другая часть, по-видимому, остается на дислокациях, уходит в микротрещины и на формирование новых мелкодисперсных карбидных частиц. Относительно крупные карбидные частицы образуются на границах зерен между перлитом и ферритом.

С использованием экспериментальных данных (см. табл. 4) по формуле [1]

DC_a = DV_a·10³ (%)

(DV_a - объемная доля a-Fe; - параметр решетки текущий; =0,28668 нм) было рассчитано, что в процессе распада цементита около 10 % первоначального содержания атомов углерода в феррите переходит в a - твердый раствор. Около 35—40% атомов углерода цементита (табл. 5) при его растворении уходит в a - твердый раствор в процессе эксплуатации скважинного оборудования (7—8 лет). Считается, что уменьшение цементитной фазы приводит к снижению прочностных характеристик [6].

Таблица 5

Содержание цементита в процессе эксплуатации в сталях труб ОТ и НКТ

Уменьшение количества цементита в сталях труб ОТ и НКТ в процессе эксплуатации, по данным peнтгеноструктурного анализа, составляет порядка 30—35 % и по электронно-микроскопическим данным - около 20—25 %. При этом следует учесть, что цементит легко разлагается при воздействии на него атомов водорода:

Fe₃C«3Fe+C+(24,3±2,0 1) кДж;

C+2H₂«CH₄+(75,42±0,84) кДж.

В общем виде этот процесс описывается реакцией: Fe₃C+2H₂«3Fe+CH₄.

Атомарный водород легко получается при взаимодействии сероводорода, содержащегося в пластовой жидкости, с металлом скважинного оборудования: 4Fе₃+6H₂S=2Fе₂S₃+12Н.

В процессе деформации на поверхности металла трубы ОТ или НКТ, или поверхности микрополости образуются активные центры, в которых происходят диссоциации молекул водорода и проникновение атомарного водорода вглубь металла.

Обезуглероживание трубных сталей происходит в течение длительного времени, чему способствует температурно-барический режим перекачиваемого продукта в межтрубном пространстве скважины. Так как при этих условиях подвижность атомов углерода в феррите низка, то основная водородная реакция происходит в перлитном зерне. Коэффициенты диффузии углерода и водорода в a-Fe при 20 и 100 ºС соответственно составляют 1,5·10^-5, 2·10^-17 см²/с и 4,4·10^-5 и 3,3·10^-14 см²/с.

Продукты реакции (мeтaн и атомарный водород, рекомбинирующийся в молекулы) первоначально накапливаются в порах и микропустотах в приграничных объемах зерен металла труб ОТ и НКТ. По границам зерен концентрируются атомы примесей и "пустоты", создаются приграничные сегрегации углерода, кремния и марганца и особенно серы, в результате чего граничные участки зерен обогащаются также и углеродом. Кроме того, границы зерен в энергетическом отношении являются метастабильными.

Давление молизовавшегося водорода в этих областях может достигать больших значений, в результате чего возникают напряжения, превышающие прочность металла трубных конструкций, что и приведет к зарождению микротрещин в металле.

Выводы

С помощью рентгеноструктурных исследований получены данные, свидетельствующие о распаде цементита в трубных сталях в процессе эксплуатации труб в коррозионно-активных средах.

Методами рентгеноструктурного анализа измерены параметры кристаллической решетки a-матрицы, дана оценка уровня упругих искажений решетки (микронапряжений искажения), а также распределения углерода в феррите и цементите, что позволило по-новому интерпретировать механизм снижения сопротивляемости трещиностойкости металла, в частности коррозионно-усталостному разрушению подземного скважинного оборудования, длительно эксплуатируемого в коррозионно-агрессивных средах нефтяных месторождений Украины.

Список литературы:

1.Браун У., Сроули Дж. Испытания высокопрочных металлических материалов на вязкость разрушения при плоской деформации. - М.: Мир, 1972. - 245 с.

2.Бриду, Лафранс М., Прову А. Разработка новых сортов стали с повышенными характеристиками для транспорта кислого газа и нефти // Нефтегаз - Франция. - М.: Юзичор Асье, 1986. - 19 с.

3.Гумеров А. Г., Ямалеев К. М., Журавлев Г. В. и др. Трещиностойкость металла труб нефтепроводов / М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. - 231 с.

4.Канеко Т., Окада У., Икеда А. Влияние микроструктуры на чувствительность к SSC низколегированных высокопрочных трубных изделий для нефтедобывающих стран // Трубы нефтяного сортамента и нефтепроводные производства Сумитомо. - Япония: Сумитомо Ltd., 1989. - 1-2-1. - 21 с.

5.Макаренко В. Д. Надежность нефтегазопромысловых систем // - Челябинск: изд-во ЦНТИ, 2006. - 826 с.

6.Потак Я. М. Высокопрочные стали. М: Металлургия, 1972. - 208 с.

7.Похмурский В. И. Коррозионная усталость металлов. Киев: Наукова думка, 1982.

8.Дмитрах I. М., Панасюк В. В. Вплив корозійних середовищ на локальне руйнування металів біля концентраторів напружень. Львів: Фізико-механічний інститут ім. Г. В. Карпенко НАН України, 1999. - 341 с.

9.Pомaнiв О. М., Генега Б. Я., Гута О. М., Василечко В. О. Вплив напружень на електрохімічну корозію сталі у водних середовищах // Фізико-хімічна механіка матеріалів. - 1996. - № 6. - С. 83-95.

10.Хома М., Залужець А. Механо- електрохімічні властивості корозiйнотривких сталей. Проблеми корозії та протикорозійного захисту матеріалів // Фізико-хімічна механіка матеріалів. - 2000. - № 1. - С. 113—115.

11.NACE Standard ТМО177-90. Standard Test Method. Laboratory Теsting of Metals for Resistance to Sulfide Stress Cracking in H2S Environments // NACE.- Houston. Р.О. Вох 218340, 1990. - 22 р.

12.Pressoure G. М., Blondeau R., Cadion L. HSLA steels with in proved hydrogen sulfide cracking resistance // Proc. Conf. Amer. Soc. Metals. - Philadelphia: Ра, 1984. - Р. 827—843.

13.Trucbon M. L. R., Crolet J. L. Experimental limits of sour service for tubular steels // SSC Symposium. - Saint-Cloud, 1991. - 21 р.