Растет потребность отечественных нефтегазодобывающих компаний в нефтегазопроводных трубах, отличающихся повышенной коррозионной стойкостью. В нормативно-технической документации, как правило, требования к коррозионной стойкости нефтегазопроводных труб из низколегированных сталей ограничиваются узким перечнем испытаний: стойкость к водородному растрескиванию (HIC), сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением (SSC) и общей коррозии (ОК). Положительные результаты указанных испытаний свидетельствуют лишь о стойкости продукции к коррозионному растрескиванию, связанному с воздействием высокого парциального давления сероводорода. Подобные условия на территории России встречаются локально в разных регионах, а коррозионные поражения, вызванные сероводородным растрескиванием, не массовые. Таким образом, соблюдение данных требований зачастую не гарантирует высокой эксплуатационной надежности продукции в разных условиях.
Важнейшим условием обеспечения долговечности трубопровода, повышения наработки на отказ (срока безаварийной эксплуатации) является гарантированное качество каждой из его составляющих. Существенную роль играет технологичность продукции. Нефтегазопроводные трубы из низколегированных сталей, применяемые сегодня крупнейшими нефтегазодобывающими компаниями РФ, порой не технологичны. Согласно последним исследованиям, проведенным совместно с НИЦ «Термохимия материалов» (НИТУ МИСиС), в процессе сварки таких сталей, как 13ХФА и 09ГСФ, образуется ряд тугоплавких окислов, не всегда удаляемых из сварного соединения, что негативно сказывается на качестве.
Недостаточно эффективно в условиях контролируемой прокатки рулонного и листового проката и микролегирование стали ванадием, необходимое для обеспечения требуемого химического состава данных марок стали. Микролегирование дает лучшее качество при производстве бесшовных труб.
Разработка новой марки стали
В 2010 г. специалисты АО «ВМЗ» с привлечением ведущих научно-исследовательских организаций приступили к разработке инновационной трубной марки стали, которая должна отвечать следующим требованиям:
– иметь наиболее востребованный класс прочности (К52);
– быть хладостойкой до -60 °С;
– быть коррозионно стойкой в различных средах;
– иметь хорошую свариваемость как в условиях завода, так и в полевых условиях;
– обладать высокой технологичностью.
Требования к механическим свойствам труб представлены в табл. 1.
Всему комплексу требований отвечает низкоуглеродистая сталь с системой легирования на основе марганца, кремния, хрома и микролегирования на основе ниобия. Строгое ограничение содержания углерода позволяет обеспечивать оптимальную микроструктуру, гарантирующую высокую хладостойкость и стойкость к коррозионному растрескиванию в сероводородсодержащих средах (HIC, SSC). В сталь 05ХГБ введен хром для повышения ее стойкости к углекислотной коррозии. Пониженное содержание углерода в стали повышает эффективность добавки хрома.
Проведенные в ООО «ИТ-Сервис» сравнительные испытания на стойкость к углекислотной коррозии образцов труб из стали 13ХФА и 05ХГБ свидетельствуют, что продукты коррозии одинаково представлены карбонатом железа и хромсодержащими соединениями (в основном – Cr(OH)3) (рис. 1). Толщина продуктов коррозии составляет 15 – 32 мкм в обоих случаях.
По сравнению с 09ГСФ и 13ХФА сталь 05ХГБ отличается повышенным, но в то же время ограниченным содержанием марганца. Увеличенное содержание марганца необходимо для повышения технологичности сварки без потери стойкости к водородному растрескиванию. В соответствии с литературными данными (R. Pöpperling), сталь с содержанием углерода 0,06 % может содержать до 1,20 % марганца без ухудшения ее стойкости к растрескиванию. В то же время повышение содержания марганца по сравнению со сталью 13ХФА позволяет обеспечивать стабильный уровень механических свойств при более низком содержании углерода, а также увеличить соотношение [Mn]/[Si], важное с точки зрения свариваемости, в особенности при сварке ТВЧ (HFW).
Одним из основных микролегирующих элементов стали 13ХФА является ванадий. Данная система микролегирования наиболее эффективно обеспечивает прочность и вязкость стали после проведения термической обработки по режиму «закалка + отпуск». Для обеспечения механических свойств стали 05ХГБ в условиях контролируемой прокатки ванадий заменен на другой карбидообразующий элемент – ниобий. Исследования сварных соединений труб из стали 13ХФА и 05ХГБ, а также выполненный термодинамический анализ свидетельствуют, что при сварке ТВЧ стали 13ХФА образуются более тугоплавкие окислы. Это связано с отличиями в химическом составе стали: в содержании углерода и отношении концентраций марганца и кремния (табл. 2).
Благодаря возможности достижения благоприятного соотношения [Mn]/[Si] в стали 05ХГБ, при сварке ТВЧ образуются более легкоплавкие окислы. В связи с этим возможно увеличение содержания хрома до 1 % без ухудшения качества сварного соединения.
Впервые при разработке химического состава стали учитывались особенности производства электросварных труб сваркой ТВЧ и особенности эксплуатации, в связи с чем пришлось решать ряд принципиальных вопросов производства проката и высококачественной заготовки по схеме производства литейно-прокатного комплекса: в том числе – формирования бездефектной заготовки, снижение ликвации в осевой зоне сляба, получение сверхнизкого содержания серы (менее 0,002 масс. %) и формирования мелкозернистой структуры в готовом прокате. Был разработан и реализован ряд технологических решений: оптимизация состава шлака для прохождения глубокой десульфурации; модифицирование расплава редкоземельными металлами; подбор режимов вторичного охлаждения и мягкого обжатия при разливке; ускоренное охлаждение раската после черновой стадии; ускоренное охлаждение проката на отводящем рольганге перед смоткой в рулон. В результате проведенных мероприятий трубы из данной марки стали наряду с высокой коррозионной стойкостью обладают повышенным ресурсом по хладостойкости (рис. 2). Значительное снижение показателей ударной вязкости наблюдается только при температурах ниже -80 °С. При этом доля вязкой составляющей в изломе находится на уровне 80 – 100 % до – 70 °С. Такие показатели открывают потенциал стали для применения при разработке арктических месторождений.
Оценка коррозионной стойкости
Проблема обеспечения коррозионной стойкости нефтегазопроводных труб из низколегированных сталей осложняется многообразием механизмов коррозионного разрушения в условиях эксплуатации, а также ограниченностью лабораторных методов оценки, позволяющих прогнозировать данную характеристику. Несмотря на это при разработке новых видов продукции в сегменте нефтегазопроводных труб повышенной коррозионной стойкости необходимо оценивать реальный уровень данного показателя. Программа-минимум в данном случае – сравнение коррозионной стойкости с существующими аналогами, максимум – определение с достаточной точностью наработки на отказ труб (срок безремонтной эксплуатации) для конкретных условий или региона.
Разумеется, невозможно объективно оценить коррозионную стойкость продукции из низколегированной стали при помощи одного определенного метода. По характеру и условиям проведения существующие способы оценки коррозионной стойкости можно разделить на: 1) лабораторные испытания; 2) стендовые испытания в модельных средах; и 3) опытно-промышленные испытания.
При преимуществах и недостатках каждого из них использование комплекса методов дает относительно объективную картину. Разработанная сталь 05ХГБ прошла огромный путь – от лабораторных коррозионных испытаний до опытной эксплуатации действующего трубопровода.
Стендовые испытания
Перспективным направлением считается применение стендовых испытаний в лабораторных установках, имитирующих условия эксплуатации. Принципиальная схема установки, созданной специалистами ГУП «ИПТЭР», в которой испытывались на коррозионную стойкость трубы из стали 05ХГБ в сравнении с аналогами, – на рис. 3.
Моделируя условия эксплуатации трубопроводов и их воздействие на материал, испытания проводили 14 – 30 сут, непрерывно производя контроль фоновой скорости коррозии при помощи метода LPR. При правильном подборе испытательной среды такой экспозиции достаточно для реализации механизмов общей и локальной коррозии. На рис. 4 представлены микрофотографии поверхности образцов после испытаний продолжительностью 14 сут в модельной среде. Видны локальные язвенные повреждения.
Модельные среды разрабатывались на основании анализа эксплуатационных характеристик действующих трубопроводов. Учитывались скорость потока, давление, температура, расход жидкости и компонентный состав смеси коррозионно-активных газов (табл. 4). 
Принцип испытаний состоит в том, что подготовленные надлежащим образом образцы сталей устанавливаются в испытательные ячейки модели трубопровода (рис. 3, поз. 1). Буферная емкость (рис. 3, поз. 2) заполняется моделью минерализованной подтоварной воды. На компьютере задаются параметры модели в части обеспечения нужного парциального давления наиболее коррозионно-активных компонентов (H2S и CO2). При необходимости задаются количество растворенного в воде кислорода, а также механических примесей. Скорость жидкости регулируется частотным преобразователем, который воздействует на частоту вращения центробежного насоса и измеряется ультразвуковым расходомером. Температура поддерживается с помощью блока терморегулятора, оснащенного нержавеющим ТЭНом и термодатчиком. Через заданное количество времени образцы извлекаются, и путем замера остаточной массы определяется скорость коррозии в мм/год. Скорость локальной коррозии определяется путем оценки глубины питингов/язв методом двойной фокусировки на оптическом микроскопе.
Преимущество данного метода оценки коррозионной стойкости состоит в возможности прогнозировать эксплуатационную надежность материала в тех или иных условиях. То есть в отличие от натурных испытаний, где кроме подтоварной воды присутствует в различном соотношении нефтяная и газовая фракции, в данном случае агрессивная среда в равной степени воздействует на образцы весь период испытаний. При этом исключаются обстоятельства, связанные с эксплуатацией трубопроводных систем (неоднородность среды, отключение, ингибиторная защита, кислотная обработка и т.д.). С целью определения влияния химического состава стали и состояния поставки на коррозионную стойкость в различных условиях были проведены несколько серий испытаний образцов различного сортамента (табл. 3).
Результаты сериальных коррозионных испытаний в модельных средах (не менее двух повторений по три образца для каждой среды) свидетельствуют, что выбор марки стали очень важен для обеспечения коррозионной стойкости в разных условиях. При этом сталь 05ХГБ по средним показателям общей и локальной коррозии незначительно уступает стали 08ХМФЧА, но превосходит все остальные испытанные марки стали (рис. 5). Наиболее важно то, что образцы из 05ХГБ в различных средах показывали стабильно наиболее низкие скорости коррозии.
Натурные испытания
Несмотря на ряд преимуществ, данные исследования направлены на оценку коррозионной стойкости материала, а не изделия. В этой связи натурные испытания играют неотъемлемую и наиболее важную роль при прогнозировании эксплуатационной надежности нефтегазопроводных труб.
Как правило, применяются два типа испытаний: гравиметрические с использованием образцов-свидетелей и байпасные с применением испытательных катушек (патрубков). При оценке коррозионной стойкости труб из стали 05ХГБ применялись оба типа испытаний.
Наиболее показательны байпасные коррозионные испытания, так как в данном случае можно прогнозировать целесообразность применения изделия, а не только материала. Основной недостаток подобных испытаний заключается в их продолжительности, измеряемой, как правило, годами. В то же время использование определенных подходов позволяет существенно сократить срок экспозиции. В частности, к ним можно отнести:
– выбор объекта для монтажа байпасного стенда с гарантированно высокой фоновой скоростью коррозии;
– предварительный мониторинг фоновой скорости коррозии методами LPR или ER с использованием средств телеметрии;
– мониторинг остаточной толщины стенки испытательных и контрольных катушек с определенной периодичностью, устанавливаемой в зависимости от агрессивности перекачиваемой среды;
– контроль за состоянием объекта (исключение ингибиторной обработки в период проведения испытаний и т.д.).
Использование данного подхода позволяет сократить срок испытаний до 10 – 12 месяцев с получением результатов, достаточных для прогнозирования целесообразности применения продукции в данных условиях.
В настоящее время завершены байпасные коррозионные испытания в двух регионах: в Западной Сибири испытания проводились в условиях двух месторождений АО «Газпром нефть–Ноябрьскнефтегаз», в Республике Коми – в условиях двух месторождений ООО «ЛУКОЙЛ- Коми» (табл. 5).
Проведенные расчеты динамики локальной коррозии, основанные на данных диагностики остаточной толщины стенки, свидетельствуют, что наиболее активен коррозионный процесс в начальной стадии.
Расчет скорости осуществляли по формуле (1):
VTi = VT1 x (Ti – T1)-0,33619459, (1)
где VTi – скорость локальной коррозии в i-й момент времени эксплуатации (мм/год);
VT1 – скорость локальной коррозии в начальный период эксплуатации (мм/год);
Ti – i-й момент времени эксплуатации (сутки);
T1 – начальный момент эксплуатации (сутки).
В обоих из рассмотренных вариантов получено, что скорость локальной коррозии стали 05ХГБ во весь период испытаний ниже, чем сравнительных образцов.
ООО «Сибнефтегаздиагностика», ФГУП «ВНИИК», ООО «ПечорНИПИнефть» и др.
за помощь в проведении исследований.
По итогам проведенного комплекса испытаний, подтвердивших высокие служебные характеристики труб из стали 05ХГБ, данная продукция была одобрена для применения в ряде отечественных нефтегазодобывающих компаний. В настоящее время проводится опытно-промышленная эксплуатация трубопроводов из стали 05ХГБ. Опытная эксплуатация сопровождается авторским надзором со стороны АО «ВМЗ», включая проведение внутритрубной диагностики. Специалистами АО «Выксунский металлургический завод» полностью разработана сквозная технология производства проката и труб из стали 05ХГБ диаметром 159 – 530 мм и толщиной стенки 5 – 12 мм, гарантирующая стабильно высокий уровень показателей качества и надежности.
