» » Влияние агрессивных газов на трубы и оборудование

Влияние агрессивных газов на трубы и оборудование

03.08.2016

Природные газы - смесь отдельных газов (компонентов), химически не действующих друг на друга, - состоят преимущественно из предельных углеводородов. При этом в состав природных газов могут входить: сероводород до 18-25% по объему, двуокись углерода до 25% и в небольших количествах азот и водород. Сероводород и двуокись углерода агрессивно воздействуют на обсадные трубы, насосно-компрессорные грубы и на устьевое оборудование, особенно когда они находятся в напряженном состоянии (растяжение, сжатие, изгиб), провоцируя водородное охрупчивание и сульфидное растрескивание. При высокой температуре агрессивное влияние сероводорода на металлы снижается.
Сероводород интенсивно растворяется в воде при pH ≤ 7, образуя сероводородную кислоту H2S, при pH ≥ 7 - гидросульфид-ионы HS и некоторое количество S2-. при pH ≥ 11 - сульфид-ионы. Плотность сероводорода 1170 кг/м3, критическая температура 100,4°С, критическое давление 8,89 МПа, температура самовоспламенения 290°С.
Бурильные, обсадные и насосно-компрессорные трубы, устьевое и промысловое оборудование корродируют при контакте с агрессивным сероводородом и углекислым газом до потери ими несущей способности. Сероводород взаимодействует с промывочными растворами, ухудшая их качество. Особенно опасен сероводород при проявлениях и открытых выбросах.
Колонные головки, подвески труб, корпусы всех секций колонной головки, фланцы и прокладочные кольца, шпильки и гайки, верхняя промежуточная и трубная секции колонной головки контактируют с агрессивными газами и подвергаются разрушению. Напряжённое состояние устьевого оборудования усугубляет коррозию. При изгибе и растяжении происходит охрупчивание и растрескивание, при сжатии - общая коррозия под действием сероводорода и хлоридно-натриевой воды. (На поверхности деталей образуется тонкая пленка продуктов железа и серы, при накоплении которых в первоначальный момент коррозия замедляется. Через определенное время поверхности деталей покрываются налетом темного цвета, затем ржавчиной. Одновременно в металл проникает атомный водород, образующий микротрещины, приводящие к охрупчиванию.)
Превенторные установки и крестовина стволовой сборки, контактируя с сероводородом и углекислым газом, находятся под сжимающей нагрузкой; шпилечные соединения - под растягивающей нагрузкой. При перекрытии устья скважины после газо-нефтепроявления противовыбросовое оборудование находится под растягивающей и изгибающей нагрузками.
Устьевое оборудование, соприкасающееся с сероводородом, подвержено воздействию сероводорода и сульфидному растрескиванию при нахождении его узлов в напряженном состоянии.
Сульфидное растрескивание - результат воздействия атомного водорода, высвобождающегося при реакции H2S с металлом в присутствии воды и приводящего к возникновению неразветвляющихся микротрещин в зернах металла. В легированной высокопрочной стали образуются трещины, которые появляются в течение короткого промежутка времени. Этот процесс ускоряется при температуре от 23 до 82°С, а с превышением 82°С действие реакций уменьшается.
Скорость диффузии и накопление водорода в различных структурах стали неодинаковы. Так, в феррите и мартенсите они заметно велики, а в аустените - малы. Склонность стали к растрескиванию в среде H3S обусловлена главным образом присутствием мартенсита в структуре. Устойчивость феррита против сероводородного растрескивания зависит от содержания в нем углерода.
Факторами, повышающими сульфидное растрескивание, являются удлиненные прокаты, крупные неметаллические выключения сульфидов марганца (MnS) и глинозема (Al2O3) в металле, высоколегированные стали, подвергнутые термической обработке различными способами и при разных режимах.
Скорость коррозии сталей возрастает прямо пропорционально увеличению содержания сероводорода и двуокиси углерода в газе при небольших парциальных давлениях в интервале температур от 21 до 65,5°С. Поэтому при выборе оборудования и обсадных труб учитывают содержание H2S и CO, в газе и их парциальное давление.
В газоконденсатных месторождениях с равным содержанием сероводорода и углекислоты, но с различными гидростатическими давлениями парциальное давление сероводорода и углекислоты различно.
Основные факторы, влияющие на углекислотную коррозию оборудования, - концентрация CO, в природном газе (Km) ≥ парциальное давление углекислого газа (рСО2), общее давление природного газа (р), температура среды, скорость движения газожидкостного потока, напряженное состояние металла, объемное соотношение водного и углеводородного конденсатов в жидкой фазе потока.
По величине парциального давления CO2 можно судить о вероятности возникновения углекислотной коррозии и ее интенсивности. Условия: при рСО2 ≥ 0,21 MПa - коррозия всегда неизбежна, при рСО2 = 0,021 - 0,21 МПа - коррозия возможна, при рСО2 ≤ 0,21 МПа - коррозия обычно маловероятна.
При наличии CO2 и H2S коррозия может появиться при низких концентрациях сероводорода (0,1 мг/л) в газе, воде и низком парциальном его давлении (10в-4 МПа).
Парциальное давление рпц определяют по формуле:
рпц = р*С/100,

где р - пластовое давление, MПa; С - объемная доля H2S в газе.
При р = 70 МПа и CН2S = 25% рпц - 17,5 МПа.
Для возникновения сульфидного растрескивания требуется совокупность нескольких факторов: наличие металла, чувствительного к коррозии при рабочем диапазоне температур, напряжение растяжения σр, контакт металла с H2S, низкая щелочность среды -показатель pH ≤ 10 и определенное парциальное давление.
Увеличение парциального давления H2S и CO2 незначительно влияет на процесс коррозии; более важна температура, с повышением которой общая коррозия заметно растет и, кроме того, чем ниже pH, тем выше скорость коррозии. (Для обсадных труб производства США установлена минимальная температура +65°С, при которой не происходит сульфидного растрескивания; для труб из низколегированной стали производства фирмы «Сумитомо» (Япония), подвергнутых закалке и высокому отпуску, минимальная температура +60°С; для труб из нелегированной и низколегированной сталей производства фирмы «Ниппон Кокан» (Япония) она равна +80 °С).
Для защиты от сероводорода и двуокиси углерода трубы и буровое оборудование изготовляют из коррозионно-стойких сталей. Общая коррозия тем меньше, чем выше содержание Сr+Мо и Ni ≤ 30% - в этом случае трещины отсутствуют, однако при содержании Ni ≥ 60 % появляется водородное охрупчивание.
Чтобы придать металлам стойкость к сульфидному растрескиванию, их подвергают термической обработке. Небольшим сопротивлением обладают стали, подвергнутые после закалки высокотемпературному отпуску, в результате которого образуется ферритовая структура. Наименьшим сопротивлением обладают стали, в структуре которых имелось недопустимое количество мартенсита. Чувствительность к воздействию H2S тем выше, чем выше уровень остаточных напряжений в стали, являющихся следствием неправильной термической обработки.
Методы упрочнения трубной продукции
Нанесение покрытий на трубы является часто экономически более эффективным, чем использование альтернативных вариантов применения изделий из специальных легированных сталей, программ использования химических ингибиторов.
На больших глубинах с более высокими температурами и давлениями, значительно усиливает коррозионное воздействие на трубные изделия, что сокращает их срок полезной службы.
При эксплуатации месторождений в процессе заводнения, закачки активных агентов (CO2, перегретый пар и др.) и других методов воздействия на пласт трубные изделия воспринимают дополнительные напряжения и повышенную коррозионную активность.
Наружное покрытие для скважинного оборудования предназначено для условий, когда требуется защитное покрытие от коррозии, которое более устойчиво к механическим повреждениям и абразивному износу.
• При использовании традиционных материалов из твердых сплавов, например карбида вольфрама, карбида хрома и стали, приходится делать выбор между защитой бурильных замков или защитой обсадной трубы. Материалы нового поколения (например, TCS 8000, представляющий собой комбинацию хромового сплава, никеля, ванадия и молибдена) позволяют снизить износ как бурильных замков, так и обсадных труб. Эти материалы можно наносить поверх старого слоя, они образуют плотную, непористую, гладкую поверхность, устойчивую к абразивной коррозии, ударным нагрузкам и износу. По данным фирмы Tuboscope, TCS 8000 снижает износ обсадной колонны на 76% по сравнению с обычными стальными замками и на 83% по сравнению с бурильными замками, имеющими твердое покрытие из сферического карбида вольфрама.
• Нанесение защитного покрытия спеканием осуществляется оптимизированным эпоксидным фенолоальдегидным полимером. Он имеет высокую ударную прочность и термостойкость, превосходный охват, исключительно высокую глянцевитость и гибкость, отличную адгезию, кислотостойкость и стойкость к истиранию. Комбинация эпоксидного и фенольного полимеров обеспечивает превосходную молекулярную взаимосвязь, а также отличное сцепление и стойкость к изгибу и крутящему моменту, как у металлов. Рекомендуется применять защитное покрытие, наносимое спеканием, в крайне коррозийной и высокотемпературной среде.
Толщина сухой пленки 125-225 μм.
Внутренние покрытия обсадных труб и НКТ. Срок полезной службы трубных изделий уменьшается из-за износа, высоких фильтрационных сопротивлений, коррозии и отложений окалины, парафина и асфальтосмолистых веществ.
Покрытия могут образовывать толстые или тонкие пленки, и они наносятся в порошковой или жидкой форме на специально разработанные грунтовки, позволяющие обеспечить максимальную адгезию и очень хорошие характеристики в скважинных условиях. Покрытие останавливает первый этап - точечную коррозию - которая может привести к коррозионному растрескиванию под нагрузкой, эрозии и излому трубы при скручивании.
Покрытие улучшает гидравлические характеристики потока (рис. 3.32). Снижается потребление энергии на 10-25% вследствие снижения поверхностного трения внутри трубы.
Влияние агрессивных газов на трубы и оборудование