Марки труб из нержавеющей стали для нефтегазовых месторождений

/в /от

Вообще говоря, некоторые низколегированные стали могут соответствовать требованиям для агрессивной нефтегазовой среды, содержащей H2S, но коррозионная среда, содержащая CO2 или H2S, CO2, Cl – сосуществует там, где нужна мартенситная нержавеющая сталь, дуплексная нержавеющая сталь или даже сплав на основе никеля. . В версию API 5CT 1988 года добавлены коррозионностойкие марки стали для труб, указана марка стали C75 с марками мартенситной нержавеющей стали 9Cr и 13Cr.

 

Высокая прочность МАртенситная труба из нержавеющей стали для нефтяной скважины

 Во влажной среде с CO2 в качестве основного газа часто возникают локальные коррозионные повреждения труб нефтяных скважин, такие как питтинговая коррозия, межкристаллитная коррозия и т. д. При наличии Cl – местная коррозия будет усиливаться. Обычно считается, что коррозию можно игнорировать, когда давление углекислого газа ниже 0,021 МПа, а коррозия произойдет, когда давление углекислого газа достигнет 0,021 МПа. Если pCO2 превышает 0,021 МПа, следует принять соответствующие антикоррозионные меры. Как правило, не возникает повреждений, вызванных точечной коррозией, если доля CO2 ниже 0,05 МПа.

Было доказано, что эффект от использования агента замедленного высвобождения для предотвращения коррозии CO2 ограничен, а эффект от использования стали с высоким содержанием хрома, такой как сталь 9%-13%Cr, лучше. С 1970-х годов на некоторых газовых скважинах используются трубы из нержавеющей стали 9%Cr и 13Cr% для предотвращения коррозии CO2. Американский институт нефти (API) рекомендует трубы из мартенситной нержавеющей стали 9Cr и 13Cr (API L80-9Cr и L80-13Cr) для стандартизированного использования. Сталь 13Cr обладает лучшей устойчивостью к коррозии CO2, а сталь 9Cr-1Mo имеет лучшую устойчивость к коррозионному растрескиванию под напряжением H2S. В принципе, ни одна из сталей не подходит, если в атмосфере CO2 присутствует H2S. Когда H2S присутствует в нефтяной скважине CO2, сопротивление SSCC труб нефтяной скважины должно быть улучшено, насколько это возможно, и должна быть применена термообработка закалки и отпуска для получения однородного мартенсита, а твердость должна контролироваться ниже HRC22, насколько это возможно. .

Нержавеющая сталь для нефтяной скважины

Оценка С Мо Кр Ни Cu
9Кр ≤0,15 0.9-1.1 8.0-10.0 ≤0,5 /
13Кр 0.15-0.22 / 12.0-14.0 ≤0,5 /
СУП9Кр ≤0,03 1.5-2.5 12.0-13.5 4.0-6.0 /
СУП13Кр ≤0,03 1.5-2.5 14.0-16.0 5.0-7.0 0.5-1.5

Однако стальные трубы API 13Cr значительно снижают устойчивость к CO2 и сокращают срок службы, когда температура нефтяной скважины достигает 150 ℃ или выше. Чтобы улучшить КОРРОЗИОННУЮ стойкость труб из стали API 13Cr к воздействию CO2 и SSC (сульфидное растрескивание под напряжением), были разработаны трубы из низкоуглеродистой стали SUP13Cr с добавлением Ni и Mo. Стальную трубку можно использовать во влажной среде с высокими температурами, высокой концентрацией CO2 и небольшим количеством сероводорода. Структура этих трубок представляет собой отпущенный мартенсит и феррит менее 51ТП3Т. Коррозионную стойкость к CO2 можно улучшить за счет снижения содержания углерода или добавления Cr и Ni, а устойчивость к точечной коррозии можно улучшить путем добавления Mo. По сравнению со стальными трубами API 13Cr, коррозионная стойкость к CO2 и SSC значительно улучшается. Например, в той же агрессивной среде скорость коррозии стальных труб API 13Cr составляет более 1 мм/год, тогда как скорость коррозии стальных труб SUP13Cr снижается до 0,125 мм/год. С разработкой глубоких и сверхглубоких скважин температура нефтяных скважин продолжает повышаться. Если температура нефтяной скважины повышается до более чем 180 ℃, коррозионная стойкость труб нефтяной скважины SUP13Cr также начинает снижаться, что не может удовлетворить требования длительного использования. В соответствии с традиционным принципом выбора материала следует выбирать дуплексную нержавеющую сталь или сплав на основе никеля.

 

Мартенситная нержавеющая сталь труба для нефтепровода

The трубопроводная труба для транспортировки агрессивной нефти и газа требуется тот же коррозионно-стойкий материал, что и для труб нефтяной скважины. Раньше в трубу обычно вводили агенты замедленного высвобождения или устойчивые к коррозии материалы, такие как двухфазная нержавеющая сталь. Первый нестабилен в антикоррозионном действии при высоких температурах и может стать причиной загрязнения окружающей среды. Хотя двухфазная нержавеющая сталь обладает хорошей коррозионной стойкостью, ее стоимость высока, а тепловложение при сварке трудно контролировать, предварительный нагрев сварки и термообработка после сварки на строительной площадке создают трудности. Введены в эксплуатацию мартенситная труба из 11Cr для среды CO2 и мартенситная труба из 12Cr для среды CO2+ со следами H2S. Колонна обладает хорошей свариваемостью, без предварительного нагрева и послесварочной термообработки, ее механические свойства могут быть равны марке стали Х80, а ее коррозионная стойкость лучше, чем у трубопровода с замедленным разделительным составом или двухфазной трубы из нержавеющей стали.

Труба из нержавеющей стали для трубопровода

Оценка С Кр Ни Мо
11Кр ≤0,03 11 1.5 /
12Кр ≤0,03 12 5.0 2.0

 

Дуплексные трубы из нержавеющей стали для нефтяной промышленности

Мартенситная нержавеющая сталь SUP 15Cr не может соответствовать требованиям по коррозионной стойкости, когда температура нефтяной (газовой) скважины, содержащей CO2, превышает 200℃, а требуется дуплексная нержавеющая сталь с хорошей устойчивостью к CO2 и Cl — коррозионным трещинам под напряжением. В настоящее время, 22Кр и дуплексная нержавеющая сталь 25Cr (аустенитная и ферритная) подходят для скважин с CO2 при температуре выше 200 ℃, в то время как производители регулируют содержание Cr и Ni для регулировки коррозионной стойкости. Дуплексная сталь состоит из феррита и аустенитной фазы. Помимо Cr и Ni, для улучшения коррозионной стойкости можно добавлять Mo и N. Помимо того, что дуплексная нержавеющая сталь обладает хорошей стойкостью к высокотемпературной коррозии, по сравнению с мартенситной нержавеющей сталью, она имеет лучшую стойкость к коррозионному растрескиванию под напряжением H2S, при комнатной температуре, испытание NACE TM 0177-A, в растворе A, среда нагрузки 85%SMYS, мартенситная нержавеющая сталь сталь может выдержать только испытание на парциальное давление H2S 10 кПа, дуплексная нержавеющая сталь 25Cr может выдержать испытание на парциальное давление H2S 100 кПа.

 

В общем, при сосуществовании сред CO2 и H2S или парциальное давление H2S не достигает критического значения, а Cl- очень высок, сталь 13Cr (включая сталь Super 13Cr) не может соответствовать требованиям, 22Кр дуплексная нержавеющая сталь (ASF 2205) или супердуплексная нержавеющая сталь 25Cr. Требуется даже нержавеющая сталь с высоким содержанием Ni, Cr и сплавы на основе Ni и Fe-Ni, такие как G3, сплав 825, содержащий более 20% Cr, Ni30%.