Разработка стали повышенной прочности и коррозионной стойкости для производства нефтегазопроводных труб

На правах рукописи

ДЕНИСОВА Татьяна Владимировна

РАЗРАБОТКА СТАЛИ ПОВЫШЕННОЙ

ПРОЧНОСТИ И КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ

ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА НЕФТЕГАЗОПРОВОДНЫХ ТРУБ

Специальность 05.16.09 – Материаловедение (машиностроение)

А в т о р е ф е р а т

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Пенза 2013

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тольяттинский государственный университет» и ООО «Самарский инженерно-технический центр».

Научный руководитель:	доктор физико-математических наук, профессор Выбойщик Михаил Александрович
Официальные оппоненты:	Кудря Александр Викторович, доктор технических наук, профессор, НИТУ «Московский государственный институт стали и сплавов», профессор кафедры «Металловедение и физика прочности»;
	Андреев Валерий Георгиевич, доктор технических наук, профессор, Кузнецкий филиал ФГБОУ ВПО «Пензенский государственный университет», заведующий кафедрой «Естественнонаучные и технические дисциплины»
Ведущая организация:	ФГБОУ ВПО «Тульский государственный университет»

Защита состоится 11 апреля 2013 г., в 12.00 часов, на заседании диссертационного совета Д 212.186.03 в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Пензенский государственный университет» по адресу: 440026, г. Пенза, ул. Красная, 40.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Пензенский государственный университет».

Автореферат разослан «___» __________2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Воячек Игорь Иванович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Большинство транспортируемых сред на нефтяных месторождениях характеризуется наличием растворенных CO2, H2S и коррозионно-опасных микроорганизмов, поэтому углекислотная, сероводородная и бактериальная коррозии являются основными причинами интенсивного разрушения нефтегазопроводных труб.

Традиционно используемые стали для изготовления нефтегазопроводных труб с системой легирования Fe-Mn-Si (типа стали 09Г2С) обеспечивают требуемый уровень механических характеристик, но имеют низкую коррозионную стойкость в средах CO2, H2S и средах с бактериальной зараженностью. Стали с системой легирования Fe-V (типа 09ГСФ, 20Ф) стойки к водородному растрескиванию, но подвержены углекислотной и бактериальной коррозиям. Эксплуатационный срок труб нефтепроводов в средах с высокой коррозионной активностью остается крайне низким (2–3 месяца). По мере старения действующих и освоения новых месторождений коррозионная активность транспортируемых сред только увеличивается.

Необходима разработка новых технологий производства сталей, например, модифицирование редкоземельными элементами, а также разработка новых марок стали с более рациональным легированием и оптимальным выбором режимов их термической обработки, что обеспечит повышение долговечности нефтегазопроводных труб.

Несмотря на большой объем исследований по коррозионно-механическому разрушению оборудования в нефтедобывающей промышленности, вопросы повышения стойкости используемых материалов к углекислотной и бактериальной коррозиям изучены недостаточно и остаются актуальными.

Объект исследования – металлические материалы, используемые для изготовления нефтегазопроводных труб.

Предмет исследования – закономерности и особенности влияния состава и микроструктуры металла на механические, коррозионные и эксплуатационные свойства труб.

Цель работы – разработать сталь для производства нефтегазопроводных труб с повышенными механическими и коррозионными свойствами за счет использования микролегирования, модифицирования редкоземельными элементами и оптимизации режимов термической обработки.

Для достижения поставленной цели необходимо решить задачи:

1. Провести сравнительные промысловые испытания труб в идентичных условиях эксплуатации (среды с повышенным содержанием H2S и CO2).

2. Установить зависимости и связи интенсивности развития коррозионно-механического разрушения труб при эксплуатации в средах повышенной агрессивности от химического состава металла трубы, длительности эксплуатации и выбрать базовую марку стали для дальнейшей доработки.

3. Исследовать влияние модифицирования редкоземельными элементами на форму и распределение неметаллических включений, механические и коррозионные свойства трубных сталей.

4. Разработать новую марку стали для производства нефтегазопроводных труб повышенной прочности и коррозионной стойкости.

5. Изучить особенности формирования микроструктуры предложенной марки стали при термической обработке.

6. Определить режим термической обработки для разработанной марки стали, обеспечивающий сочетание высоких механических и коррозионных свойств.

7. Разработать технические условия на производство нефтегазопроводных труб из новой марки стали.

8. Провести промысловые испытания труб из разработанной марки стали в средах с повышенным содержанием H2S, CO2 и высокой бактериальной зараженностью.

Методы исследования. Использован комплекс современных методов исследований микроструктуры, фазового рентгеноструктурного анализа, локального анализа химического состава, механических и коррозионных свойств металла и продуктов коррозии, что позволило получить представление о влиянии состава и структурного фактора на развитие коррозионно-механического разрушения стальных труб в лабораторных и эксплуатационных условиях. Экспериментальные исследования выполнены аттестованными лабораториями по стандартным и международным методикам с компьютерной обработкой полученных результатов.

Достоверность и обоснованность научных результатов обеспечивается: применением различных методов и достаточным объемом исследований свойств и структурного состояния металла; сходимостью результатов, полученных при лабораторных и промысловых испытаниях; соответствием результатов и выводов основным положением современных представлений материаловедения, теорий прочности и коррозионного разрушения материалов; положительными результатами внедрения в производство.

На защиту выносятся:

1. Результаты сравнительного анализа коррозионной повреждаемости нефтегазопроводных труб из сталей 20, 09Г2С, 13ХФА и 08ХМФА при эксплуатации в условиях высокой агрессивности транспортируемых сред.

2. Результаты и анализ влияния модифицирования редкоземельными элементами (церий и лантан) на количество, форму, строение и состав неметаллических включений, а также на механические и коррозионные свойства низкоуглеродистых низколегированных сталей.

3. Химический состав стали марки 08ХМФБЧА для производства нефтегазопроводных труб повышенной прочности и коррозионной стойкости.

4. Диаграмма термокинетического распада переохлажденного аустенита стали марки 08ХМФБЧА, позволяющая выбрать режим термической обработки.

5. Режимы термической обработки труб, обеспечивающие сочетание высоких механических свойств с повышенной стойкостью к сероводородной, углекислотной и бактериальной коррозиям.

6. Особенности микроструктуры и механических свойств низкоуглеродистой низколегированной стали после термической обработки, заключающиеся в образовании следующего структурного построения: незамкнутой мелкозернистой ферритной сетка по границам бывшего аустенитного зерна и разнонаправленных бейнитных структур, позволяющих получить сочетание высоких прочностных и вязкопластических свойств.

7. Результаты эксплуатации нефтепроводов, изготовленных из труб стали марки 08ХМФБЧА.

Научная новизна:

1. Показано, что модифицирование кальцием и редкоземельными элементами (церий и лантан) повышает стойкость стали к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением.

2. Впервые установлено, что введение церия и лантана в состав низкоуглеродистых низколегированных сталей оказывает значительное бактерицидное воздействие (уменьшение клеток сульфатвосстанавливающих бактерий в 10 раз и снижение их активности в 5 раз).

3. Показано, что закалочные структуры представлены в виде незамкнутой мелкозернистой ферритной сетки по границам бывшего аустенитного зерна и разнонаправленных бейнитных структур (верхний, нижний и бескарбидный бейнит), обеспечивают сочетание высоких прочностных, пластичных и коррозионных свойств стали марки 08ХМФБЧА.

5. Установлено, что распад пластин остаточного аустенита бескарбидного бейнита при отпуске проходит по схеме: образование нижнего бейнита с последующим выделением цепочек дисперсных карбидов, армирующих и упрочняющих феррит.

Практическая ценность:

1. Предложена новая сталь 08ХМФБЧА для изготовления нефтегазопроводных труб группы прочности К52 и насосно-компрессорных труб группы прочности «К, Е» и установлены эффективные режимы ее термической обработки, обеспечивающие повышенную коррозионную стойкость и долговечность труб в H2S-, CO2-содержащих средах и в средах с высокой бактериальной заражённостью.

2. Разработаны технические условия ТУ 1308-015-48124013 на изготовление коррозионностойких нефтегазопроводных труб из стали 08ХМФБЧА.

Личный вклад автора заключается в непосредственном участии в постановке задач исследования, проведении экспериментов и выполнении расчетов, обработке полученных результатов и формировании выводов, разработке и внедрении рекомендаций для изготовления нефтегазопроводных труб из разработанной марки стали.

Из 17 опубликованных по теме диссертации работ 12 работ опубликовано непосредственно по теме диссертации с долей личного участия 60 %.

Реализация результатов работы.

По ТУ 1308-015-48124013 изготовлено 6000 т нефтегазопроводных труб диаметром 159х8 мм из стали 08ХМФБЧА. Трубы опытной партии установлены в трубопровод на месторождении ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и безаварийно эксплуатируются в течении 5 лет.

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы были представлены и обсуждались на международных научных конференциях: «Физика прочности и пластичности материалов» (Самара, 2010, 2012), «Актуальные проблемы прочности» (Витебск, Беларусь, 2011, 2012), «Фазовые превращения и прочность кристаллов» (Черноголовка, ФППК, 2012), научном семинаре Тольяттинского государственного университета «Материаловедение и физика прочности» (Тольятти, 2012, 2013).

Публикации.

По материалам диссертации опубликовано 17 печатных работ, из них 5 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, и 5 патентов РФ.

Структура и объем диссертации.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов, списка использованной литературы из 110 наименований и приложения. Работа изложена на 128 страницах основного текста, включает 38 рисунков и 19 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, приведены цель и задачи исследования, научная новизна, практическая значимость, сформулированы положения, выносимые на защиту.

В первой главе проведен анализ отечественных и зарубежных исследований по основным направлениям в области повышения эксплуатационных характеристик нефтепромысловых труб и коррозионной стойкости используемых материалов.

Транспортируемые среды современных нефтяных месторождений характеризуются наличием растворенных CO2, H2S и коррозионно-опасных микроорганизмов, что вызывает углекислотную, сероводородную и бактериальную коррозии, являющиеся основными причинами разрушения нефтегазопроводных труб. Процессы разрушения, связанные с H2S коррозией, в настоящее время описаны относительно подробно.

Несмотря на большой объем исследований по коррозионному разрушению нефтегазопроводных труб, выполненный известными учеными О. И. Стекловым, В. И. Астафьевым, Т. В. Тетюевой, В. И. Кушнаренко и другими, механизмы протекания углекислотной и бактериальной коррозии нефтегазопроводных труб достаточно не изучены. Задачи повышения стойкости сталей к углекислотной и бактериальной коррозиям остаются актуальными.

На основании проведенного анализа сформулированы цель работы и задачи исследований.

Во второй главе описаны методики исследований. Выбор методов исследований основан на необходимости получения информации об изменении микроструктуры, механических и коррозионных свойств металла труб в зависимости от содержания легирующих элементов и термической обработки. В работе использовались следующие методы исследований:

– металлографический анализ, включающий световую микроскопию (микроскоп ME-2278 фирмы «UNION»), растровую электронную микроскопию (микроскоп фирмы «FEI», марки INSPECT S), а также просвечивающую электронную микроскопию на тонких фольгах (микроскоп ЭМВ-100Л);

– механические испытания на статическое растяжение (разрывная машина Tinius Olsen H50KT), на ударную вязкость при температурах –40 °С и –60 °С (маятниковый копер МК-30);

– локальный химический анализ (растровый электронный микроскоп, оснащенный микродисперсионным анализатором EDAX);

– фазовый рентгеноструктурный анализ (ДРОН-2);

– дилатометрический метод (дилатометр «Linseis L78 R. I. T. A.») для построения термокинетической диаграммы распада переохлажденного аустенита;

– коррозионные испытания на стойкость к СКРН (стандарт NACE ТМ0177 с определением коэффициента интенсивности напряжений в вершине коррозионной трещины (K1ssc) и порогового напряжения (th);

– коррозионные испытания на стойкость к углекислотной коррозии (специальная методика, с выдержкой образцов 120 ч в модельной СО2-содержащей среде).

– испытания на стойкость к бактериальной коррозии.

В третьей главе приведены результаты сравнительных промысловых (байпасных) испытаний нефтегазопроводных труб из сталей 20, 09Г2С, 13ХФА и 08ХМФА в условиях высокой агрессивности транспортируемых сред месторождений ОАО «Лукойл-Коми» и ООО «РН Ставропольнефтегаз».

Химический состав, механические свойства сталей и физико-химические характеристики транспортируемых сред приведены в таблицах 1–3.

Таблица 1 – Химический состав исследуемых сталей

Марка стали	Содержание элементов, % (масс.)
	С	Si	Mn	P	S	Cr	Al	V	Nb	Ca
09Г2С	0,12	0,58	1,42	0,011	0,016	0,01	0,032	–	–	–
20	0,21	0,27	–	0,007	0,005	0,08	0,029	0,05	–	–
13ХФА	0,08	0,28	0,54	0,005	0,002	0,55	0,040	0,050	0,02	0,0010
08ХМФА	0,11	0,33	0,54	0,009	0,006	0,62	0,031	0,044	0,01	0,0020

Таблица 2 – Механические свойства исследуемых сталей

Марка стали	Вид термической обработки	в	0,2	, %	0,2/в	KCV-40	Доля вязкой составляющей
		МПа				Дж/см2	%
09Г2С	–	460	340	32,0	0,74	116	40
20	Закалка 870 °С Закалка 800 °С Отпуск 670 °С	544	435	27,5	0,74	275	100
13ХФА	Закалка 880 °С Закалка 780 °С Отпуск 720 °С	520	415	33,5	0,80	280	100
08ХМФА	Закалка 900 °С Закалка 800 °С Отпуск 710 °С	545	413	29,0	0,76	310	100

Таблица 3 – Физико-химические характеристики транспортируемых сред
месторождений ОАО «Лукойл-Коми» и ООО «РН Ставропольнефтегаз»

Месторождение	Н2О, %	рН	Общая минерализация, г/дм3	Содержание корр. акт. комп.
				H2S	СО2
				мг/дм3	мг/дм3
ОАО «Лукойл-Коми»	70,0	7,09	57,3	65,1	82,9
ООО «РН Ставропольнефтегаз»	89,0	6,6	75,9	2,0	75,9