Обоснование удельного критерия коррозионного влияния пластовых сред на циклическую прочность сталей скважинного технологического оборудования

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020 - № 3 (17). – С. 60-64

УДК 620.171.33:620.194.23

Е.С. Юшин, к. т. н.
ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Электронный адрес: e_yushin@vniigaz.gazprom.ru

Ключевые слова: скважинное оборудование, надежность, коррозия, удельный критерий коррозионного влияния, минерализованная пластовая вода, циклическая прочность, технологический процесс, ограниченная выносливость стали, разрушение

Приводится обоснование удельного коэффициента коррозионного влияния, рассматриваемого на единицу предела кратковременной прочности металла, с помощью которого возможно упрощенное максимально приближенное вычисление предела ограниченной выносливости сталей нефтегазового оборудования, работающего при циклических нагрузках, а также выполнение последующих ресурсных расчетов

SUBSTANTIATION OF THE SPECIFIC CRITERION FOR THE CORROSIVE EFFECT OF FORMATION MEDIA ON THE CYCLIC STRENGTH OF STEEL OF DOWNHOLE EQUIPMENT

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2020, no. 3 (17), pp. 60-64

E.S. Yushin
Russian Research Institute for Natural Gases and Gas Technologies, Moscow

E-mail: e_yushin@vniigaz.gazprom.ru

Keywords: downhole equipment, reliability, corrosion, specific criterion of corrosion influence, saline formation water, cyclic strength, technological process, limited steel endurance, failure

The article provides the substantiation of the specific coefficient of corrosion influence, considered per unit of the limit of short-term strength of the metal, with the help of which it is possible to simplify the most approximate calculation of the limited endurance limit of steels of oil and gas equipment operating under cyclic loads, as well as perform subsequent resource calculations.

DOI: 10.7868/S2587739920030088

ВВЕДЕНИЕ

Проблема коррозии скважинного бурового и нефтегазопромыслового оборудования является одной из наиболее значимых и определяющих в вопросах обеспечения надежности и работоспособности машин для осуществления различных технологических задач. Так как на промыслах высока доля скважинного оборудования, материально исполненного из металла, то доминирующим фактором сокращения его ресурса при эксплуатации в агрессивных многокомпонентных пластовых средах становится снижение прочностных показателей вследствие протекания химических процессов при контакте сталей с коррозионными флюидами. Скважинное технологическое оборудование эксплуатируется также в довольно тяжелых условиях нагружения, испытывая не только статические усилия, но и динамические, наиболее опасными из которых являются циклические воздействия. Совокупность коррозионного влияния пластовых сред и циклических нагрузок ведет к еще более интенсивному понижению прочности, образованию локальных зон разупрочнения в элементах, как следствие – к развитию скрытых внутренних и видимых поверхностных дефектов металлов и в конечном итоге к неконтролируемому разрушению. 

Таким образом, видна несомненная актуальность работ, направленных на решение задач по обеспечению надежности технологического скважинного оборудования при циклическом нагружении в пластовых средах. Целью работы является обоснование удельного критерия коррозионного влияния пластовых сред на прочность сталей скважинного технологического оборудования. В задачи работы входит разработка расчетно-экспериментального подхода для упрощения получения пределов ограниченной выносливости металла при требуемом уровне минерализации с целью дальнейшего осуществления мониторинга за текущим техническим состоянием объекта.

ОБОРУДОВАНИЕ, МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

С целью определения влияния агрессивных скважинных флюидов на циклическую прочность металлов погружного технологического оборудования были выбраны стали (углеродистая сталь 45, хромистая сталь 40Х и хромомолибденовая высококачественная сталь 30ХМА) для изготовления серий образцов в соответствии с ГОСТ 25.502-79, подготовлены минерализованные пластовые среды Усинского и Западно-Тэбукского нефтяных месторождений (Республика Коми), выбрана испытательная стандартная установка МУИ-6000 с дополнительной камерой для подачи коррозионного агента, разработана методика экспериментов [1] и проведены опытные работы.

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

Оценка влияния коррозионных минерализованных пластовых вод на прочностные показатели сталей выполняется на основе результатов исследований, представленных в работе [2]. Втабл. 1 приведены результаты исследований образцов металлов диаметром 10мм. Из табл. 1 видно, что предел выносливости сталей в сухом воздухе составил 0,492 ÷ 0,513 от предела кратковременной прочности σВ, определенного по результатам твердометрии [2] в соответствии с ГОСТ 22761-77. Экспериментальные результаты сравнили с расчетными значениями, полученными из эмпирического выражения С.Л. Жукова [3]. При этом формула для расчета критерия σ-1/σВ с учетом зависимости С.Л. Жукова получила вид, МПа

8.1.PNG

ф8.1.PNG

Как видно из табл. 1, экспериментальные значения критерия σ–1 /σВ вполне соответствуют расчетным. Относительная ошибка для стали 45 не превысила 7,0%, для стали 40Х оказалась равной 4,0%, а для стали 30ХМА составила 4,1%, что свидетельствует о корректности проведенных испытаний. Из табл. 1 также видно, что предел ограниченной выносливости сталей на базе 107 циклов при испытаниях под воздействием пластовой воды Усинского нефтяного месторождения составил 0,12 ÷ 0,17 от σВ, под воздействием пластовой воды Западно-Тэбукского нефтяного месторождения – 0,11 ÷ 0,15 от σВ. Это свидетельствует о сильном влиянии минерализованной среды на структуру сталей при циклических нагрузках. Их выносливость в условиях эксперимента снизилась практически на 80–90% от первоначальной.

ПОЛУЧЕННЫЕ ЭМПИРИЧЕСКИЕ ЗАВИСИМОСТИ ПОЗВОЛЯЮТ ПРИБЛИЖЕННО ОЦЕНИТЬ ПРЕДЕЛ ОГРАНИЧЕННОЙ ВЫНОСЛИВОСТИ СТАЛЕЙ ЧЕРЕЗ ИЗВЕСТНЫЙ ПРЕДЕЛ КРАТКОВРЕМЕННОЙ ПРОЧНОСТИ МАТЕРИАЛА В МИНЕРАЛИЗОВАННЫХ СРЕДАХ.

Более минерализованная и содержащая в своем составе больше минеральных солей при практически одинаковом насыщении кислородом пластовая вода Западно-Тэбукского нефтяного месторождения снижает предел выносливости сталей на 10 ÷ 20МПа больше по сравнению с пластовой водой Усинского нефтяного месторождения. 

ОБОСНОВАНИЕ УДЕЛЬНОГО КРИТЕРИЯ КОРРОЗИОННОГО ВЛИЯНИЯ

Коэффициент Ккор. коррозионного влияния пластовых вод на усталостную прочность сталей по результатам механических испытаний при минерализации М, г/л рассчитывался по известной зависимости [4]:

ф8.2.PNG

где σ–1кор. – предел ограниченной выносливости стали при испытании в среде пластовых вод, МПа; σ–1 – предел выносливости стали в сухом воздухе, МПа. Соответственно, чем больше коэффициент Ккор., тем выше степень коррозионного влияния на снижение усталостной прочности сталей. Расчетные коэффициенты Ккор. коррозионного влияния минерализованных пластовых вод на усталостную прочность сталей представлены в табл. 2. Как видно из табл. 2, по мере повышения прочности стали (табл. 1) коэффициент Ккор. коррозионного влияния среды снижается, что свидетельствует о повышении сопротивления стали

8.2.PNG

8.3.PNG

усталостному разрушению, причем в среде с более высокой минерализацией и насыщенностью кислородом (Западно-Тэбукское нефтяное месторождение) это влияние более активно, но для разных сталей эта активность различна. Так, для стали 45 изменение минерализации с 79,5 до 129,2 г/л снижает сопротивляемость усталостному разрушению в 1,2 раза (увеличение коэффициента Ккор.. на 20%), а для сталей 40Х и 30ХМА это снижение составляет соответственно 1,17 (увеличение коэффициента Ккор. на 17%) и 1,11 (увеличение коэффициента Ккор. на 11%) раз. Таким образом, сопротивляемость усталостному разрушению выше для сталей с большей прочностью. В табл. 3 представлены значения предложенных удельных коэффициентов δ Ккор. коррозионного влияния, которые определены на единицу прочности σ В анализируемых сталей для растворов NaCl и пластовых вод различной минерализации Усинского и Западно-Тэбукского нефтяных месторождений. Эти значения определялись по формуле

ф8.3.PNG

Полученные результаты сравнили с ранее проведенными коррозионно-усталостными испытаниями [5] для стали марки 40ХН перлито-ферритного структурного состояния с различными значениями предела кратковременной прочности (σ В = 705МПа; σ В = 785МПа) в водах, минерализованных NaCl, при уровне М = 79,5 и 129,2 г/л (табл. 3). После проведения аналогичных расчетов при соответствующих значениях минерализации (табл. 3) выборки смешали и построили совместные графики. Зависимость изменения удельного коэффициента δ Ккор. коррозионного влияния от предела кратковременной прочности σ В сравниваемых сталей представлена на рис. 1 . На этих графиках показано, как совмещенные выборки различаются высокой теснотой стохастической связи: коэффициенты аппроксимации в обоих случаях составляют более R 2 = 0,98. Это свидетельствует о достоверности и корректности выполненных исследований, а также предложенного метода анализа. По результатам, представленным в табл. 3 (темные точки графика), и проведенным расчетам для стали 40ХН (светлые точки графика) найдены зависимости изменения удельного коэффициента δ Ккор. коррозионного влияния от предела кратковременной прочности σ В сталей и получены функции их изменения в условиях разных пластовых вод: – Усинского нефтяного месторождения (М = 79,5 г/л)

ф8.4.PNG

Таким образом, зная значение удельного коэффициента δ Ккор. коррозионного влияния, появляется возможность вывода аналитической зависимости для определения предела ограниченной выносливости σ–1кор. любых марок сталей в рассмотренном диапазоне прочностей в среде пластовых вод Усинского и Западно-Тэбукского нефтяных месторождений.

Для этого воспользуемся примерной зависимостью, рекомендованной в ГОСТ 25.504-82 [4], для расчета предела выносливости сталей σ–1 ,МПа, через известный предел кратковременной прочности σ В, МПа, в случае отсутствия экспериментальных данных:

σ–1 = (0,55 – 0,0001 · σ В) · σ В . (8)

Сравним рассчитанные значения, полученные из выражения (8), с экспериментальными дан ными, приведенными в табл. 3. Оказалось, что относительная ошибка при вычислении предела выносливости металла по формуле (8) для стали 45 не превысила 6,0%, для стали 40Х оказалась равной 4,5%, а для стали 30ХМА составила 4,2% при среднем значении 4,9%. Учитывая среднюю относительную ошибку 4,9%, вводим поправочный коэффициент, равный 1,05, и получаем модифицированное уравнение для расчета предела усталостной прочности σ - 1, МПа,стали с учетом экспериментальных данных:

σ–1 = 1,05 · (0,55 – 0,0001 · σВ) · σВ . (9)

Вычислив по формулам (6) и (7) для необходи - мой марки стали по пределу кратковременной прочности σ В удельный коэффициент δ Ккор. коррозионного влияния и по формуле (9) предел усталости σ–1 , рассчитываем значение преде - ла ограниченной выносливости σ–1кор. ,МПа, для рассматриваемых сталей в среде пластовых вод Усинского и Западно-Тэбукского нефтяных месторождений

ф8.5.PNG

Учитывая (6), (7) и (9), получаем выражения для определения предела ограниченной выносливости сталей через коэффициент Ккор. коррозионного влияния для пластовых вод: – Усинского нефтяного месторождения

8.4.PNG

ф8.6.PNG

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, полученные эмпирические зависимости (11) и (12) позволяют приближенно оценить предел ограниченной выносливости сталей через известный предел кратковременной прочности материала в минерализованных средах, в том числе и для других марок сталей в рассмотренном диапазоне. Предложенный методический подход может быть применен для иных уровней минерализации скважинных сред при условии расширения границ коррозионной агрессивности испытательных скважинных сред. Обоснованный в работе удельный коэффициент коррозионного влияния пластовых сред на циклическую прочность сталей скважинного технологического оборудования дает возможность вести дублирующий мониторинг за его текущим техническим состоянием и рассчитывать безразмерные критерии [6, 7], позволяющие обоснованно заблаговременно выводить скважинные технологические машины и оборудование из эксплуатации для диагностики и ремонта.

Список литературы

    1. Быков И.Ю., Юшин Е.С. Методика оценки влияния пластовых вод на усталостную прочность насосно-компрессорных труб // Инженер-нефтяник. – 2014. – № 3. – С. 36–42.
    2. Юшин Е.С. Оценка коррозионно-усталостного состояния насосно-компрессорных труб в минерализованных средах: Дис. … канд. техн. наук / Ухтинский государственный технический университет. – Ухта, 2015. – 190 с.
    3. Степнов М.Н. Статистические методы обработки результатов механических испытаний: справочник / М.Н. Степнов, А.В. Шаврин. – М.: Машиностроение, 2005. – 488 c.
    4. ГОСТ 25.504-82. Расчеты и испытания на прочность. Методы расчета характеристик сопротивления усталости. – Введ. 1983-07-01. – М.: Изд-во стандартов, 2005. – 55 с.
    5. Северинчик H.A. Долговечность и надежность геологоразведочных бурильных труб [Текст] / Н.А. Северинчик, Б.В. Копей. – М.: Недра, 1979. – 176 с.
    6. Быков И.Ю., Юшин Е.С. Мониторинг коррозионно-усталостного состояния насосно-компрессорных труб в минерализованных средах // Инженер-нефтяник. – 2015. – № 2. – С. 34–40.
    7. Юшин Е.С. Комплексная методика оценки текущего технического состояния нефтегазопромыслового оборудования по развитию трещиноподобных дефектов при циклическом деформировании в агрессивных средах // Вестник машиностроения. – 2019. – № 6. – С. 11–16.

References

    1. Bykov I.Yu., Yushin E.S. Method of estimation of fatigue strength steels for tubing under the influence of brine water. Inzhener-neftyanik. 2014, no. 3, pp. 36–42. (In Russ.)
    2. Yushin E.S. Otsenka korrozionno-ustalostnogo sostoyaniya nasosno-kompressornykh trub v mineralizovannykh sredakh. Diss. kand. tekhn. nauk [Evaluation of the corrosion-fatigue state of tubing in mineralized environments. Cand. tech. sci. diss.]. Ukhta, 2015. 190 p.
    3. Stepnov M. N., Shavrin A. V. Statisticheskie metody obrabotki rezul’tatov mekhanicheskikh ispytanii: spravochnik [Statistical methods for processing the results of mechanical tests]. Мoscow, Mashinostroenie Publ., 2005. 488 p.
    4. GOST 25.504-82. Raschety i ispytaniya na prochnost’. Metody rascheta kharakteristik soprotivleniya ustalosti [State Standard 25.504-82. Calculations and strength tests. Methods for calculating fatigue resistance characteristics]. Moscow, Izdatel’stvo standartov, 2005. 55 p.
    5. Severinchik H. A., Kopei B.V. Dolgovechnost’ i nadezhnost’ geologorazvedochnykh buril’nykh trub [Durability and reliability of exploration drill pipe]. Moscow, Nedra Publ., 1979. 176 p.
    6. Bykov I.Yu., Yushin E.S. Monitoring of corrosion fatigue condition of tubing in mineralized environments. Inzhener-neftyanik. 2015, no. 2, pp. 34–40. (In Russ.)
    7. Yushin E.S. Comprehensive method of assessment of the current technical state of oil and gas equipment with respect to the development of crack-like defects at cyclic deformation in aggressive environments. Vestnik mashinostroeniya [Russian Engineering Research]. 2019, no. 6, pp. 11–16. (In Russ.)

Возврат к списку