Қандай мұнай қорғау құбырлары жоғары тұзды мұнай өрістерінің ортасында коррозияға тұра алмайды?

Тұзды мұнай өрістерінің қоршаған ортасындағы коррозиялық қиындықтарды түсіну

Жоғары тұздылықты мұнай өрістерінің қоршаған ортасы мұнай құбырларының бүтіндігіне қауіп төндіретін ерекше коррозиялық қиындықтар туғызады. Мұнай мен газды өндіру бойынша қауіпсіздік оқиғаларының 25%-дан астамы коррозиялық бұзылулардан туындайды, сонымен қатар тұзды қабатты сулар мен қышқылды газдар бірнеше бұзылу механизмдерін бір уақытта үдетеді.

Мұнай өрістеріндегі қышқыл және тәтті коррозия механизмдері

Бұрғылау құбырларының бұзылу себептерінің екі үштен бірі сутегі сульфидінен туындайтын қышқыл коррозиясы мен көміртегі диоксидінен туындайтын тәтті коррозиядан пайда болады. Егер H2S қатысса, ол темір сульфиді қосылыстарын түзіп, сонымен қатар болат конструкцияларға бірте-бірте енетін атомарлық сутегін бөліп шығарады. Көміртегі диоксидінің әсері де басқаша болады – ол тұзды сулардың pH деңгейін 3,8-ден 4,5-ке дейін төмендетіп, коррозияны қалыпты жағдайға қарағанда үш есе жылдамдатады. Өрістік деректер H2S деңгейі 0,05 psi-ден жоғары болған сайын сульфидтік коррозиялық күш әсерінен құрылғылардың бұзылуын болдырмау үшін арнайы қорытпаларға ауысу керектігін көрсетеді.

Кернеулі коррозиялық жарылуда түзілген су (кальций хлориді типті) рөлі

Кальций хлориді тұзды сулары (Cl⁻ 50 000–300 000 ppm) коррозияны үш есе жылдамдату механизмін іске қосады:

Механизм	Өнімдік
Хлорид иондарының өтуі	Пассивті тотық пленкаларын жояды
Электрохимиялық концентрациялық элементтер	Жергілікті тесіктердің пайда болуына әкеліп соғады
Сутектік әлсіздік	Болаттың иілгіштігін 40-60% азайтады

Бұл комбинация API 5CT L80 құбырларындағы аққыштық шегінің 80%-дан 50%-ға дейінгі кернеу порогын төмендетеді

Негізгі қоршаған орта факторлары: теңіз суы, CO¬âƒ’ және H¬âƒ’S әсері

Коррозия жылдамдығының көбейткіш әсері:

• Тұздылық : 200 000 ppm NaCl таза суға қарағанда өткізгіштікті 5 есе арттырады
• CO¬âƒ’ : 30 psi-дан жоғары бөлшектік қысым коррозия жылдамдығын үш есе арттырады
• H¬âƒ’S : 50 ppm концентрация NACE MR0175 стандартына сәйкестік шегін 70% дейін төмендетеді

Жоғары минерализациялы ұңғымаларда қабылдау құбырларының қызмет ету мерзімін 20 жылдан 3–5 жылға дейін қысқартатын факторлардың жиынтығын өрістік деректер көрсетеді.

Жоғары минерализациялы ортада сутектің әлсіреуі мен ылғалды коррозия

Болат сутегін сіңіргенде, бұл төрт негізгі кезеңде жүреді. Біріншіден, оң зарядталған сутегі иондары катодты беттерде кемиді. Содан кейін атомдық сутегі металл кристаллиттерінің шекараларына дейін жетеді. Егер пайдалану кернеуі шамамен 55 кси-дан асса, бұл сутегі атомдары бірігіп кетеді. Соңында, сутегіге бай шекаралар бойынша кішігірім жарылымдар пайда бола бастайды. Бұл барлығы материал қасиеттері үшін не нәрсені білдіреді? Жарылуға төзімділік айтарлықтай төмендейді — шамамен 90 МПа√м-ден 30 МПа√м-ден кемге дейінгі темірді суытқаннан кейін және түзеткеннен кейін. Нәтижесінде, сутегіге ұшырағаннан кейін алты мен он сегіз ай аралығында қатты сынудың болып жатқанын көбінесе байқаймыз. Бұл деградациялық уақыт кесіндісі сутегі бар орталармен жұмыс істейтін инженерлер үшін маңызды ақпарат болып табылады.

Мұнай құбырлары үшін коррозияға тұрақты материалдар

3Cr төменгі қоспалы болат: құрамы және тұзды орталардағы өнімділік

Үш пайыздық хромды төмен қорытпалы болат мұнай өрістері үшін экономикалық нұсқа болып табылады, орташа коррозиялық мәселелерге тап болады. Болатта шамамен 3% хром болады, бұл бетінде қорғаныш оксидті қабат құрайды. Бұл қабат көміртегі екі тотығымен байланысты коррозияны нарықтағы дайын көміртегі болат нұсқаларымен салыстырғанда шамамен 60% қысқартуға көмектеседі. Кальций хлоридіне бай тұзды су ортасында (жалпы еріген заттар шамамен 150 000 миллионнан бір бөлік) жүргізілген сынақтар 120 градус Цельсийге дейінгі температурада тіпті жылына 2 миллидік қоррозия жылдамдығынан төмен көрсеткіштер берді. Бұл нәтижелер ұқсас жағдайларда әдетте қолданылатын J55 және N80 болат маркаларынан да жақсы болды, сонымен қатар материалдың аққыштық шегі шаршы миллиметрге шамамен 90 килопонд деңгейінде ұсталды.

Сырт келмейтін болаттар: Дюплекс және Супер Дюплекс теңіз және жоғары тұзды ұңғымалар үшін

Дуплекс нержелі болаттар хромның 22-ден 25 пайызын және молибденнің 3-тен 5 пайызын құрайды, бұл оларға 50 мың миллиондағы бөлікке дейінгі концентрацияларда хлоридтерге қарсы өте жақсы тұрақтылық қасиет береді, сонымен қатар 100-ден 120 ksi дейінгі ақпарат беру шегіне ие жоғары механикалық қасиеттерді сақтап тұрады. S32750 UNS сияқты супер дуплекс түрлері сутегі сульфиді бар теңіз мұнай ұңғымаларында температуралар 250 градус Цельсийге дейін жеткенде қатты ортада жұмыс істеу кезінде өзін сенімді әрі тұрақты қасиет көрсеткен. Мексика шығанағында жүргізілген өрістік сынақтар да маңызды жақсартулар көрсетті. Хлорид деңгейлері 300 мың млн бөлік асатын өте тұзды қоймаларда инженерлер дәстүрлі 13Cr мартенситті болатпен салыстырғанда дуплекс болат құбырларды пайдалану бес жыл ішінде жөндеу жұмыстарын жартысына дейін қысқартатынын білді.

Никель негізіндегі қорытпалар: HPHT және қышқыл жағдайлардағы Inconel және Hastelloy

Температурасы 150 градустан асатын және сутекті күкірт деңгейі шамамен 15% болатын қатаң жағдайларда Inconel 625 (никель, хром және молибден құрамында болатын) сияқты никельдің кейбір қорытпалары 0,1 дюйм/жылдан төмен коррозия жылдамдығын қабықшаларының тұрақтылығы арқасында сақтауға тырысады. Тағы бір нұсқа - Hastelloy C-276, онда молибденнің мазмұны 15-ден 17%-ға дейінгі аралықта болады. Бұл құрамы хлорлы иондардың миллионнан 500 мың бөлігін құрайтын тұзды ерітінділерге ұшыраған кезде де тесік тәрізді коррозияның алдын алуға көмектеседі. Бұл арнайы қорытпалар әдетте ұқсас қолданбалар үшін стандартты болаттан 8-ден 12 есеге дейін қымбат тұрса да, олар геотермалдық жобалар мен терең қышқыл газ ұңғымалары сияқты қиын жағдайларда 25 жылдан астам уақыт өмір сүреді. Ұзақ қызмет ету мерзімі оларды жөндеу мәселелеріне байланысты өңдеу уақытын едәуір қысқартып, бастапқы шығындарға қарамастан экономикалық тиімділік береді.

Тұтқырлыққа тұрақты OCTG құбырлардың өнімділігін салыстыру және шынайы әлемде қолдану

Зерттеу жағдайлары: 3Cr болаты мен хромды болаттың жоғары тұздылықты өрістерде қолданылуы

Пема бассейнінде жүргізілген сынақтар 3Cr болатының мұнай құбырларының кәдімгі көміртегі болат құбырлармен салыстырғанда үш жыл бойы өте жоғары хлорид деңгейлеріне (шамамен 90 000 ppm) ұшыраған кезде коррозияны шамамен 62% азайтатынын көрсетті. Бахрейн маңындағы кейбір теңіз ұңғымаларында дуплексті хромды болатпен жұмыс істеу нәтижесі тағы да жақсы болды. Еріген заттардың шамамен 120 000 ppm құрайтын қатаң жағдайларда бес жыл өткен соң құбыр қабырғасының қалыңдығындағы кез келген өлшенетін шығын болмады. Бұл нәтижелер көптеген инженерлер бұрыннан айтып жүрген пікірді толықтай қолдайды - тұз күмбезіне жақын аймақтарда дәстүрлі мұнай өндіретін құбырлар әдетте 18-24 ай қызмет көрсеткеннен кейін істен шыға бастайды.

Терең мұнай өрістерінің аса қатаң жағдайларында никельді қорытпалардың өрістік өнімділігі

Сутегі сульфидінің шамамен 15% және көміртегі диоксидінің қатар кездесетін жоғары қысымды және жоғары температуралы ұңғымалар жағдайында никель негізіндегі қорытпалар басқаларынан ерекше басымдылық танытады. Мексика шығанағында жүргізілген өрістік сынақтар жылына 0,02 мм-ден төменгі коррозия жылдамдығын көрсетті, бұл қатаң жағдайларға қарамастан өте тамаша нәтиже. 2023 жылғы нақты өрістік деректерге негізделе отырып, зерттеушілер 40 әртүрлі күкіртті газ ұңғымаларын тексеріп, қызықты нәрсе анықтады. Никель-хром-молибден қорытпасынан жасалған қораптар 94% тіршілік ету көрсеткішімен шамамен сегіз жыл қызмет етті. Бұл дуплекс болатымен салыстырғанда үш есе ұзақ. Сондықтан да никель қорытпалары өте қиын жағдайлар үшін негізгі таңдау болып табылады. Біз 350 градус Фаренгейттен жоғары температура мен шаршы дюймге 15 мың фунттан асатын қысым кездесетін орындар туралы айтып жатырмыз.

Қорытпаны таңдаудың экономикалық өзара байланысы: Құны мен ұзақ мерзімділік

Никельді қорытпалар 3Cr болатқа қарағанда төрттен алты есе қымбат, бірақ Кувейттің Сабрия учаскесіндегі өріс операторлары жалпы шығындарды он жыл ішінде 23% азайтты, өйткені олар аз қызмет көрсету қажет болды. Сандарды қарау бізге қызықты нәрсе айтады. Орташа тұз мөлшері бар (хлоридтің миллионнан 50 мың бөлігінен аз) және жеті жылдан астам өмір сүрмейтін ұңғымалар үшін 3Cr болат әлі де қаржылық тұрғыдан мағыналы. Алайда, теңізде тұрған сайын хлоридпен әсер ету көп және операциялар он бес жыл немесе одан да ұзақ уақыт жұмыс істеуі қажет болған кезде, дуплексті пісірілген болат нұсқалары инвестициялық қаржы тұрғысынан өте тартымды болып табылады. Онда инвестициялардың қайтарылуы жақсырақ жинақталады.

Қышқыл ортадағы мұнай қорғау құбырларының таңдау критерийлері

Коррозияға тұрақтылықты, механикалық беріктікті және құнды теңгеру

Тұзды орталармен жұмыс істеу барысында мұнай құбырлары үшін материалдарды таңдау үшін жүйелі тәсіл қажет. Халықаралық Қысымды ыдыстар мен Құбырлар Журналында 2025 жылы жарияланған соңғы зерттеу үш түрлі титан қорытпаларын қарастырды. Олар ең жақсы нәтижені анықтау үшін күрделі көп критериялы шешім қабылдау матрицаларын пайдаланды. Нәтижесінде, ешкім дұрыс шешім қабылдай алмайды, егер де қажетті затты дұрыс тепе-теңдікте ұстамаса: механикалық беріктік теңдеудің жартысын құрайды, коррозияға тұрақтылық 30% құрайды және шығындар қалған 20% құрайды. Ал көміртегілі болат нұсқаларын қарастырған кезде компаниялар қасиеттері арасында қиын шешім қабылдауға мәжбүр болады: бір жағынан қажеттілік, ал екінші жағынан қол жетімділік пен ұзақ мерзімді қолдану мүмкіндігі.

Критерий	3Cr болат	Дуплексті тот баспайтын	Никель қорытпалары
Коррозияға тұрақтылық	Орташа	Жогары	Еңбекшіл
Шығу беріктігі (МПа)	550–750	700–1,000	600–1,200
Материалдың Құнының Индексі	1.0	3,5–4,5	8,0–12,0

Коррозияға тұрақты OCTG үшін Өнеркәсіп Стандарттары мен Сертификаттандыру

Сутегі сульфиді бар ортада жұмыс істеу кезінде NACE MR0175/ISO 15156 стандарттарын орындау тек ұсынылатын ғана емес, сонымен қатар міндетті талап болып табылады. Техникалық шарттар құбырлардың температура 120 градус Селцийге дейін көтерілген кезде сутегі индукцияланған трещинкаларды дамытпай-ақ 15% хлорид концентрациясын шыдай алатынын талап етеді. Материалды таңдау барысында қарастыруға болатын нақты маркалар бар. Көміртегі диоксиді басым болатын жағдайлар үшін API 5CT Grade L80-13Cr жақсы жұмыс істейді, ал жоғары H2S ортасы үшін C110 тиімдірек. Бұл материалдар қатаң үшінші тараптың коррозиялық сынақтарынан өткен соң тұзды ұңғыларда уақыт сынағынан өткен. Тәжірибелі инженерлер кез келген адамға айтып беретіні осындай сертификатталған нұсқаларды таңдау терең қателерді болдырмаудың барлық айырмашылығын жасайды.

Мұнай құбырлары үшін қосымша коррозиядан қорғау стратегиялары

CO¬âƒ’-бай, жоғары тұзды ортадағы коррозия ингибиторлары

CO2 және H2S бар жоғары тұздылықты мұнай кен орындарында арнайы химиялық ингибиторлар коррозия жылдамдығын 60-тан 80 пайызға дейін азайта алады. Бұл өнімдер мұнай құбырларының ішкі бетінде қорғаныш қабаттарын түзіп, қышқыл қосылыстарды бейтараптайды және жиі жабдықтарда кездесетін сутегі эмбриттілігін болдырмауға көмектеседі. Кейбір соңғы өрістік сынақтар да бәрібір әсерлі нәтижелер көрсетті. Кальций хлоридіне бай келетін тұзды суларда амин негізіндегі ингибиторларды пайдаланып, дұрыс pH бақылау әдістерімен қоса отырып, операторлар зақымдануды болдыру бойынша 92 пайыздық нәтиже көрсетті. Мұндай өнімділік қатты орталарда жабдықтардың қызмет ету мерзімі мен жөндеу шығындары үшін үлкен айырмашылық жасайды.

Ұзақ құбыр қызметі үшін қорғаныш көрпешелері мен ішкі жапсырмалар

Тұздалған су өтіп кетуін тежеуге бірнеше кедергі жасайтын эпоксидті нанокомпозиттік жабындармен бірге TSA қаптамалары қолданылады. Графені бар эпоксидті қаптамалар кәдімгі болат беттерімен салыстырғанда коррозиялану деңгейін шамамен 10 000 есе азайтатыны дәлелденген. Қазіргі таңда терең жабдықтар үшін арнайы керамикалық металл қоспалары құбыр ішіндегі ағынды сұйықтардың қатты қысымына қарамастан 350 градус Цельсийге дейінгі аса жоғары температураны шыдай алады.

Аралас мұнай қазу және HPHT ұңғымалар үшін интегралды материал-ингибиторлы жүйелер

3Cr болат негіздерін корғаушы анодтық қаптамалармен және қосымша тежеуіш құралдарымен біріктірген кезде теңіз түбінде орналасқан ұңғымалардың қызмет көрсету мерзімі 12-ден 15 жылға дейін ұзартылады. Солтүстік теңізінде екіқабатты болат құбырлар мен автоматтандырылған ингибитор енгізу жүйелерін қолданған кезде не болғанын қараңыз. Олардың H2S қанықтырылған кеңістіктерінде (50 000 млн/млн аспайтын) сегіз жыл өткен соң да құбыр қабырғаларының бірде-бір істен шықпағаны туралы хабарланбаған. Қорытындысы: бұл комбинация никельді қорытпаларды ғана қолданумен салыстырғанда жалпы иелік шығындарын шамамен 35 пайызға қысқартады, ол операторлардың өнімділікті бюджеттік шектеулермен теңгеруіне көмектесетін тиімді шешім болып табылады.

Сұрақтар мен жауаптар бөлімі

Жоғары тұзды мұнай өңдеу ортасындағы негізгі коррозия механизмдері қандай?

Негізгі коррозия механизмдеріне сутегі сульфидінен туындаған қышқыл коррозиясы мен көміртегі диоксидінен туындаған тұщы коррозиясы жатады. Жоғары тұздылықты сулардағы хлорид иондары жергілікті тесіктер мен сутегілік әлсізденуді ынталандырады.

Жоғары тұздылық жағдайлары мұнай қорғау құбырларының қызмет ету мерзіміне қалай әсер етеді?

Жоғары тұздылық жағдайлары коррозия жылдамдығының артуына байланысты мұнай қорғау құбырларының қызмет ету мерзімін әлдеқайда қысқартуы мүмкін, соның нәтижесінде үштен бес жылға дейінгі уақыт аралығында істен шығуы мүмкін, ал бұл көрсеткіш аз қарқынды ортада 20 жыл құрайды.

Мұнай өндіру орындарындағы қолданбалар үшін қандай материалдар коррозияға тұрақты болып табылады?

Мұнай өндіру орындарында қолдану үшін коррозияға тұрақтылығымен танымал 3Cr төмен қоспалы болат, дуплекс және супер дуплекс коррозияға тұрақты болаттар, сондай-ақ Inconel және Hastelloy сияқты никель негізіндегі қоспалар ұсынылады.

Орташа коррозиялық ортада мұнай қорғау құбырлары үшін құндылығы тиімді нұсқалар бар ма?

Иә, 3Cr болаты орташа коррозиялы ортаға арналған тиімді шешім болып табылады, ол өзінің өнімділігі мен қолжетімділігін теңгереді.