Стандарт «Требования к материалам стальных промысловых трубопроводов» СТ-19.2-00-00-01 (стр. 2 )

технологии изготовления и материалов используемых труб и фасонных деталей; подбора оптимального диаметра и толщины стенки трубопровода; наличия наружного и внутреннего антикоррозионного покрытия (изоляции).

Вышеуказанные критерии ранжируются с учетом особенностей условий эксплуатации по регионам деятельности нефтегазодобывающих ДЗО.

По умолчанию принимаются условия:

соответствие всей трубной продукции и фасонных деталей характеристикам, заявленным производителем в нормативно-технической документации на производство данного вида продукции; любой производитель трубной продукции и фасонных деталей изготавливает ее со стабильным качеством, адекватным любому другому изготовителю аналогичных труб.

Таким образом, фактическое качественное отличие трубной продукции и фасонных деталей разных заводов-изготовителей (при всех прочих равных параметрах) является случаем частным и не подлежит какой-либо стандартизации.

Несоответствие трубной продукции и фасонных деталей заявленным параметрам следует предупреждать такими методами:

привлечение к финансовой ответственности при помощи ввода штрафных санкций в ходе формирования договорных отношений с заводами-изготовителями; периодическое проведение комплексного технического аудита заводов-изготовителей (поставщиков) трубной продукции и фасонных деталей; формирование рейтинга поставщиков; организация входного контроля и претензионной работы на местах при получении трубной продукции и фасонных деталей.

        Требования к стальным трубам и фасонным деталям

2.2.1        Стальные трубы и фасонные детали должны изготавливаться в соответствии с отечественными ГОСТ, ТУ и международными (ISO, API и др.) стандартами. ТУ на трубы разрабатываются заводом - изготовителем трубной продукции.

Материал и класс прочности фасонных деталей должен соответствовать материалу и классу прочности линейной части трубопровода.

Применение трубной продукции и фасонных деталей по международным стандартам, ГОСТ или ТУ, ранее не использованным в Обществе, должно быть согласованно с ОЭТ ДДНГ «Башнефть».

Допускается применение фасонных деталей из марки стали повышенной коррозионной стойкости, в отличие от линейной части трубопровода, при отдельном согласовании с ОЭТ ДДНГ «Башнефть».

Критерии применения

При строительстве, реконструкции и ремонте в условиях Крайнего Севера и районах, приравненных к ним, на месторождениях Общества запрещено применение нефтегазопроводных труб, изготовленных из углеродистой стали 20 по требованиям ГОСТ, ТУ, в составе промысловых трубопроводов всех назначений. 

При строительстве, реконструкции и ремонте в условиях умеренного климата на месторождениях «Башнефть» допускается применение нефтегазопроводных труб, изготовленных из углеродистой стали 20 по требованиям ГОСТ, ТУ, в составе промысловых трубопроводов, но только при наличии  заводского внутреннего антикоррозионного покрытия. При этом технические условия на внутреннее покрытие должны соответствовать требованиям, указанным в п. 2.6.

Разрешенные к применению марки сталей на месторождениях «Башнефть», не требующих согласования с ОЭТ ДДНГ «Башнефть», при строительстве, реконструкции и ремонте промысловых трубопроводов, приведены в Приложении №1.

2.2.3        Коррозионная стойкость труб

В процессе эксплуатации стальные трубы могут быть подвержены внутренней и/или наружной коррозии. Для предотвращения наружной коррозии следует использовать покрытия в соответствии с требованиями п.2.5 настоящего Стандарта.

В зависимости от характеристик перекачиваемой продукции внутренняя коррозия труб может протекать по одному из основных механизмов:

коррозионного растрескивания в присутствии H2S (сероводорода); язвенной углекислотной коррозии или язвенной коррозии в присутствии одновременно CO2 и H2S; микробиологической коррозии; кислородной коррозии.

Прямая оценка коррозионной активности транспортируемых сред возможна только при наличии следующих данных в соответствии с ISO 15156:

количества H2S, CO2, O2 при условиях эксплуатации; количество других окислителей (элементарной серы и др.); рабочего давления; температуры транспортируемой среды; количества органических кислот; pH при условиях эксплуатации; количества воды; свойств нефти и газа; количества ионов хлора, других галогенов, ионов металлов, металлов; скорости потока, режима течения, количества песка и других механических примесей; биологической активности; условий выпадения конденсата.

Так же для оценки коррозионной активности сред допускается использовать косвенную информацию подтверждающую наличия механизма коррозии:

статистический анализ по аварийности отдельных объектов с учетом использованного материала труб; результаты расследований причин отказов на трубопроводах, сопровождающихся отбором катушек для исследований; химический, фазовый и микробиологический анализ продуктов коррозии и отложений с внутренней поверхности труб, который позволит осуществить оценку коррозионной ситуации и выявить ведущий механизм коррозии. Анализу могут подвергаться продукты, полученные с поверхности аварийных катушек, при выносе из трубопровода при периодической чистке внутренней поверхности и др.

Особое внимание следует уделять возможности коррозионного растрескивания, вызываемого сероводородом, поскольку данный вид коррозии может сопровождаться внезапным разрушением труб с развитием протяженных трещин. На способность сред вызывать коррозионное растрескивание оказывает влияние не только концентрация H2S, но и pH среды в условиях эксплуатации, продолжительность эксплуатации, концентрация хлоридов, но и ряд других факторов. При оценке вероятности коррозионного растрескивания следует руководствоваться ГОСТ Р 53679-2009 (ИСО 15156-1:2001)

При отсутствии точных данных о содержании в средах сероводорода и об их кислотности (pH) в условиях эксплуатации, о вероятности коррозионного растрескивания может свидетельствовать наличие сульфидов железа в продуктах коррозии.

Стойкость трубных сталей к коррозионному растрескиванию в сероводородсодержащих средах зависит от ряда факторов: микроструктуры, механических свойств, твердости, чистоты от неметаллических включений и вредных примесей, наличия остаточных напряжений и др. Повышение прочности и твердости стали, в том числе, локальной твердости в зонах термического влияния сварных соединений, часто приводит к понижению стойкости стали к коррозионному растрескиванию. Основные требования к свойствам и технологии изготовления труб с повышенной стойкостью к коррозионному растрескиванию приведены в подразделе 2.4.7.

В случае, если в транспортируемой среде не исключено наличие сероводорода (реликтового или бактериального происхождения) и СО2, то повышение долговечности трубопроводов может быть достигнуто за счет применения марок стали, легированных хромом в количестве 0,5-1,0% (13ХФА). По результатам промысловых испытаний долговечность таких труб в 2-3 раза больше, чем труб из марок, не содержащих хром. За счет применения термической обработки, данные трубы обладают хладостойкостью и стойкостью к коррозионному растрескиванию.

Системы нефтесбора и водоводов должны быть герметичны, и попадание в них кислорода (воздуха) должно быть исключено. В связи с этим, коррозия по кислородному механизму является аномальным случаем. С данным видом коррозии следует бороться на технологическом уровне, исключая попадание воздуха в транспортируемую среду. Применение труб повышенной коррозионной стойкости в таких условиях малоэффективно для борьбы с общей и язвенной коррозией.

2.2.4 Классы прочности стали

Класс (группа) прочности в отечественной нормативно-технической документации обозначается буквой «К», в иностранных стандартах – латинской буквой «Х». Классы прочности по российской классификации соотносятся с классами (группами) прочности по API Speс5L. За буквенным обозначением «К» следует число, которое отражает значение временного сопротивления разрыву (ув), выраженное в кгс/мм2. За буквенным обозначением «Х» следует число, которое отражает значение условного предела текучести (у05), выраженное в тысячах фунтов на квадратный дюйм. Данные по классам прочности и пределам текучести приведены в таблице №4.

Таблица 4. Классы прочности и пределы текучести

Класс (группа) прочности	Временное сопротивление разрыву, ув	Предел текучести, ут	Предел текучести, у05
ГОСТ, ТУ	API Speс 5L	ГОСТ, ТУ, КГС/ММ2	API Speс 5L, ФУНТ/КВ. ДЮЙМ / КГС/ММ2	ГОСТ, ТУ, КГС/ММ2	API Speс 5L, ФУНТ/КВ. ДЮЙМ / КГС/ММ2
К42	Х42	42	60200 / 42	25	42000 / 30
К52	Х60	52	75400 / 53	36	60000 / 36

Показатель класса прочности, являющийся обязательным для любой нормативно-технической документации на изготовление трубной продукции, характеризует способность стенок труб противостоять внутренним и внешним силовым нагрузкам, в том числе, внутреннему давлению.

Класс прочности не является показателем хладостойкости металла, его выбор влияет в основном, на толщину стенки трубопровода: чем выше класс (группа), тем меньшей толщины необходима стенка, при заданном значении давления в трубопроводе.

Данный показатель также влияет на технологичность ее свариваемости в полевых условиях в стандартных режимах в соответствии с ВСН 006-89. Кроме того, повышенная прочность и твердость понижает стойкость стали к коррозионному растрескиванию в сероводородсодержащих средах.

На месторождениях Общества допускаются к применению классы прочности К42 (для стали 20) и К52 (для стали 13ХФА).

2.2.5 Толщина стенок, диаметр и длина труб

Толщина стенок нефтегазопроводных труб должна определяться на основании расчетов по методике СП 34-116-97, ВНТП 3-85. При расчетах должны учитываться (в том числе) основные факторы: