Стандарт «Требования к материалам стальных промысловых трубопроводов» СТ-19.2-00-00-02 (стр. 2 )

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 и научно-исследовательскими институтами.

Материал и класс (группа) прочности фасонных деталей должен соответствовать материалу и классу (группе) прочности линейной части трубопровода.

Применение трубной продукции и фасонных деталей по международным стандартам, ГОСТ или ТУ, ранее не использованным в Обществе, допускается по согласованию c УЭТ и последующим согласованием с ДДНГ ПАО АНК «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 сталей 09Г2С, 20, 20А и 20С по требованиям ГОСТов и ТУ в составе промысловых трубопроводов всех назначений.

При строительстве, реконструкции и ремонте в условиях умеренного климата, Крайнего Севера и районах, приравненных к ним, на месторождениях Общества допускается применение нефтегазопроводных труб, изготовленных из сталей 09Г2С, 20А, 20С по требованиям ГОСТ и 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. 2.7.

Разрешенные к применению марки сталей на месторождениях Общества, не требующих согласования c УЭТ и ДДНГ, при строительстве, реконструкции и ремонте промысловых трубопроводов, приведены в Приложении №1.

В зависимости от назначения на месторождениях Общества к применению допускаются трубы стальные бесшовные и стальные электросварные прямошовные. Рекомендуемые типы труб приведены в Приложении № 1. Тип трубы устанавливается проектной документацией.

По основным признакам содержания углерода и легирующих элементов, все серийно-выпускаемые трубные стали делятся:

- углеродистые по ГОСТ (сталь 20);

- низколегированные хладостойкие по ГОСТ и ТУ (марок 09Г2С и т. д.);

- низкоуглеродистые по ТУ повышенной коррозионной стойкости (стойкие к коррозионному растрескиванию) и хладостойкости из модифицированной стали 20 (20А, 20С), подвергнутые термической или термомеханической обработке;

- низколегированные с повышенным содержанием хрома по ТУ повышенной коррозионной стойкости (08ХМФЧА, 08ХМЧА, 13ХФА и др.).

2.2.4.        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. 2.6 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 наличие 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, ГОСТ Р 53678-2009, ИСО15156-3:2009.

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 2.5.

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.

2.2.5. 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 не менее	Предел текучести, ут не менее	Предел текучести, у05 не менее
ГОСТ, ТУ	API Speс 5L	ГОСТ, ТУ, КГС/ММ2/ МПа	API Speс 5L, Рsi (МПа)	ГОСТ, ТУ, КГС/ММ2 (МПа)	API Speс 5L, Psi (МПа)
К42	Х42	42 (412)	60200 (415)	25 (245)	42100 (290)
К48	Х52	48 (470)	66700 (460)	32 (314)	52200 (360)
К50	Х56	50 (490)	71100 (490)	35 (343)	56600 (390)
К52	Х60	52 (510)	75400 (520)	36 (353)	60200 (415)

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.