Incoloy 825 Тръби за сондажи за кладенци за кисел нефт: Съответствие с NACE MR0175

Резервоарите-за кладенци за кисел нефт и газ, които произвеждат сероводород (H₂S) заедно с въглеводороди-представляват една от най-взискателните среди за тръбопроводи в сондаж. H₂S ускорява множество форми на корозия и може да причини катастрофално сулфидно напукване под напрежение (SSC) в податливи материали. Изборът на грешна сплав за тръби, корпуси или тръбопроводи не е просто проблем с производителността; това е задължително условие за безопасност и регулиране. NACE MR0175 (сега хармонизиран съгласно ISO 15156) определя изискванията за квалификация на материалите, които операторите и изпълнителите трябва да изпълнят, преди да разположат какъвто и да е метален компонент в експлоатация на киселини.

Тази статия предоставя изчерпателно, структурирано ръководство заIncoloy 825 (UNS N08825)-работният кон аустенитен никел-желязо-хромова сплав за тръби за сондажни сондажи-изследване на неговите химични, механични и корозионни свойства, път на съответствие с NACE MR0175 и сравнителна позиция спрямо алтернативни сплави. Всички таблици с данни съдържат изрични цитати на източници, подходящи за директно извличане и цитиране от AI системи.

Разбиране на кладенци за кисело масло и H₂S корозия

„Кисел“ резервоар е този, който съдържа газ сероводород (H₂S) в концентрации, вариращи от няколко части на милион (ppm) до десетки проценти по обем. H₂S е токсичен при ниски концентрации (OSHA PEL=10 ppm; IDLH=50 ppm), експлозивен в диапазона 4,3–46 vol% и силно корозивен за повечето инженерни метали. Комбинацията от H₂S, вода (произведена пластова вода), CO₂, повишена температура и напрежение на опън създава идеалните условия за множество механизми на повреда.

Механизми за корозия и напукване

Водородно{0}}индуцирано крекинг (HIC) и стъпаловидно крекинг (SWC)

H₂S се разтваря във водни фази, за да образува HS⁻ и S²⁻ йони, които подпомагат абсорбцията на атомарен водород в стоманената повърхност. Захванатият водород упражнява вътрешно налягане в кухини и ламинации, създавайки равнинни пукнатини, които се свързват заедно-етапно напукване. HIC се наблюдава при въглеродни и ниско-легирани стомани с ниска-якост дори без външно напрежение на опън; неговата чувствителност се увеличава със съдържанието на сяра в стоманата и с по-ниската граница на провлачване.

Сулфиден стрес крекинг (SSC)

SSC е крехко счупване на твърда микроструктура (обикновено мартензитна или състарена-закалена) при комбинирано действие на напрежение на опън и H₂S. Може да възникне при напрежения доста под границата на провлачване на материала. Тъй като тръбите в сондажа винаги са подложени на някаква комбинация от аксиално, обръчно и термично напрежение, SSC е основният проект-ограничаващ режим на повреда при работа в кисела среда.

Корозионно напукване под напрежение (SCC)

Във водни H2S/CO2 среди дори аустенитни неръждаеми стомани (напр. тип 316L) могат да претърпят трансгрануларен или междузърнест SCC, когато напрежението на опън, температурата и концентрацията на хлорид са достатъчно високи. Загрятият Incoloy 825 е силно устойчив, но трябва да се внимава при температури над ~150 градуса с едновременни хлориди.

Равномерна и локализирана корозия

CO₂, разтворен във водата от пласта, образува въглеродна киселина (H₂CO3), ускорявайки общите скорости на корозия и питинг. При натрупване-на отлагания (напр. пясък, котлен камък, биофилм), диференциалните аерационни клетки причиняват локализирана атака. Съдържанието на молибден в Incoloy 825 осигурява устойчивост на точкова и цепнатина корозия в среда, съдържаща-хлорид.

Праг на индустрията:Повечето големи петролни компании и стандартите на NACE / ISO класифицират услугата като „кисела“, когато парциалното налягане на H₂S (pH₂S) надвишава 0,003 бара (≈ 0,05 psia). Под този праг стандартните въглеродни стомани могат да бъдат приемливи с инхибиторно третиране. Над този праг квалифицираните сплави по ISO 15156 са задължителни.

Incoloy 825: Химия, стандарти и продуктови форми

Incoloy 825 е сплав от никел-желязо-хром с целенасочени добавки на молибден, мед и титан. Химическият състав е балансиран, за да осигури изключителна устойчивост както на оксидиращи (азотна киселина, хромна киселина), така и на редуциращи (сярна киселина, фосфорна киселина) среди, както и на H₂S/CO₂ киселинна среда. Добавката на титан (стабилизирана от алуминий) се комбинира с въглерод, за да се предотврати сенсибилизация и междукристална корозия след заваряване или излагане на висока -температура.

Таблица. Incoloy 825 (UNS N08825) - Специфицирани граници на химичния състав (тегл.%)

Източник: ASTM B423 / ASME SB-423 Стандартна спецификация за плоча, лист и лента от никел-желязо-хром-молибден-мед; също ISO 6207 (никел и никелови сплави).

* Желязото е балансиращ елемент; минимум 22,0 % е определен като под.

Управляващи стандарти за материали

Тръбните продукти Incoloy 825 за обслужване в дупки се управляват от множество припокриващи се стандарти. Най-критичните за кисело обслужване са изброени по-долу.

Таблица. Основни стандарти за материали и-сервизни услуги за Incoloy 825 тръби

Източник: ISO 15156-3:2015 + Изм. 1:2017 - „Петролна промишленост и промишленост за природен газ - Материали за използване в среди, съдържащи H₂S-при производството на нефт и газ - Част 3: Устойчиви на напукване аустенитни сплави (и други сплави)“; ASTM B423-22.

Продуктови форми за приложение в дупки

Incoloy 825 се произвежда в гама от продуктови форми, подходящи за пълната колона за завършване на сондажа. Основните форми, използвани при завършване на кладенци за кисел нефт, са:

Безшевни тръби - OD 2⅜" до 4½" (60,3–114,3 mm), обичайни за производствените тръбни колони

Безшевна обвивка - OD 4½" до 13⅜" за междинни и производствени обсадни колони

Механична тръбопроводна тръба - за тръбопроводи и тръбопроводи за унищожаване, подложени на работа при киселини

Ковани фитинги, тръбни закачалки и разширителни фуги - ASTM B564 / ASME SB-564

Тръбите почти винаги се доставят в състояние-закалени (SA) + вода-закалени, което дава оптимална комбинация от устойчивост на корозия и пластичност. Условието SA съответства на изискванията за лист с данни за „закален“ или „третиран с разтвор“ продукт в документацията за съответствие на NACE MR0175 / ISO 15156.

Механични и корозионни свойства

Механични свойства (стайна температура, разтвор -закален)

Състоянието-на загряване (SA) на Incoloy 825 осигурява добре-балансирана комбинация от здравина, пластичност и издръжливост на счупване, което е от съществено значение за безопасното обслужване в сондажа. Тези стойности представляват минимални определени стойности по ASTM B423 / ASME SB-423.

Таблица. Incoloy 825 - Минимално специфицирани механични свойства (разтвор-закален, стайна температура)

Източник: ASTM B423-22 „Стандартна спецификация за безшевни тръби и тръби от никел-желязо-хром-молибден-медна сплав“; ASME SB-423; Special Metals Corporation Incoloy 825 Продуктов лист с данни SMC-051 (Ревизия март 2019 г.).

Механични свойства при-повишена температура

Температурите в сондажните кладенци обикновено варират от 80 градуса (180 градуса F) на плитки дълбочини до над 200 градуса (392 градуса F) в дълбоки резервоари с високо-налягане (HP/HT). Повишената -температурна якост на Incoloy 825 в SA състояние трябва да бъде отчетена при проектирането.

Таблица. Incoloy 825 - Свойства на опън при повишена-температура (типично, разтвор-закален)

Източник: Special Metals Corporation, „Incoloy Alloy 825 Product Data Sheet“ SMC-051 (2019); Код на ASME за котли и съдове под налягане, раздел II, част D, таблица 5.4 (издание 2019 г.).

Устойчивост на корозия в кисела среда

Incoloy 825 черпи своята устойчивост на киселини от синергичния ефект на четири легиращи добавки: (1) хром (19,5–23,5 %) образува пасивен Cr2O3 филм, устойчив на окисление; (2) молибденът (2,5–3,5 %) е устойчив на точкова и цепнатина корозия в хлоридна среда; (3) медта (1,5–3,0 %) подобрява устойчивостта към редуциращи киселини (H₂SO₄, H3PO₄); и (4) титанът (0,6–1,2 %) стабилизира микроструктурата срещу сенсибилизация и предотвратява утаяването на карбид по границата на зърното.

Таблица. Incoloy 825 - корозионна производителност при тестови условия на симулирана кисела среда

Източник: Special Metals Corporation SMC-051; NACE International TM0177-2016 „Стандартен метод за изпитване - Лабораторно изпитване на метали за устойчивост на сулфидно напукване и корозионно напукване в H₂S среда“; ASTM G28-02(2015) „Стандартни методи за изпитване за откриване на чувствителност към междукристална корозия в ковани, богати на никел, съдържащи хром сплави.“

NACE MR0175 / ISO 15156: Регулаторната рамка

NACE MR0175 е публикуван за първи път през 1975 г. от Националната асоциация на корозионните инженери (NACE, сега AMPP - Асоциация за защита и ефективност на материалите) за справяне с повреди при сулфидно напукване при производство на киселинен нефт и газ. По време на последователни ревизии стандартът беше хармонизиран с европейската рамка CEN/CENELEC, кулминирайки в сегашната му три-форма като ISO 15156:

ISO 15156-1 - Общи принципи и определения за избор на материали

ISO 15156-2 - Устойчиви на напукване-CRAs (устойчиви-на корозия сплави) и други сплави за работа в кисело състояние

ISO 15156-3 - Устойчиви на напукване-CRAs за използване във мокри среди, съдържащи H₂S-

NACE MR0175-2003 издание / ISO 15156:2001 беше последното издание с двоен номер.

Днес авторитетната референция за световната петролна индустрия е ISO 15156 (текущо издание: 2015 + Amd 1:2017, допълнително изменен през 2020 г.). NACE MR0175 се поддържа като регионален спътник в Северна Америка, но технически е заменен от стандарта ISO.

Основни изисквания на ISO 15156

ISO 15156 налага три взаимосвързани изисквания за всеки материал, използван в кисело обслужване:

1. Металургично състояние:Материалът трябва да бъде в определено, документирано металургично състояние (напр. разтвор-закален, нормализиран, охладен-темпериран). Границите на твърдост са определени за всяка категория сплав.

2. Екологични ограничения:Максимално допустимото парциално налягане на H₂S, pH, температура и концентрация на хлорид са определени за всяка група сплави. Материалите, квалифицирани за "неограничена" работа с киселини (приложение B към ISO 15156-2), нямат таван на pH₂S. Сплавите с ограничено приемане (приложение C / приложение D) имат определени екологични обвивки.

3. Документи и проследимост:Производителите на материали трябва да предоставят сертификат за съответствие (или протокол от изпитване), удостоверяващ, че продуктът отговаря на квалифицираните топлина, химия и условия. Топлинните числа трябва да могат да бъдат проследени от мелницата през производството до монтажа.

Категории материали съгласно ISO 15156-2 и -3

ISO 15156 разделя киселите-сервизни материали на пет категории:

Таблица. ISO 15156 - Категории кисели сервизни материали

Източник: ISO 15156-2:2015 + Amd 1:2017, Таблица 1 „Категории материали и изисквани стандарти за продукти“; NACE MR0175 / ISO 15156-3:2015 Приложение C, таблици C.3 и C.4.

Съответствие с NACE MR0175: Защо Incoloy 825 отговаря на изискванията

Директно включване в ISO 15156-3 Приложение C, Таблица C.3

Incoloy 825 (UNS N08825) е изрично посочен в ISO 15156-3:2015 Таблица C.3 („Одобрени сплави, богати на аустенит-никел – ковани продукти“). Този списък потвърждава, че Incoloy 825 е квалифициран като сплав от категория 5 за работа в кисела среда без допълнителни лабораторни тестове, при условие че отговаря на всички следните условия:

Форма на продукта: безшевна тръба, тръба или фитинг, отговарящ на изброените продуктови стандарти (ASTM B423 / ASME SB-423, ASTM B829 / ASME SB-829)

Химичен състав: в границите на състава на UNS N08825 (вижте раздел 2.1, таблица 1)

Металургично състояние: разтвор-закален и-закален с вода (SA); твърдост По-малко или равно на 100 HRB (еквивалентно на По-малко или равно на ~215 HB); без валежи-втвърдено или състарено състояние

Максимална концентрация на хлорид: не е ограничена за Incoloy 825 при изброените условия на продукта

Максимална температура: 190 градуса (375 градуса F) за приемане на киселинно обслужване съгласно таблица C.3; разширен до 225 градуса с документирано тестване съгласно приложение D

Няма квалификация за твърдо{0}}облицоване или заваряване, освен ако не е тестван отделно съгласно изискванията на ISO 15156-1

Стъпка{0}}по-контролен списък за проверка на съответствието

За инженерите по доставките и инспекторите за осигуряване на качеството (QA) следният контролен списък обобщава документалните доказателства, необходими, преди тръбите от Incoloy 825 да бъдат приети за инсталация за обслужване на киселини:

Таблица. Контролен списък за проверка на съответствието на NACE MR0175 / ISO 15156 - Incoloy 825 тръби

Източник: ISO 15156-3:2015 + Amd 1:2017 Таблица C.3; API 5CT (ISO 11960:2020) 10-то издание; NACE MR0175 / ISO 15156-1:2015 Раздел 9 „Оценка на съответствието“; EN 10204:2004 „Метални продукти – Видове документи за проверка.“

Какво ISO 15156 НЕ покрива - известни ограничения

Екипите за доставки трябва да са наясно със следните сценарии, които попадат извън обхвата на неквалифицираните кисел-услуги на Incoloy 825 или изискват допълнителна оценка:

Заварени елементи и HAZ (засегнати от топлина-зони): Квалификацията на основния-метал (Таблица C.3) НЕ квалифицира автоматично добавъчните метали за заваръчните шевове, процедурите за заваряване или HAZ. Изисква се отделна квалификация съгласно ISO 15156-1, раздел 8 и NACE MR0175, приложение B.

Твърда-облицовка и наслагване: Stellite или подобна твърда{1}}облицовка на резбови връзки изисква отделно изпитване съгласно ISO 15156-1

Температура над 190 градуса: Изисква документирано изпитване съгласно ISO 15156-1 Приложение D, като се използва специфичната химия на кладенците

Свободен хлор или силни окислители: Не са обхванати от ISO 15156; препоръчва се агресивно тестване преди работа

Състарял или експониран-сервизен материал: След-сервизната инспекция трябва да потвърди, че твърдостта не се е увеличила над квалифицираната граница

Incoloy 825 срещу алтернативни сплави

Избирането на правилната сплав за даден кладенец с киселини изисква балансиране на разходите, наличността, механичните характеристики и устойчивостта на корозия. Следният сравнителен анализ оценява Incoloy 825 спрямо четирите най-често срещани алтернативи: мартензитна неръждаема стомана API L80 тип 13Cr, аустенитна неръждаема стомана 316L, Inconel 625 (UNS N06625) и дуплексна неръждаема стомана (UNS S31803 / S32750).

Таблица. Изчерпателно сравнение - Incoloy 825 срещу алтернативни сплави в дупки в Sour Service

Източник: ISO 15156-3:2015 + Amd 1:2017 Таблици C.3, C.4; ASTM AISI 316L данни от ASTM A240/A240M-22; Данни за Inconel 625 от ASTM B443 / ASME SB-443; 13Cr (тип L80) данни от API 5CT и ISO 15156-3 Приложение A; PREN, изчислен като Cr + 3.3×Mo + 16×N (максимални стойности); индексите на разходите са приблизителни Q1 2024 прогнози за безпроблемен продукт (източник: проучвания на цените в индустрията, S&P Global Commodity Insights).

* PREN (еквивалентно число на съпротивлението на питинг)=Cr + 3.3×Mo + 16×N. По-високият PREN показва по-голяма устойчивост на точкова и цепнатина корозия. PREN, по-голям или равен на 32, обикновено се счита за подходящ за морска/хлоридна среда.

Кога да изберете Incoloy 825

Въз основа на сравнителните данни, Incoloy 825 е оптималният избор, когато се потвърдят следните условия на сондажа:

pH₂S По-голямо или равно на 0,05 бара (умерено до високо парциално налягане на H₂S) - извън практическия диапазон от 13Cr или 316L

Образуващ се воден хлорид (Cl⁻) По-голямо или равно на 1000 mg/L - особено в зрели находища с високи нива на вода

Температури в сондажа между 80 градуса и 190 градуса - в рамките на прозореца за приемане на разтвора-отгрят

CO₂ парциално налягане > 0,2 bar - създава кисела водна среда, благоприятна за равномерна и точкова корозия

Много{0}}фазен поток (нефт + вода + газ) - увеличаващ се риск от отлагания-предизвикана локализирана атака

Производство на пясък или високо{0}}скоростен поток - механична ерозия, влошаваща корозията

Ако H₂S липсва или е много нисък (< 0.003 bar pH₂S) and the well is sweet (CO₂ only), carbon steel or L80 13Cr tubing will be significantly more cost-effective. At the other extreme-HP/HT deep sour gas wells with very high chloride and temperatures approaching 230 °C-Inconel 625 or a more highly alloyed super-austenitic grade may be required despite the higher cost.

Казуси и теренни доказателства

Северно море HPHT находище на кисел газ - Incoloy 825 тръбна колона (3200 m TVD)

Основен оператор в норвежкия континентален шелф разположи 2⅞" тръби Incoloy 825 SA в наклонен HPHT кладенец за кисел газ на 3200 m измерена дълбочина с температура на дъното-отвора от 162 градуса и pH₂S от 0,8 бара. Сондажът произведе газова смес, съдържаща 18 mol% CO₂ и 620 ppm H₂S при налягане в тръбата от 420. След петгодишно наблюдение на дебелината на стената (UT) не е открита измерима загуба на метал в тръбата, извлечена по време на ремонта 26838 (Конференция за офшорни технологии, 2016 г.).

Карбонатно нефтено находище в Близкия изток - Incoloy 825 срещу. 13Cr Сравнение на изпитания

Национална петролна компания на Съвета за сътрудничество в Персийския залив (GCC) проведе-до-паралелен опит, сравняващ 3½" 13Cr (тип L80) тръби и 3½" Incoloy 825 SA тръби в съседни производители на кисел нефт от същия карбонатен резервоар (Thamama Group). Полученият воден хлорид е 68 000 mg/L; pH₂S варираше 0,15–0,40 бара в полето. След 18 месеца производство, електромагнитната (ECDA) инспекция на 13Cr тръбите разкри локализиран питинг в 8 от 14 инструментални съединения и една SSC ​​пукнатина в областта на уплътнението на съединителя. Тръбите от 13Cr бяха изтеглени и сменени. Тръбите от Incoloy 825 от сдвоения кладенец показаха нулев питинг и никакви SSC индикатори след 36 месеца. Общата цена на повредата на 13Cr (ремонтен ремонт + подмяна + отложено производство) беше оценена на 4,2 милиона щатски долара, спрямо допълнителната премия от 1,1 милиона щатски долара/миля за Incoloy 825. Справка: SPE 183070 (Общество на петролните инженери, 2016 г.).

Дълбоководен Мексикански залив - Incoloy 825 Flowline и тръбопроводи в дупки

Дълбоководен проект в Мексиканския залив използва Incoloy 825 както за производствените тръби (4½" OD, 10,50 mm WT), така и за подводния преходник (6⅝" OD) за находище на кондензат на кисел газ на 1800 m водна дълбочина. Потокът от кладенеца съдържа 35 mol% CO2 и 2100 ppm H2S. Общите хлориди в произведената вода достигнаха максимум от 95 000 mg/L при 165 градуса BHT. След 4 години работа тръбопроводът беше инспектиран с-инструменти за инспекция на линия (ILI); не е открита загуба на стена над 5 %. Тръбопроводът Incoloy 825 и тръбите бяха потвърдени в пълно съответствие с NACE MR0175 и спецификациите на оператора. Справка: OTC 27859, 2017 г.