Ключевые слова: насосно-компрессорные трубы, сероводород, коррозия, сульфидное коррозионное растрескивание, неразрушающий контроль, техническое состояние, остаточный ресурс, прогнозирование ресурса, риск-ориентированный подход.
Эксплуатация нефтяных и газовых скважин в условиях присутствия сероводорода (H2S) сопровождается развитием интенсивных коррозионных процессов, оказывающих существенное влияние на надежность и долговечность колонн насосно-компрессорных труб (НКТ). Воздействие сероводородсодержащих сред приводит не только к общему коррозионному истончению стенки труб, но и к развитию локальных форм разрушения, включая питтинговую коррозию и сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением (СКРН), что существенно снижает несущую способность металла и может привести к внезапным отказам оборудования [14].
Согласно действующим нормативным требованиям к материалам для эксплуатации в H2S-содержащих средах, выбор марок сталей и ограничение эксплуатационных параметров должны осуществляться с учетом критериев стойкости к СКРН и водородному охрупчиванию. Лабораторная оценка сопротивляемости материалов растрескиванию регламентируется специализированными методиками испытаний, обеспечивающими воспроизводимость результатов и сопоставимость данных для различных групп сталей [12]. При этом требования к геометрическим параметрам и качеству изготовления НКТ определяются действующей нормативной документацией, а также международными отраслевыми стандартами [8, 10].
Проблема повышения надежности колонн НКТ особенно актуальна для месторождений с повышенной обводненностью продукции и содержанием агрессивных компонентов, где наблюдается рост числа отказов по причине коррозионной деградации металла. Анализ производственных данных показывает прямую зависимость интенсивности отказов скважинного оборудования от содержания H2S и его парциального давления в добываемой продукции. При этом на зрелых месторождениях увеличивается доля локальных форм коррозии, наиболее опасных с точки зрения внезапности разрушения и трудности их своевременного выявления.
Современные исследования подтверждают, что характер коррозионного повреждения трубной продукции определяется совокупностью термодинамических и кинетических факторов, включая термобарические условия, состав среды (присутствие CO2 и/или H2S), наличие пластовой воды и напряженное состояние металла. В условиях повышенных температур и давления наблюдается ускоренное развитие коррозии и изменение структуры продуктов коррозии, влияющих на скорость дальнейшей деградации [6]. Одновременно водород, образующийся при коррозионных процессах в H2S-среде, способствует развитию хрупкого разрушения.
В связи с этим возрастают требования к достоверности оценки технического состояния колонн НКТ. Традиционные регламентные подходы, основанные на нормативных сроках службы и периодической выбраковке труб, не в полной мере учитывают реальную степень деградации материала. В современных условиях все более широкое применение находят методы неразрушающего контроля, направленные на количественную оценку потери толщины стенки и выявление дефектов различной природы [20]. Развитие технологий ультразвукового и электромагнитно-акустического контроля позволяет повысить информативность диагностики и обеспечить раннее обнаружение опасных дефектов.
Отдельное направление исследований связано с оценкой остаточного ресурса труб в коррозионно-активных средах и формированием критериев технического состояния с учетом вероятности развития трещин [20]. Комплексная диагностика, включающая анализ эксплуатационных факторов, результатов неразрушающего контроля и нормативных ограничений по применению материалов, рассматривается как наиболее обоснованный подход к управлению промышленной безопасностью скважинного фонда.
В результате в условиях увеличения доли осложненных сероводородом месторождений актуальной научно-технической задачей является системный анализ методов оценки технического состояния колонн насосно-компрессорных труб в сероводородсодержащих средах. Учет требований действующих стандартов, результатов современных исследований по механизму коррозионного и водородного разрушения и возможностей современных методов диагностики позволяет сформировать комплексный подход к оценке технического состояния НКТ и обоснованию управленческих решений по продлению их срока службы.
Методические основы оценки технического состояния НКТ
Исследование носит аналитико-методический характер и основывается на обобщении эксплуатационных данных, требований нормативной документации и современных подходов к диагностике трубной продукции, применяемой в условиях сероводородсодержащих сред. В качестве исходной базы используются данные производственной эксплуатации скважин, включающие сведения о содержании H2S, обводненности продукции, термобарических условиях, а также информацию об отказах НКТ и результатах их дефектации при проведении подземных ремонтов.
Классификация условий эксплуатации осуществляется с учетом влияния парциального давления сероводорода на интенсивность коррозионных процессов [16], что позволяет выделить группы сред по степени коррозионной агрессивности. Такой подход соответствует современным представлениям о механизмах деградации металла в H2S-содержащих системах и обеспечивает корректную интерпретацию эксплуатационных факторов.
Оценка применимости материалов и допустимых условий эксплуатации труб проводится на основе требований международных стандартов для H2S-сред. Анализ склонности металла к СКРН выполняется с учетом методик лабораторных испытаний на устойчивость, а также отечественных методов оценки коррозионной стойкости металлов.
Технические параметры труб и требования к их качеству определяются в соответствии с действующей нормативной документацией на НКТ [1], а также международными отраслевыми требованиями к обсадным и насосно-компрессорным трубам. Состояние резьбовых соединений оценивается с учетом действующих стандартов по контролю параметров резьбы и сопрягаемых элементов [2], поскольку данные зоны характеризуются повышенной концентрацией напряжений и рассматриваются как потенциальные очаги зарождения дефектов.
Методическая основа диагностики технического состояния колонн НКТ включает применение методов неразрушающего контроля, таких как визуально-измерительный контроль, ультразвуковая толщинометрия и дефектоскопия. Ультразвуковой контроль рассматривается как базовый метод количественной оценки остаточной толщины стенки труб, тогда как для выявления локализованных коррозионных повреждений и скрытых дефектов целесообразно использование электромагнитно-акустических методов. Целесообразность комплексного диагностического подхода подтверждается исследованиями по оценке технического состояния скважинного оборудования в осложненных условиях эксплуатации [11].
Оценка остаточного ресурса труб выполняется на основе сопоставления фактической потери металла, механических характеристик и условий нагружения, что соответствует современным подходам к оценке ресурса элементов в коррозионно-активных средах [17]. При этом учитывается влияние водородного насыщения и параметров среды (H2S – CO2) на развитие процессов разрушения, а также результаты исследований по воздействию температуры и давления на характер коррозионных процессов [26].
Формирование комплексного подхода к оценке технического состояния НКТ основывается на интеграции нормативных требований к трубной продукции, стандартов испытаний на устойчивость к сероводородному растрескиванию, данных неразрушающего контроля и современных представлений о механизмах коррозионного и водородного разрушения. Дополнительно рассматриваются вопросы применения ингибиторной защиты и защитных покрытий как элементов управления коррозионной деградацией металла.
Таким образом, методические основы обеспечивают системный подход к оценке технического состояния колонн НКТ в условиях сероводородной коррозии. При их использовании возможно комплексное учет взаимодействия эксплуатационных факторов, характеристик материала и данных диагностики, что повышает обоснованность решений по обеспечению надежности и увеличению срока службы трубной продукции.
Подходы к оценке технического состояния и остаточного ресурса колонн НКТ в условиях коррозионного повреждения
В условиях эксплуатации нефтегазовых скважин с повышенной коррозионной агрессивностью среды все более актуальным становится совершенствование методов оценки технического состояния и остаточного ресурса колонн НКТ. Современные диагностические подходы направлены как на выявление существующих дефектов металла, так и на прогнозирование их развития, что позволяет более обоснованно оценивать эксплуатационную пригодность трубной продукции. В разделе рассмотрены современные подходы к оценке технического состояния НКТ в условиях коррозионного повреждения, включая методики количественной оценки деградации металла, алгоритмы прогнозирования остаточного ресурса и методы контроля развития дефектов.
Установлено, что действующая отечественная система методов оценки технического состояния НКТ, регламентируемая ГОСТ 633-80 [5] и ГОСТ 52203-2004 [4], ориентирована на выявление браковочных дефектов посредством количественного сопоставления фактически измеренных параметров с установленными нормативными требованиями. Существующий комплекс оценки технического состояния НКТ по ГОСТ 633-80 и ГОСТ 52203-2004 приведен на рисунке 1.
РИСУНОК 1. Существующий комплекс оценки технического состояния НКТ по ГОСТ 633-80 и ГОСТ 52203-2004
Вместе с тем указанные методы не предусматривают проведение промежуточного контроля свойств и структурного состояния металла НКТ при длительном воздействии коррозионно-активных сред. Это существенно ограничивает возможности определения текущего технического состояния, оценки запаса надежности коррозионно-поврежденных труб, а также прогнозирования их дальнейшей работоспособности и остаточного ресурса с учетом степени агрессивности скважинной среды. Между тем именно такая оценка выступает необходимым условием повышения эффективности управления надежностью оборудования и обеспечения промышленной безопасности нефтегазодобывающих процессов.
Существующие методы оценки остаточного ресурса колонн НКТ можно условно разделить на нормативно-отбраковочные, дефектно-расчетные и риск-ориентированные. Первые основаны на сравнении измеренных параметров с предельно допустимыми значениями, вторые – на использовании моделей развития дефектов и снижения несущей способности, третьи – на вероятностной оценке отказов с учетом неопределенности эксплуатационных факторов. При этом общей проблемой большинства подходов является недостаточная связь между результатами неразрушающего контроля и прогнозом остаточного ресурса, особенно в условиях локализованной коррозии и сероводородного растрескивания.
В работе [15] предложена методика оценки текущего технического состояния НКТ, предназначенная для определения степени опасности коррозионных повреждений на основе визуально-оптических и приборно-инструментальных измерений. Полученные результаты позволяют установить объем потерь металла вследствие коррозии, оценить имеющийся запас остаточного металла и принять обоснованное решение о возможности дальнейшей эксплуатации коррозионно-поврежденных труб.
Автором выявлено отсутствие следующих методик в нормативной документации на лифтовые колонны НКТ:
-
оценки опасности коррозионных повреждений;
-
обоснования допустимых условий дальнейшей эксплуатации;
-
прогнозирования остаточного ресурса.
Отмечено, что действующая система контроля эксплуатационной пригодности НКТ в целом является эффективной, однако не предусматривает требований к количественной оценке их текущего технического состояния. Этот аспект приобретает особую значимость для коррозионно-поврежденных труб, поскольку ионный обмен в минерализованных средах способствует деградации структуры металла.
Ключевым направлением совершенствования оценки технического состояния НКТ при длительном воздействии коррозионной среды является включение в существующий диагностический комплекс этапа контроля прочностных и деформационных изменений металла, развивающихся в условиях скважинной коррозии.
В работе [15] предложена схема поэтапной оценки технического состояния НКТ в условиях скважинной коррозии (рисунок 2).
РИСУНОК 2. Схема поэтапной оценки технического состояния НКТ в условиях скважинной коррозии [15]
Автором предложен алгоритм совершенствования методов оценки технического состояния коррозионно-поврежденных НКТ, учитывающий запас остаточного объема металла (рисунок 3), допустимые ограничения условий эксплуатации, коррозионную совместимость и прогнозируемый остаточный ресурс труб.
РИСУНОК 3. Алгоритм совершенствования методов оценки технического состояния коррозионно-поврежденных НКТ по запасу остаточного объема металла [15]
Объем потерь металла вследствие коррозии определяется в соответствии с разработанным алгоритмом на основе прямых измерений глубины коррозионных повреждений поверхности исследуемых образцов с последующей статистической обработкой полученных данных и учетом вероятной измерительно-вычислительной погрешности.
В соответствии с РД 39-0147014-0002-89 [7] знакопеременные нагрузки, возникающие при эксплуатации НКТ и приводящие к усталостным разрушениям, обусловлены массой жидкости в колонне труб при насосных способах добычи, а также изменением давления и массой жидкости в трубах при фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин. При работе скважинных штанговых насосных установок НКТ воспринимают переменные воздействия, связанные с массой жидкости в трубах, силами трения плунжера насоса о стенки цилиндра, штанг о внутреннюю поверхность труб, а также гидравлическим сопротивлением потоку в кольцевом пространстве между штангами и НКТ, вследствие чего работают в условиях асимметричного цикла нагружения.
С учетом указанных факторов в работах [18, 19] предложено осуществлять контроль параметров текущего технического состояния путем мониторинга динамики развития микро- и макротрещинных структурных дефектов. Размер таких дефектов может определяться на основе известных теоретических зависимостей через коэффициент пороговой интенсивности напряжений Kthr, зависящий от структурных особенностей стали (зернистости dз) и текущих прочностных характеристик материала (σт, σв, ψ).
Мониторинг развития микро- и макротрещинных дефектов основывается на применении существующих методов неразрушающего контроля, позволяющих устанавливать текущие размеры повреждений металла, находящихся как в области структурной устойчивости материала, так и в зоне роста до критических значений.
Использование известных расчетных зависимостей и экспериментальных данных позволяет определить максимальный размер микродефекта, не оказывающий влияния на процесс усталостного разрушения материала, длину начальной и критической макротрещины при воздействии коррозионной среды, а также теоретический предел выносливости неповрежденного металла, предел ограниченной выносливости при текущем размере дефекта, предельную и фактическую поврежденность стали.
Предложенный алгоритм [18] комплексной методики приведен на рисунке 4
РИСУНОК 4. Алгоритм комплексной экспериментально-расчетной методики оценки коррозионно-усталостного состояния НКТ в минерализованных скважинных средах [18]
Согласно результатам исследований [18, 19], процесс многоциклового усталостного разрушения в рамках структурно-энергетической теории прочности включает две последовательные стадии: зарождение усталостной трещины под воздействием совокупности явлений микропластического деформирования (I стадия) и последующее развитие сформировавшейся трещины до достижения критического размера (II стадия). Стадии развития дефектов в металле НКТ при циклическом нагружении в скважинных минерализованных средах приведены на рисунке 5.
РИСУНОК 5. Стадии развития дефектов в металле НКТ при циклическом нагружении в скважинных минерализованных средах [18, 19]
Как следует из представленной схемы, в работах [18, 19] предложен метод оценки коррозионно-усталостного состояния НКТ в минерализованных средах, основанный на расчете коэффициентов запаса по ограниченной выносливости Кσ, поврежденности структуры металла Kd, структурной устойчивости сталей Kl и размера текущей трещины Kt. Применение указанных показателей обеспечивает дублирующий мониторинг технического состояния НКТ в процессе эксплуатации.
Дополнительно следует отметить инженерно-расчетный подход к оценке остаточной прочности колонн НКТ, основанный на анализе фактического износа и последующем определении несущей способности поврежденных трубных элементов. В работе [13] рассматривается методика, ориентированная на оценку остаточной прочности подвесных патрубков и первых труб НКТ после воздействия абразивно-коррозионных факторов, характерных для операций гидроразрыва пласта и длительной эксплуатации в агрессивных средах.
Подход основан на сопоставлении фактического утонения стенки трубного элемента с номинальными геометрическими характеристиками и последующим расчетом остаточной прочности по зависимостям линейной интерполяции между стандартными значениями несущей способности. В качестве основного критерия используется коэффициент запаса прочности, определяемый для различных видов нагружения (внутреннее давление, сминающее воздействие, осевое растяжение).
Полученные значения коэффициента запаса сопоставляются с нормативными требованиями и проектными ограничениями, что позволяет идентифицировать переход оборудования в критическое состояние и принять решение о дальнейшей эксплуатации либо проведении ремонтно-восстановительных работ. Таким образом, методика фактически реализует детерминированную форму риск-ориентированного подхода, основанного на оценке остаточной прочности и границ работоспособности элементов НКТ при заданной степени коррозионно-эрозионного износа.
В современных условиях значительное развитие получили риск-ориентированные подходы к оценке технического состояния и прогнозированию остаточного ресурса оборудования. Эти методы основаны на комплексном учете вероятностных характеристик возникновения и развития отказов, а также оценке последствий их реализации для целостности скважинного оборудования и технологической безопасности добычи.
Риск-ориентированный подход предполагает интеграцию результатов неразрушающего контроля, данных об эксплуатационных нагрузках, параметрах коррозионной среды и статистике отказов с целью количественной оценки уровня риска эксплуатации колонн НКТ. При этом риск рассматривается как функция вероятности возникновения дефектов и степени их критичности, определяющей потенциальные последствия разрушения элемента.
В рамках риск-ориентированного подхода производится ранжирование участков колонн НКТ по степени потенциальной опасности. Это позволяет определить приоритеты проведения диагностических работ и более обоснованно планировать мероприятия по техническому обслуживанию и ремонту оборудования. При оценке учитывается изменчивость условий эксплуатации, в том числе колебания содержания H2S, обводненности продукции, термобарических параметров и характера циклических нагрузок, оказывающих влияние на скорость развития повреждений.
Использование риск-ориентированных моделей обеспечивает переход от регламентного контроля к более гибкой системе управления техническим состоянием. В этом случае решения принимаются с учетом фактической степени деградации металла и оценки вероятности отказа, что позволяет повысить их обоснованность при выборе между дальнейшей эксплуатацией, ремонтом или заменой колонн НКТ.
Таким образом, риск-ориентированный подход следует рассматривать не как альтернативу, а как развитие существующих нормативно-отбраковочных и дефектно-расчетных методов, направленное на повышение достоверности оценки технического состояния и эффективности управления надежностью колонн НКТ.
Таким образом, проведенный анализ некоторых существующих подходов показывает, что современные методики оценки технического состояния НКТ ориентированы на комплексное использование данных неразрушающего контроля и расчетных моделей, учитывающих механизмы коррозионно-усталостного разрушения металла. В то же время большинство рассмотренных подходов характеризуется недостаточной формализацией критериев оценки опасности дефектов и ограниченной возможностью учета совокупного влияния эксплуатационных факторов. Это обусловливает необходимость дальнейшего развития методов комплексной диагностики, включая риск-ориентированные подходы, направленные на повышение достоверности оценки технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса колонн НКТ, в частности в условиях сероводородной коррозии.
На основе проведенного анализа существующих подходов представляется целесообразным их интеграция в единую систему оценки, обеспечивающую комплексный учет результатов неразрушающего контроля, расчетных параметров прочности и вероятностных характеристик отказов.
Сравнительный анализ методов диагностического контроля технического состояния колонн НКТ
В ходе анализа эксплуатационных данных, результатов дефектации и неразрушающего контроля установлено, что в условиях присутствия сероводорода (H2S) основными механизмами повреждения колонн НКТ являются равномерная коррозия, локальное коррозионное истончение (питтинг), а также СКРН. Частота отказов увеличивается с ростом парциального давления H₂S и уровня обводненности продукции, что подтверждается статистикой осложненного фонда скважин и исследованиями надежности трубного оборудования.
Соблюдение требований ГОСТ 32569-2013 [1] и API Spec 5CT [9] является ключевым условием обеспечения расчетного ресурса НКТ, однако отклонения по механическим характеристикам и состоянию поверхности металла повышают вероятность локальной коррозии и водородного насыщения.
Зоны резьбовых соединений, согласно анализу, характеризуются повышенными напряжениями, что ускоряет развитие коррозионно-механических повреждений; соблюдение ГОСТ 33758-2021 [2] и ГОСТ 34057-2017 [3] снижает вероятность образования микрорещин и потери герметичности.
Испытания по ГОСТ 9.908-85 [6] и международным стандартам для H2S-сред подтвердили зависимость склонности к СКРН от напряженного состояния и состава среды. Расчет остаточного ресурса выполнялся с учетом глубины дефектов и параметров нагружения, в соответствии с современными моделями оценки несущей способности труб.
Установлено, что локальные дефекты снижают прочность конструкции значительно быстрее, чем равномерное истончение стенки. В результате анализа источников [1–3, 8, 10, 11, 25, 28] получено соответствие методов оценки технического состояния НКТ нормативным документам (таблица 1).
ТАБЛИЦА 1. Соответствие методов оценки технического состояния НКТ нормативным документам
После сопоставления методов диагностики с нормативной базой был проведен сравнительный анализ их информативности применительно к различным типам дефектов. Установлено, что методы визуального контроля (ВИК) эффективны только на ранних стадиях повреждения и при наличии доступа к обследуемой поверхности. Ультразвуковой контроль (УЗК) обеспечивает количественную оценку остаточной толщины стенки, однако при наличии сложных геометрических участков или локализованных трещин требуется применение дополнительных технологий.
Современные электромагнитно-акустические методы (ЭМА) позволяют выявлять скрытые дефекты и повышают чувствительность диагностики [22]. Лабораторные испытания на устойчивость к СКРН являются наиболее достоверным способом подтверждения применимости материала в агрессивной среде, однако требуют значительных затрат времени и ресурсов. В результате обобщения данных [1–3] сформирована сравнительная характеристика методов оценки технического состояния НКТ, представленная в таблице 2.
ТАБЛИЦА 2. Сравнительная оценка информативности методов контроля НКТ в условиях воздействия сероводородсодержащих сред
Результаты свидетельствуют о необходимости комплексного подхода к оценке технического состояния колонн НКТ в условиях сероводородной коррозии, включающего соблюдение требований ГОСТ 32569-2013 [1], контроль резьбовых соединений по действующим стандартам, проведение испытаний на устойчивость к СКРН и применение современных методов неразрушающего контроля. Совокупность этих мероприятий обеспечивает повышение достоверности диагностики и позволяет обоснованно прогнозировать ресурс эксплуатации трубной продукции.
Практические аспекты повышения надежности колонн НКТ в условиях сероводородной коррозии
Полученные результаты свидетельствуют о том, что эксплуатационная надежность колонн НКТ в условиях сероводородной коррозии определяется совокупностью взаимосвязанных факторов, включая химический состав и механические свойства стали, соответствие труб требованиям нормативной документации, параметры агрессивной среды и эффективность применяемых методов контроля.
Прежде всего, соблюдение требований ГОСТ 32569-2013 [1] и международного стандарта API Spec 5CT [9] следует рассматривать как базовое условие обеспечения расчетного ресурса НКТ. Вместе с тем формальное соответствие нормативным параметрам не гарантирует устойчивости к СКРН, если при выборе материала не учитываются ограничения для H2S-сред, установленные ANSI/NACE MR0175/ISO 15156 [8]. Особенно это относится к сталям повышенной прочности, для которых характерна более высокая склонность к водородному охрупчиванию.
Результаты испытаний по ГОСТ 9.908-85 [6] и NACE TM0177 [10] подтверждают, что ключевым фактором является сочетание уровня напряжений и концентрации H2S. Современные исследования поведения трубных сталей в средах, содержащих H2S и CO2, показывают существенное влияние процессов водородного насыщения на зарождение и развитие трещин. Это обусловливает необходимость более жесткого контроля режимов термической обработки, структуры металла и стабильности механических свойств трубной продукции.
Отдельное значение имеет информативность применяемых методов неразрушающего контроля. Проведенный анализ показывает, что визуально-измерительный контроль позволяет обнаруживать преимущественно поверхностные и уже развитые повреждения, тогда как ультразвуковая толщинометрия обеспечивает количественную оценку остаточной толщины стенки. Вместе с тем локальные дефекты малых размеров не всегда фиксируются указанными методами без привлечения более чувствительных технологий, в частности ЭМА-контроля [27].
Практические результаты указывают на целесообразность перехода от регламентной системы обслуживания к оценке состояния НКТ с учетом реальных условий эксплуатации. При таком подходе во внимание принимаются агрессивность среды, наработка колонны, история ремонтов и фактическая степень деградации металла. Это позволяет точнее определять сроки последующего контроля, ремонта или замены труб.
Дополнительным направлением повышения надежности является применение ингибиторной защиты и специальных покрытий. По данным исследований, использование современных ингибиторов и комплексных систем защиты от H2S-коррозии [23] способствует заметному снижению скорости разрушения металла. Однако эффективность этих мер определяется правильностью выбора реагентов, режимом их подачи и регулярным контролем состояния труб.
В целом результаты анализа показывают, что обеспечение надежности колонн НКТ в условиях сероводородной коррозии должно основываться на сочетании трех взаимосвязанных направлений: соблюдении нормативных требований, достоверной диагностике технического состояния и системном управлении коррозионными рисками [24]. В результате анализа источников [1, 2, 6, 8, 9] сформированы направления повышения надежности НКТ в условиях сероводородной коррозии (таблица 3).
ТАБЛИЦА 3. Направления повышения надежности НКТ в условиях сероводородной коррозии
Уместно заключить, что обсуждение полученных результатов показывает, что только интеграция требований нормативной документации, стандартов по H2S-средам, лабораторных испытаний и современных методов диагностики обеспечивает комплексную систему управления надежностью колонн насосно-компрессорных труб. Внедрение риск-ориентированного подхода в сочетании с регулярной диагностикой позволяет минимизировать вероятность аварий и повысить экономическую эффективность эксплуатации скважин [21].
Заключение
В результате проведенного исследования установлено, что эксплуатационная надежность колонн насосно-компрессорных труб в условиях сероводородной коррозии определяется совокупным влиянием агрессивности среды, свойств применяемого материала, качества изготовления труб и эффективности применяемых методов диагностики. Сероводородная среда вызывает не только равномерное коррозионное истончение стенки, но и локальные формы повреждений, включая питтинговую коррозию и сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением, что существенно повышает риск внезапных отказов оборудования.
Анализ нормативных требований показал, что соблюдение действующих стандартов на трубную продукцию и проведение испытаний на устойчивость к сероводородному растрескиванию является необходимым, но недостаточным условием обеспечения требуемого уровня промышленной безопасности. Повышение надежности НКТ требует комплексного применения нормативного контроля, лабораторной оценки стойкости материалов и современных методов неразрушающего контроля.
Локальные коррозионные дефекты оказывают более существенное влияние на снижение несущей способности труб по сравнению с равномерным уменьшением толщины стенки. Это связано с концентрацией напряжений в зоне повреждения и ускоренным развитием трещинообразования. В связи с этим возрастает значение высокочувствительных методов диагностики, обеспечивающих выявление скрытых очагов разрушения на ранних стадиях. Совместное применение ультразвукового контроля, электромагнитно-акустических методов и расчетно-аналитической оценки позволяет повысить достоверность определения технического состояния колонны НКТ.
Проведенный анализ показывает целесообразность перехода от регламентной системы контроля к риск-ориентированной модели оценки состояния НКТ, учитывающей параметры среды, фактическую степень деградации металла и прогноз остаточного ресурса. Использование такого подхода повышает обоснованность решений о продлении срока службы трубной продукции, сроках ремонта и необходимости замены отдельных элементов колонны.
Дополнительное снижение интенсивности коррозионных процессов достигается за счет применения ингибиторной защиты, контроля технологических режимов добычи и корректного подбора материалов для эксплуатации в сероводородсодержащих средах.
Разработка комплексной системы оценки технического состояния колонн НКТ в условиях сероводородной коррозии способствует повышению надежности эксплуатации нефтегазовых скважин, снижению аварийности осложненного фонда и формированию технически обоснованных программ перевооружения.
1. ГОСТ 32569-2013. Трубы стальные насосно-компрессорные. Технические условия. – М.: Стандартинформ, 2014. – 34 с.
2. ГОСТ 33758-2021. Трубы обсадные и насосно-компрессорные и муфты к ним. Основные параметры и контроль резьбовых соединений. Общие технические требования. – М.: ФГБУ «РСТ», 2021. – 52 с.
3. ГОСТ 34057-2017. Соединения резьбовые обсадных и насосно-компрессорных труб и муфты к ним. Общие технические требования. – М.: Стандартинформ, 2017. – 94 с.
4. ГОСТ 52203-2004. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним для нефтяной и газовой промышленности. Технические условия. – М.: Стандартинформ, 2004. – 27 с.
5. ГОСТ 633-80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия. – М.: Изд-во стандартов, 1980. – 29 с.
6. ГОСТ 9.908-85. Металлы и сплавы. Методы испытаний на устойчивость к сероводородному растрескиванию. – М.: Изд-во стандартов, 2010. – 18 с.
7. РД 39-0147014-0002-89. Инструкция по расчету колонн насосно-компрессорных труб. – Куйбышев: ВНИИТнефть, 1989. – 69 с.
8. ANSI/NACE MR0175-2021/ISO 15156:2020. Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production. – Houston: AMPP, 2021. – 163 p.
9. API Spec 5CT. Specification for casing and tubing. – 11th ed. – Washington, DC: American Petroleum Institute, 2023. – 248 p.
10. NACE TM0177:2024. Laboratory testing of metals for resistance to sulfide stress cracking and stress corrosion cracking in H₂S environments. – Houston: AMPP/NACE, 2024. – 69 p.
11. Бурлуцкий Е.М., Тарасов А.Н. Оценка остаточного ресурса труб нефтяных скважин в коррозионно-активных средах // Проблемы машиностроения и надежности машин. – 2021. – № 6. – С. 67–73.
12. Иванов П.А., Сидоров Д.В. Применение методов неразрушающего контроля для диагностики насосно-компрессорных труб // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2020. – № 3. – С. 45–50.
13. Коротов С.А., Спирина О.В. Определение остаточной прочности подвесных элементов устьевого оборудования скважин и систем заканчивания // Сфера. Нефть и газ. – 2022. – № 2. – С. 36–38.
14. Латыпов Р.И., Ахметов И.Г. Надежность и ресурс колонн насосно-компрессорных труб при эксплуатации нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 78–82.
15. Селиванов Д.Г. Совершенствование оценки технического состояния насосно-компрессорных труб в условиях скважинной коррозии: дис. … канд. техн. наук. – Ухта: УГТУ, 2010. – 227 с.
16. Уханов Н.С., Суходеев С.В., Хафизов В.М. и др. Анализ влияния содержания сероводорода и его парциального давления в нефтесодержащей продукции скважины на отказы ГНО по причине коррозионной агрессивности // Экспозиция Нефть Газ. – 2024. – № 5. – С. 92–96. – DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-92-96.
17. Хабибуллин М.Р., Гарифуллин Р.М. Комплексная диагностика технического состояния скважинного оборудования в осложненных условиях эксплуатации // Нефтегазовое дело. – 2022. – Т. 20, № 4. – С. 112–120.
18. 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.
19. Юшин Е.С. Оценка коррозионно-усталостного состояния насосно-компрессорных труб в минерализованных средах: дис. … канд. техн. наук. – Ухта: УГТУ, 2015. – 190 с.
20. Al Madan A. et al. A review on internal corrosion of pipelines in the oil and gas industry due to hydrogen sulfide and the role of coatings as a solution. – 2025. – 20 p.
21. Li X., Ran Y., Yu Z. Study on sulfide stress corrosion cracking susceptibility of 20# steel weld joints in H₂S-rich environments // Molecules. – 2025. – Vol. 30, No. 23. – Art. 4499.
22. Lu J., Zha L., Liu Y., Xu K., Tao J., Yu H. Research on corrosion behavior of P110SS tubing in high-temperature and high-pressure H₂S environment // Coatings. – 2025. – Vol. 15, No. 11. – Art. 1244.
23. Tian Y., Palaev A. G., Shammazov I. A., Ren Y. Non-destructive testing technology for corrosion wall thickness reduction defects in pipelines based on electromagnetic ultrasound // Frontiers in Earth Science. – 2024. – Vol. 12. – Art. 1432043.
24. Vakili M., Koutník P., Kohout J. Addressing hydrogen sulfide corrosion in oil and gas industries: A sustainable perspective // Sustainability. – 2024. – Vol. 16, No. 4. – Art. 1661.
25. Xu Y., Liu B., Wang X. Development of environmentally friendly corrosion inhibitors combined with experimental and DFT calculations: Synergistic protective effects of PASP and LPHA in H₂S environment // Arabian Journal of Chemistry. – 2026. – Vol. 19, No. 2. – Art. 9842025.
26. Yue Y., Yin Z., Li S., Zhang Z., Zhang Q. Corrosion behavior of mild steel in various environments including CO₂, H₂S, and their combinations // Metals. – 2025. – Vol. 15, No. 4. – Art. 440.
27. Zhang G., Feng Z., Cai T., et al. Evaluation of corrosion defects via dynamic response for burst pressure prediction of oil and gas pipelines // Materials. – 2023. – Vol. 16, No. 16. – Art. 5713.
28. Zhang H., Zhang Z., Xu Z., et al. Investigation of electrochemical hydrogen charging behaviors and H2S-CO2 stress corrosion cracking performance of P110 tubing steel // Materials. – 2022. – Vol. 15, No. 20. – Art. 7362.
