Обеспечение безопасного функционирования газоконденсатопроводов, отработавших нормативный срок эксплуатации (на примере оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения)

На правах рукописи

РЕЗВЫХ ВЛАДИСЛАВ АНАТОЛЬЕВИЧ ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОГО ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТОПРОВОДОВ, ОТРАБОТАВШИХ НОРМАТИВНЫЙ СРОК ЭКСПЛУАТАЦИИ (на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения) Специальности 05.26.03 Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс) 25.00.19 Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2008 2

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») Научный руководитель доктор технических наук Надршин Альберт Сахабович Научный консультант доктор технических наук Ямалеев Ким Масгутович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Халимов Андались Гарифович кандидат технических наук Галеев Мидхат Нуриевич Ведущее предприятие ДОАО «Оргэнергогаз» ОАО «Газпром», г. Москва

Защита диссертации состоится 14 ноября 2008 года в 1530 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 13 октября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ), содер жащее в своем составе до 4 % сероводорода, эксплуатируется с 1971 года.

С 1988 года месторождение вступило в период разработки с падающей добычей углеводородного сырья.

В условиях, когда большая часть основных фондов выработала первона чальный нормативный срок эксплуатации, но продолжает работать, проблема обеспечения безопасного функционирования опасных производственных объектов ОНГКМ является особенно актуальной и практически значимой.

В настоящее время до 90 % эксплуатируемых газоконденсатопроводов имеют срок эксплуатации более 20 лет. Эксплуатация таких трубопроводов свя зана с большими затратами на поддержание оборудования в рабочем состоянии, включая дорогостоящие работы по диагностике и ремонту трубопроводов.

К общим затратам необходимо добавить затраты, связанные с ликвидацией по следствий аварий, с локализацией, сбором и удалением продуктов перекачки при потере герметичности трубопроводов. Особенности эксплуатации и обеспечения надежности трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, отражены в работах ученых: Антонова В.Г., Гафарова Н.А., Генделя Г.Л., Кичен ко Б.В., Кушнаренко В.М., Макаренко В.Д., Мирочника В.Л., Митрофанова А.В., Перунова Б.В., Стеклова О.И., Шрейдера А.В. Теория эксплуатации, диагности рования и ремонта трубопроводных систем связана с именами ведущих ученых отрасли: Гумерова А.Г., Азметова Х.А., Гумерова Р.С., Зайнуллина Р.С., Султа нова М.Х., Харионовского В.В., Черняе- ва К.В., Ямалеева К.М. и др.

С появлением современных диагностических средств и приборов, позволя ющих вести поиск дефектных участков трубопроводов, существенным образом меняется подход к вопросам оценки потенциальной опасности их эксплуатации.

Концепцией ремонта становится не сплошная вырезка участков трубо проводов с дефектами вообще, а проведение на основе полученной информа ции об объекте обоснованной замены тех дефектных участков, которые дей ствительно оказывают влияние на прочность и долговечность трубопровода.

В этой связи проблема надежности и безопасности длительно эксплуати руемых трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие газ и кон денсат, является актуальной научной и инженерной задачей.

Цель работы – обеспечение безопасного функционирования длительно экс плуатируемых газоконденсатопроводов по результатам диагностики, оценки сте пени опасности дефектных участков и ремонта их по техническому состоянию.

Основные задачи работы 1. Анализ технического состояния газоконденсатопроводов после 25-лет него периода эксплуатации и оценка характеристик их надежности.

2. Разработка математической модели изменения коррозионной ситуации и методики прогнозирования скорости роста коррозионных повреждений в тру бопроводах, транспортирующих сероводородсодержащие среды.

3. Проведение экспериментальных исследований прочности и долговеч ности труб, бывших в эксплуатации на газоконденсатопроводах.

4. Разработка новой классификации дефектов трубопроводов, транспор тирующих сероводородсодержащие среды, необходимой для организации и планирования ремонтных работ по техническому состоянию.

Научная новизна 1. Разработана математическая модель изменения коррозионной ситуации в трубопроводах, транспортирующих сероводородсодержащие среды, позволя ющая прогнозировать рост коррозионных дефектов с течением времени эксплу атации.

2. Экспериментально показано, что модифицированная формула Баттеля при расчете разрушающих давлений толстостенных труб с нетрещиноподобны ми дефектами дает запас прочности до 40 % включительно, что позволило об основанно внести поправочный коэффициент в расчетную модель оценки опас ности дефектов и продлить подконтрольную эксплуатацию трубопровода.

3. Разработана трехбалльная классификация дефектов трубопроводов по степени их опасности, что дает возможность с учетом технического состояния более объективно подходить к планированию ремонтных работ.

4. Экспериментально установлены отличительные признаки происхожде ния металлургических и водородных расслоений металла трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды. Для последних характерно наличие на внутренней и наружной стенках язвенной коррозии металла.

Положения, выносимые на защиту:

результаты анализа технического состояния длительно эксплуа – тируемых газоконденсатопроводов;

математическая модель изменения коррозионной ситуации и ме – тодика прогнозирования роста коррозионных дефектов на газо конденсатопроводах;

результаты экспериментальных исследований прочности и долго – вечности труб, бывших в эксплуатации на газоконденсатопрово дах;

новая классификация по степени опасности дефектов трубопро – водов, транспортирующих сероводородсодержащие среды.

Практическая значимость работы 1. Проведенный факторный анализ и разработанные регрессионные моде ли позволяют моделировать и прогнозировать коррозионную ситуацию на тру бопроводах, в том числе и на участках, не доступных для внутритрубной дефек тоскопии (ВТД).

2. Результаты экспериментальных исследований прочности и долговечно сти труб, бывших в эксплуатации, дают возможность повысить объективность оценки технического состояния трубопроводов, транспортирующих сероводо родсодержащие газ и конденсат, выявить их реальную несущую способность и сократить объемы ремонтных работ без снижения требуемой эксплуатационной надежности.

3. Разработанная классификация по степени опасности дефектов трубо проводов позволяет выработать научно обоснованные критерии по методам, ви дам и способам ремонта дефектных участков по техническому состоянию.

Годовой экономический эффект от внедрения результатов диссертацион ной работы в УЭСП ООО «Газпром добыча Оренбург» составляет 7 млн рублей.

Апробация работы Основные результаты работы докладывались на научно-технических кон ференциях, отраслевых совещаниях и т.п. по проблемам трубопроводного транспорта, в т.ч.:

- на конференции молодых специалистов (г. Москва, ВНИИГАЗ, 2000);

на отраслевом совещании дочерних обществ ОАО «Газпром» «Техни ческое состояние и вопросы эксплуатации конденсатопроводов ОАО «Газпром» (г. Сургут, 2003);

на отраслевом совещании специалистов дочерних обществ ОАО «Газпром», представителей сервисных компаний «Эксплуатация, диагностика и ремонт подводных переходов трубопроводов ОАО «Газпром» (г. Москва, 2004);

на 5-ой Международной научно-технической конференции «Техниче ское диагностирование оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред» (г. Оренбург, 2004);

на научно-технической конференции молодых руководителей и специ алистов ООО «Оренбурггазпром» (г. Оренбург, 2005).

Методика оценки потенциально опасных дефектов по результатам вну тритрубной дефектоскопии включена в План внедрения новой техники и пере довых технологий ООО «Оренбурггазпром» на 2004-2006 годы.

Публикации Основные положения работы опубликованы в 11 научных трудах.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных вы водов, библиографического списка использованной литературы, включающего из 115 наименований, и 2 приложений (приложение А содержит 17 рисунков;

приложение Б содержит 5 таблиц). Работа содержит 151 страницу машино писного текста, 49 рисунков, 13 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы, показаны научная новизна и практическая ценность результатов исследований.

Первая глава посвящена анализу существующих проблем, связанных с оценкой эксплуатационной надежности трубопроводов, с применением нормативного, аналитического, статистического и экспертного методов, по казаны достоинства и недостатки этих методов. Рассмотрены основные при чины отказов на трубопроводах ОНГКМ как с учетом специфического воз действия сероводородной среды на металл трубопроводов, так и при условии ее отсутствия.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1966 году, является уникальным как по своим физическим параметрам (высо кое пластовое давление, составляющее в начале эксплуатации 20,6 МПа, пла стовая температура до 303…305 К), так и по содержанию в составе продукции агрессивных компонентов, таких как сероводород и углекислый газ. Содержа ние сероводорода в газе изменяется по площади месторождения в западной и центральной частях в пределах 1,4…1,8 % об., в восточной до 4,7 % об., со держание углекислого газа достигает 1,5 % об. Протяженность газоконденсато проводов составляет 28…50 км, общая их протяженность – 823 км.

Газотранспортная система представляет собой сложное инженерное соо ружение, состоящее из многониточных коридоров трубопроводов и большого количества узлов приема и запуска поршней, надводных, подводных и балоч ных переходов, большого количества запорной арматуры, перемычек, факель ных и амбарных линий. Защита газоконденсатопроводов от воздействия агрес сивных компонентов осуществляется методом поршневого ингибирования.

Несмотря на внедрение комплекса технологических противокоррозион ных мероприятий при эксплуатации газоконденсатопроводов наблюдаются кор розионные повреждения и отказы трубопроводов. Отказы трубопроводов со ставляют 11,95 % от общего числа разрушений промысловых металлоконструк ций и являются наиболее опасными, так как могут привести к аварийной ситуа ции и выбросу сероводородсодержащего газа в атмосферу.

Исходя из анализа причин отказов и повреждений трубопроводов на раз личных объектах добычи и транспорта сырья и продукции ОНГКМ можно за ключить, что, несмотря на различия условий, в которых они имели место, пер вопричинами их возникновения, как правило, являлись исходные дефекты в ма териале и брак в монтажной сварке. Сероводородная коррозия при этом хотя и играла роль в ряде серьезных аварий, но являлась лишь одним из способствую щих разрушениям факторов, в то время как сами разрушения являлись след ствием вышеуказанных причин.

Проведен анализ современных средств диагностики (как внутритрубных, так и бесконтактных, используемых с поверхности грунта или с водной поверх ности), а также анализ существующих методов оценки дефектности трубопро водов с выявлением их преимуществ и недостатков.

По итогам анализа опубликованных работ, посвященных обеспечению надежности и безопасности длительно эксплуатируемых трубопроводов, транс портирующих сероводородсодержащие среды, отмечается, что данная пробле ма носит функционально взаимосвязанный характер параметров технологиче ского режима перекачки, диагностики и ремонта трубопроводов по техническо му состоянию.

Для обоснования продления сроков службы длительно эксплуатируемых трубопроводов остаются нерешенными следующие задачи:

– контроль коррозионной ситуации, прогнозирование роста коррозион ных дефектов на газоконденсатопроводах с течением времени их эксплуатации;

– обеспечение достоверности принятых моделей расчета разрушающих давлений дефектных труб в целях продления подконтрольной эксплуатации трубопроводов;

– выявление отличительных признаков по природе происхождения рас слоений металла труб при их эксплуатации в сероводородсодержащей среде в целях диагностирования и идентификации;

– совершенствование классификации по степени опасности дефектов га зоконденсатопроводов, необходимой для повышения эффективности ремонт ных работ.

Вторая глава посвящена анализу технического состояния длительно эксплуатируемых газоконденсатопроводов и оценке влияния основных пара метров на коррозионные процессы на основе факторного и регрессионного анализов.

Проведен статистический анализ отказов трубопроводов за 1974- годы. Установлено, что трубопроводы находятся на стадии нормальной экс плуатации, которая характеризуется простейшим потоком событий (функцией надежности). На основе статистического анализа отказов определены характе ристики надежности. Средняя интенсивность отказов соединительных трубо проводов составляет 1,310-3 на км в год, что находится в пределах, характер ных для величин потока отказов газопроводов, транспортирующих углеводо родные среды.

По результатам внутритрубной диагностики подробно дан анализ одного из ключевых вопросов внутритрубной дефектоскопии интерпретации выяв ленных дефектов. Показаны отличительные признаки опасных и неопасных де фектов, эксплуатационных и доэксплуатационных дефектов, проведена стати стическая обработка выявленных дефектов. В работе рассмотрены все типы де фектов, которые были выявлены на газоконденсатопроводах ООО «Газпром до быча Оренбург».

Внутритрубная дефектоскопия трубопроводов ООО «Газпром добыча Оренбург» регулярно проводится с 1990 года. На данный момент обследованы трубопроводы общей протяженностью более 7 тыс. км. Причем на 70 % трубо проводов диагностирование проводилось дважды с определенным интервалом времени. Объемы внутритрубной дефектоскопии за 1990-2005 годы представле ны на рисунке 1.

630. 621. О 560. 600 бс 532. 528 ле ду е 435. м 387. ая дл 326. 323. ин а, км 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Год проведения ВТД Рисунок 1 – Внутритрубная дефектоскопия на трубопроводах ООО «Газпром добыча Оренбург» за период 1990-2005 годы Как видно из рисунка, до 1998 года длина обследуемых участков распре делена бессистемно. Это объясняется тем, что этот период характеризуется на работкой опыта и оценкой полученных результатов при проведении нового вида диагностирования. Участки для обследования выбирали на основе имею щейся информации о состоянии трубопровода и с учетом всевозможных факто ров риска.

С 1999 года внутритрубная дефектоскопия проводится в соответствии с нормативно-технической документацией ООО «Газпром добыча Оренбург», со гласно которой периодичность обследования составляет для соединительных трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, 1 раз в 5 лет, для продуктопроводов 1 раз в 8 лет.

Анализ результатов внутритрубной дефектоскопии позволил установить, что 55,8 % дефектов представляют собой неметаллические включения, т.е. ме таллургические дефекты. Коррозионные повреждения на внутренней поверхно сти газопроводов составляют всего 1,9 %, тогда как на наружной поверхности – 15,4 %. Дефектов типа расслоение насчитывается 26,9 %.

В этой главе приведены результаты оценки плотности распределения суммарного количества дефектов на трубопроводах. Из полученных данных следует, что наибольшая плотность внутренних дефектов приходится на газо проводы УКПГ-7 (Iн), УКПГ-3 (Iн) и УКПГ-6 (Iн), построенные, в основном, из труб французских фирм «Pont a Mousson», «Vallourec». Минимальная плот ность таких дефектов соответствует газопроводам из труб японских фирм «Kawasaki Steel Corporation», «Nippon Steel Corporation», что может быть в не которой степени объяснено более жесткими требованиями к качеству труб дан ной поставки. Что касается конденсатопроводов, основными дефектами яв ляются потеря металла – 55,3% и изменение толщины стенки трубопроводов – 40,3%. Дефектов типа вмятина и расслоение зафиксировано не более 6 %.

Обработка результатов ВТД трубопроводов ООО «Газпром добыча Орен бург» за период 1990-2007 годы и проведенный анализ изменения коррозионно го состояния трубопроводов, транспортирующих продукты с содержанием Н2S, показали, что:

- за время эксплуатации трубопроводов (более 20 лет) дефекты типа водо родное расслоение составляют незначительную часть не более 2 % от общего числа дефектов. Коррозия стенки труб преобладает на наружной поверхности трубопроводов, а глубина основной части этих дефектов не превышает допу стимые значения (припуск на коррозию);

- преобладающая часть дефектов находится в основном металле труб и представляет собой металлургические расслоения, закаты, неметаллические включения, а также механические повреждения;

- наблюдается рост коррозии как на наружной, так и на внутренней по верхностях трубопроводов. Распределение дефектов внутренней поверхности по дистанции трубопроводов показывает их зависимость от режимов ингибиро вания. Увеличение их числа наблюдается на участках, расположенных в конце трассы прохождения поршня с ингибитором. Увеличение количества дефектов связано как с изменившимися условиями эксплуатации трубопроводов (повы шенной влажностью и температурой), так и с изменением их технологических режимов;

- дефекты наружной поверхности сосредоточены на участках с водными преградами, переходами, поворотами трубопроводов, но не по всей их длине, а в местах нарушения изоляции.

Повторные прогоны внутритрубных дефектоскопов показали изменение коррозионного состояния трубопроводов во времени и позволили провести оценку агрессивности сред, скорости коррозии и эффективности противокорро зионных мер.

Дана оценка влияния параметров труб, дефектов и технологических ре жимов на коррозионные процессы в трубопроводах на основе факторного и ре грессионного анализов.

Для определения как линейных, так и нелинейных связей между парамет рами применен факторный анализ. Результатами регрессионного анализа яв ляются математическая модель прогноза для зависимого параметра и определе ние вклада каждого независимого параметра в зависимый.

Для расчета используется матрица наблюдений, которая составляется по результатам внутритрубной дефектоскопии, а также включает в себя основные параметры трубопроводов. Форма матрицы наблюдений приведена в таблице 1.

Таблица 1 – Форма матрицы наблюдений Характеристика дефектов внутрен Характеристика трубы Технологический параметр ней поверхности трубопроводов сталь распо тол тем ложение произ- эффектив предел количество щина дав предел пера глубина, длина, по води- ность инги проч дефектов, стенки ление, теку тура, мм мм окруж- тель- бирования, ности шт. 2 трубы, МПа чести, °С ности, ность мк кг/см мм кг/см град, Х1 Х2 Х3 Х4 Х5 Х6 Х7 Х8 Х9 Х10 Х Для определения факторов, объединяющих параметры матрицы наблюде ний, подготовлены данные по дефектам внутренней поверхности по всем со единительным трубопроводам. Дефекты наружной поверхности не рассматри ваются, так как они практически не зависят от технологических параметров, ко торые можно оценить и достаточно точно измерить средствами неразрушающе го контроля.

Расчет проводился для дефектов внутренней поверхности обследованных трубопроводов. Факторный анализ дал следующие результаты.

Параметр «количество дефектов» (таблица 1, столбец 1) имеет зависи мость от толщины стенки – 24,4 %, давления – 32,8 %, температуры – 36,3 % и влажности – 6,5 %. Параметр «глубина дефекта» имеет зависимость от давле ния 28,7 %, месторасположения на дистанции – 25,9 %, температуры – 31,9 % и влажности – 13,5 %.

Параметры «длина» (графа 3) и «расположение по окружности» (графа 4) ни с какими другими параметрами не объединяются. Таким образом, фактор ный анализ показал, что из четырех параметров матрицы наблюдений, характе ризующих дефект, только для двух (глубина и количество дефектов) наблюда ется связь с параметрами трубопровода: влажностью, давлением, температурой и толщиной стенки трубы.

Результатами регрессионного анализа являются модель прогноза для за висимого параметра и определение вклада каждого независимого параметра в зависимый:

X1 = ( 0,351801E + 02) + 0,325353E + 01*X7 + ( 0,765106E 01)*X72 + +( 0,562646E + 04) + 0,192900E+03*X9 + ( 0,165463E + 01)*X92 + + 0,185161E + 03 + ( 0,441269E + 01)*X10 + 0,270933E 01*X102.

По результатам первого прогона внутритрубного ультразвукового дефек тоскопа построена модель (рисунок 2, кривая «ВТД 1998 года»).

На основе полученного регрессионного уравнения дан прогноз дефектно сти трубопроводов на следующий период наблюдений (5 лет) (рисунок 2, кри вая «модель по результатам ВТД 2003 года»). Сравнение результатов прогнози рования и повторной внутритрубной дефектоскопии (через интервал наблюде ний) показывает адекватность построенной модели изменению количества де фектов с течением времени эксплуатации трубопровода (рисунок 2, кривые «ВТД 2003 года» и «модель по результатам ВТД 1998 года»). Дальнейший прогноз показывает, что увеличение количества дефектов за период наблюде ния происходит в среднем в два раза.

ВТД 1998 года 14 ВТД 2003 года Модель по результатам ВТД 1998 года Модель по результатам ВТД 2003 года Количество дефектов, шт.

0 5 10 15 20 Участки трубопровода, км Рисунок 2 Результаты внутритрубной дефектоскопии и прогнозирования дефектности трубопроводов Построение и анализ многофакторной регрессионной модели позволяют ответить на вопросы о численном влиянии факторов на изучаемый показатель дефектности трубопроводов и о том, как изменится данный показатель с изме нением каждого фактора. Критерием оценки адекватности является коэффици ент детерминации Rd статистическая характеристика, учитывающая как ли нейные, так и нелинейные виды связей и позволяющая оценить степень аде кватности построенной модели по следующей зависимости:

Rd = 1 D кон / D нач, где Dнач, Dкон начальная и конечная дисперсии при аппроксимации.

Модель не адекватна истинной зависимости, если коэффициент Rd 0,7, и модель адекватна реальным зависимостям при 0,7 Rd 1. При построении модели оценивали удельный вес каждого аргумента (изменение давления, влажности, температуры). Для оценки адекватности регрессионного уравнения сравнивались результаты расчета и реальные изменения, происходящие в дей ствующих трубопроводах.

Анализируя данные режимов работы трубопроводов за 25 лет, установле но, что содержание кислых компонентов H2S и СО2 в газе монотонно возраста ет, а процесс и объем ингибирования остаются на уровне начальной эксплуата ции. Следовательно, условия эксплуатации становятся более жесткими, а режи мы защиты от внутренней коррозии не меняются.

Таким образом, в работе определены количественная и качественная связи зависимого параметра (количества дефектов) от независимых аргументов (режимов работы) и построена математическая модель для прогноза роста кор розионных дефектов в трубопроводах, транспортирующих сероводородсодер жащие среды.

Третья глава посвящена экспериментальным исследованиям прочности и долговечности труб, бывших длительное время в эксплуатации на газокон денсатопроводах. Для оценки степени опасности и обоснованной отбраковки дефектных труб проведены гидравлические испытания полномерных дефект ных труб. Принципиальная схема установки гидравлического стенда для испы таний на циклические и статические нагрузки показана на рисунке 3.

Рисунок 3 – Принципиальная схема установки гидравлического стенда Разработанный стенд позволяет создавать в испытываемом объекте стати ческие нагрузки под давлением, циклические нагрузки с регулируемыми макси мальным (до 25,0 МПа) и минимальным уровнями давления.

В соответствии с разработанными методикой и программой стендовых гидравлических испытаний дефектных труб проведено гидроиспытание труб, вырезанных из трубопроводов ООО «Газпром добыча Оренбург». Труба подвергалась 200 циклам нагружения внутренним давлением воды от 0,1 РН до 1,1РН (0,8…8,8 МПа), где РН – нормативное рабочее давление. Если испытуемая труба выдерживала 200 циклов нагружений, проводили циклическое нагруже ние трубы до величины давления 1,25РН со сбросом давления до 0,1РН (0,8… 10,8 МПа), 125 циклов. Далее проводили циклическое нагружение трубы до ве личины давления 1,5РН со сбросом давления до 0,1РН (0,8…12,8 МПа), 85 цик лов. Затем проводили циклическое нагружение трубы до величины давления 1,75 РН со сбросом давления до 0,1РН (0,8…14,8 МПа), 60 циклов. Для оконча ния программы нагружения проведено циклическое нагружение трубы до ве личины давления 2 РН со сбросом давления до 0,1РН (0,8…16,8 МПа), 40 циклов.

После того как испытуемая труба выдерживала все циклические нагрузки, её нагружали максимально до 25,0 МПа. Результаты испытаний приведены в та блице 2.

Таблица 2 – Результаты испытаний труб на стенде ООО «Газпром добыча Оренбург» Размеры дефекта: Давление Труба, Зона разрушения длина, ширина, глубина разрушения, Dхt, мм и ее размеры, (по диагностическим данным) МПа 1 2 3 720х18 Сталь 20 Расслоения 210х850 мм и 50 % умень 15,5 Расслоение 210х850 мм TU 28-FR-73 шения толщины стенки трубы 720х20 Сталь 20 Расслоение 220х160 мм и глубиной Расслоение 220х160 мм и глуби 21, TU 28-FR-73 залегания 8…12 мм ной залегания 8…12 мм 720х20 Сталь 20 Расслоение 180х140 мм и глубиной Расслоение 180х140 мм и глуби 23, TU 28-FR-73 залегания 9…12 мм ной залегания 9…12 мм 720х20 Сталь 20 Расслоение 245х150 мм и глубиной Расслоение 245х150 мм и глуби 22, TU 28-FR-73 залегания 8…12 мм ной залегания 8…12 мм 377х12 Сталь 20 «Закат» 200х160 мм и глубиной зале- «Закат» 200х160 мм и глубиной 20, ТУ 14-3-963-97 гания 7,5…11 мм залегания 7,5…11,0 мм 377х12 Сталь 20 «Закат» 600х60 мм и глубиной залега- «Закат» 600х60 мм и глубиной 20, ТУ 14-3-963-97 ния 3,3…5,7 мм залегания 3,3…5,7 мм 377х12 Сталь 20 «Закат» 730х60 мм и глубиной залега- «Закат» 730х60 мм и глубиной 18, ТУ 14-3-963-97 ния 1,9…5,0 мм залегания 1,9…5,0 мм Окончание таблицы 1 2 3 Расслоение 410х60 мм с глубиной за легания 5,0…9,5 мм;

скопление метал 377х14 Сталь 20 лургических расслоений металла, неме- Искусственный надрез 23, ТУ 14-3-963-97 таллических включений средней глуби- D/2 = 190 мм, t/2 = 7,0 мм ной залегания 5,5…11,2 мм и утонения стенки на 1,8 мм на площади 200х200 мм «Закат» с геометрическими размера ми: длиной вдоль оси трубы 200 мм, пер- «Закат» 630х200 мм и глубиной 377х12 Сталь пендикулярно оси трубы 160 мм и 24,8 залегания по стенке трубы ТУ 14-3-963- средней глубиной залегания по стенке 3,9…7,4 мм трубы 3,9…7,4 мм «Закат» с геометрическими размера ми: длиной вдоль оси трубы 600 мм, пер- «Закат» 560х87 мм и глубиной 377х12 Сталь пендикулярно оси трубы 60 мм и сред- 25,0 залегания по стенке трубы ТУ 14-3-963- ней глубиной залегания по стенке трубы 3,3…5,7 мм 3,3…5,7 мм «Закат» с геометрическими размера ми: длиной вдоль оси трубы 730 мм, пер- «Закат» 550х70 мм и глубиной 377х12 Сталь пендикулярно оси трубы 60 мм и сред- 23,6 залегания по стенке трубы ТУ 14-3-963- ней глубиной залегания по стенке трубы 1,9…5,0 мм 1,9…5,0 мм 377х14, 377х12 Искусственный надрез вдоль Две катушки с дефектами сварных Сталь 20 ТУ 13,2 образующей трубы длиной D/ швов непровары корня шва, 14-3-963-97 2 = 190 мм, глубиной t/2 = 7,3 мм дефектом типа «расслоение»: длина Искусственный надрез вдоль 377х14, 377х12 вдоль оси трубы 410 мм, перпендикуляр образующей трубы по дефекту Сталь 20 ТУ но оси трубы 60 мм и средней глубиной 13, типа «расслоение» длиной 14-3-963-97 залегания по стенке трубы D/2 = 190 мм, глубиной t/2 = 7,0 мм 5,0…9,5 мм В процессе испытаний в области давлений, создающих упругие дефор мации в материале натурного образца, осуществлялся контроль напряженного состояния объекта испытаний при помощи тензометрии. Для схематизации про цесса нагружения трубопроводов циклически изменяющимся давлением приме няли метод «полных циклов».

В процессе циклических испытаний труб внутренним давлением с чис лом циклов 200 и амплитудой от 0,8 до 8,8 МПа усталостных трещин в металле не зафиксировано. Все испытываемые трубы выдержали программу цикличе ского нагружения и разрушились в области дефектов при давлениях 18,5… 25,0 МПа, что превышает проектное давление более чем в 2,8 раза.

Общее число циклов нагружения внутренним давлением получили умножением блока нагружения на расчетный срок эксплуатации.

Гистограмму нерегулярного режима нагружения приводили к регуляр ному эквивалентному режиму нагружения по соотношению 2, Pi к = Ni P N экв, экв i= где N экв – расчетное число циклов регулярного нагружения трубопровода;

N i – расчетное число циклов с определенным размахом давления P ;

Pэкв – задаваемый эквивалентный размах давления в цикле.

Случайный процесс нагружения схематизирован с целью получения функции распределения величины размаха давлений по числу циклов.

Например, по результатам расчета суммарного эквивалентного числа циклов нагружения установлен для конденсатопровода Оренбург – Салават – Уфа в среднем 21 цикл нагружения в год при эквивалентном размахе давлений 0…6,6 МПа.

Расчетные значения разрушающих давлений по модифицированным фор мулам Баттеля не превысили фактических величин давлений разрушения при испытаниях. Наибольшее отличие расчетных от фактических значений разру шающего давления получено для дефектов типа расслоения – от 17,7 до 40,3 %, что свидетельствует о большом запасе при моделировании прямоуголь ным дефектным слоем металла стенки дефектных участков с металлургически ми расслоениями, наклонных к оси трубы. Дано обоснование введения попра вочного коэффициента в расчетную модель Баттеля и доказана возможность подконтрольной эксплуатации подобных дефектных участков труб при условии соблюдения требований действующих технологических регламентов эксплуата ции газоконденсатопроводов. Результаты натурных испытаний и уточненных расчетов позволили обоснованно продлить срок службы участков трубопрово дов, имеющих металлургические дефекты типа расслоения.

Четвертая глава посвящена разработке новой классификации по степе ни опасности дефектов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодер жащие среды.

На основании комплекса металлографических исследований, накоплен ного опыта компьютерного анализа результатов внутритрубной дефектоскопии, а также данных расчетов и результатов гидравлических испытаний дефектных труб, выявленных в результате внутритрубной дефектоскопии, разработана трехбалльная классификация дефектов в зависимости от природы их происхо ждения и запаса прочности. Дефекты классифицированы по запасу несущей способности труб как опасные, потенциально опасные и неопасные.

Для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, опасными являются поверхностные дефекты с остаточной толщиной стенки трубы менее 40 % от толщины стенки и с запасом прочности относительно раз рушающего давления менее чем для потенциально опасных дефектов.

Опасные дефекты требуют срочного ремонта трубопровода.

Потенциально опасные дефекты – дефекты, не входящие в категорию опасных, но размеры которых превышают требования действующих норматив но-технических документов. Для этих дефектов требуются наружное обследо вание и ремонт по техническому состоянию.

Неопасные дефекты не снижают несущей способности труб и не требу ют наружного обследования и ремонта. К ним относятся поверхностные анома лии металла труб, металлургические дефекты, допустимые требованиями нор мативно-технической документации.

Разработаны критерии оценки опасности дефектов. Безопасность де фектного участка трубопровода обеспечивается при соблюдении условия Рраз N1·Рраб, или N1 Рраз / Рраб. Коэффициент запаса прочности для трубопро водов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, составляет:

для опасных дефектов N1 (0,6·Nдоп + 0,4);

для потенциально опасных (0,6·Nдоп + 0,4) N1 Nдоп;

для неопасных дефектов N1 Nдоп, где Nдоп – проектный коэффициент запаса прочности;

Рраз – разрушающее давление, МПа;

Рраб – фактическое рабочее давление, МПа.

На рисунке 4 представлены данные о количестве дефектов, подлежащих вырезке по предложенной трехбалльной классификации в сравнении с ре зультатами ранжировки дефектов по классификации ВНИИНефтемаша.

Предложенный подход к классификации дефектов позволил существен но сократить объемы ремонтных работ.

Cтарая классификация Старая классификация Новаяклассификация Новая классификация К о л и ч е ст в о д е ф ек 2(I) 2(II) 2(III) 3(I) 3(II) 6(I) 6(II) 8(I) 8(II) 10 12 14 Трубопроводы Рисунок 4 – Изменение количества дефектов, подлежащих вырезке по предложенной трехбалльной классификации Выявлены и экспериментально установлены отличительные признаки водородных расслоений от металлургических расслоений металла труб, кото рые заключаются в том, что у водородных расслоений отношение длины к ве личине их раскрытия составляет 5…60, тогда как для металлургических рассло ений это отношение достигает 40…300, т.е. значительно меньше. Кроме того, для водородных расслоений характерно наличие на внутренней и наружной стенках труб язвенной коррозии металла.

Исследования многочисленных вырезанных дефектных участков трубо проводов позволили заключить, что более 80 % дефектов, идентифицирован ных как эксплуатационные водородные расслоения, являются металлургиче скими расслоениями и неметаллическими включениями.

По результатам анализа данных ультразвуковой внутритрубной дефек тоскопии и фрактографических исследований дефектных участков трубопрово дов установлено, что в местах наличия неметаллических включений при наво дораживании возникают взаимодействующие между собой основные водород ные расслоения – микрорасслоения, лежащие в одной или нескольких плоско стях, параллельных поверхности стенки трубы и оканчивающихся ступенчатым микрорасслоением, приближающимся к внутренней или наружной поверхности трубы.

Основными отличительными признаками водородных расслоений, обу словленных неметаллическими включениями, являются наличие по контуру основного дефекта ступенчатых расслоений, приближающихся к внутренней или внешней поверхности трубы;

присутствие на поверхности трубы в области водородного расслоения следов коррозии или утонения стенки;

возникновение, в случае протяженных водородных расслоений (более 100 мм), разрушений стенки трубы над центральной частью расслоения.

Разработана методика идентификации дефектов типа водородное рас слоение.

По результатам проведенных теоретических и экспериментальных ис следований разработан стандарт организации ООО «Газпром добыча Оренбург» СТО 0-13-2006 «Методика оценки потенциальной опасности и оста точного ресурса трубопроводов, имеющих коррозионные поражения и не сплошности в сварных швах и основном металле, выявленные при внутритруб ном контроле». Расчет экономического эффекта от внедрения разработанного стандарта проводился на стадии его реализации. Суммарный экономический эффект от внедрения составил 7 млн рублей.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1. Установлено, что частота отказов газоконденсатопроводов составляет 1,310-3 год-1 и находится в пределах, характерных для фактических величин отказов газотранспортных трубопроводных систем.

Для обеспечения дальнейшего безопасного функционирования газокон денсатопроводов обоснована необходимость комплексного решения вопросов диагностики, испытаний труб, бывших в эксплуатации, идентификации дефек тов, оценки степени их опасности и выполнения ремонтных работ по техниче скому состоянию.

2. Разработаны математическая модель изменения с течением времени коррозионной ситуации и методика прогнозирования роста коррозионных де фектов на газоконденсатопроводах.

3. По результатам неразрушающего контроля, стендовых гидравличе ских испытаний труб, бывших в эксплуатации и анализа полученных результа тов разработаны критерии оценки фактического технического состояния труб с дефектами, необходимые для обоснования продления сроков службы газокон денсатопроводов.

Доказано, что расчетные значения разрушающих давлений по модифи цированным формулам Баттеля не превышают фактических величин давлений разрушения при испытаниях. Наибольшее отличие расчетных от фактических значений разрушающего давления получено для дефектов типа расслоение – от 17 до 40 %, что свидетельствует о большом запасе при моделировании прямо угольным дефектным слоем металла стенки труб с металлургическими расслое ниями, наклонных к оси трубопровода.

4. По результатам внутритрубной диагностики, лабораторных иссле дований металла и стендовых испытаний труб, бывших в эксплуатации, раз работана новая трехбалльная классификация по степени опасности дефектов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, необхо димая для организации и планирования ремонтных работ по техническому состоянию.

5. По результатам внутритрубной ультразвуковой диагностики, наруж ного контроля и фрактографических исследований дефектов типа расслоение металла труб выявлены и обоснованы отличительные признаки металлургиче ских и водородных расслоений, необходимые для их идентификации, выявле ния природы разрушения и принятия предупредительных мер.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Резвых В.А. Результаты проведения межведомственных испытаний отечественного магнитного снаряда-дефектоскопа ДМТ-1200 нового поколе ния. // Матер. Междунар. научн.-техн. семинара. Оренбург, 1997. М.: ИРЦ Газпром, 1998. С. 124-129.

2. Полозов В.А., Резвых А.И., Резвых В.А. Оптимизация технического обслуживания магистральных трубопроводов на основе данных внутритрубной инспекции // Матер. Междунар. научн.-техн. семинара. Оренбург, 1997. М.:

ИРЦ Газпром, 1998. С. 68-75.

3. Резвых А.И., Полозов В.А., Резвых В.А., Бычков В.Б. Анализ ре зультатов комплекса диагностических работ на объектах магистрального транс порта предприятия «Оренбурггазпром» и проблемы контроля герметичности трубопроводов в опасных местах // Матер. Междунар. научн.-техн. конф.

Оренбург, 1999. С.160-169.

4. Резвых В.А. Сравнительный анализ комплексов внутритрубной диа гностики, разработанных и внедренных ПО «Спецнефтегаз» // Матер. Между нар. научн.-техн. конф. Оренбург, 1999. С. 229-233.

5. Резвых В.А. Итоги работы УЭСГ ООО «Оренбурггазпром» по эксплу атации линейной части газопродуктопроводов и ГРС за 2002 г. // Матер. от раслевого совещания. Валдай, 2003. М.: ИРЦ Газпром, 2004. С. 109-112.

6. Резвых В.А. Организация работ и проведение ремонта на конденсато проводах УЭСП ООО «Оренбурггазпром» // Сб. докл. научн.-практ. конф. мо лодых специалистов ООО «Оренбурггазпром». Оренбург, 2005. С. 169-175.

7. Резвых В.А., Чирков Ю.А., Кушнаренко Е.В. Методика испытания на турных образцов труб, контактирующих с сероводородсодержащей средой // Вестник Оренбургского государственного университета. Оренбург, 2006.

№ 2 (52). С. 152-155.

8. Ахметов В.Н., Резвых В.А., Носов И.Н. Состояние подводных перехо дов через реки Урал и Каргалка по результатам приборных обследований // Научно-практический журнал «Промышленная безопасность». Оренбург, 2006. Ноябрь-декабрь. С. 44-47.

9. Швец А.В., Щепинов Д.Н., Ягодкин В.А., Резвых В.А. Оценка сходимо сти результатов внутритрубной дефектоскопии и наружного обследования дефек тов в шурфах ООО «Оренбурггазпром» // Научно-практический журнал «Про мышленная безопасность». Оренбург, 2006. Ноябрь-декабрь. С. 24- 26.

10. Резвых В.А., Степанов С.А. Методы ремонта подводных переходов через малые реки // НТЖ «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплек се». М.: ВНИИОЭНГ, 2007. № 3. С. 38-41.

11. Ахметов В.Н., Резвых В.А., Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А. Стенд для натурных гидравлических испытаний труб и трубных катушек с различны ми дефектами // НТЖ «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе».

М.: ВНИИОЭНГ, 2007. № 3. С. 36-38.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 10.10.2008 г. Бумага писчая.

Заказ № 457. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.