Разработка методов и средств повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов
На правах рукописи
СКОРОМНЫЙ ВЯЧЕСЛАВ ИВАНОВИЧ
РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ
БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕСБОРНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
Специальность 05.26.03 – «Пожарная и промышленная безопасность»
(нефтегазовая отрасль)
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
УФА – 2004
Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом уни верситете и научно-исследовательском центре «РУССПРОМОЦЕНКА».
Научный руководитель доктор технических наук, доцент Гареев Алексей Габдуллович.
Официальные оппоненты: доктор технических наук, доцент Шарафиев Роберт Гарафеевич;
доктор технических наук, профессор Уразаков Камил Рахматуллович.
Ведущая организация Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоре сурсов (ГУП «ИПТЭР»).
Защита состоится 19 ноября 2004 года в 15-30 на заседании диссертацион ного совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техниче ском университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул.
Космонавтов, 1.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государст венного нефтяного технического университета.
Автореферат разослан октября 2004 года
Ученый секретарь диссертационного совета Ибрагимов И.Г.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы Трубопроводные системы сбора нефти и попутного газа по условиям их эксплуатации согласно Федеральному закону от 21.07.97 №116-Ф3 «О про мышленной эксплуатации производственных объектов» отнесены к категории опасных промышленных объектов. Их безопасная эксплуатация может быть обеспечена, в первую очередь, изучением причин разрушения трубопроводов системы сбора нефти и попутного газа, лабораторным исследованием природы взаимодействия металла трубы и агрессивных компонентов, присутствующих в добываемых продуктах, и разработкой на этой основе мероприятий по замедле нию процесса коррозионного и коррозионно-механического разрушения нефте промыслового оборудования.
Опыт эксплуатации трубопроводов и резервуаров сбора нефти показывает, что наиболее опасными видами разрушения являются канавочное коррозионно механическое разрушение и коррозионная усталость. Защита нефтепромысло вых трубопроводов от канавочной (ручейковой) коррозии, вызванной взаимо действием металла трубы и перекачиваемой коррозионно-активной среды, яв ляется актуальной в настоящее время во многих регионах России, особенно на месторождениях Западной Сибири. С увеличением срока эксплуатации место рождений возрастает объем добываемой минерализованной воды, закачанной в пласт для поддержания пластового давления. При этом возрастает опасность внутренней коррозии трубопроводов, резервуаров и другого оборудования.
Причем разрушение ряда трубопроводных систем происходит в срок менее од ного года после ввода трубопровода в эксплуатацию. Кроме того, указанные металлоконструкции эксплуатируются под воздействием механических напря жений, включая циклические, интенсифирующих коррозионное и коррозионно механическое разрушение металла.
В диссертации на основании анализа результатов исследований отечест венных и зарубежных ученых по проблеме канавочной коррозии и работ автора в области защиты промысловых трубопроводов исследованы условия возник новения и развития канавочного разрушения в трассовых условиях, взаимодей ствие металла и коррозионной среды, влияние циклических напряжений на ос таточный ресурс металлоконструкций.
Несмотря на большой объем публикаций по проблеме повышения безо пасной эксплуатации трубопроводов системы сбора сырой нефти, некоторые вопросы все же остаются неизученными. Среди них можно выделить следую щие:
• требует дальнейшего исследования влияние профиля трассы на частоту порывов трубопроводов;
• необходимо более глубокое изучение механизма взаимодействия металла труб и коррозионной среды в условиях канавочной коррозии;
• необходимо оценить остаточный ресурс трубопроводов, подвергающихся воздействию циклических напряжений;
• требуется разработка новых методов и средств борьбы с канавочным раз рушением.
В связи с вышеизложенным целью работы является разработка методов и средств повышения безопасности эксплуатации нефтесборных трубопроводов, подверженных канавочной коррозии.
Реализация цели диссертационной работы осуществляется путем поста новки и решения следующих основных задач:
Изучение условий возникновения и развития канавочного разруше 1.
ния трубопроводов системы сбора нефти, включая нахождение кор реляции между профилем трассы и количеством порывов труб, и вы явление закона распределения отказов.
Углубленное изучение механизма разрушения трубопроводов сбора 2.
нефти в лабораторных условиях.
Определение остаточного ресурса трубопроводов в условиях цикли 3.
ческого воздействия.
Разработка мероприятий по снижению риска порывов нефтесборных 4.
трубопроводов.
Блок-схема решаемых в диссертационной работе задач представлена на рис. 1.
ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ИЗУЧЕНИЕ УСЛОВИЙ ИЗУЧЕНИЕ МЕХАНИЗМА ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ РАЗРУШЕНИЯ РАЗРУШЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ СБОРА ТРУБОПРОВОДОВ СБОРА НЕФТИ В ЛАБОРАТОРНЫХ НЕФТИ В ТРАССОВЫХ УСЛОВИЯХ УСЛОВИЯХ ЦИКЛИЧЕСКИХ НАГРУЖЕНИЙ ТРЕЩИНОСТОЙКОСТЬ СТАЛИ МЕЖДУ ПРОФИЛЕМ ТРАССЫ И КОЛИЧЕСТВОМ ПОРЫВОВ ПОИСК НАЛИЧИЯ СВЯЗИ МАКРОГАЛЬВАНОПАР НА ЦИКЛИЧЕСКУЮ НЕФТЕПРОВОДОВ ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМЫ СБОРА НЕФТИ Рис. 1. Блок – схема решаемых в диссертационной работе задач Научная новизна • Исследование влияния профиля трассы, определяющего режим течения нефтегазоводяной смеси, не выявило корреляции между характерными особенностями рельефа (спуски, подъемы, горизонтальные участки) и частотой отказов нефтепроводов;
• показано, что отказы нефтесборных трубопроводов подчиняются экспо ненциальному закону распределения с выявленным в диссертации его па раметром;
• на основе теории макрогальванопар, с использованием представлений механохимии металлов, определены скорости локальной канавочной кор розии, соответствующие реально наблюдаемым;
• на основании ранее проведенных исследований и результатов изучения циклической трещиностойкости стали, проведенного в работе, определе ны параметры процесса, необходимые для расчета остаточного ресурса металлоконструкций.
Практическая значимость и реализация результатов работы • Разработанный герметик внедрен в практику эксплуатации ООО «Тю меньтрансгаз»;
• разработанное диспергирующее устройство, повышающее безопасность эксплуатации трубопроводов, используется в разработках РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;
• разработанная «Методика расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудования систем сбора и распределения нефти и природного газа, эксплуатирующегося в условиях механохимических воздействий», пред назначенная для расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудо вания систем сбора и распределения нефти и природного газа, использу ется в ОАО «Магнитогорскмежрайгаз» и ОАО «Магнитогорский метал лургический комбинат» (ОАО «ММК»);
• результаты работы используются в УГНТУ при подготовке и переподго товке специалистов нефтегазового профиля.
На защиту выносятся теоретические обобщения известных и полученных автором результатов исследований в области повышения безопасной эксплуа тации трубопроводов системы сбора нефти.
Апробация работы Результаты работы докладывались на следующих республиканских и меж дународных научно-технической конференциях: «Технологические проблемы развития машиностроения в Башкортостане» (Уфа, 2001);
«Машиноведение, конструкционные материалы и технологии» (Уфа, 2002);
«Коррозия металлов:
диагностика, предупреждение, защита и ресурс» (Уфа, 2002);
«Инновационные проблемы развития машиностроения в Башкортостане» (Уфа, 2003);
«Новосе ловские чтения» (Уфа, 2004).
Публикации По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в числе которых патента России, 8 статей и тезисов докладов.
Диссертационные исследования проводились в соответствии с ГНТП АН РБ по теме «Структурно-энергетическое состояние металлов и долговечность напряженно-деформированных металлоконструкций в условиях механохимиче ской коррозии» за 2001-2004 гг.
Структура и объем диссертации Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, списка лите ратуры из 102 наименований и двух приложений. Диссертация содержит страниц машинописного текста (без приложений) и включает 32 рисунка, таблиц.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении приведена общая характеристика работы, сформулированы цель и основные задачи исследования.
В первой главе проведен анализ опубликованных работ по проблеме ка навочной коррозии трубопроводов системы сбора нефти. При этом было выяв лено, что большинство промысловых трубопроводов транспортирует высоко обводненную нефть. В составе пластовой воды имеются компоненты с высокой степенью коррозионной активности. Процессы коррозии интенсифицируются вследствие работы макрогальванопар «металл - продукты коррозии» или «ме талл – окалина», образующихся при коррозии металла, протекающей под воз действием расслоенного потока газоводонефтяной смеси. Кроме этого, в районе формирования канавки, в нижней части поверхности трубопровода, происходят процессы наклепа или пластификации металла. Такие локальные изменения механических свойств стали также приводят к образованию макрогальванопар.
Вследствие действия знакопеременных нагрузок на трубопровод механохими ческая активность металла возрастает. Кроме того, при воздействии на металл циклических напряжений, возникающих при изменении режимов перекачки, возможно развитие усталостного разрушения металла. Несмотря на большое количество проведенных исследований, до настоящего времени нет эффектив ных методов и средств для предотвращения этого явления. Восстановление вышедших из строя трубопроводов осуществляется либо заменой трубопровода в целом или его участка, либо путем ремонта с использованием хомутов. Для предотвращения разрушения перспективным представляется применение труб с внутренней противокоррозионной изоляцией, использование пластиковых ар мированных или чугунных труб, ингибирование и эмульгирование добываемой жидкости, использование отстойников для сбора пластовой воды. Еще одним способом предотвращения канавочной коррозии является перевод режима транспорта жидкости в режим, исключающий расслоение водогазонефтяной эмульсии. Однако на промыслах, при сложившейся практике эксплуатации сис тем, этот метод практически нереализуем, главным образом из-за нестационар ности режимов добычи и транспорта добываемой продукции.
Во второй главе рассмотрены особенности проявления канавочной корро зии в трассовых условиях. На рис. 2 приведен разлив нефти, произошедший вследствие канавочной коррозии трубопровода.
Проведенными в работе исследованиями впервые показано, что при раз личных давлениях расслоение эмульсии может происходить не только на вос ходящих участках трубопровода, но и на нисходящих и горизонтальных участ ках.
Рис. 2. Последствие канавочной коррозии В частности, распределение отказов межпромыслового напорного нефте провода длиной 8 км «ТНК Нягань», проложенного в пересеченной местности, приведено на рис. 3. На этом же рисунке схематически приводится рельеф ме стности. Вершины приведенного профиля соответствуют горизонтальным уча сткам трассы на ее возвышенных местах, впадины – горизонтальным участкам в низинах. Как видно из приведенных данных, порывы трубопровода практиче ски равновероятно происходят по всей длине трассы независимо от топографии местности. То есть расслоение жидкости, приводящее к образованию канавоч ной коррозии, необязательно приурочивается, как это считалось до настоящего времени, к восходящим участкам трассы. Последнее можно объяснить пульси рующим характером транспорта добываемой продукции.
На рис. 4 приведено распределение отказов межпромыслового напорного нефтепровода за период 2000 – начало 2001 гг. Следует отметить, что срок экс плуатации ряда труб составил менее года.
Проведенный статистический анализ отказов показал, что среднее значе ние выборки составляет 6,17;
дисперсия 81,8;
стандартное отклонение – 9,0;
ве личина эксцентриситета – 4,3;
эксцесса – 6,2. Тестирование выборки с помо щью критерия согласия Колмогорова – Смирнова (20 законов распределения) показало (табл. 1), что с вероятностью более 90% она может принадлежать только двум распределениям: нормальному со средним, равным 6,17, и стан дартным отклонением 9,0 и экспоненциальному с параметром = 6,18 (1/мес).
Количество порывов Схема профиля трассы 0 Расстояние от насосной станции, км Рис. 3. Распределение отказов по длине нефтепровода Ду 219х6 мм в за висимости от особенностей рельефа местности Таблица Результаты тестирования выборки по критерию Колмогорова-Смирнова Параметры статистики Нормальное распределе- Экспоненциальное рас ние пределение Dn+ 0,226 0, Dn- 0,247 0, Dn 0,247 0, Уровень значимости 0,25 0, Величины эксцесса и эксцентриситета находятся вне области -2…2, при сущей нормальному распределению. Поэтому в соответствии с методом момен тов распределение выборки не может быть отнесено к нормальному.
Количество отказов 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 М еся ц ы, н ачи н ая с ян варя 2 0 0 0 г.
Рис. 4. Распределение отказов нефтепровода по месяцам 2000 – 2001 гг.
Экспоненциальное распределение отказов характерно для многих техниче ских систем, в том числе для трубопроводных, связанных с транспортом нефти.
Последние, как правило, относятся к нерезервированным системам, в ко торых отказ каждого элемента (трубы) происходит независимо и приводит к отказу всей системы. Установленный экспоненциальный закон распределения порывов открывает возможность прогнозирования отказов таких трубопровод ных систем на основании стандартных алгоритмов теории надежности.
По мере увеличения времени разработки месторождения нефти добывае мая продукция становится все более обводненной, в связи с чем повышается ее коррозионная активность. Сказанное, в определенной степени, объясняет воз растающую частоту порывов нефтепроводов за анализируемый период (см. рис.
4). Для увеличения времени их безопасной эксплуатации проведены углублен ные исследования механизма канавочной коррозии и разработаны методы и средства по его предотвращению и снижению последствий разрушения трубо проводов. Результаты этих исследований приводятся ниже.
В третьей главе рассмотрены результаты исследований электрохимиче ских и физико-механических свойств металла труб отказавших трубопроводов.
При измерении стационарных электродных потенциалов металла отмеченных выше характерных участков установлено, что электродный потенциал оголен ного металла вблизи «канавки» чаще всего является более электроотрицатель ным по отношению к потенциалам других участков. Поэтому на внутренней поверхности трубы возникает макрогальванопара «окалина-металл трубы», причем анодом этой пары в этом случае служит оголенный металл трубы, а ка тодом - слой металлургической окалины и технологических отложений. Раз ность потенциалов в условиях эксплуатации при контакте высокоминерализо ванной пластовой воды с поверхностью металла в начальный момент может вызвать электрохимическую коррозию металла с высокой скоростью проник новения.
Распределение микротвердости (H) и электродных потенциалов () по се чению образцов, отобранных из отказавших трубопроводов системы сбора неф ти «ТНК Нягань», представлено на рис. 5 - 6. Приведенные данные свидетель ствуют о гетерогенности распределения микротвердости и электродных потен циалов вблизи канавки. Возникающие при этом макрогальванопары усиливают коррозию стенки трубы. При этом наибольшая скорость коррозии отмечается по берегам канавки, что подтверждается непосредственным измерением скоро сти коррозии с помощью снятия поляризационных кривых. На рис. 5 видно, что данный эффект проявляется наиболее ярко при наличии вблизи канавки свар ного шва. Это приводит к локализации макрогальванопары с большой ЭДС. В такой гальванопаре, как видно из рис. 5, металл канавки с примыкающим к не му сварным швом является анодом с малой площадью. Из рис. 6 видно, что макрогальванопара, образованная металлом дна канавки без примыкающего к ней сварного шва и основным металлом, имеет большую площадь. Последнее объясняет более интенсивное развитие коррозионно-механического разрушения при наличии сварного шва вблизи канавки.
В связи с изложенным следует избегать попадания продольного шва на опорную поверхность трубы.
Рис. 5. Распределение микротвердости и электродных потенциалов по се чению образца с канавкой вблизи сварного шва Рис.6. Распределение микротвердости и электродных потенциалов по се чению образца Для дальнейшего изучения закономерностей развития канавочного разру шения в западносибирском регионе были проведены исследования разрушения нефтесборных труб, отобранных из право- и левобережных месторождений р.
Оби. При этом был обнаружен ряд не отмечаемых ранее эффектов. В частности, это в первую очередь относится к распределению микротвердости, указываю щей на локальное упрочнение или разупрочнение (пластифицирование) стали в области канавки. Указанные виды проявления данного эффекта приведены на рис. 7. При этом распределения микротвердости в окрестностях канавки были получены на металле, отобранном из различных нефтесборных коллекторов За падной Сибири. Видно, что последний претерпевает или упрочнение (1) или пластифицирование (2). С позиции классических представлений механохимии металлов любое коррозионное воздействие сопровождается пластифицирова нием металла. Однако параллельно с этим процессом протекает упрочнение ме талла, обусловленное абразивным воздействием механических примесей, ох рупчивающим действием водорода и т. д. Превалирование упрочнения или ра зупрочнения металла в первую очередь обусловлено составом перекачиваемой среды и режимом ее транспорта.
Аналитически распределение микротвердости вдоль канавки может быть описано с помощью функций переходных процессов. В частности, для кривой (1) найдено аналитическое выражение и определены его эмпирические пара метры (a, b, c, d):
xc y = a + 0,5 b 1 + erf.
2 d Для определения скорости коррозии были сняты поляризационные потен циодинамические кривые внутри канавки и на поверхности металла, не под верженного коррозии (рис. 8). Основные коррозионные характеристики (тафе левские константы Aa, Ba анодного и Ак, Вк катодного процесса, величина ста ционарного потенциала ст, балл коррозионной стойкости и скорость коррозии) приведены в табл. 2.
Микротвердость, МПа 0 10 20 30 Расстояние, мм Рис. 7. Распределение микротвердости по сечению канавок - - - Потенциал, мВ - - канавка(катод) - канавка(анод) поверхн(катод) поверхн(анод) 0,01 0,1 1 10 Плотность тока,A/м Рис. 8. Потенциодинамические поляризационные кривые образца ВСт 3, отобранного из аварийного участка нефтесборного трубопровода Таблица Коррозионные характеристики ВСт 3 при t=20 С Параметры Внутри канавки На поверхности стали Aa, мВ -288 - Ва, мВ 473 Ак, мВ -820 - Вк, мВ -568 - ст, мВ -460 - Балл стойкости 6 Скорость коррозии, мм/год 0,35 0, Как видно из приведенных данных, скорости коррозии ниже, чем наблю даемые на практике. Это, по мнению автора, связано с работой макрогальвано пар. Поэтому в работе произведен расчет скорости коррозии с учетом воздейст вия образующихся в процессе эксплуатации макрогальванопар. Результаты од ного из таких расчетов (температура 20 0С) приведены в табл. 3.
Таблица Коррозионные характеристики макрогальванопары Балл стойкости Скорость коррозии, мм/год 0, Как видно из таблицы, скорости коррозии, определенные с помощью тео рии макрогальванопар, близки к наблюдаемым на практике. Однако результаты обследования отказов реальных объектов показывают, что нефтепроводы могут разрушаться со скоростями, большими, чем определенные в результате прове денных лабораторных исследований. Используя принципы механохимии ме таллов, примененные ранее при исследовании канавочной коррозии, можно ут верждать, что с учетом концентрации напряжений в канавке ее скорость спо собна возрастать более чем в 2 раза. То есть, с учетом рассчитанных в работе скоростей коррозии, которые составляют 0,7 - 1,2 мм/год, реальные скорости коррозии нефтепроводов в условиях механохимического воздействия могут быть более 2 мм/год, что и подтверждается результатами анализа отказов неф тепроводов.
В четвертой главе рассмотрены вопросы циклического разрушения неф тегазовых трубопроводов. Одним из опасных видов коррозионно механического разрушения трубопроводов является малоцикловая коррозион ная усталость. Это связано с тем, что наряду со статической труба испытывает циклически изменяющуюся нагрузку, что может вызвать малоцикловую корро зионную усталость трубопроводов. Для определения остаточного ресурса тру бопровода с коррозионно-усталостной трещиной были проведены исследования циклической трещиностойкости стали 20 в условиях, моделирующих натурные (нейтральный и подкисленный HCl раствор 3% NaCl). Величина деформации составляла 0,23%. Образец испытывался по схеме чистого изгиба, по асиммет ричному циклу нагружения с частотой 50 циклов за минуту.
Зависимости скорости роста трещин от коэффициента интенсивности на пряжений представлены на рис. 9.
Рис. 9. Зависимость скорости роста трещины (м/цикл) от коэффициента интенсивности напряжений (МПа· м ): 1 – среда 3% NaCl;
2 – среда 3% NaCl+1% HCl В настоящее время зависимость скорости роста трещины от коэффициента интенсивности напряжений описывается с помощью степенной функции Пэри са - Эрдогана (показатель степени больше единицы). Однако, как показали ре зультаты исследований кафедры МЗК УГНТУ, наилучшим приближением яв ляется аппроксимация экспериментальных данных логарифмической функцией или степенной, с показателем степени меньше единицы (предпочтительно – об ратной параболой). Для проверки результатов теоретических исследований ка федры МЗК УГНТУ в работе был проведен статистический анализ эксперимен тальных данных отечественных и зарубежных исследователей, подтвердивший правомерность использования указанных выше зависимостей. В табл. 4 приве дены результаты обработки данных, полученных Вебстером и др. для коррози онной усталости стали в морской воде (r – коэффициент корреляции).
Таблица Результаты обработки литературных данных циклической трещиностойкости стали в морской воде Условия Модель dl dl = a +b К = a + b ln K dN dN Параметры a b r a b r Морская вода 4,5 e-6 1,5 e-6 0,92 -2,1 e-6 4,6 e-7 0, Морская вода с 4,1e-6 2.0e-6 0,92 1,1e-6 1,2e-6 0, H 2S Морская вода с H2S+(-850 мВ, -1,4e-5 6,3e-6 0,94 5,9e-6 2,3e-6 0, МСЭ) Морская вода с H2S+(-1100 мВ, -1,5e-5 6,1e-6 0,95 7,3e-6 2,3e-6 0, МСЭ) На основании результатов статистической обработки экспериментальных данных (см. рис. 9) с учетом вышеизложенного был подобран вид зависимости dL/dN от K, наиболее адекватно отражающей экспериментальную модель, и определены ее параметры (табл. 5).
dl = a + b К dN, где а, м/цикл и b, (м/цикл)·(1/ МПа м )- эмпирические коэффициенты;
K – размах коэффициента интенсивности напряжения, МПа· м ;
N – число циклов;
l – глубина трещины, м.
Результаты проведенных исследований легли в основу «Методики расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудования систем сбора и распреде ления нефти и природного газа, эксплуатирующегося в условиях механохими ческих воздействий».
Таблица Значения эмпирических коэффициентов Условия эксперимента а b Среда 3% NaCl -1,0-06 3,2E- Среда 3% NaCl+1% HCl -1,3E-06 4,2E- На рис. 10 приведен остаточный ресурс металлоконструкций, рассчитан ный на основании полученных в работе данных.
а б Рис. 10. Зависимость количества циклов до разрушения от напряжения и от глубины трещины: а – среда 3% NaCl;
б – среда 3% NaCl+1%HCl Пятая глава посвящена вопросам предотвращения канавочного разруше ния нефтепроводов системы сбора нефти и уменьшению последствий таких ин цидентов. Как было показано выше, мероприятия, используемые на практике, не в состоянии полностью снять проблему канавочной коррозии, значительно снижающей безопасную эксплуатацию трубопроводов. Это связано, в первую очередь, с малой эффективностью используемых в настоящее время мероприя тий в условиях расслоенного режима течения добываемой жидкости. Исходя из анализа имеющихся данных, можно утверждать, что радикальный метод борь бы с рассматриваемым явлением - переход от расслоенного режима течения к турбулентному. Однако, анализ промысловых данных, приведенный в первой главе, показывает, что отказы равновероятны на спусках, подъемах и горизон тальных участках трубопроводов. Поэтому известными технологическими ме тодами не удается предотвратить разрушения нефтесборных трубопроводов.
Для решения этой задачи автором предлагается использование устройства для защиты от коррозии в виде диспергатора, установленного в нефтесборный трубопровод. На данное техническое решение получен патент России. Извест ные технологические методы защиты от коррозии трубопроводов, преобра зующие расслоенный поток в эмульсию путем изменения его гидродинамиче ских характеристик (изменение давления, диаметра трубопровода и т.д.), как показано выше, не в состоянии обеспечить создание стабильной эмульсии.
Для преобразования потока предлагается использовать диспергатор, обра зованный соосно установленным в нефтепроводе конфузором и двумя симмет рично встроенными в конфузор цилиндрическими камерами, оси которых пер пендикулярны оси конфузора.
На рис. 11 показана схема расположения диспергатора в нефтепроводе.
На рис.12 приведено продольное сечение нефтепровода с установленным в нем диспергатором.
Рис. 11. Расположение диспергатора в нефтепроводе: 1 – нефтепровод;
2 датчики коррозии;
3 - диспергатор;
4 - конфузор, 41 - входной канал, 411 - конец конфузорного участка;
5 - цилиндрические камеры;
6 - диффузор;
7 - рассека тель;
8 - источник подачи газа;
9 - устройство расслоения рабочей среды на нефть и воду Рис. 12. Продольное сечение нефтепровода с установленным в нем диспер гатором В работе рассмотрены различные схемы включения данного устройства в действующий нефтепровод.
Проведенными лабораторными исследованиями показано, что эффект го могенизации водонефтяной эмульсии сохраняется в течение 15 – 20 минут. Это при известных режимах транспорта сырья позволяет оценить частоту установки диспергаторов по длине трубопроводов на опасных участках.
Как было отмечено выше, по мере увеличения времени разработки место рождения нефти добываемая продукция становится все более обводненной, в связи с чем повышается ее коррозионная активность. Сказанное, в определен ной степени, объясняет возрастающую частоту порывов нефтепроводов за ана лизируемый период и, как следствие, загрязнение почвы и водоемов сырой нефтью. Для снижения времени ликвидации последствия нарушения герметич ности трубопроводов в работе предлагается новая патентно чистая уплотни тельная композиция, позволяющая существенно повысить надежность запор ной арматуры и, соответственно, снизить количество разливаемой вследствие канавочной коррозии нефти, существенным образом влияющей на пожарную и экологическую безопасность нефтепромысла в целом.
На основании проведенных исследований могут быть сделаны следующие основные выводы:
В результате анализа эксплуатационной документации и реального 1.
канавочного разрушения в трассовых условиях установлено, что оно равнове роятно может происходить на различных участках трассы нефтесборных тру бопроводов (спуски, подъемы, горизонтальные участки). Это требует проведе ния мероприятий по защите таких трубопроводов, проложенных в различных трассовых условиях.
Установленный в работе экспоненциальный закон распределения 2.
инцидентов, связанных с канавочной коррозией трубопроводов, и его парамет ра (=6 1/мес) позволяет определить время их безопасной эксплуатации.
Изучение свойств металла отказавших нефтепроводов различных 3.
месторождений Западной Сибири показало, что металл внутри канавки, нахо дится как в упрочненном, так и в пластифицированном состоянии в зависимо сти от состава транспортируемой среды. Определенная в лабораторных услови ях скорость проникновения канавочного разрушения соответствует наблюдае мой на практике (1 – 3 мм/год). Наличие в окрестности канавки сварного шва приводит к локализации процесса коррозии металла и, соответственно, к интен сификации процесса разрушения труб.
Математическая обработка литературных данных и проведенных в 4.
работе лабораторных исследований показала, что в условиях циклического на гружения нефтесборных коллекторов наиболее адекватной моделью для описа ния усталостных разрушений является зависимость обратной параболы. На ос новании полученных данных рассчитан остаточный ресурс трубопроводов, эксплуатирующихся в указанных условиях.
Предложенные в работе методы и средства борьбы с канавочной 5.
коррозией в виде методики расчета остаточного ресурса нефтесборных трубо проводов, устройства гомогенизации потока и уплотнительная смазка для улучшения системы герметизации запорной арматуры позволяют снизить риск разрушения нефтепроводов системы сбора сырой нефти, уменьшить последст вия таких инцидентов и тем самым повысить пожарную и экологическую безо пасность нефтесборных коллекторов.
Основные результаты опубликованы в следующих печатных работах:
Скоромный В.И., Гареев А.Г. Актуальные вопросы борьбы с кана 1.
вочной коррозией// Технологические проблемы развития машиностроения в Башкортостане: Сб. науч. тр. - Уфа: Гилем, 2001.- С.68 - 69.
Скоромный В.И., Гареев А.Г. Проблемы борьбы с коррозией неф 2.
тепромысловых трубопроводов// Мировое сообщество: проблемы и пути реше ния: Сб. науч. ст.- Уфа: УГНТУ, 2002.-№12.- С.94-98.
Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Худяков М.А. Шнайдер А.А., Скором 3.
ный В.И. Циклическая трещиностойкость стали 20 в условиях, моделирующих эксплуатационные// Машиноведение, конструкционные материалы и техноло гии: Сб. науч. тр. - Уфа: Гилем, 2002.- С.120-132.
Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Скоромный В.И. К вопросу о механиз 4.
ме канавочного разрушения трубопроводов системы сбора нефти// Коррозия металлов: диагностика, предупреждение, защита и ресурс: Сб. науч. ст.- Уфа:
УГНТУ, 2002.- С.84-85.
Скоромный В.И. Коррозионно-механические разрушения промы 5.
словых трубопроводов// Коррозия металлов: диагностика, предупреждение, за щита и ресурс: Сб. науч. ст.- Уфа: УГНТУ, 2002.- С.90-93.
Скоромный В.И. Исследования свойств герметика для запорной 6.
арматуры ГЗА-1// Коррозия металлов: диагностика, предупреждение, защита и ресурс: Сб. науч. ст.- Уфа: УГНТУ, 2002.- С.102.
Пат. №2175440 РФ. Уплотнительная смазка для запорной арматуры 7.
трубопроводов/ А.И. Демченко (РФ), А.Г. Коненков (РФ), А.П. Детков (РФ), В.И. Скоромный (РФ), Г.Е. Зайцев (РФ), М.Ю. Кильянов (РФ). Заявлено 13.06.01. Опубл. 20.04.02, Б.И. № 11.
Гареев А.Г., Скоромный В.И. Подбор аналитической зависимости 8.
для определения циклической трещиностойкости конструкционных материа лов// Инновационные проблемы развития машиностроения в Башкортостане:
Сб. науч. тр.– Уфа: Гилем, 2003.- С.174-175.
Пат. №2211994 РФ. Устройство для защиты от коррозии/ В.И. Ско 9.
ромный (РФ), И.М. Колесников (РФ), С.И. Колесников (РФ), М.Ю. Кильянов (РФ), И.Г. Абдуллин (РФ), А.Г. Гареев (РФ). Заявлено 17.07.02. Опубл.
10.09.03, Б.И. №25.
Гареев А.Г., Абдуллин И. Г., Худяков М.А., Шнайдер А.А., Ско 10.
ромный В.И. Определение трещиностойкости стали 20 в коррозионных средах// Материалы 2-й Международной научно-технической конференции «Новосе ловские чтения». - Уфа: УГНТУ, 2004. - Вып. 2. – С. 100.
Гареев А.Г., Абдуллин И. Г., Худяков М.А., Шнайдер А.А., Ско 11.
ромный В.И. Определение трещиностойкости стали 20// Материалы Новосе ловских чтений: Сб. науч. тр. - Уфа: УГНТУ, 2004. - Вып. 2. – С. 245-254.