Повышение безопасности эксплуатации трубопроводов сероводородсодержащих месторождений

Для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды, применяется ингибиторная защита. С целью повышения точности оценки эффективности ингибиторной защиты проведены исследования ингибиторов коррозии при статических и динамических лабораторных испытаниях, а также стендовых испытаниях, имитирующих реальные условия эксплуатации трубопроводов ОНГКМ. На основании анализа результатов комплекса испытаний ингибиторов установлено, что ингибиторы «И-55-ДК» и «ИКТ-1» не обладают достаточной способностью перехода из углеводородной в водную фазу. Это связано с низкой концентрацией активной составляющей данных ингибиторов и обусловливает нецелесообразность их использования с низкими скоростями (

Результаты проведенных исследований позволили составить базу данных ингибиторов, рекомендуемых для эффективной защиты трубопроводов ОНГКМ и обеспечения их безопасной эксплуатации.

В третьей главе представлены методы и результаты оценки дефектности трубопроводов и определения потенциальной опасности наиболее распространенных дефектов труб.

Анализ, проведенный по результатам внутритрубной дефектоскопии (ВТД) дефектности трубопроводов неочищенного газа Ду 700 мм, эксплуатируемых более 25 лет в условиях воздействия сероводородсодержащих нефтегазовых сред, показал, что из общего количества дефектов расслоения составляют 60,3%, утонение стенки труб – 34,7% и остальные дефекты - 5%.

Одним из основных видов повреждений трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды, являются расслоения, которые возникают под воздействием давления водорода, скапливающегося в дефектах структуры сталей. Согласно данным, полученным различными специалистами, величина давления, развиваемого молизованным водородом внутри расслоений, составляет по одним источникам 15…20МПа, по другим - от 102…104 МПа до 105…107 МПа. Сушественное различие в теоретических и практических оценках величин давления водорода в дефектах металла обусловливает актуальность уточнения этих оценок.

В этой связи для определения величины реальных давлений водорода в расслоениях стенки труб разработана методика, позволяющая по результатам гидроиспытаний натурных темплетов труб с расслоениями и расчетных данных: оценить значение давления, которое создается в полости расслоения; выявить факторы, от которых зависит значение этого давления; установить, является ли сварной шов преградой или слабым звеном при развитии расслоений.

Темплеты труб диаметром 720х18 мм и диаметром 377х14 мм с расслоениями, выявленными ВТД и уточненными наружным ультразвуковым контролем (УЗК), подвергали гидроиспытаниям. Для этого на заданную глубину залегания расслоения, предварительно выявленную УЗК, сверлили отверстие и вворачивали штуцер, затем закачивали масло в полость расслоения. Испытывали темплеты труб с расслоениями в основном металле и на участках, примыкающих к сварным швам. Определяли значения давления: «страгивания» расслоений; развития расслоений; приводящие к разрушению стенки трубы. Результаты исследований позволили установить зависимость величины разрушающего давления внутри расслоения стенки труб от площади этого расслоения (рисунок 3).

.

Рисунок 3 - Зависимость величин критических (разрушающих) давлений в расслоениях от размеров (площади в плане) этих расслоений

Наряду с этим установлено, что расслоения, примыкающие к сварным соединениям, в процессе развития не повреждали сварные соединения, т. е.

сварной шов является не «слабым звеном», а силовым элементом, тормозящим развитие расслоений в стенке трубопровода.

Для расслоений без вздутия величину критического давления (Ркрит) в расслоении определяли по формуле предельного состояния с развитием пластических деформаций для формы оболочки типа плоской панели с жесткозакрепленными кромками.

Величину Ркрит в полости развитых расслоений с вздутием находили из формулы Лапласа для тонкостенных цилиндрических оболочек:

, откуда , МПа, (1)

где tнар – глубина залегания расслоения от наружной поверхности стенки трубы, мм; ос, ок – осевые и окружные напряжения, достигающие величины Т в момент разрушения водородного расслоения (ВР);

Rос ; Rок - средний радиус кривизны в осевом и окружном направлении ВР:

Rос = 0,5, (2)

где h – высота вздутия расслоения на длине Lос вдоль оси трубы.

Rок = , (3)

где Lок – длина вздутия по номинальному диаметру D поверхности трубы, на которой проводились измерения ВР, мм.

Вторыми после расслоений по количеству повреждений трубопроводов являются дефекты типа утонения стенки трубы, поэтому проводили гидроиспытания коррозионной средой труб, имеющих подобные дефекты. Испытывали трубы диаметром от 57 до 377 мм из стали 20, применяемые для строительства трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазоконденсатные среды. Гидроиспытания труб коррозионной средой проводили согласно разработанной методике, описанной в главе 2. Перед проведением испытаний труб до разрушения сбрасывали давление и на поверхность утонения, и над надрезом, посередине длины искусственных дефектов труб наклеивали тензодатчики. Отношение давления текучести металла на лыске к давлению в надрезе (Рл/Рн) представляет собой коэффициент концентрации напряжений К в остаточном слое металла надреза. Среднее значение К, равное 1,385, условно определяет потенциальную опасность дефектов типа локальных механических или коррозионных повреждений, расположенных вдоль оси трубопровода по линии, например, группы точечных коррозионных язв, по отношению к общей коррозии, имеющей тот же линейный размер вдоль оси трубопровода.

Гидроиспытания натурных образцов труб сероводородсодержащей средой позволили уточнить потенциальную опасность нетрещиноподобных дефектов и сопоставить величины разрушающих давлений с расчетными значениями. Проведенные коррозионно-механические испытания труб позволили обосновать применение модифицированной методики института Баттелля (стандарт B31G) для определения потенциальной опасности нетрещиноподобных дефектов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды, и построить атлас графиков, представляющих области параметров дефектов с различной степенью потенциальной опасности.

По результатам проведенных исследований разработана компьютерная программа, которая позволяет получить графическое представление параметров дефектов, имеющихся в базе данных ВТД, и определять остаточный ресурс дефектных участков трубопроводов.

В четвертой главе представлена разработанная система балльной оценки факторов влияния технического состояния трубопроводов ОНГКМ на интенсивность их отказов. На основе данных Методического руководства*, анализа статистики отказов трубопроводов ОНГКМ и результатов экспертной оценки значений группы факторов Грi применительно к соединительным трубопроводам ОНГКМ выделено девять групп факторов влияния (таблица 1) с указанием относительного «вклада» каждой группы в суммарную статистику отказов с помощью весового коэффициента.

_________________________

* Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах: Серия 27. Выпуск 1 / Колл. авт. – 2-е изд., испр. – М.: ГУП «НТЦ «Промышленная безопасность», 2002. – 120 с.

Значения групп факторов и количество факторов влияния в группе определяли индивидуально для каждого трубопровода на основании анализа опыта эксплуатации и результатов экспертной оценки.

Таблица 1- Группы факторов влияния и относительные «вклады» каждой группы для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды

Обозначение и наименование группы факторов		Доля группы факторов i
Гр1	Внешние антропогенные воздействия	0,10
Гр2	Почвенная коррозия	0,10
Гр3	Качество труб и деталей ТП	0,05
Гр4	Качество строительно-монтажных работ	0,10
Гр5	Конструктивно-технологические факторы	0,05
Гр6	Природные воздействия	0,05
Гр7	Эксплуатационные факторы и коррозия труб от воздействия транспортируемых сероводородсодержащих нефтегазовых сред	0,15
Гр8	Количество дефектов тела трубы и сварных швов	0,20
Гр9	Вид дефектов тела трубы и сварных швов	0,20