WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 6 |

- научно-технической конференции, посвященной 70-летию РГУ НиГ «История вуза – важный фактор формирования патриотизма специалиста отрасли», 2000 г.;

- III Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы нефти и газа», 2001 г.;

- специализированной научно-технической конференции «Энергосберегающие технологии в Республике Башкортостан», 2001 г.;

- специализированной научно-технической конференции «Коррозия металлов: диагностика, предупреждение, защита и ресурс», 2002 г.;

- Всероссийской научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт нефти и газа», посвященной 50-летию с начала подготовки специалистов трубопроводного транспорта в УНИ-УГНТУ, 2002 г.;

- Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт сегодня и завтра», 2002 г.;

- учебно - научно-технической конференции «Коррозия металлов. Защита от коррозии в промышленности» в рамках специализированных выставок: IV «Уралпромэкспо – 2003» и II «Станки и инструменты», 2003 г.;

- IV Конгрессе нефтегазопромышленников России «Наука и образование в нефтегазовом комплексе», 2003 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 97 печатных работ, в том числе 1 монография и 65 статей.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов, приложений и содержит 328 страниц машинописного текста, рисунка, 5 таблиц, список использованной литературы из 114 наименований.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и основные задачи исследований.

В первой главе выполнен анализ причин отказов и способов повышения безопасности промысловых трубопроводов, подверженных внутреннему износу.

Объектом исследования работы являются промысловые трубопроводы, прокладываемые преимущественно без наружной изоляции из-за агрессивного «канавочного» износа по низу внутренней поверхности стенки трубопровода.

Из-за порывов нефтепроводов и водоводов происходят разливы больших объёмов нефти и высокоминерализованной пластовой воды. Низкая надёжность промысловых трубопроводных систем по сбору продукции нефтяных скважин, внутри- и межпромысловому транспорту нефти обусловлена условиями их строительства и эксплуатации.

Кроме коррозии наружной поверхности трубопроводы подвергаются интенсивной внутренней коррозии, скорость которой часто в десятки раз превышает скорости коррозии их наружной поверхности и зависит от концентрации и состава минеральных солей, содержащихся в пластовой воде, добываемой и транспортируемой вместе с нефтью до установок подготовки нефти. Срок службы трубопроводов в особо тяжёлых условиях (наличие в продукции сероводорода, углекислого газа, кислорода, пластовой воды высокой минерализации) при отсутствии специальных мер по защите их от коррозии исчисляется всего несколькими месяцами.

Неблагоприятные природно-климатические условия, в которых эксплуатируются трубопроводы, активное воздействие коррозионноагрессивных компонентов, содержащихся в продукции скважин, низкое качество строительства трубопроводов, нарушение правил эксплуатации являются причинами их отказов, снижения надежности и преждевременного выхода из строя. Например, причины отказов промысловых трубопроводов выглядят следующим образом: 91 % - внутренняя коррозия; 3.9 % - наружная коррозия; 2.8 % - строительные дефекты; 0.8 % - нарушение правил эксплуатации; 1.5 % - прочие.

Основной причиной «канавочного» износа трубопровода являются гидродинамические параметры транспортируемой газожидкостной смеси, а именно структура течения потока. Нижние слои жидкости представляют собой водную фазу, отслоившуюся в результате разрушения эмульсии и гравитационного осаждения. Ввиду высокой минерализации попутно добываемая вода является электролитом и способствует протеканию электрохимической коррозии на поверхности контакта с металлом трубопровода. Таким образом, первопричиной «канавочного» разрушения металла трубы является наличие гидроабразивной смеси в перекачиваемом продукте, вызывающее разрушение слоя окалины и технологических отложений и появление микрогальванопары. Впоследствии разрушение протекает за счет коррозионно-механических факторов.

В настоящее время применяются такие способы снижения внутренней коррозии, как ингибирование потоков, транспортируемых по трубопроводам;

применение пластиковых, армированных и многослойных труб; покрытие внутренней поверхности труб различными противокоррозионными составами (краски, лаки, эмали, стекло и др.).

Предупредить внутреннюю коррозию частично возможно, если перевести коррозионно-активную среду вовнутрь потока нефти, т.е. обеспечить эмульсионную структуру потока. В реальных условиях эксплуатации трубопроводов не всегда удается увеличить скорость перекачиваемой жидкости. Это связано с ухудшением в процессе эксплуатации некоторых параметров трубопровода (уменьшение толщины стенки вследствие коррозии), со снижением добычи нефти и часто меняющимися режимами течения.

Наиболее широко применяемым способом для защиты внутренней поверхности трубопроводов от коррозии является применение ингибиторов, хотя эффективность их применения редко превышает 85…90 %. Основная причина, вызывающая разрушение внутренней поверхности промысловых трубопроводов, - наличие в транспортируемой среде воды, различных солей и газов. Известно, что после подготовки нефти и газа на промыслах (удаление механических примесей, солей, воды, сероводорода, углекислого газа и т. д.) в них остается достаточное количество указанных компонентов. Механизм защитного действия ингибиторов в основном заключается в образовании на поверхности металлов защитных пленок, с помощью которых осуществляется разделение агрессивной среды и внутренней поверхности трубопровода. На участках трубопровода, где «канавочный» износ проявляется наиболее часто, вследствие абразивного удаления пленки ингибитора по низу трубы, желаемый эффект защиты не достигается, то есть ингибиторная защита практического влияния на скорость «канавочного» износа не оказывает.

Одним из перспективных направлений по обеспечению безопасной эксплуатации трубопроводов является изоляция внутренней его поверхности тонкослойными полимерными покрытиями. Несмотря на то, что в литературе широко освещается применение полимерных и лакокрасочных покрытий в качестве противокоррозионной защиты внутренней поверхности промысловых трубопроводов, на практике этот метод используется крайне редко. Это объясняется дороговизной и трудоемкостью работ, особенно при покрытии внутренней поверхности трубопроводов, бывших в эксплуатации, где трудно добиться полной адгезии покрытия к стенке.

Использование магнитной обработки в качестве метода противокоррозионной защиты для снижения внутренней коррозии трубопроводов не получило распространения, возможно, это направление не изучено в полном объеме. Но, очевидно, что бороться с «канавочным» износом этим способом в настоящее время не удастся, так как механические примеси включают в себя не только металлические частицы.

В последние годы возрос интерес к применению в нефтяной промышленности пластиковых труб. Из таких труб сооружаются выкидные и напорные линии малых диаметров, где давление не превышает 3.5 МПа и температура перекачиваемой жидкости ниже 82оС, и сборные системы. К недостаткам пластиковых трубопроводов следует отнести их дороговизну по отношению к стальным трубам; ограничение рабочих параметров и диметра трубопровода; не отработана технология проведения стыковки и ремонтных работ.

Все большее применение находят футерованные, многослойные трубопроводы. Анализ возможных выходов из строя таких трубопроводов показал, что в определенных условиях при целостности внешней стальной трубы могут происходить разрушения внутренней пластиковой трубы. Это может иметь место, например, при скоплении жидкостных пробок, при резком падении давления в трубопроводе при условии проникновения газа между пластиковой и стальной трубами или из-за наличия свищей в трубопроводе. К недостаткам рассматриваемых труб относят: ограниченный диапазон рабочих температур, высокий коэффициент теплового расширения по сравнению с этой же характеристикой углеродистой стали, а также то, что увеличение прочности материала по кольцу может быть достигнуто только путем увеличения толщины стенки. Применение неметаллических, многослойных и армированных труб только частично решает проблему внутреннего износа.

Они дороже металлических и использование таких труб ограничено несущей способностью, допускаемым давлением перекачки, размерами сечения, а также дефицитом этих труб.

Анализ статистической информации свидетельствует о том, что, несмотря на принимаемые меры, уровень аварийности промысловых трубопроводов остается высоким. Амортизационный срок службы этих трубопроводов не достигает нормативного срока.

Применение нового ресурсосберегающего метода периодического профилактического поворота трубопроводов с «канавочным» износом позволит обеспечить их безопасную эксплуатацию при экономном использовании несущей способности труб.

Вторая глава посвящена критериям безопасности и исследованию предельных состояний трубопроводов, подверженных «канавочному» износу.

Выполнены теоретические и экспериментальные исследования закономерностей влияния на безопасность трубопровода различных факторов:

глубины и формы «канавочного» износа; внутреннего давления; деформации кручения; воздействия захватного устройства; влияние кривизны оси трубы;

взаимодействие с грунтом и др. с целью обеспечения безопасного поворота и последующей эксплуатации.

Одной из основных характеристик подземного трубопровода, определяющей его пригодность профилактическому повороту, является сопротивление кручению и возможность повернуть его на требуемый угол, не снижая безопасности. В работе определены предельные касательные напряжения в области канавки при кручении трубопровода при упругой и упругопластической стадиях деформации, что позволяет ограничить величину крутящего момента по условию безопасности.

Другой важнейшей характеристикой оценки пригодности трубопровода применению профилактического поворота является возможность обеспечения безопасной эксплуатации после поворота, которая определяется остаточной толщиной стенки трубы в области канавки и способностью сопротивления внутреннему рабочему давлению. Рассмотрены разные расчетные схемы в зависимости от формы «канавочного» износа и его размеров. Получена формула для определения наибольших напряжений от внутреннего давления в опасном сечении изношенного трубопровода. За критерий наступления предельного состояния принят предел текучести материала трубы и получена соответствующая ему величина внутреннего давления:

6Rвк к Т, p = t Rв + Rср (1-cos(к / 2))- Rвк Т t где т – предел текучести материала трубы; t – толщина стенки трубопровода; к – центральный угол, соответствующий ширине канавки.

Изменение напряжений в стенке трубы, ослабленной «канавочным» износом, представлены (рис. 1) графической зависимостью t /t от k = tк/t.

к Например, при k<0,335 опасным является продольное сечение по основанию канавки, а при условии 0,335

По полученным результатам исследования воздействия внутреннего давления на трубопровод с «канавочным» износом определена предельная остаточная толщина стенки канавки, при которой требуется выполнение профилактического поворота. Определены предельные состояния трубопроводов, подверженных «канавочному» износу, как при периодическом выполнении поворота, так и без него.

Передача крутящего момента от поворотного устройства к трубопроводу осуществляется за счет сил трения (между накладками захватного устройства и обжимаемой поверхностью трубопровода), зависящих от рабочего давления в гидроцилиндре. Зависимость предельного внешнего давления на трубопровод от безразмерного параметра m=R/t представлена графически (рис. 2).

1. 1. t t к 0. 0. 2 0.4 0.6 0.8 1.k Рис. 1. График изменения относительных напряжения в стенке трубы, примыкающей к канавке, в зависимости от относительной глубины канавки k При повороте подземного трубопровода необходимо исследовать процесс его взаимодействия с грунтом, с целью определения предельных параметров защемления трубопровода грунтом. Для этого необходимо знать распределение крутящего момента и изменение угла поворота по длине подземного трубопровода, что позволит назначить расстояние между захватными устройствами, обеспечивающее поворот всего пораженного участка трубопровода на требуемый угол.

МПа =363 МПа (Ст а ль 13 ГС) т =412 МПа (Ст а ль17 Г 1 СТ) т Р т 5 1 0 2 0 3 m Рис. 2. Зависимость предельного внешнего давления на трубопровод от безразмерного параметра m=R/t Взаимодействие трубопровода с грунтом рассматривалось в упругой и упругопластической стадии, с учетом наличия участка предельного равновесия, и получены соответствующие зависимости для определения угла поворота и крутящего момента по длине трубопровода, которые, в общем случае, имеют вид M Dпр н = (l2 - x2) - (l - x) + ;

пр пр пр GI 4GI p p Dн M = - x + M, о где GIp –жесткость сечения трубопровода при кручении; - касательные напряжения по контакту труба-грунт; пр – предельные касательные напряжения; lпр – длина участка предельного равновесия; Мпр – предельный крутящий момент; М0 – крутящий момент в начальном сечении; x –текущая координата по длине трубопровода; 1 – угол поворота в начальном сечении.

На практике, профилактический поворот выполняется одновременным использованием двух и более захватных устройств, в зависимости от длины пораженного участка. Поэтому в работе решалась задача о наложении действия двух скручивающих пар на подземный трубопровод (рис. 3). При работе одного поворотного механизма, на расстоянии 0,3l от него мы имеем угол поворота в два раза меньше, чем в сечении, где установлено само захватное устройство.

Тогда, при одновременном повороте двух сечений трубопровода, расстояние между ними должно быть меньше или равно 0,6l, где l - расстояние, на которое по обе стороны от захватного устройства распределяется угол поворота. Для упрощения выводов здесь принят равными нулю угол поворота и крутящий момент в конечном сечении силового участка.

Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 6 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»