WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

При гидроиспытании трубопроводов в период строительства использовалась вода поверхностных водоемов (болотная), содержание клеток СВБ в которой, по результатам проведенного в работе анализа, достигает значений 102 – 103 клеток/см3. В промежуток времени от гидроиспытания до пуска в работу (– 3 месяца) создавались предпосылки для развития на внутренней поверхности трубопровода адгезированных форм СВБ (это подтверждается результатами проведенных в диссертации исследований), что способствовало возникновению локальных коррозионных повреждений. Наличие в составе используемых жидкостей глушения от 180 до 200 мг/л сульфат-ионов также способствует развитию СВБ.

В результате изучения физико-механических свойств металла внутренней поверхности трубы (на глубине ~ 5 мкм) выявлена пониженная, по сравнению с основным металлом, микротвердость стали в районе канавки, что может являться следствием воздействия механических примесей. Механизм данного явления связан с тем, что поверхность трубы подвергалась совместному воздействию процесса микрорезания абразивными частицами, сопровождающегося наклепом металла, и коррозионной среды в виде водных скоплений. При этом повышается коррозионная активность поверхности металла, что приводит к ускорению процесса растворения наклепанной поверхности и, следовательно, к снижению ее микротвердости вследствие релаксации напряжений. Анализ состава перекачиваемой продукции показал значительное содержание механических частиц в перекачиваемой продукции (200 – 400 г/т), которое значительно возрастает после проведения операции по гидроразрыву пласта - залповые выбросы до 1000 г/т.

Таким образом, аварии данных трубопроводов произошли вследствие образования устойчивых скоплений в пониженных местах трассы воды для гидроиспытания и жидкостей глушения. Интенсификация коррозионных процессов произошла вследствие совместного действия микробиологического и механохимического факторов.

Приведенный в диссертации анализ показал, что основной причиной отказов нефтепромысловых трубопроводов с внутренним антикоррозионным покрытием (эпоксидная композиция «Amerkoat» завода «ЮКОРТ») является коррозия металла сварного соединения внутренней поверхности трубы по причине низкой эффективности протекторной защиты в виде кольцевого алюминиевого напыления.

Все вышеизложенное существенно снижает ресурс безопасной эксплуатации трубопроводов и требует принятия превентивных мер, снижающих степень риска возникновения аварийных ситуаций. Одним из наиболее эффективных методов снижения аварийности промысловых трубопроводов является ингибиторная защита. Однако, как показал проведенный анализ, эффективность применяемых в ОАО «ЮНГ» ингибиторов коррозии недостаточно высока. По мнению автора, это связано с отсутствием мероприятий по экономически и научно обоснованному выбору реагентов с учетом их свойств, состава и гидродинамических параметров транспортирования промысловых сред.

Для снижения отрицательного воздействия промысловых сред и технологических жидкостей рекомендована научно обоснованная ингибиторная защита труб без противокоррозионного покрытия и с внутренним противокоррозионным покрытием.

При отсутствии внутреннего покрытия необходим обоснованный подбор ингибиторов коррозии с учетом их адсорбционной устойчивости на поверхности металла трубы для защиты ее от гидроабразивно-коррозионномеханического разрушения. Кроме того, в этих же целях дополнительно рекомендованы периодическая очистка полости трубопроводов, транспортирующих низкообводненную продукцию, например, с использованием гелевых пробок и бактерицидная обработка применяемых жидкостей глушения.

При наличии покрытия, для снижения нецелевого расхода, ингибитор должен преимущественно адсорбироваться на внутренней поверхности стыкового сварного соединения с минимальной адсорбцией на поверхности покрытия.

Во второй главе диссертационной работы представлены результаты лабораторных и натурных исследований ингибиторов коррозии.

Для оценки адсорбционных свойств ингибиторов коррозии использовался адаптированный к исследованию процессов адсорбции органических веществ на плоских поверхностях твердых тел метод электрокинетического потенциала (Патент РФ №2209416). Метод основан на представлении о формировании на поверхности любой природы, при контакте с электролитом, молекулярного комплекса, состоящего из гидратированных ионов – ионно-гидратного слоя (ИГС). В процессе адсорбции на поверхности поверхностно-активных молекул ингибитора происходит полное или частичное разрушение ИГС и вытеснение ионно-гидратных комплексов молекулами реагента в раствор. Критерием сравнения адсорбционной устойчивости ингибиторов является количество десорбировавшегося под действием потока электролита реагента, которое пропорционально увеличению молекулярной емкости ИГС.

Молекулярная емкость ИГС пропорциональна значению электрокинетического потенциала, определяемого расчетным путем с использованием замеренных значений потенциала течения в процессе адсорбции и десорбции исследованных реагентов на специально сконструированной проточной ячейке.

Эксперименты проводились на поверхности стали 20 и антикоррозионного покрытия «Amerkoat» для ряда промышленно выпускаемых ингибиторов коррозии.

Сравнение адсорбционных свойств ингибиторов позволило определить ингибиторы, наиболее устойчивые в условиях гидроабразивно-коррозионномеханического износа и, наоборот, минимально адсорбирующиеся на поверхности покрытия «Amerkoat».

На рисунках 3 и 4 в качестве примера представлены кривые изменения емкости ИГС в процессе адсорбции – десорбции ингибитора коррозии Корексит SXT 002 на поверхности углеродистой стали и покрытия «Amerkoat». Восстановление молекулярной емкости ИГС при прекращении подачи реагента в ячейку соответствует доле десорбировавшегося реагента, что характеризует его адсорбционную устойчивость. Результаты проведенных исследований представлены в таблице 1.

Адсорбционная устойчивость исследованных реагентов на поверхности металла растет в ряду (при температуре 20 0С):

Servo-497 < СНПХ-1004р < И-21ДМ < Азол CI-130 < Союз 2000 < Сонкор9701 < Корексит SXT 002.

А на поверхности покрытия убывает в ряду:

Корексит SXT 002 > Союз 2000 > Сонкор-9701 > Азол CI-130 > СНПХ1004р > И-21ДМ > Servo-497.

Реагенты с наибольшей адсорбционной устойчивостью на металлической поверхности следует применять для защиты участков трубопроводов без защитного покрытия, транспортирующих продукцию со значительными скоростями потока и высоким содержанием механических примесей, т.е. в условиях, способствующих разрушению «пленки» ингибиторов на поверхности металла.

Реагенты Азол CI-130, СНПХ-1004р, И-21ДМ и Servo-497 можно рекомендовать для защиты трубопроводов с поврежденным внутренним антикоррозионным покрытием, а также для защиты внутренних сварных соединений.

20о С 20 0С 30 оС 30 0С 40 0С 40 оС разрушение ИГС частичное восстановление ИГС (дозирование реагента) (модель пластовой воды) образование ИГС (модель пластовой воды) Время, ч Рисунок 3 - Изменение емкости ИГС в процессе адсорбции и десорбции реагента Корексит SXT 002 на поверхности углеродистой стали частичное восстановление 2.ИГС 20 0С 20о С (модель пластовой воды) 30 оС 30 0С 40 оС 40 0С 1.разрушение ИГС (дозирование реагента) образование ИГС (модель 0.пластовой воды) Время, чРисунок 4 - Изменение емкости ИГС в процессе адсорбции и десорбции реагента Коррексит SXT 002 на поверхности покрытия -n/N А ·10 M -n/N А ·10 M Таблица 1 – Адсорбционные свойства ингибиторов коррозии Доля десорбировавшегося реагента, Поверхность Реагент % 20 0С 30 0С 40 0С Корексит SXT 002 4,92 7,62 10,Союз 2000 6,52 8,26 10,Азол CI-130 7,13 9,76 10,Поверхность СНПХ-1004р 9,47 10,52 10,стали Servo-497 10,21 13,09 15,И-21ДМ 7,50 9,33 12,Сонкор-9701 5,90 7,40 9,Корексит SXT 002 72,45 77,04 85,Союз 2000 74,85 80,10 87,Азол CI-130 79,04 85,71 87,Покрытие 82,63 88,77 89,СНПХ-1004р Amercoat Servo-497 88,62 90,81 92,И-21ДМ 86,22 87,75 88,Сонкор-9701 75,44 83,67 86,В диссертации была сделана попытка выбора ингибитора одинаково эффективного для защиты металла трубопроводов без защитного покрытия и металла сварного соединения трубопроводов с защитным покрытием. Из исследованных реагентов поставленной задаче наиболее соответствует Азол CI-130, обладающий достаточно высокой адсорбционной устойчивостью на металлической поверхности и низкой на поверхности антикоррозионого покрытия.

Поскольку основной причиной снижения ресурса промысловых трубопроводов является внутренняя коррозия, снижение скорости развития коррозионных дефектов при научно обоснованном применении ингибиторов приведет к повышению срока безаварийной эксплуатации пропорционально значению их защитного эффекта.

На основе результатов проведенных лабораторных исследований наиболее эффективные ингибиторы коррозии из представленных выше рядов были испытаны в реальных промысловых средах. Скорость коррозии определялась по потере массы образцов из стали 20 в ингибируемой и контрольной средах в специальных проточных ячейках. При этом защитный эффект всех исследованных реагентов, кроме И-21ДМ, Servo 497 и Союза 2000, в промысловых условиях превышает значение 80 %, при дозировках от 25 до 30 г/т. Кроме того, дополнительно исследовался ряд других ингибиторов, из которых Азимут-14Б, ИНК1, ИНК-2 и СНПХ 6301 показали аналогичные результаты.

Для снижения отрицательного влияния на коррозионную стойкость нефтепромыслового оборудования жидкостей глушения определены наиболее эффективные для этих сред ингибиторы коррозии. На основе проведенных исследований, с учетом значительного отрицательного влияния микробиологического фактора в диссертации, в этих целях, рекомендованы реагенты комплексного действия (ингибиторы коррозии-бактерициды), например СНПХ-1004р, в дозировке 100 г на тонну жидкости глушения, полностью подавляющий планктонные культуры СВБ и обеспечивающий защитный противокоррозионный эффект 82 %.

В третьей главе рассматриваются вопросы оптимизации затрат на мероприятия по снижению аварийности нефтепромысловых трубопроводов.

В современных экономических условиях финансовые и материальные средства предприятий ограничены, что предопределяет обоснованность распределения средств, расходуемых для снижения аварийности, в первую очередь, на участках с максимальными рисками аварий. В связи с удаленностью промысловых объектов Западной Сибири от населенных пунктов и, как следствие, низкой вероятностью катастрофических экологических последствий при авариях трубопроводов, возможна количественная оценка рисков аварий трубопроводов в денежном выражении как произведение вероятности аварии и ожидаемого экономического ущерба.

В связи с этим были разработаны методики оценки экономического ущерба от аварий нефтепромысловых трубопроводов и экономической эффективности ингибиторной защиты.

Установлена большая доля косвенного ущерба от недодобычи нефти, затрат на сбор разлитой нефти и рекультивацию загрязненных земель, соизмеримая с затратами на капитальные ремонты трубопроводов.

Для расчета экономической эффективности ингибиторной защиты были введены два коэффициента: КРЕМ - коэффициент, учитывающий увеличение срока межремонтного периода трубопровода при внедрении ингибиторной защиты, и коэффициент КЭФ, учитывающий снижение количества порывов на участке трубопровода при использовании ингибиторной защиты (показывает реальную эффективность ингибиторной защиты).

Значения коэффициентов получены на основе анализа данных по аварийности нефтепромысловых трубопроводов ОАО «ЮНГ» и составляют: КРЕМ 0,018 – 0,022 (в среднем 0,02), значение КЭФ зависит от срока эксплуатации участка трубопровода и находится в пределах от 0,4 до 0,8 (рисунок 5).

Расчет проводится по формуле,(1) Э = СКПР КРЕМ + СПОРср nбз Кэф - СЗ где Э – среднегодовой экономический эффект; СКПР – затраты, связанные с проведением последнего капитального ремонта участка трубопровода, приведенные к расчетному году; СПОРср – среднегодовое значение затрат, связанных с ликвидацией одного порыва и его последствий; nбз –количество порывов на участке трубопровода в расчетном году.

1.8 0.1.6 0.1.4 0.1.2 0.1 0.Незащищенные направления Защищенные направления 0.8 0.Коэффициент эффективности 0.6 0.0.4 0.0.2 0.0 0 5 10 15 Срок эксплуатации, лет Рисунок 5 - Зависимость частоты порывов и эффективности ингибиторной защиты от срока эксплуатации нефтесборных коллекторов Анализ данных аварийности, паспортизации трубопроводов, химического состава перекачиваемой продукции и литературных данных показал, что наибольшее влияние на уровень аварийности оказывают следующие факторы: конКоэффициент эффективности Удельная частота аварий, шт./( км * год ) центрация бикарбонат- и хлор-ионов, скорость течения газоводонефтяной эмульсии, среднее давление в трубопроводе, обводненность нефти и срок эксплуатации трубопровода.

Были определены зависимости удельной частоты аварий на участках нефтепроводов как функции от вышеперечисленных факторов без учета их взаимного влияния. Полученные выражения описываются экспоненциальными уравнениями вида ЧПi=Аi·ехр(Вi·Зi), (2) где Аi, Вi – коэффициенты (см. таблицу 2), Зi – значение i-го фактора.

Затем, на основе данных об аварийности, была найдена вероятность аварии на различных участках трубопровода как функция от значения безразмерного параметра К, равного сумме зависимостей частот порывов от рассматриваемых факторов:

В =0,0362· ЧПi + 0,0098 = 0,0362·К + 0,0098. (3) Таблица 2 – Значение коэффициентов Аi и Вi Фактор Аi Вi концентрация НСО3-,мг/л 0,0180 0,концентрация Cl-, мг/л 0,0101 0,скорость течения, м/с 0,1861 -0,давление, МПа 0,1019 0,обводненность, % 0,0107 0,срок эксплуатации, год 0,0890 0,Из рисунка 6 виден монотонный рост вероятности аварии при увеличении расчетного параметра К. Причем вероятность аварии может достигать значения 0,6. Это значит, что на шести из десяти участков со значением параметра К, лежащего в пределах 1,7 – 1,8, возможна авария по причине коррозии. В таблице 3 показано принятое автором распределение опасности аварии в зависимости от ее вероятности.

Проведенные в работе расчеты (таблица 4) показывают большую опасность коррозионных отказов на территории НГДУ «МН» по сравнению с «МсН». Это связано с меньшей агрессивностью перекачиваемой по нефтепроводам НГДУ «МсН» продукции и более низким средним сроком эксплуатации трубопроводов. Результаты расчетов подтверждает информация по аварийности: удельная частота порывов промысловых нефтепроводов в НГДУ «МсН» и «МН» в 2000 году составила соответственно 0,134 и 0,294 шт./(кмгод).

Pages:     | 1 || 3 |






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