часть из работы
0,921,1е-61,2е-6 0,93
! Морская вода с
H2S+(-850 мВ, МСЭ) -1,4е-5 6,3е-6 0,94 5,9е-6 2.3е-6 0,92
Морская вода с H2S+(-1100mB, МСЭ) -1,5е-5 6,1е-6 0,95 7,3е-6 2,3е-6 0,96
4.2. Расчет остаточного ресурса нефтесборных трубопроводов
На основании полученных данных был определен остаточный ресурс нефтесборных трубопроводов. Результаты расчетов приведены на рис. 4.8 - 4.10.
5000 4000-1
N_cyc!e3000 2000-1
о
\.
\
\
X.
-j—;—i—i—i—:—i—r
0.003 0.004' 0.005 0.006 0.007 0.008 I m
Рис. 4.8. Зависимость количества циклов от глубины трещины, среда 3% NaCl
К
М_сус1е200о
\
"ч
0.001 0.003 0.004 0.005 0.006 0.007 0.008
I m
Рис. 4.9. Зависимость количества циклов от глубины трещины, среда 3% NaCl+l%HCl
л.
8500 8000 j7500 N_cycle70Q0.6500-6000-5500-
V
200 220240 260
P МПа
28C
Ю0
Рис. 4.10. Зависимость количества циклов от напряжения, среда 3% NaCl
6000^5500- \ \ 'у
N cycle '. 5000-4500: Ч X ¦¦•-. V..
4000- -.---------1—¦---------1— 4------¦------1.....------Г"""4------•------'------- 1 ' ' ¦------¦------¦------1200 220240 260
Р МПа
Рис. 4.11. Зависимость количества циклов от напряжения, среда 3% NaCl+l%HCl
w sooo-j
g 6000-
В 4000-0 2000
J 0.001 t? 0,00
Рис. 4.12. Зависимость количества циклов до разрушения от напряжения и от глубины трещины, среда 3% NaCl
6000-5000-4000^3000-2000:10Q0i
J U04
ь. 0.006'
7_"yz$^' 280 .^3V^
Рис. 4.13. Зависимость количества циклов до разрушения от напряжения и от глубины трещины, среда 3% NaCl+l%HCl
Результаты проведенных исследований легли в основу «Методики расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудования систем сбора и распределения нефти и природного газа, эксплуатирующегося в условиях механохими-ческих воздействий», приведенной ниже.
Выводы по главе 4
1. Установлено, что циклическое воздействие существенно влияет на долговечность нефтесборных трубопроводов;2. Определены параметры циклической трещиностойкости трубной стали в условиях, моделирующих добычу нефти;3. Рассчитан остаточный ресурс нефтепровода, эксплуатирующегося в условиях добычи нефти:4. Результаты проведенных исследований легли в основу «Методики расчета остаточного ресурса трубопроводов и оборудования систем сбора и распределения нефти и природного газа, эксплуатирующегося в условиях механохимических воздействий».5. Разработка методов и средств предотвращения канавочного разрушения нефтесборных трубопроводов
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 мероприятий в условиях расслоенного режима течения добываемой жидкости. Исходя из анализа имеющихся данных, можно утверждать, что радикальный метод борьбы с рассматриваемым явлением - переход от расслоенного режима течения к турбулентному.
Это связано, в первую очередь, с малой эффективностью используемых в настоящее время мероприятий в условиях расслоенного режима течения добываемой жидкости. Исходя из анализа имеющихся данных радикальным методом борьбы с рассматриваемым явлением является переход от расслоенного режима течения к турбулентному. Однако, исходя из анализа промысловых данных, приведенных во второй главе, отказы равновероятны на спусках подъемах и горизонтальных участках трубопроводов. Поэтому, технологическими методами не удается предотвратить разрушения нефтесборных трубопроводов. Для решения этой задачи в диссертации предлагается использования устройство для защиты от коррозии в виде диспергатора, установленного в нефтесборный трубопровод. На данное техническое решение получен патент России. Известен способ защиты от коррозии трубопроводов, включающий преобразователь потока в эмульсию путем изменения гидродинамических характеристик потока. Однако, как показано в первой главе, устройство подобного типа не в состоянии обеспечить путем создания стабильной эмульсии. В работе предлагается использовать установленные вдоль нефтепровода датчики контроля поляризационного сопротивления и установленные последовательно на нефтепроводе на входе участка, подверженного коррозии, средство расслоения рабочей среды на
нефть и воду и соосный нефтепроводу диспергатор с проходным сечением, управляемым поляризационным сопротивлением с помощью предлагаемого устройства подстройки необходимой защиты. Диспергатор образован соосно установленным в нефтепроводе конфузором и двумя симметрично встроенными в конфузор цилиндрическими камерами, оси которых перпендикулярны оси конфузора. причем цилиндрические камеры разделяют конфузор на входной канал диспергатора и начальный участок выходного канала, продолжением которого является диффузор, а во входном канале диспергатора соосно встроен вершиной по потоку с возможностью перемещения по оси конический рассекатель. имеющий равные с конфузором углы конусности, причем цилиндрические камеры дополнительно сообщены с источниками подачи газа. Технический результат состоит в увеличении интенсивности акустических колебаний, в увеличении мощности излучения и в увеличении эффективности защиты от коррозии.
На рис. 5.1 показана схема расположения диспергатора в нефтепроводе.
На рис.5.2 приведено поперечное сечение нефтепровода с установленным в нем диспергатором.
Рис. 5.1. 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 - рассекатель; 8 - источник подачи газа; 9 - устройство расслоения рабочей среды на нефть и воду
¦ ¦ ¦ ш
Рис. 5.2. Продольное сечение нефтепровода с установленным в нем дисперга-тором
Устройство содержит нефтепровод 1, вдоль которого установлены датчики 2 контроля поляризационного сопротивления. Диспергатор 3 образован соосно установленным в нефтепроводе конфузором 4 и двумя симметрично встроенными в конфузор 4 цилиндрическими камерами 5, оси которых перпендикулярны оси конфузора 4. Цилиндрические камеры 5,разделяют конфузор 4 на входной канал 4 и начальный участок 4 выходного канала. Продолжением конфу-зорного участка 411 выходного канала служит диффузор 6. Во входной канал 41 диспергатора 3 соосно встроен с возможностью перемещения по оси конический рассекатель 7. Цилиндрические камеры 5 дополнительно сообщены с источником подачей газа 8.
На входе участка нефтепровода, подверженного коррозии, установлено средство расслоения 9 рабочей среды на нефть и воду. Устройство работает следующим образом.
По показаниям датчиков 2 контроля поляризационного сопротивления, которые установлены вдоль нефтепровода 1, определяют участки нефтепровода, подверженные локальной коррозии, на входе которых на нефтепроводе устанавливают диспергатор 3.
В зависимости от значения поляризационного сопротивления, контролируемого датчиками 2, конический рассекатель 7 , установленный во входном канале 41 конфузора 4 диспергатора 3 вершиной по потоку, принудительно перемещают и устанавливают в соответствующее положение. При этом плавно
устройства в лабораторных условиях. Для этого был изготовлен диспергатор, изображенный на рис. 5.1 и проведены лабораторные исследования.
Рис. 5.1. Экспериментальный образец диспергатора
Проведенными лабораторными исследованиями показано, что эффект гомогенизации 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. Указанное устройство может быть включено в действующий нефтепровод.
Как было отмечено выше, по мере увеличения времени разработки месторождения нефти добываемая продукция становится все более обводненной, в связи с чем повышается ее коррозионная активность. Сказанное, в определенной степени, объясняет возрастающую частоту порывов нефтепроводов за анализируемый период и, как следствие, загрязнение почвы и водоемов сырой нефтью. Для снижения времени ликвидации последствия нарушения герметичности 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.
Известно, что от герметичности запорной арматуры во многом зависит надежность функционирования многих технических систем. Это, в первую очередь, относится к трубопроводным системам транспорта углеводородов. В газовой промышленности данный вопрос стоит наиболее остро в связи с эрозионным износом рабочей поверхности шаровых кранов. Для решения этой задачи нами предлагается применение герметика ГЗА - 1 на основе кремнийорганиче-ских и минеральных жидкостей. Герметик нетоксичен, взрывобезопасен. По своим свойствам соответствует аналогам зарубежных фирм. В 2001 г. он прошел успешные промышленные испытания по герметизации запорной арматуры ООО «Тюментрансгаз» и «Баштрансгаз».
С целью определения эксплуатационных характеристик герметика был проведен комплекс физико-химических и коррозионных исследований, включающий изучение сорбционных свойств герметика, его способности защитить металл в присутствии коррозионных сред, кинетику старения при повышенной и нормальной температуре. Исследования проводили с использованием двух-электродной ячейки с платиновым вспомогательным электродом. При этом использовались две методики: измерения проводили как на постоянном токе с измерением переходного сопротивления; с помощью двухчастотного метода определения поляризационного сопротивления. Для сравнения аналогичный комплекс испытаний был проведен для герметиков, выпускаемых промышленностью ряда стран.
В результате проведенных исследований установлено, что по исследованным параметрам герметик не уступает образцам зарубежных фирм.
ПОДОБНЫЕ ТЕМЫ