Технологические основы обеспечения надежности нефтепромысловых трубопроводов Самотлорского месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.09, кандидат технических наук в форме науч. докл. Мухин, Михаил Юрьевич

• Мухин, Михаил Юрьевич
• кандидат технических наук в форме науч. докл.
• 2001

Оглавление диссертации кандидат технических наук в форме науч. докл. Мухин, Михаил Юрьевич

Актуальность проблемы. Постоянно возрастающие потребности в энергоносителях вынуждают интенсифицировать добычу нефти и газа, что связано с освоением нефтегазовых месторождений в северных регионах Западной Сибири. Это вызывает необходимость строительства промысловых и магистральных трубопроводов в суровых климатических и природно-геологических условиях, в частности, выполнение сварочно-монтажных работ возможно преимущественно зимой при низких температурах воздуха (до -50 °С). Трубопроводы, применяемые для добычи и транспортировки нефти и газа, находятся в постоянном контакте с коррозионно-агрессивными продуктами, их разрушение сопровождается крупными материальными и санитарно-экологическими последствиями.

Как показывает практика, в значительной мере срок службы трубопроводов определяется коррозионной стойкостью и трещиностойкостью трубных сталей и их сварных соединений. Поскольку основу трубопроводного строительства составляют сварочно-монтажные и изоляционные работы, в значительной мере определяющие технологическую прочность и эксплуатационную надежность сооружаемых объектов, то в реальных трубопроводных конструкциях появление трещины наиболее часто обусловлено либо наличием некачественных сварных соединений, трубных сталей, изоляционных материалов, либо ненадежной антикоррозионной защитой. Поэтому к качеству технологии сварки и изоляции при строительстве таких объектов предъявляются высокие требования. Отсутствие научно обоснованных критериев оценки и выбора вариантов сварки при отрицательных температурах затрудняет разработку оптимальной технологии, обеспечивающей высокую технологическую прочность сварных соединений и минимальное отрицательное воздействие термического цикла сварки на металл труб, что ведет к значительному удорожанию монтажа трубопроводов за счет осуществления дополнительных мероприятий (предварительного и последующего нагрева, теплоизоляции монтажных стыков и др.).

Решение научно-технической проблемы, направленной на разработку высокоэффективных ресурсосберегающих технологических процессов и материалов изготовления промысловых трубопроводов и методов повышения их надежности м эксплуатационной долговечности, имеющей важное народнохозяйственное значение, представляет собой актуальную задачу.

Целью настоящей диссертации является разработка технологических методов повышения надежности промысловых трубопроводов, эксплуатируемых в условиях Самотлорского нефтяного месторождения, на основе решения важных научно-практических задач:

Исследование причин и установление механизма локальной коррозии сварных нефтепроводов;

Разработка научно обоснованных практических рекомендаций повышения коррозионной трещиностойкости трубных сталей и их сварных соединений, а также технологической прочности промысловых трубопроводов;

-Разработка новых марок сталей для изготовления промысловых труб, проведение испытаний их хладостойких и коррозионных свойств, организация их опытно-промышленной проверки в условиях Самотлорского месторождения.

Научная новизна:

1. Разработаны научно обоснованные практические рекомендации для повышения: а) коррозионной стойкости и трещиностойкости промысловых трубопроводов, предназначенных для эксплуатации в коррозионно-активных средах; б) технологической прочности промысловых сварных трубопроводов;

2. Разработана математическая модель сопротивления нефтегазопроводов образованию трещин, вызванных статической водородной усталостью, которая позволяет прогнозировать повышение надежности и работоспособности проектируемых и строящихся трубопроводных конструкций.

3. Установлен механизм локальной (питгинговой) коррозии промысловых нефтепроводов, позволяющий разработать технологические методы повышения их антикоррозионной защиты.

Практическая ценность. Результаты исследований и предложенные решения послужили научной основой создания эффективных технологических процессов монтажа трубопроводов и разработки химических составов прогрессивных сталей для изготовления труб, характеризующихся высокими хладостойкими и антикоррозионными свойствами, и эксплуатируемых в суровых климатических и природно-геологических условиях Западной Сибири и работающих с коррозионно-активными продуктами, в частности, разработаны новые марки углеродистой (сталь 20А) и низколегированной (08ХМЧА) сталей для изготовления промысловых труб с повышенными коррозионными и хладостойкими характеристиками, которые успешно прошли опытно-промышленные испытания на нефтяных промыслах ОАО «Нижневартовскнефтегаз» и рекомендованы для внедрения в производство; организован их опытно-промышленный выпуск на металлургических и трубопрокатных заводах.

Рекомендации по оптимизации химического состава трубных сталей повышенной коррозионной стойкости и трещиностойкости используются в металлургических и технологических отделах заводов-изготовителей трубного проката: Синарский трубный, Челябинский трубопрокатный, Северный трубный, Волжский трубный и Выксунский трубный заводы, Таганрогский металлургический завод.

Рекомендации автора внедрены в отраслевые нормативные документы, используемые НижневартовскНИПИнефть при проектировании промышленных баз и нефтяных объектов, в частности, кустовых и дожимных насосных станций (КНС, ДНС), пунктов подготовки нефти (ППН), нефтесборных сетей и др. при обустройстве и реконструкции Самотлорского месторождения.

Апробация работы. Основные научные результаты диссертационной работы доведены до сведения научной общественности и инженерно-технических работников, полно и своевременно опубликованы в изданиях, признаваемых Высшим аттестационным комитетом. По материалам диссертации, издано 3 монографии, опубликовано 18 работ, из них одно авторское свидетельство на изобретение.

Основные положения и результаты диссертационной работы были доложены на международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» в г. Тюмени, 1996 г.; региональной научно-технической конференции «Новые материалы и технологии в машиностроении» в г. Тюмени, 1997 г.; 1-ой международной научно-технической конференции «Безопасность транспортных систем» в г. Самаре, 1998 г.; техническом совете НижневартовскНИПИнефть (1997; 1999 г.г.); научно-техническом семинаре «Повышение надежности нефтесборных сетей» в г. Нижневартовске, 1999; 2001 г.г.; на научно-технической конференции сварщиков Урала в г. Нижний Тагил, 2001г.; на техническом семинаре кафедры «Общетехнических дисциплин» (Нижневартовский филиал ТюмГНГУ, июнь 2001 г.).

Автор выражает благодарность доктору технических наук В.Д. Макаренко, профессорам, докторам технических наук С .Я. Кушниру, Н.А. Малютину, оказавшим большую помощь в процессе исследований, при обобщении и обсуждении полученных результатов и оформлении диссертационной работы.

Основное содержание работы 1.Проблема надежности промысловых трубопроводов Самотлорского месторождения (анализ аварийности, причин разрушений и оценка надежности промысловых трубопроводов)

Проблема эксплуатационной надежности промысловых трубопроводов, в состав которых входят напорные нефтепроводы, нефтесборные сети, водоводы низкого и высокого давления, газопроводы, сложная многоплановая и в настоящее время не имеет окончательного теоретического, методологического и технического выражения, а сами трубопроводные системы являются технически сложными, металлоемкими и дорогостоящими конструкциями.

Одним из основных направлений исследования в области конструктивной прочности трубопроводов следует считать проблему прогнозирования их эксплутационной надежности, которая сводится, по существу, к двум задачам: к определению уровня эксплуатационной надежности трубопровода по результатам статистического контроля его качества в процессе строительства и к определению по заданному уровню эксплуатационной надежности требуемого качества исходных материалов (труб, сварочных и изоляционных

I 'JV- t.U

ГОСУГАг ОТгШШ! • v ; .* ■ • ' г: V" v * материалов и т.д.), проектных решений^' строительно-монтажных работ и соблюдение регламентируемых норм эксплуатации.

Как показывает анализ состояния основного фонда транспортной системы нефти Самотлорского месторождения, одной из основных проблем трубопроводного транспорта является его физический и моральный износ. Решение этой важной практической проблемы сопряжено с огромными капиталовложениями и, по нашему мнению, в ближайшие годы невыполнимо. Поэтому в этих условиях повышается роль своевременного капитального ремонта с заменой отдельных участков трубопроводной сети, особенно эксплуатируемых в наиболее коррозионно-агрессивных зонах Самотлорского месторождения, на трубы с повышенными хладостойкими и коррозионными характеристиками для поддержания уровня эксплуатационной надежности трубопроводной системы в целом.

Анализ причин разрушений трубопроводов, приведенных в отечественных и зарубежных источниках, а также данные аварийности трубопроводов, эксплуатируемых на объектах ОАО «Тюменская нефтяная компания», основные из которых находятся на Самотлорском месторождении, позволил автору настоящего исследования предложить следующую классификацию причин аварийных разрушений (рис. 1).

Данная схема получена на основании диагностирования и ремонтов более 500 аварийно-разрушенных участков трубопроводов (анализ проводился в течение 1985.2000г.г.) с участием автора.

Некачественный контроль качества строительно-монтажных работ

Основные причины разрушения трубопроводов

Стихийные бедствия (ураганы, гроза)

Заводские дефекты

Шлаковые включения

Дефекты монтажа

Несоблюдение проектного размера

Использование некачественных электродов

Монтажные несовершенства (вмятины, выпучины, несоосность)

Нарушение правил технической эксплуатации

Нарушение технологии производства

Нарушение сроков технических осмотров

Нарушение требований Гостехнадзора

Объективные факторы

Влияние низких температур

Рис. 1. Классификация причин разрушения промысловых трубопроводов.

Протяженность трубопроводов в ОАО «Нижневартовскнефтегаз» представлена в табл. 1, причем действующие трубопроводные системы нефтесбора составляют 2231,7 км. Для оценки аварийности трубопроводов принят показатель - удельная частота порывов (шт./км год).

Как видно из табл. 1, средняя удельная частота порывов в ОАО «ННГ» по всей протяженности трубопроводов системы нефтесбора составляет 0,793 шт/км.год.

В дочерних обществах ОАО «ННГ» диапазон изменения удельной частоты порывов составляет от 0,630 (ОДАО «Нижневартовскнефть») до 0,930 шт/км.год (ОДАО «Приобьнефть»).

Основной причиной аварийности трубопроводов Самотлорского месторождения является локальная (питгинговая) коррозия стенок трубы и сварного соединения, вызванная высокой обводненностью нефтяных пластов (в среднем 91.95%).

Для защиты от бактериальной коррозии на Самотлорском месторождении начали применять трубы с эпоксидным покрытием, что отразилось на изменении аварийности нефтесборных коллекторов. Так, внедрение труб с внутренним покрытием позволило снизить аварийность нефтесборных коллекторов в 2-4 раза в зависимости от объема замененных стальных труб. Снижение аварийности благоприятно отразилось и на потере в добыче нефти, которая уменьшилась почти в 10 раз.

Протяженность и аварийность действующих трубопроводов системы нефтесбора ОАО «Нижневартовскнефтегаз»

Показатель Дочерние общества ННГ

СН НВН ПН БН

1 Общая протяженность труб, км 433,8 540,2 690,5 517,2 2231,

2 Удельная частота порывов, шт/км.год 0,809 0,630 0.930 0.766 0.

2, Протяженность труб с покрытием, в том числе без протектора 36.3 108,7 22,0 24.1 10.9 3,5 65,0 16,5 232,0 55,

4 Аварийность труб с внутренним покрытием (шт.) за время эксплуатации 0992-2000 г. г. )

5 "Удельная частота порывов труб с внутренним покрытием, - общая - с протектором 0,056 0,107 1,058 0,164 0,115 1,257 0,274 0,360 0,233 0, б Пр отяженность (км) труб с увеличенной (9-20 мм) толщиной стенки и их доля (%) в общ ем объеме 320,4/66.2 Н.Д. 294.3/42.6 239.7/46,3 854,4*/38,

7 Протяженность труб с повышенными коррозионными свойствами, км, в том числе с толщиной стенки >8 мм 15,9 12,6 7,0 15,5 12,6 7,5 20,2 18,4 55,7 54,

Примечание: 1. Данные без учета ОДАО «Нижневартовскнефть» (*).

2. Обозначения: СН - «Самотлорнефть», НВН -«Нижневартовскнефть», ПН - «Приобьнефть», БН - «Белозернефть», ННГ -«Нижневартовснефтегаз».

Внедрение труб с покрытием позволило частично предотвратить развитие процессов канавочной коррозии, приводящей, как известно, к многометровым разрывам труб большого диаметра и тяжелым экологическим последствиям, а также локальной (питтинговой) коррозии.

Другой фактор снижения аварийности - ввод в эксплуатацию труб диаметром 114 - 273 мм с повышенной толщиной стенки, доля которых в общем объеме нефтесборных сетей Самотлорского месторождения составляет 30,5%.

Однако, не только внедрение труб с внутренним покрытием и увеличенной толщиной стенки радикально влияет на уменьшение аварийности. Последнее возможно и путем изменения способа добычи продукции - в частности переводом скважин газлифтного фонда на механизированную добычу нефти. Так, смена способа добычи продукции за период 1997. .2000 г.г. позволила резко снизить (в 4 раза) количество порывов.

На основании анализа фактических данных, определен предполагаемый безаварийный срок эксплуатации трубопроводов системы нефтесбора, изготовленных из стальных труб, в зависимости от их коррозионной стойкости (табл. 2).

Из табл. 2 видно, что срок эксплуатации труб обычного исполнения в зависимости от толщины стенки составляет:

- при перекачке продукции газлифтных кустов - 2. 5 лет;

Срок эксплуатации (лет) трубопроводов системы нефтесбора

Способ добычи Трубы из углеродистой стали

Обычного исполнения с толщиной стенки, мм С повышенными антикоррозионными свойствами с толщиной стенки, мм до 8 9-14 16-20 до 8 9

Газлифтный 2 3.4 4.5 10 10.

Механизированный 3 4.5 5 .6 7.10 9.

- при перекачке продукции кустов, оборудованных насосами, - 3. .6 лет.

При использовании труб с повышенными антикоррозионными свойствами, срок эксплуатации увеличился в 2.2,5 раза (газлифт) и 3,.3,5 раза (механизированная добыча).

Однако, применение стальных труб с различной толщиной стенки в отсутствии активных методов борьбы с коррозией (ингибиторы, очистка труб, оптимизация потоков, внутри трубная диагностика) не обеспечивает нормативный срок эксплуатации трубопровода, составляющего согласно РД 39-132-94 для районов Западной Сибири 10 лет.

Таким образом, причины аварийных ситуаций на промысловых трубопроводах за последние 15 лет в ОАО «Нижневартовскнефтегаз» и его дочерних предприятий установлены, поэтому принципиально важное значение имеют теоретические исследования по этой проблеме и научная обоснованность принимаемых технических решений.

Для трубопроводов, эксплуатируемых на Самотлорском месторождении, причины аварий и отказов сравнительно стабильны и адекватны причинам аварий магистральных нефтепроводов Западной Сибири.

Это подтверждается диаграммами анализа статистических данных причин аварий и отказов промысловых (рис. 2) и магистральных (рис. 3) нефтепроводов. Анализ диаграмм свидетельствует также, что аварийность их по причине низкой коррозионной стойкости колеблется для нефтяных месторождений Западнорк.Сибири в пределах 30.60% от общего числа ^ .' ' 'V отказов.

Многолетние наблюдения показывают, что на работоспособность и надежность промысловых трубопроводов из стали повышенной и высокой прочности, особенно при эксплуатации в условиях низких температур (до -60 °С), оказывают холодные трещины, образующиеся, как правило, в околошовной зоне сварных соединений. При сварке таких трубных сталей вероятность возникновения холодных трещин появляется, если скорость охлаждения W5006002;12. .30 °С/с и более, что характерно для ручной дуговой сварки покрытыми электродами в условиях низких температур воздуха. При этом холодные трещины наблюдаются, несмотря на отсутствие закалочных структур в сварных соединениях.

Рис.2. Причины отказов и аварий промысловых трубопроводов Самотлорского месторождения:

1 - воздействие коррозионных процессов

2 - брак строительно-монтажных работ

3 - нарушение нормативного регламента эксплуатации

4 - наличие заводского дефекта

Рис.3. Причины отказов и аварий магистральных нефтепроводов Западной Сибири:

1 — наружная и внутренняя коррозия

2 - разрушение сварных соединений

3 - повреждение от внешних воздействий

4 - заводской брак производства труб

5 - нарушение нормативного регламента эксплуатации

Таким образом, обобщение причин разрушений промысловых сварных трубопроводов позволило выделить главные из них - низкая коррозионная стойкость материала труб при контакте с коррозионно-активными продуктами и образование холодных трещин в зоне термического влияния сварного соединения в связи с повышенной склонностью ее к хрупкому разрушению при отрицательных температурах окружающей среды (до -60 °С).

Для реализации на практике организационно-технических мероприятий повышения надежности промысловых трубопроводов, необходимо знание закономерностей и особенностей изменения трещиностойкости сварных соединений и основного металла промысловых трубопроводов в зависимости от основных технологических факторов системы транспорта продуктов, для чего требуется проведение дополнительных комплексных исследований.

2.Исследование коррозионной стойкости промысловых трубопроводов Самотлорского месторождения

Целью работы являлось исследование причин и обоснование механизма локальной коррозии углеродистых сталей в условиях сильного обводнения добываемого продукта.С помощью растрового электронного микроскопа «SEM-505» (фирма «Филипс», Нидерланды) на внутренней поверхности коррозионно-поврежденной трубы обнаруживаются локальные скопления неглубоких зародышевых язв. В процессе сканирования микрозондом на дне этих зародышей и на неповрежденной поверхности, непосредственно примыкающей к каньону, были зарегистрированы интенсивные линии серы (S а), тогда как в нижней области стенки питтинга (свища) и на стенке в месте выхода его на наружную поверхность сера или вовсе не обнаружена, или отмечаются линии очень малой интенсивности. Фазовый рентгеноструктурный анализ продуктов коррозии, присутствующих на исследуемых зонах каньона и свища, проводили в СОи - излучении. Режим съемки: V=28 кВ, J= 10 цА. Фазовый состав определяли методом сравнения значений межплоскостных расстояний с табличными значениями для элементов и соединений. Одновременно проводили качественный микрорентгеноспектральный анализ по длинам волн рентгеновского излучения с помощью Si - Li детектора «Link» (Великобритания).

Биологические отложения жизнедеятельности микробов фиксировались при 100. .200- кратном увеличении на оптическом микроскопе «ММ-6» фирмы «Leitz» (Германия).

Результаты измерений интенсивности спектральной линии серы и фазового состава продуктов коррозии приведены в табл. 3.

Детальный металлографический анализ геометрии дефектов показал, что на фотографиях в отраженном электронном пучке при увеличениях 150. .500 раз отчетливо видна сетка микротрещин, берущих начало у границы зародыша язвы и устремленных в глубь металла. Та же картина наблюдается и на границах сквозного выхода язвы (свища) на наружную поверхность трубы. Металлографические исследования показали, что распространяются микро'трещины в глубь металла преимущественно в направлении горизонтальной образующей трубы.

Таблица

Результаты измерения интенсивностей спектральной линии серы SKa и фазового состава продуктов коррозии

Зона анализа Степень Фазовый состав интенсивности,

ИмпПООс

Основание к бежевые стенки 278 FeS коррозионной язвы 282 CaCQj

291 FeCOj

286 Fe(OH)3; Fe(OH)

289 Биологическое отложение микробов

Внутренняя поверхность 2120 FeS, MnS стенки трубы у границы 2132 FeS04 х Н20; каньона 2141 Fe(SO<)s

2354 CaC03;

2137 MgC03; FeC

I Стенкаканьонау 203 Fe(OH) границы с внутренней 198 Fe(OH)j поверкномьютрубы и 189 FeS" начало стенки 182 Биологическое питтинга 214 отложение микробов

П Середина стенки 130 FeClj питтинга 142 Fed

102 Fe(OH)a

Нижняя область 64 СаСОз стенки питтинга 60 FeCOj

71 MgCO,

Ш Стенка свшца (место линии отсутствуют «FejOj выхода на наружную aFeOOH поверхность трубы) Fe30,

На наш взгляд, это можно объяснить, учитывая следующее обстоятельство.

Анализ микроструктуры показал, что балл зерна металла трубы вблизи локального коррозионного разрушения отвечает нормам углеродистой стали (анализировали образцы труб из стали ] 0 и 20).

Однако при механических испытаниях образцов, вырезанных в продольном и поперечном направлениях в местах без видимых следов общей и питтинговой коррозии, было установлено их аномальное поведение. Так, если диаграмма напряжение-деформация «продольного» образца отвечает нормам углеродистой стали (рис. 4), то для «поперечных» образцов на диаграмме отсутствует классическая «площадка» текучести, что является свидетельством изначально имеющихся в трубе нескомпенсированных поперечных напряжений. Поэтому зародившиеся у границы каньона или свища микротрещины получают дальнейшее развитие под действием поперечных напряжений вдоль образующей трубы. По-видимому, этот факт может являться одним из важных элементов протекания канавочной коррозии.

Данные химического анализа показывают, что в попутно-добываемой воде высоко содержание таких коррозионно-акгивных агентов, как С1" -ионы (временами до 11 г/л), агрессивные сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) и гетеротрофные бактерии (ГТБ) - 1,1*106-1,0*107 кл/см3 (ГТБ) и 1,8 * 102-1,5 * 105 кл/см3 (СВБ).

Рис.4. Диаграммы напряжение-деформация образцов поврежденных труб, вырезанных в продольном (а) и поперечном (б) направлениях в местах без видимых следов общей и питтинговой коррозии

Пробы жидкости с дожимных и кустовых насосных станций (ДНС и КНС), оборудования пунктов подготовки нефти (ППН), а также с нефтесборных сетей трубопроводов отбирали в стерильные стеклянные сосуды и сразу же анализировали на микробиологическую зараженность.

Высокий уровень зараженности ГТБ и СВБ связан с тем, что перекачиваясь со сточной водой взвешенные минеральные частицы с адсорбированными на них колониями бактерий попадают в сборные резервуары и оседают там, создавая донные отложения, которые вместе с отложениями очистных сооружений являются постоянным источником микробиологической зараженности нефтепромысловых вод, закачиваемых в систему ППД. Этому способствует слабая минерализация нефтепромысловых вод (8.9. 18.6 г/л), близкий к нейтральному рН водных сред (6.2.8.0), наличие в сточной воде растворимого кислорода (0.2-3.1 мг/л), поддерживающего жизнедеятельность аэробных углеводородокисляющих и тионовых бактерий, растворенного углекислого газа (10.50 мг/л), способствующего развитию автотрофных бактерий, сульфат-анионов (8.6. 12.5 мг/л), служащих питательной средой для СВБ, растворенных в воде легких углеводородов нефти - источника питания ГТБ, а также оптимальная для развития СВБ постоянная температура 20.40 °С.

В условиях транспорта обводненной нефти с попутным газом при расслоеной структуре потока бактерии СВБ и ГТБ вызывают развитие одного из самых опасных видов локальной коррозии - образование свищей, а также коррозионных порывов трубы по нижней образующей в виде ярко выраженной канавки или каньона (канаВочная коррозия).

ГГо нашему мнению, локальные коррозионные разрушения нефтесборных коллекторов на многих месторождениях Западной Сибири происходят рледующим образом. Присутствие серы и биологических Н. " отложений бактерий в продуктах коррозии, а также сам характер скопления зародышей колоний в сочетании с высоким содержанием СВБ в попутно добываемой воде дают основание утверждать, что начальной стадии локального коррозионного повреждения металла присущ биологический характер.

Биологический характер начальной стадии локального коррозионного разрушения (зона I, рис. 5) может протекать по двум вариантам: а) анаэробный процесс (отсутствие необходимого для окисления кислорода):

- + 202, (2.1) СВБ

2Н++ SO4 +4Н2 —> H2S+4H20, (2.2) б) в присутствии кислорода за счет энсргетико-ферментативной реакции:

S04~ + 4H2 0 + Se-> S2-+SOH" ; (2.3)

Как следует из результатов анализа продуктов коррозии, под осадками и отложениями даже при незначительном количестве кислорода (менее 0, мг/л)

Б А Внутренняя поверхность

А - зародышевые язвы, образующие каньон,

Б - питтинг (сквозной свищ);

I, II, III - зоны анализа продуктов коррозии создаются, по-видимому, благоприятные условия для активного процесса микробиологической коррозии в присутствии СВБ, способствующих осуществлению реакции: СВБ

Fe"i+ + S04- + H20 -a FeS + Fe(OH)2 + ОН" ; (2.4)

Следовательно, реакции (2.1 - 2.4) - описывают наиболее вероятные пути появления серы в продуктах коррозии, например в основании и на боковых стенках зародышевых язв, в результате биологической деятельности СВБ и ГТБ, а также начальный процесс коррозии внутренней поверхности стенки трубы.

Отсутствие или незначительное наличие серы на стенках и на дне каньона, а также на стенках гофрированного цилиндра свища (зоны I и III на рис. 5, табл. 3) позволяет нам предположить, что последующие стадии развития локальной коррозии протекают уже не по биологическому, а по электрохимическому механизму. Начальное точечное поражение кристаллической структуры металла биологической коррозией вызывает перераспределение изначально существующих остаточных внутренних напряжений (см. рис. 4).

Поэтому точку напряжения можно рассматривать как концентратор, от которого распространяются микротрещины. В связи с интенсивным наводороживанием приближенного к зародышу объема металла (рис. 6), в острие микротрещин достигаются значительные по величине микронапряжения, что вызывает хрупкий рост микротрещин и способствует образованию зон с повышенной энергией активации для зарождения и развития питтингов. В пользу хрупкого распространения в области появления зародыша коррозионного поражения трубы и снижения вязкопластических свойств в этом объеме свидетельствуют данные о микротвердости структуры вокруг питтинга (см. рис. 6).

2. На второй стадии (зона И, рис. 5) ионы С1", присутствующие в значительных количествах в попутно добываемой воде, ускоряют процесс ионизации железа и интенсифицируют развитие локальной коррозии, продукты которой, обнаруженные в зоне II (см. рис. 5), подтверждают механизм, основную роль в котором играют ионы С1".

3. На третьей стадии происходит интенсивное разрушение кристаллической структуры металла с образованием объемных оксидов, карбонатов и бикарбонатов внутри трещин, что способствует дополнительному созданию структурных напряжений, вызывающих расклинивающее действие в устьях вершин трещин. Стимулирует коррозию на этой стадии, на наш взгляд, присутствующий в водонефтяной среде в больших количествах попутный газ С02, который повышает кислотность среды (снижает рН).

После образования осадка углеродистых солей коррозионные процессы затормаживаются, так как он служит защитным изоляционным слоем на поверхности металла, на стенках свища и на дне питтинга.

Срастание и углубление язв в результате «хлоридно-углекислотной» коррозии способствует формированию каньона на месте первоначального

Рис.6. Распределение остаточного водорода и микротвердости по сечению тела трубы вокруг коррозионного питгинга (свинща)

О 20 40 60 SO 100 Концентрация NaCl, г/л

Рис.7. Влияние концентрации NaCl на скорость коррозии металла трубы из стали 20 при t~40 °С. Область: 1 - модельная среда бензин - раствор NaCl в очищенной воде;

2- 0 МПа С02; 1,5 МПа H2S;

3- l,4MnaCO3;0MriaH3S;

4-1,4 МПа С02; 1,5 МПа H2S семейства зародышей. Прогрессирующее разрушение стенки трубы в самом глубоко^ месте каньона (зона III на рис. 5), где концентрируются хлориды, оксиды н карбонаты (табл. 3), заканчивается ее раскрытием в виде сквозного свища.

Важным аргументов в пользу «хлоридно-углекислотного» механизма развития локальных коррозионных разрушений является тот факт, что результаты дополнительных исследований свидетельствуют о резком увеличении скорости коррозии в присутствии в среде ионов хлора и попутного углекислого газа. Испытаниям подвергали образцы из стали 20, вырезанные из труб нефтесборных сетей, подвергнувшихся локальным коррозионным повреждениям (рис.7)

Действие «хлоридно-углекислотного» механизма развития питшнговых коррозионных повреждений подтверждается тем, что локальные порывы трубопроводов нефтесборных сетей происходят на тех кустах, из скважин которых добываемый продукт - нефть и подтоварная вода - содержит кратковременные повышения концентрации С1", в частности, от 8000 до 16000 мг/л и С02 от 50 до 250 мг/л. Из опыта эксплуатации нефтесборных сетей следует, что если содержание хлоридов и углекислого газа более стабильно не превышает 300.800 мг/л и 5.20 мг/л соответственно, то подобного рода порывы не случаются.

3. Прогнозирование трещиностойкости и разработка практических рекомендаций повышения технологической прочности промысловых трубопроводов

3.1. Аналитический метод расчета и прогнозирования трещиностойкости промысловых трубопроводов

Известно, что одним из основных видов коррозионного разрушения нефтегазопроводов, эксплуатируемых в условиях Западной Сибири и контактирующих с коррозионно-агрессивными перекачиваемыми средами, является сульфидное растрескивание под влиянием статической водородной усталости, т.е. снижение длительной прочности стали в результате водородного охрупчивания в условиях статического нагружения металла.

Предельные напряжения, при которых начинается процесс зарождения микротрещины, рост и распространение которой приводит к сероводородному растрескиванию (СВР), рекомендуется рассматривать в качестве критериев при сопоставлении коррозионной стойкости различных металлов.

Установлено, что СВУ обусловлена сорбционными процессами. Механизм разрушения нефтегазопроводов связан с адсорбцией водорода в микродефектах, способствующей зарождению трещины, распространяющейся во времени.

Когезионная прочность кристаллической решетки структуры связана с концентрацией водорода следующим уравнением: ^н (3-1) где <х (к - когезионная прочность решетки при наводороживании; ак - когезионная прочность решетки при отсутствии в стали водорода; ау - константа равновесия;

Сн - концентрация водорода в стали.

На растворенный в стали водород воздействуют механические напряжения; в этом случае равновесная концентрация Сн водорода в стали равна: где Со - начальная концентрация водорода в стали при отсутствии напряжения от внешней нагрузки, зависящая от растворимости водорода в металле; стр - действующее растягивающее напряжение;

V^ - парциальный молярный объем;

R-универсальная газовая постоянная;

Т - абсолютная температура.

В соответствии с существующими физическими представлениями о механизме разрушения твердых тел математическая модель, механизма сопротивления стали сульфидному растрескиванию под влиянием статической водородной усталости в общем виде описывается уравнением:

Vexp •OpJ-U(c)-U(c.cr)-U(ar)l)/J?D, (3.3) где U(c) - внутренняя энергия, обусловленная кулоновскими взаимодействиями растворенного водорода с ионами металла в межузлиях решетки;

U(c,c) - внутренняя энергия, обусловленная взаимодействием растворенного водорода с полем напряжений в металле;

U(ct) - внутренняя энергия, обусловленная действием на металл внешней силы.

Обычно величиной U(o) из-за ее малости в расчетах пренебрегают. Учитывая уравнения (3.1) и (3.2):

Если принять (у-а0-С0)=а, a [U0-U(c)]=U, то математическая модель сопротивления стали сульфидному растрескиванию, вызванной водородной усталостью, с учетом уравнения (3.4) примет окончательный вид:

Значения параметров U и а зависят от химического состава и структуры стали и могут быть определены экспериментально. Так, для стали марки 09Г2С, применяемой для изготовления хладостойких металлоконструкций, эксплуатируемых на сероводородсодержащих месторождениях, величины U и а соответственно равны: 173 и 35 кДж/моль; для стали 17Г1С, из которой изготавливают нефтегазопроводы, U=124 кДж/моль, а=27 кДж/моль.

На рис. 8 приведены кривые статической и циклической усталости сталей 09Г2С и 17Г1С в модельной сероводородсодержащей среде NACE.

Обобщенная математическая модель механизма сопротивления трубной стали усталостному разрушению при переменных растягивающих напряжениях v(c.<r)- г • «о -с. -етр-К^ • max т MXIa

О 2 4 6 8 10 IgT, с

Iii . . ii)

104 10s 106 I07 108 .V, цикл

Рис.8. Кривые статической и циклической усталости сварного шва при наводороживании в среде NACE: а - кривые статической усталости; б - кривые циклической усталости; 1,2- сталь 17Г1С, 3,4 - сталь 09Г2С в сероводородсодержащей водной среде описывается следующим выражением тш = г0 • ехр • <

U ~ а~ ехр' где т0 - постоянная, численно близкая к периоду тепловых колебаний атомов, т0=Ю",3с; л0—постоянная, зависящая от химического состава и структуры стали (для стали 09Г2С после термической обработки - нормализация Х.0=0,001 1/ МПа, для стали 17Г1С - ло=0,0012 1/МПа); г - коэффициент асимметрии; ш=3,6 — показатель степеней.

Сопоставление расчетных и экспериментальных значений времени зарождения и распространения трещины (до излома) сталей 09Г2С и 17Г1С при различных режимах нагружения в среде NACE показывает, что отклонение не превышает 7%, что свидетельствует об адекватности разработанной математической модели и правильности использования ее для определения значения разрушающего критического напряжения при заданном ресурсе работы конструкций или времени до разрушения стенки трубопровода в сероводородсодержащей водной среде при заданной приложенной нагрузке. Так как она учитывает особенности строения металла и содержание растворенного водорода, то данную модель можно использовать для инженерного расчета и прогнозирования ресурса повышения надежности и работоспособности проектируемых и строящихся сварных промысловых трубопроводов нефтегазовых объектов, эксплуатируемых в коррозионно-активных средах на месторождениях Западной Сибири.

3.2.Разработка практических рекомендаций повышения технологической прочности промысловых трубопроводов

Из практики известно, что в наибольшей степени на работоспособность и надежность сварных трубопроводов из стали повышенной прочности, особенно при эксплуатации в условиях низких температур (до -60 °С), оказывают холодные трещины, образующиеся, как правило, в околошовной зоне (ОШЗ) сварных соединений. Причем наиболее опасным местом с точки зрения зарождения холодных трещин является корневой шов.

Как следует из литературы и практики, наиболее эффективными мерами, предотвращающими образование холодных трещин, являются: применение низководородистых электродов; их прокалка; предварительный нагрев кромок стыка; сокращение времени между проходами при многослойных швах. Они способствуют снижению водорода в сварных соединениях и образованию структур, не склонных к замедленному разрушению. Так, при сварке сталей 09Г2С, 10Г2С1,09Г2, 17Г1С, 10ХСНД и 14Г2САФ холодные трещины не появляются, если содержание водорода в шве [Н]лиф<3 см3/1 ООг, а увеличение скорости охлаждения монтажного стыка, вызванное понижением температуры воздуха (до -50 °С), существенно не изменяет структуру и максимальную твердость металла ЗТВ соединений из этих сталей и регулируется повышением погонной энергии сварки на 15. .20%. Поэтому снижению трещиностойкости сталей в условиях низких температур связано не с увеличением количества закалочных структур при повышении скорости охлаждения, ас отрицательным влиянием водорода на замедленное разрушение соединений.

Лимитирующий водородный фактор в снижении трещиностойкости сталей при сварке в условиях низких температур определяет пути выбора оптимальных технологических вариантов монтажной сварки и ремонта промысловых трубопроводов, обеспечивающих их высокую прочность и надежность.

Анализ литературных данных и результаты собственных исследований свидетельствуют, что для оценки технологического варианта монтажной сварки и определения обоснованных условий для предупреждения образования трещин следует применять показатель crpmin, характеризующий сопротивление стали к образованию холодных трещин. Его целесообразно использовать как критерий трещиностойкости при выборе технологии сварки трубопроводов при низких температурах воздуха. Исследованиями автора настоящей работы установлено, что технологический вариант сварки корневых швов трубопроводов из низколегированных сталей обычной и повышенной прочности, обеспечивающей показатель aPmin>300 МПа, позволяет получить сварные соединения с высокой трещшюстойкостью (при [Н]диф<5 см3/1 ООг). Для промысловых и магистральных нефтепроводов 0114.512 мм и с толщиной стенки до 16 мм критическое значение oPmin при низких температурах (до -60 °С) равно 360. .400 МПа. Кроме того установлено, что режим подогрева монтажных стыков, исключающий появление трещин при сварке в зимнее время, необходимо выбрать исходя из времени охлаждения металла шва от 300 до Ю0°С -t|00300 (рис. 9). С увеличением продолжительности охлаждения метйлла шва от 300 до 100 °С повышается выделение водорода в окружающую атмосферу и снижается его содержание в сварном соединении.

Оптимальный вариант технологии сварки трубопроводов (без предварительного подогрева) необходимо выбирать путем подбора сталей и низководородистых электродов, обеспечивающих требуемую технологическую прочность сварного соединения из условия aPn]ji>0T(для высокопрочной стали) и срт.п >350 МПа или aPmin>0,8crT (для сталей повышенной прочности).

По нашему мнению, для реализации технологии сварки трубопроводов без предварительного подогрева необходимо применять электроды, формирующие металл шва с низким содержанием диффузионно-подвижного водорода, и стали с высокой трещиностойкостыо. Условие выбора технологического варианта сварки без подогрева: стРт.п>стт (высокопрочная сталь) и 0рт.п>О,8ат (стали повышенной прочности).

Стали 09Г2С, 09Г2, 17ГС, 17Г1С, 10Г2С1 при сварке низководородистыми электродами основного вида (УОНИ-13/55, АНО-ТМ, АНО-26, ОК 53.70, ОК 73.68) характеризуются показателем технологической прочности apmf|i=480. .520 МПа. Поэтому сварка труб из этих сталей с

Длительность охлаждения металла от 300 до 100'Q с (околошобная зона)

Рис.9. Влияние времени охлаждения металла шва tm600 на склонность сварных соединений к холодным трещинам.

Стали 1;2 - 17Г1С, 6=14мм; 3;4~09Г2С, 5=12мм. Электороды: 2;4-УОНИ-13/55; 1,3-АНО-ТМ; Содержание водорода в см3/100г: 1 ;3 - 1.5; 2;4~ 5. применением вышеуказанных электродов может проводиться без предварительного подогрева. В условиях низких температур воздуха холодные трещины в сварных швах труб из названных выше сталей с толщиной стенки до 16 мм не были обнаружены.

Заключение диссертации по теме «Машины и агрегаты нефтеперерабатывающих и химических производств», Мухин, Михаил Юрьевич

Основные результаты и выводы

1. Установлен механизм коррозионного локального (питтингового) трещинообразования промысловых трубопроводов, выявлены причины и факторы, обуславливающие зарождение и распространения трещин.

2. Разработана математическая модель сопротивления нефтепроводов образованию трещин, вызванных статической водородной усталостью, в основу который положен механизм водородного охрупчивания металла, контактирующего с сероводородсодержащей средой.

3.Разработаны научно обоснованные практические рекомендации для повышения технологической прочности промысловых трубопроводов. 4.Разработаны новые марки углеродистой (20А) и низколегированной (08ХМЧА) сталей для изготовления промысловых труб с повышенными коррозирнцыми и хладостойкими свойствами, которые успешно прошли опытно-промышленные испытания на нефтяных промыслах ОАО «Нижневартовскнефтегаз» и рекомендованы для внедрения в производство. Организован их опытно-промышленный выпуск на металлургических и трубопрокатных заводах. Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Макаренко В.Д., Ковенский И.М., Мухин М.Ю. и др. Коррозионная стойкость сварных металлоконструкций нефтегазовых объектов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2000. - 500 с. /монография/

2. Макаренко В.Д., Палий Р.В., Галиченко Е.Н. Мухин М.Ю. и др. Технологические основы трещиностойкости сварных соединений промысловых трубопроводов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2001.-195 с. /учебное пособие/

3. Макаренко В.Д., Палий Р.В., Прохоров Н.Н., Мухин М.Ю. и др. Технологические основы эксплуатационной недежности промысловых трубопроводов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2001. - 250 с. /учебное пособие/

4. Макаренко В.Д., Галиченко Е.Н., Мухин М.Ю. и др. Технологические методы снижения содержания водорода в сварных соединениях трубопроводов. В кн. «Сварка Урала - 2001» тезисы докладов 20-й научн. техн. конф. сварщиков Урала, Нижний Тагил, 27 февраля - 2 марта 2001 г. - с. 59-60. /тезисы/

5. Макаренко В.Д., Прохоров Н.Н., Мухин М.Ю. и др. Особенности сероводородной коррозии промысловых трубопроводов Самотлорского месторождения. - с. 60-61 /там же/ - тезисы

6. Шатало С.П., Макаренко В.Д., Мухин М.Ю. и др. Трещиностойкость сварных соединений нефтепроводов с антикоррозионным покрытием. - с. 61-63 (там же) - тезисы.

7. Шатило С.П., Макаренко В. Д., Мухин М.Ю. Роль окисного слоя на границе «металл - шлак» при сварке трубопроводов. - с. 23-24 (там же) - тезисы.

8. Макаренко В.Д., Мухин М.Ю., Прохоров Н.Н. и др. Влияние водорода на механизм коррозионного сульфидного разрушения промысловых трубопроводов. - с. 25(там же) - тезисы.

9. Макаренко В .Д., Мухин М.Ю., Прохоров Н.Н. и др. О механизме образования эпигаксиального слоя на границе «металл - шлак» при сварке трубопроводов, -с. 25-26(там же) - тезисы.

10. Макаренко В.Д., Мухин М.Ю., Прохоров Н.Н. и др. О роли микродобавок в коррозионной стойкости трубных сталей. - с. 26-27 (там же) - тезисы.

11. Мухин М.Ю., Шатило С.П., Карнаух А.В. и др. Влияние системы раскисления и легирования на механические свойства сварных соединений трубопроводов. - с. 27-28 (там же) - тезисы.

12. Мухин М.Ю., Прохоров Н.Н., Макаренко В.Д. и др. Аналитический метод расчета и прогнозирования трещиностойкости промысловых трубопроводов.

- с. 75(там же) - тезисы.

13. Мухин М.Ю., Прохоров Н.Н., Макаренко В.Д. и др. Методы повышения технологической прочности промысловых трубопроводов. - с. 75-76 (там же)

- тезисы.

14. Мухин М.Ю., Шатило С.П., Макаренко В.Д. и др. Механизм разрушения сварных соединений промысловых трубопроводов. - с. 76-77 (там же) - тезисы.

15. Макаренко В.Д., Беляев В.А., Мухин М.Ю., и др. Влияние модифицирующих микродобавок на коррозионную стойкость сварных соединений нефтегазопроводов. - Сварочное производство. - 2001, № 4. - с. 13-19/статья/.

16. Макаренко В.Д., Грачев С.И., Мухин М.Ю. и др. Влияние карбонитрирования насосно-компрессорных труб на характер их разрушения.

- В кн.: Инженерия поверхности и реновации изделий: Материалы Международной научно-технической конф., 29-31 мая, 2001 г., г. Феодосия. -Киев: ATM Украины, 2001. - с. 155-156 /тезисы.

17. Макаренко В.Д., Грачев С.И., Мухин М.Ю. и др. Технологическая противокоррозионная защита насосно-компрессорных труб и насосных штанг.

- с. 157-158 (там же) - тезисы.

18. Макаренко В.Д. Грачев С.И., Мухин М.Ю. и др. Коррозионная стойкость промысловых трубопроводов против сульфидного и водородного растрескивания, -с. 158-159 (там же)-тезисы.

19. Макаренко В.Д., Грачев С.И., Мухин М.Ю. и др. Механизм образования эпитаксиального слоя на границе раздела «наплавленный металл — шлак» при сварке электродами основного вида. - с. 160-161 (там же) -тезисы.

20. Макаренко В.Д., Грачев С.И., Мухин М.Ю. и др. Влияние водорода на механизм коррозионного сульфидного растрескивания под напряжением / СКРН/ трубных сталей. С. 161-162 (там же) - тезисы.

21. Авт. св-во № 7174 /Россия/. Трубопровод для транспортировки жидких смесей с абразивными включениями /Малашенко А.О., Углов Ю.Ф., Галиченко Е.Н., Мухин М.Ю. и др.// БИ 1998.