Предупреждение и прогноз развития коррозионных дефектов нефтепроводов

Введение 9
1 Исследование коррозионного разрушения поверхностей нефтепроводов 11
2 Предупреждение развития коррозионных дефектов нефтепроводов 19
2.1 Основные положения 20
2.2 Пассивная защита нефтепроводов от коррозии 21
2.3 Активная защита нефтепроводов от коррозии 23
2.3.1 Катодный метод защиты 23
2.3.2 Протекторный метод защиты 24
2.3.3 Анодная защита 26
3 Контроль коррозионного состояния магистральных нефтепроводов 27
4 Прогноз коррозийного состояния магистральных трубопроводов
по результатам внутритрубной диагностики 41
5 Расчетная часть. 49
5.1 Обзор математических моделей развития коррозии. 49
5.2.Примеры определения параметров математической модели 59
6 Экономическая часть 65
6.1 Ущерб от возможной аварии нефтепровода 65
6.2 Прямые потери предприятия 67
6.3 Расходы, связанные с ликвидацией и локализацией аварии 70
6.4 Социально-экономические потери 71
6.5 Косвенный ущерб 71
6.6 Экологический ущерб 73
7 Безопасность и экологичность 77
7.1 Обеспечение безопасности технологического процесса 77
7.2 Обеспечение пожарной и взрывопожарной безопасности 83
7.3 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 84
7.4 Экологичность технологического процесса 85
Заключение 88
Список литературы 89

Весь текст будет доступен после покупки

Высокие темпы развития промышленности, интенсификация производственных процессов, повышение основных технологических параметров (температура, давление, концентрация реагирующих средств и др.) предъявляют высокие требования к надежной эксплуатации технологического нефтегазового оборудования. Особое место в комплексе мероприятий по обеспечению бесперебойной эксплуатации оборудования отводится надежной защите его от коррозии и применению в связи с этим высококачественных химически стойких материалов. Необходимость осуществления мероприятий по защите от коррозии диктуется тем обстоятельством, что потери от коррозии приносят чрезвычайно большой ущерб. По имеющимся данным, примерно около 10% ежегодной добычи металла расходуется на покрытие безвозвратных потерь вследствие коррозии и последующего распыления. Основной ущерб от коррозии металла связан не только с потерей больших количеств металла, но и с порчей или выходом из строя самих металлических конструкций, т.к. вследствие коррозии они теряют необходимую прочность, пластичность, герметичность, тепло- и электропроводность, отражательную способность и другие необходимые качества. Защита от коррозии является одной из важнейших проблем, имеющей большое значение для народного хозяйства.
Развитие вычислительной техники и доступного программного обеспечения привело к постановке и решению задач эффективного мониторинга процесса развития коррозионных дефектов. Регистрация параметров динамики роста дефектов позволяет собрать огромный статистический материал и проводить на его основе прогноз развития дефекта, следовательно, решать одну из главных задач технической диагностики – прогноз остаточного ресурса технического объекта.
Создание автоматизированных средств контроля технического состояния предполагает применение методов математического моделирования. Современные компьютерные системы (например, Ansys) содержат программные блоки, которые позволяют в исследуемой области задавать геометрические дефекты различной формы. Размеры и форма этих дефектов учитываются при построении расчетной сетки численного метода.
Применение математических моделей в форме алгебраических и дифференциальных уравнений требует их идентификации (определение параметров уравнений с использованием статистических данных). Современные системы программирования (типа Mathcad, Matlab) содержат встроенные программы, позволяющие решать оптимизационные задачи, а следовательно, осуществлять идентификацию математических моделей.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Исследование коррозионного разрушения поверхностей нефтепроводов

Как показывает многолетний опыт эксплуатации промысловых трубопроводов, протяженность которых зависит от назначения, высокая агрессивность продукции скважин некоторых месторождений – одна из основных причин преждевременного выхода их из строя. Наиболее агрессивны обводненная нефть и сточные (речные и озерные) воды, используемые в системах поддержания пластового давления. Срок службы трубопроводов для закачки в пласт сточных вод в ряде случаев составляет 1,5–2 года вместо планируемых 10–15 лет. Ежегодно происходит более 3000 отказов трубопроводов систем сбора нефти (ССН) по причине внутренней коррозии. Аварийность трубопроводов ССН приводит к значительным потерям при добыче нефти и загрязнению окружающей среды.

Рисунок 1 – визуальный осмотр нефтепровода
Основным фактором, влияющим на коррозионную активность агрессивной среды, является соотношение нефти и воды. С увеличением содержания воды в бинарной водонефтяной эмульсии происходит расслоение последней с выделением воды в качестве обособленной фазы. Как установлено экспериментами, пластовая вода, контактирующая с нефтью, представляет собой минерализованную среду, содержащую до 50 г/л минеральных дисперсных частиц (глина, песок и др.); 4–12 г/л ионов хлора (Cl–); 0,4–1,4 г/л кальция (Са2+); 0,08–0,19 г/л магния (Mg2+); 2,8–7,5 г/л калия и натрия (К+, Na+); 0,7–1,4 г/л карбонатов и бикарбонатов; 0,01–0,12 г/л сульфатов кальция, магния, натрия, калия и железа. Кроме того, в ней присутствуют газообразные примеси: 2–5 г/л H2S; 10–50 г/л СО2; 0,2–3,5 г/л О2; углеводородные газы. Солесодержание воды, нагнетаемой в пласт, равно в среднем 90–100 мг/л, в попутно добываемой – 800–900 мг/л; щелочность и жесткость нагнетаемой в пласт воды.
Как видно, слабоминерализованная водная фаза относится к хлоридно-кальциевому типу, в ней превалируют хлориды натрия и кальция, гидрокарбонаты кальция, содержится небольшое количество сульфатов при практически нейтральной реакции (рН = 6,5 ? 7,5).
Анализ причин значительного числа отказов при эксплуатации нефтесборных коллекторов и водоводов низкого и высокого пластового давления на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» показал следующее:
- аварийные ситуации возникают в трубопроводах, по которым транспортируется нефть с обводненностью более 50–60 % и скоростью течения 0,1–1,0 м/с;
- все порывы нефтепроводов происходят на участках с расслоенным режимом течения нефтяной эмульсии, т. е. в условиях выделения из нее водной фазы;
- металлическая поверхность нижней части труб практически свободна от осадков, однако на корродирующей поверхности могут образоваться осадки (в основном карбонатные железокальциевые соединения);
- отмечено значительное соотношение между площадью локально разрушенной и площадью остальной (слабокорродированной) поверхности трубы;
- локальная коррозия происходит в виде питтингов (точечная коррозия) или протяженных канавок (канавочная коррозия);
- локализация коррозионных разрушений нижней части грубы характеризуется комплексным воздействием многих факторов: концентрации микробактерий, ионов Сl–, НСО3–,SO2–4, Са2+; рН; давления в трубопроводе; содержания минеральных частиц, СО2, H2S, O2; скорости потока, наличие ингибиторов в среде; степени обводненности нефти и др.
Следует отметить, что срок службы трубопроводов в значительной мере определяется коррозионной стойкостью сварных соединений. Такие дефекты, как непровары, шлаковые включения, отдельные поры и пустоты в сварном шве обусловливают его интенсивное коррозионное разрушение. Под действием транспортируемой воды, проникающей в мельчайшие поры и микротрещины, возникает щелевая коррозия сварного соединения: в сварном шве образуются свищи (Рисунок 1) и, как следствие, аварийные утечки продукта.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Макаренко, В. Д. Оценка процесса солеотложения и коррозионных повреждений промысловых трубопроводов: в сб. науч. трудов «Инновационные технологии и бизнес». – Вып. 2 / В. Д. Макаренко, С. И. Горбунов, А. А. Подопригора и др. Нижневартовск : Изд-во Нижневартовского гуманитарного университета. – 2007. – С. 24–29. – Текст: непосредственный.
2 Прокат повышенной прочности. Общие технические условия: ГОСТ 19281– 2014: введен 01.01.2014: введен взамен ГОСТ 19281-89. – ФГУП «ЦНИИчермет им. И.П.Бардина». М.: Стандартинформ. – с. 46. – Текст: непосредственный.
3 Макаренко, В. Д. Исследование коррозионно-механического разрушения нефтепромыслового оборудования. Механика разрушения металлов [Текст]: мат-лы Международной науч.-технич. конф. (25–26 сентября 2006 г.) / В. Д. Макаренко, А. А. Подопригора. – 2006. – С. 129–133. – Текст: непосредственный.
4 Physicochemical and technical problems of heat storage Martsinkovsky A.V., Danilin V.N., Dotsenko S.P., Shurai P.E., Shabalina S.G., Dolesov A.G., Borovskaya L.V., Gneushev M.Yu., Degtyarev A.I. Physico-chemical analysis of the properties of multicomponent systems. - 2003. No. 1. P. 21. – Текст: непосредственный.
5 Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии: ГОСТ 9.602-2016: введен 01.01.2016: введен взамен ГОСТ 9.602— ООО «Газпром ВНИИГАЗ». М.: Стандартинформ. – с. 87. – Текст: непосредственный.
6 Pipelines protection against corrosion: Volume 1 / F. M. Mustafin, M. V. Kuznetsov, G. G. Vasilev, etc. – Saint-Petersburg: OOO «Nedra», 2005. – p. 620, ill. – ISBN 5-94089-048-2. – Текст: непосредственный.

Весь текст будет доступен после покупки