Совершенствование методов прогнозирования остаточного ресурса магистральных нефтепроводов

• Автор: Степанов, Иван Олегович
• Шифр специальности: 25.00.19
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2004
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 109 с. : ил.

Глава 1. Характеристика системы магистральных нефтепроводов

ф 1.1. Общие положения

1.2. Технологические характеристики магистральных нефтепроводов (на примере нефтепроводов Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск и ЦПС Вать-Еган

НПС Апрельская)

1.3. Условия прокладки нефтепроводов

1.4. Результаты внутритрубных обследований нефтепроводов

Выводы по главе

Глава 2. Оценка механических характеристик труб нефтепроводов и труб с коррозионными повреждениями

2.1. Характеристики трубных сталей

2.2. Определение допустимого давления в трубах с коррозионными повреждениями

2.3. Расчет скорости коррозии

Выводы по главе
Глава 3. Долговечность магистральных нефтепроводов
3.1. Модели прогнозирования малоцикловой коррозионной усталости
3.2. Метод расчета долговечности магистральных нефтепроводов по малоцикловым
нагрузкам
Выводы по главе
Глава 4. Исследование долговечности магистральных нефтепроводов по малоциклоф вым нагрузкам
4.1. Обобщенная методика расчета остаточного ресурса магистральных нефтепроводов
4.2. Вероятностная модель долговечности трубопроводов
Выводы по главе
Заключение
Основные выводы
Литература
Приложение №№ Г
Сеть магистральных нефтепроводов представляет собой целостную систему, связывающую нефтедобывающие районы с нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ) и пунктами отгрузки нефти на экспорт. Она обеспечивает бесперебойную доставку нефти потребителям с соблюдением требований оперативности, надёжности, экологической безопасности. Система трубопроводного транспорта нефти (ТТН) в значительной мере влияет на развитие не только нефтедобычи и нефтепереработки, но и, практически, всех отраслей экономики страны. Поэтому обоснование последовательно проводимой технической политики и поиск рациональных путей развития отрасли являются приоритетами в научно-исследовательской и в практической деятельности.
В основном система ТТН сформировалась к 1985 году. К этому времени произошли изменения в объёмах и географии добычи нефти: центр тяжести переместился из южных регионов в Волго-Уральский, а затем - в Западно-Сибирский. Структура объёмов и размещения нефтепереработки также изменилась: были построены новые НПЗ в Западной и Восточной Сибири, центральных районах страны [8,16,17,22].
В период наращивания объёмов добычи нефти в основных нефтедобывающих регионах развитие трубопроводного транспорта основывалось на принципах концентрации потоков нефти, больших диаметрах трубопроводов и прокладки параллельных ниток.
Дальнейшее освоение месторождений Западной Сибири предопределило развитие широкой сети трубопроводов, расположенных в северных районах Тюменской области. В связи с этим перед эксплутационным персоналом возник целый ряд проблем, не решавшихся ранее ни в отечественной, ни в зарубежной практике. Основную сложность для обслуживающего персонала представляют суровые климатические условия региона, значительная его заболоченность, достигающая в районах Среднего Приобья 70%, вечная мерзлота и широкое распространение переувлажненных фунтов, рек, ручьёв и озёр. В совокупности эти условия приводят к увеличению эксплуатационных расходов и затрудняют обслуживание нефтепроводов [9,10, 12].
Следовательно, основной задачей эксплуатационного персонала является защита нефтепроводов от коррозии, особенно почвенно-фунтовой, а также повышение эффективности системы технического обслуживания и ремонта этих сооружений.
Актуальность проблемы. В период с 1990 до 2002 гг. произошли существенные изменения условий функционирования нефтепроводного транспорта: сначала падение объёмов добычи нефти практически по всем крупным месторождениям, затем их рост, изменение структуры поставок нефти на НПЗ России и стран СНГ, увеличение доли экспортной составляющей. Эти изменения усугублялись инфляционными процессами: неоднократно увеличивались цены на нефть, энергоносители и материально-технические ресурсы.
По состоянию на 01.01.2004 г. в системе АК «Транснефть» эксплуатируется 48600 км магистральных нефтепроводов, 393 нефтеперекачивающие станции, 867 резервуаров общей вместимостью 12,7 млн. м3.
Изменение объёмов добычи и переработки нефти на отечественных НПЗ сказа-

водов. Максимальное процентное повреждение нефтепровода УБКУА составляет 49%. Согласно вышеуказанной методике для дефектов наружной коррозии,
* имеющих параметры выше критических, необходимо решить задачу о снижении максимально допустимого рабочего давления на данном магистральном нефтепроводе.
Некоторые дефекты потери металла классифицируются специалистами ОАО ЦТД «Диаскан» как расчётные. Для них приводится величина максимального допустимого давления. По данным геометрических параметров коррозионных повреждений произведен расчет максимально допустимого рабочего давления для
9 труб с вышеуказанными повреждениями. Сравнение результатов расчета показало, что уровень снижения давления по данным ЦТД «Диаскан» более консервативный, нежели предложенная нами методика.
2.3. Расчёт скорости коррозии
Скорость коррозионных процессов выражается в различных единицах в зависимости от опасности ее. Общая потеря металла оценивается по массовому показателю ( г/см2.ч). В том случае, если процесс протекает с образованием газа,
* то скорость коррозии оценивается объемным показателем. Для магистральных трубопроводов используется в основном глубинный показатель - по уменьшению толщины металла в течение определенного промежутка ( мм/год). В соответствии с ГОСТ 9408-85 коррозионная стойкость металла оценивается десятибалльной шкалой и глубинным показателем.
При подземной прокладке трубопроводов скорость коррозии, да и сам процесс коррозии, зависит от большого числа физических и физико-химических * факторов. Среда (грунт), в которой протекает этот процесс, характеризуется большим числом взаимосвязанных и переменных во времени параметров, влияние которых на процессы коррозии в настоящее время не имеют аналитических