Обеспечение безопасной эксплуатации и долговечности промысловых трубопроводов, подверженных канавочному износу

• Автор: Султанмагомедов, Султанмагомед Магомедтагирович
• Шифр специальности: 05.26.03, 05.02.13
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2003
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 328 с. : ил.

ВВЕДЕНИЕ
1. АНАЛИЗ ПРИЧИН ОТКАЗОВ И СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, ПОДВЕРЖЕННЫХ ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИИ

1.1. Условия эксплуатации промысловых трубопроводов

1.2. Обеспечение долговечности и безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов существующими способами

1.3. Коррозионное разрушение внутренней поверхности промысловых трубопроводов

Выводы по 1 главе

2. КРИТЕРИИ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ ПРОФИЛАКТИЧЕСКОГО ПОВОРОТА И ПОСЛЕДУЮЩЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
2.1. Прочность и предельные состояния трубопровода с канавочным износом при его профилактическом повороте

2.1.1. Кручение трубопровода, подверженного канавочному износу

2.1.2. Несущая способность трубопровода с канавочным разрушением

2.1.3. Остаточная прочность трубопровода, подверженного канавочному износу

2.2. Эквивалентные напряжения в трубопроводе при повороте без остановки перекачки
2.3. Теоретические основы взаимодействия подземного трубопровода с грунтом при действии крутящего момента
2.4. Оптимизация технологических параметров при выполнении профилактического ремонта методом поворота
2.5. Влияние кривизны оси трубопровода на его кручение
2.6. Поперечное перемещение трубопровода при его повороте
2.7. Устойчивость трубопровода при профилактическом повороте
Выводы по 2 главе
3. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОЦЕССА ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ
ТРУБОПРОВОДА С ГРУНТОМ ПРИ ПОВОРОТЕ ТРУБЫ
3.1. Экспериментальное определение основных параметров, характеризующих процесс взаимодействия трубопровода с грунтом
3.2. Экспериментальное определение обобщенного коэффициента сопротивления грунта повороту трубы
3.2.1. Влияние глубины заложения и угла поворота трубы на величину коэффициента сопротивления грунта
3.2.2. Влияние веса подземного трубопровода на предельные касательные напряжения при повороте трубы
3.3. Экспериментальные исследования поворота трубопровода в реальных условиях
Выводы по 3 главе
4. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ПРОФИЛАКТИЧЕСКОГО ПОВОРОТА ТРУБОПРОВОДОВ, ПОДВЕРЖЕННЫХ КАНАВОЧНОМУ ИЗНОСУ
4.1. Технология выполнения профилактического поворота трубопровода
4.2. Порядок определения основных технологических параметров
4.3. Экономическая эффективность применения профилактического ремонта промысловых трубопроводов методом поворота
4.4. Технические средства для выполнения профилактического ремонта трубопровода методом поворота
4.4.1. Пневматическое захватное устройство
4.4.2. Механическое захватное устройство
4.4.3. Гидравлическое захватное устройство
4.4.4. Исследование работоспособности гидравлического захватного устройства
Выводы по 4 главе
5. ДЛИТЕЛЬНОСТЬ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, ПОДВЕРЖЕННЫХ КАНАВОЧНОМУ ИЗНОСУ
5.1. Влияние условий эксплуатации промысловых трубопроводов на скорость внутренней коррозии
5.2. Прогнозирование скорости внутренней коррозии промысловых трубопроводов
5.3. Определение срока безопасной эксплуатации
трубопроводов, подверженных канавочному износу
Выводы по 5 главе
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
Список литературы


Гидродинамические режимы течения газожидкостных смесей ГЖС по трубопроводам обусловливают, как правило, характер их контакта с внутренней поверхностью трубопровода, а также специфику диффузионных процессов при коррозии. Считают , что при содержании в водонефтяной смеси менее , воды поверхность металла практически не смачивается. В то же время имеются данные о питтингообразовании и при 0,1м содержании воды. Показателем типа гидродинамического режима течения водонефтяных эмульсий является критерий Фруда Бг 1. При 0,2 происходит расслоение эмульсии, и коррозия протекает по нижней образующей трубопровода. Если Бг находится в пределах 0,5. При Бг 2, эмульсия имеет тип вода в нефти вн и скорость коррозии резко уменьшается. Для систем нефтесбора, где в ГЖС наряду с нефтью и водой присутствует газ, применяют критерий Кутателадзе Кр. Рис. Гг1 и зависит от обводненности ГЖС р . Если р 0,3, водный
подслой существует при Рг 0,5. При Рг 0,5 наблюдается эмульгированный поток ГЖС типа вн. Ре 2 эмульсия типа вн. При Ре 2 существуют, очевидно, плотной эмульсии типа нв. Многообразие физикохимических свойств водонефтегазовых смесей и особенностей их транспортирования по трубопроводам обусловливает сложность расчета гидродинамических параметров течения. Существует не менее пяти методик, регламентирующих гидродинамические условия, при которых не происходит образование водных скоплений в нефтесборных коллекторах, вызывающих коррозию. Предпринята попытка выявить наиболее корректные из них на основе анализа статистических данных о коррозионном разрушении нефтепроводов Западной Сибири. В методике, предложенной Гипротюменнефтегазом, используют последнее выражение при условии образования пробковой структуры потока ГЖС. X коэффициент гидравлического сопротивления ГЖС. Однако питтингообразование на насоснокомпрессорных трубах наблюдается, как правило, на тех участках, где имеет место устойчивый пробковый режим течения ГЖС. При скорости общей коррозии 0, ммгод скорость локальной достигает 2,5 ммгод. Модель, разработанная в СевкавНИПИнефти, позволяет оценивать устойчивость скопления воды на искривленном участке трубопровода большого диаметра. При 0,1 параметр РГкр увеличивается незначительно и остается на уровне 0,9. В интервале рг 0,. ГЖС. Следует отметить, что эти выражения справедливы для неустойчивых эмульсий типа вн п 0,5. Для предотвращения коррозии трубопроводов рекомендуют обеспечивать турбулентное течение ГЖС со скоростью не менее 0, мс . В реальных условиях эксплуатации нефтепроводов не всегда удается увеличить скорость перекачиваемой жидкости. Это связано с ухудшением в процессе эксплуатации некоторых параметров трубопровода уменьшение толщины стенки вследствие коррозии, со снижением добычи нефти и часто меняющимися режимами течения. Наиболее широко применяемым способом для защиты внутренней поверхности нефтепродуктов от коррозии является применение ингибиторов, хотя эффективность их применения редко превышает . Известно, что после подготовки нефти и газа на промыслах удаление механических примесей, солей, воды, сероводорода, углекислого газа и т. Растворенные соли и газы в воде образуют электролит, являющийся одной из причин коррозии внутренней поверхности промысловых трубопроводов. Коррозия трубопроводов может быть приостановлена или замедлена добавлением в транспортируемую среду различных химических веществ нейтрализаторов и ингибиторов коррозии. Нейтрализаторы в настоящее время практически не применяются, а ингибиторы коррозии применяются лишь при наличии подробных сведений о виде коррозии и условиях протекания коррозионного процесса. Механизм защитного действия ингибиторов в основном заключается в образовании на поверхности металлов защитных пленок , с помощью которых осуществляется разделение агрессивной среды и внутренней поверхности трубопровода. В настоящее время в мире создано и запатентовано несколько тысяч индивидуальных химических соединений и их смесей, применяемых в качестве ингибиторов коррозии. В зависимости от характера среды, в которой протекает коррозия, различают ингибиторы для жидких сред и атмосферных условий. В свою очередь, ингибиторы для жидких сред разделяют на ингибиторы кислотной коррозии, нейтральных растворов и растворов щелочей.