Прогнозирование работоспособности и безопасности эксплуатации трубопроводов и резервуаров, работающих в сероводородсодержащих рабочих средах

• Автор: Худякова, Лариса Петровна
• Шифр специальности: 05.26.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2004
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 161 с. : 5 ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ .

Апробация работы.

Публикации.

Структура и объем работы.

1. АНАЛИЗ ЛИТЕРАТУРНЫХ ДАННЫХ И РАЗРАБОТОК ПО СЕРОВОДОРОДНОЙ КОРРОЗИИ

1.1. Особенности коррозионного разрушения трубных сталей в средах,

СОДЕРЖАЩИХ СЕРОВОДОРОД

1.2 Методы контроля сероводородного и водородного растрескивания .

1.3 Способы защиты от сероводородного и водородного

РАСТРЕСКИВАНИЯ

1.4 Особенности коррозионных поражений резервуаров.
2 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ СРЕД НА РАБОТОСПОСОБНОСТЬ НЕФТЕПРОВОДОВ И РЕЗЕРВУАРОВ.
2.1 Анализ методов испытаний материалов на коррозионное растрескивание.
2.2. Методика лабораторных испытаний образцов
2.3 Методика испытаний металла на наводороживание
2.4 Методика испытаний натурных трубных образцов.
3 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ СЕРОВОДОРОДА НА КОРРОЗИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ КОНСТРУКЦИОННЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ И РЕЗЕРВУАРОВ
3.1 Исследование влияния сероводорода на ток диффузии водорода в металле
3.2 Исследование влияния сероводорода на механические свойства стали
4 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РЕСУРСА НЕФТЕПРОВОДОВ И РЕЗЕРВУАРОВ В УСЛОВИЯХ ОДНОВРЕМЕННОГО МЕХАНИЧЕСКОГО И СЕРОВОДОРОДНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ РАБОЧИХ СРЕД.
4.1 Обоснование кинетического уравнения скорости сероводородного растрескивания.
4.2 Определение параметров кинетического уравнения сероводородного растрескивания.
4.3 Оценка предельных параметров распространяющихся коррозионных трещин
4.3 Оценка предельных параметров распространяющихся
КОРРОЗИОННЫХ ТРЕЩИН.
4.4 Обоснование работоспособности и безопасности трубопроводов и
РЕЗЕРВУАРОВ, РАБОТАЮЩИХ В СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ СРЕДАХ.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


Продукция скважины, состоящая из нефти, нефтяного газа и механических примесей, сначала проходит через сепаратор песка и далее последовательно через 4 ступени сепарации. После третьей ступени сепарации предусмотрен нагрев нефти для улучшения разгазирования на четвертой ступени сепарации. Газ после I, II и III ступеней сепарации собирается в коллекторе высокого давления и подается в газоотделитель. Сюда же поступает отделяемая после III ступени сепарации вода, если она имеется в продукции скважины. СГІ - сепаратор песка; С-1-4 - сепаратор нефти; К-1 - газоотделитсль; К - узлы контроля коррозии; Ф - факел; П - печь; Нн - нагнетательные насосы; Г - газ; Н - нефть; В - вода; И - точка ввода ингибитора; СК - скважина. Рисунок 1. После газоотделителя газ направляется на факел, а конденсат с водой -в амбар для сжигания. Газ IV ступени сепарации поступает непосредственно на факел. В состав установки «Порта-Тест» входят три дозировочные установки для подачи химических реагентов. С помощью первого насоса осуществляют ввод ингибитора в две точки: в нефтяную линию на входе в сепаратор первой ступени и в газовую линию на выходе из сепаратора первой ступени. Второй насос подает раствор ингибитора в дренажную линию на выходе из сепаратора третьей ступени, третий производит ввод ингибитора в конденсат и воду на выходе из газоотделителя. Аппараты установки изготовлены из стали Б А 6-Ы состава: С -0, %; Мл - 1, %; Бі - 0, %; Р - 0,5 %; Б - 0,4 %, легированной редкоземельными металлами. Предел текучести - 0 МПа, предел прочности -0 МПа. Отечественным аналогом этой стали по механическим свойствам является сталь ГС. Трубопроводы изготовлены из стали Б А 3-6 состава: С - 0, %; Мл - 1, %; 8 і - 0, %; Р - 0,8 %; Б - 0,8 %, имеющей предел текучести 0 МПа, предел прочности - 0 МПа. Отечественный аналог по механическим свойствам - сталь Г2. Данные о рабочих давлениях и температуре, а также парциальном давлении сероводорода по ступеням сепарации при исследовании разведочных скважин приведены в таблице 1. Таблица 1. Температурный интервал - °С работы установки "Порта-Тест" является опасным, так как наиболее интенсивно процессы сероводородного коррозионного растрескивания и общей сероводородной коррозии протекают в интервале температур - °С. Применение сталей, стойких к сероводородному растрескиванию в нефтяных и газовых средах, термообработка аппаратов и сварных швов, предусмотренный трехкратный запас прочности и 0 % контроль оборудования должны были обеспечить предотвращение внезапного разрушения аппаратов и трубопроводов. В этих условиях ставилась задача защиты сепарационной установки от общей и местной коррозии. Как отмечено в работах [, ], углеродистые и низколегированные стали во влажном нефтяном газе подвергаются значительной общей коррозии при скорости 0,5-2,0 мм/год. На установке с вращающимся цилиндрическим образцом исследована общая коррозия стали в нефти месторождения «Тенгиз», разгазированной при 0,1 МПа и °С []. Установлена зависимость скорости коррозии от числа Рейнольдса, что свидетельствует о том, что коррозионный процесс протекает с транспортным ограничением. При переходе от ламинарного режима течения к турбулентному коррозионные потери значительно возрастают. Поскольку при полном отсутствии воды сероводород в жидких углеводородах не вызывает коррозию стали, увеличение коррозионных потерь объясняется интенсификацией подвода воды и сероводорода к поверхности металла при снижении толщины диффузионного слоя. В экспериментах скорость коррозии возрастала от 0,5 до 2 г/м2ч при увеличении числа Рейнольдса от до . Образцы для коррозионных испытаний устанавливали в штатных контрольных пунктах на каждой ступени сепарации. Обводненность нефти, поступающей из разведочных скважин, не превышала 0,1 %. Результаты определения скорости коррозии по образцам-свидетелям обобщены в таблице 1. Следует отметить, что на отдельных образцах после испытания в газопроводах и нефтепроводах выявлены очаги местной коррозии глубиной до 0, мм. Таблица 1. Обозначения: НП - нефтепровод; ГП - газопровод.