Разработка методов повышения работоспособности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды (на примере конденсатопровода вуктыл-сгпз)

На правах рукописи

УДК 622.691.4.04.14:620.693/197

Александров Юрий Викторович

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ
ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ МНОГОФАЗНЫЕ СРЕДЫ
(на примере конденсатопровода «Вуктыл-СГПЗ»)

Специальность 25.00.19 – Строительство и эксплуатация
нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Ухта – 2008

Диссертация выполнена в Ухтинском государственном техническом университете
и ООО «Газпром трансгаз Ухта»

Научный руководитель:	кандидат технических наук Руслан Викторович Агиней
Официальные оппоненты:	доктор технических наук, профессор Зафар Хангусейн - оглы Ягубов
	кандидат технических наук Светлана Константиновна Ким
Ведущая организация:	ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Защита состоится 17 октября 2008 г. в 10 часов на заседании диссертационного
совета Д 212.291.02 в Ухтинском государственном техническом университете по
адресу: 169300, г. Ухта, Республика Коми, ул. Первомайская, 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГТУ.

Автореферат разослан 15 сентября 2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

кандидат технических наук, доцент Н.М. Уляшева

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Опыт эксплуатации трубопроводов, транспортирующих многофазные среды, включая нефть, газовый конденсат, газ, пластовую воду, показывает, что в ряде случаев имеет место интенсивное развитие коррозии внутренней поверхности трубопровода. Скорость коррозии может составлять несколько миллиметров в год, что за непродолжительное время приводит к образованию сквозных повреждений металла трубы, разливу продукта и, как следствие, к значительному экологическому и экономическому ущербу.

На промысловых трубопроводах Самотлорского месторождения зафиксировано более тысячи отказов по причине внутренней коррозии труб. Разрушение труб происходит в течение трех-пяти лет с момента появления в составе транспортируемой среды пластовой воды.

Следовательно, актуальность выбранной темы не вызывает сомнения, особенно учитывая интенсивное обводнение большинства крупных нефтегазоконденсатных месторождений в заключительный период их эксплуатации.

Анализ методов повышения работоспособности трубопроводов в таких условиях показывает, что существующие методы можно условно разделить на две группы. Первая группа связана с применением коррозионно-стойкого оборудования. Однако такие методы невозможно использовать без остановки работы трубопровода, и их реализация связана со значительными затратами.

Другая группа методов направлена на снижение коррозионной активности среды. Чаще всего для этих целей применяют ингибиторы коррозии. Однако ингибирование имеет недостаточную эффективность вследствие непостоянства термобарических условий и типа течения многофазной среды по мере ее транспортирования. На участках с расслоенным потоком, движение коррозионно-активной воды может отсутствовать. В таких зонах ингибиторы не работают. Кроме этого метод ингибирования достаточно дорог, т.к. требует постоянного ввода реагентов в состав среды.

Это предопределяет необходимость разработки более эффективных методов повышения работоспособности трубопроводов в данных условиях.

Работа базируется на результатах научных работ многих ученых и исследователей, среди которых: Г.В. Акимов, Н.П. Алешин, В. Бекман, Д.Н. Брегман,
Л.М. Бреховских, Г.А. Воробьева, А.А. Гоник, И.Н. Ермолов, Н.П. Жук,
В.В. Завьялов, В.И. Классен, Г.Г. Корнилов, А.Е. Полозов, И.Л. Розенфельд,
Е.Ф. Тебенихин, Н.Д. Томашов, Г. Улиг, К. Феттер, Л.И. Фрейман и др.

Цель работы. Разработка эффективных методов повышения работоспособности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды, базирующихся на результатах лабораторных и полевых испытаний.

Задачи исследования:

1. Выявить особенности коррозионной поврежденности внутренней поверхности трубопроводов на основе результатов внутритрубной дефектоскопии и последующего обследования дефектов в шурфах.
2. Провести имитационные коррозионные испытания металла в условиях двухфазной среды «пластовая вода – газовый конденсат».
3. Разработать методы выявления участков трубопровода с расслоенным потоком течения транспортируемой среды.
4. Экспериментально определить оптимальные режимы магнитной обработки среды для снижения ее коррозионной активности.
5. Оценить экономическую эффективность разработанных решений.

Научная новизна:

- Обследованием в шурфах 675 коррозионных повреждений установлено, что с достоверностью 0,94 внутренние дефекты трубопровода характеризуются совокупностью следующих признаков: отношение продольных размеров к поперечным – 0,15-0,37, часовое расположение 3-5 и 7-9 часов, повреждение состоит множества локальных дефектов площадью 5-10 см2;

- Статическими коррозионными испытаниями доказано, что наиболее интенсивное развитие повреждений происходит на границе «газовый конденсат – вода»: потеря массы образцов на 25-63% больше, чем образцов, экспозированных в пластовой воде. В динамике скорости коррозии, фиксируемые датчиками, установленными в водной среде и на границе сред, отличаются в 1,6-5,15 раз зависимости от скоростей их движения;

- Впервые установлена зависимость для резистометрического определения скорости коррозии с помощью проволочного образца из стали 17ГС длиной 100 мм и

начальным диаметром r0 = 0,28 мм: , где – параметр, зависящий

от длины и удельного электросопротивления образца, =0,1172 (); – время, прошедшее с начала эксперимента; R – сопротивление образца в момент времени ;

- Расчетом параметров акустического поля доказано, что для реализации реверберационного метода контроля среды через стенку трубопровода толщиной 8 мм наиболее оптимальным является применение преобразователя с рабочей частотой
5,0 МГц и диаметром пьезопластины 10,0 мм;

- Впервые установлены критерии определения типа среды через металл трубопровода реверберационным методом по отношению амплитуд эхо-сигналов

: для газа - 0,86; для конденсата – 0,82; для воды – 0,8.

- Результатами лабораторных испытаний доказано, что оптимальными являются следующие параметры магнитной обработки, снижающие скорость коррозии с 0,9 мм/год до 0,1 мм/год: напряженность магнитного поля - 500 кА/м, число перемагничиваний – 10-12, соотношение объема омагниченного и неомагниченного раствора – 0,3, скважность импульсов электрического тока для электромагнитной обработки – 0,4;

- Установлено эффективное время действия для всех режимов магнитной обработки, составляющее в статических условиях 16 ч, при перемешивании среды 9 ч, после чего наблюдается снижение эффекта обработки;

- Впервые получены регрессионные модели изменения скорости коррозии Vкор от напряженности магнитного поля Н, количества намагничиваний N и доли омагниченного раствора в смеси Сом, общего вида Vкор =А(Сом)2+ВСом+С. При этом, коэффициенты А, В и С определяются из выражений: А=-310-12(NH)2+210-8NH+510-5; В=510-9(NH)2-310-5NH+0,0648; С=10-8(NH)2+10-4NH +0,8761.

Основные защищаемые положения:

• результаты анализа данных внутритрубной дефектоскопии и лабораторных испытаний, в т.ч. выполненных на модели трубопровода при движении многофазного потока;
• оригинальная методика расчета основных параметров пьезоэлектрического преобразователя;
• новые критерии оценки типа течения среды в продуктопроводе ультразвуковым реверберационным методом контроля;
• методика определения параметров магнитной обработки, обеспечивающих требуемое снижение коррозионной активности среды;
• новая конструкция устройства по омагничиванию коррозионно-активной среды в конденсатопроводе.

Практическая ценность работы заключается в разработке неразрушающего метода оценки типа течения многофазной среды в конденсатопроводе, позволяющего уточнить место коррозионно-активного участка, определении оптимальных параметров магнитной обработки среды для снижения коррозионной активности и проектировании устройства омагничивания с возможностью его монтажа без остановки продукта.

Метод ультразвукового контроля многофазного потока внедрен на участке конденсатопровода «Вуктыл-Сосногорский газоперерабатывающий завод», 37 км. В результате внедрения установлены границы участка конденсатопровода с расслоенным типом течения транспортируемой потока. По результатам внедрения получен чистый доход – 581,8 тыс. руб. При реализации инвестиционного проекта внедрения метода на коррозионно-опасном участке 37-67 км участке ожидаемый экономический эффект за 8 лет составит более 3,8 млн. руб. с учетом дисконтирования денежных потоков.

По материалам исследований поданы две заявки на изобретения РФ, что свидетельствует о новизне и практической применимости полученных результатов.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

- на Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока» (УГТУ, г. Ухта, 2003 г.);

- III Международной научно-технической конференции «Новые материалы, неразрушающий контроль и наукоемкие технологии в машиностроении», (г. Тюмень, 2005 г.);

- 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (РГУНиГ им. И.М. Губкина,
г. Москва, 2007 г.);

- 6-й Международной научно-технической конференции «Новые материалы и технологии в машиностроении» (БГИТА, г. Брянск, 2006 гг.);

- Конференциях сотрудников и преподавателей УГТУ (г. Ухта, 2004, 2006, 2007, 2008 гг.);

- Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007 г.);

- Международной конференции «Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (PITSO-2007) (ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва, 2007 г.).

- Международной конференции «Газопроводные системы: настоящее и будущее» (GTS-2007) (ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва, 2007 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 25 работ, из них 15 в ведущих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения. Содержит 179 страниц текста, 91 рисунок, 25 таблиц, список литературы из 121 наименования и приложение.

Содержание работы

Во введении обоснованы актуальность и значимость выбранной темы, степень ее разработанности, охарактеризованы научно-методические пути ее решения.

В первой главе « Анализ средств и методов повышения работоспособности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды» показано, что несмотря на существующие системы очистки и подготовки продукта к транспорту в трубопроводы может попадать пластовая вода, содержащая коррозионно-активные компоненты. При этом в трубопровод закачиваются многофазные эмульсионные среды, которые при перекачке могут разделяться на компоненты, в том числе с выделением на отдельных участках трубопроводов свободной воды. Такие участки характеризуются значительной скоростью протекания локальных коррозионных процессов, повреждающих внутреннюю поверхность труб.

Проблема актуальна не только для трубопроводов, транспортирующих продукты с содержанием агрессивных веществ: сероводород, меркаптановые серы, углекислый газ и др. На межпромысловых трубопроводах Западной Сибири зафиксировано более 3000 отказов, что А.А. Гоник и Г.Г. Корнилов связывают только с обводненностью месторождений.

Обзор методов повышения работоспособности трубопроводов в таких условиях показал, что первая группа методов связана с использованием коррозионно-стойкого оборудования. Это достигается применением коррозионно-стойких труб, получаемых обычно легированием стали или антикоррозионных покрытий внутренней поверхности труб. Основным недостатком легирования является избирательность против определенного механизма коррозии, покрытий – сложность монтажа таких труб и относительно небольшой срок службы. Кроме этого, такие методы невозможно реализовать без остановки трубопровода, и они характеризуются значительными материальными, трудовыми и временными затратами.

Другая группа методов направлена на снижение коррозионной активности среды. Реализация методов возможна, однако они не обладают достаточной эффективностью защиты протяженного трубопровода. Перспективным является применение безреагентых методов, например, омагничивания среды, однако ему также присущ ряд недостатков: 1) из-за ограниченного времени действия обработки необходимо устанавливать обородувание точно в начале коррозионно-опасного участка;
2) эффективность метода зависит от параметров магнитной обработки, которые индивидуальны для определенной коррозионной среды и металла; 3) создание высоконапряженного магнитного поля постоянными магнитами, расположенными внутри трубопровода снижает производительность трубопровода, а также накладывает ограничения на пропуск внутритрубных устройств.

В Республике Коми примером трубопровода, транспортирующего многофазную среду является конденсатопровод (КП) «Вуктыл - Сосногорский газоперерабатывающий завод (СГПЗ)». КП изготовлен из труб диаметром 530 мм, толщиной стенки 8,0 мм, марка стали труб 17ГС. Длина трубопровода – 186 км.

В 1996 году на КП были обнаружены два сквозных повреждения. Исследования металла и продуктов коррозии показали, что процесс развивался с внутренней поверхности труб и связан с возникновением электрохимических гальванопар, обусловленных химической неоднородностью поверхности металла, в условиях коррозионно-активной среды, которая преимущественно состоит из пластовой воды и метанола.

Таким образом, для обеспечения безаварийной эксплуатации трубопроводов, транспортирующих многофазные среды необходима разработка эффективных методов повышения их работоспособности, что и являлось целью работы.

Во второй главе « Анализ коррозионного состояния системы конденсатопроводов Вуктыл-СГПЗ» показано, что магнитной внутритрубной дефектоскопией (ВТД) КП, выполненной на участке 0-124 км зарегистрировано 2560 повреждений коррозионного происхождения. Удельная плотность дефектов по участкам пропуска составила: 0-5 км – 104,6; 5-35 км – 34,9; 35-37 км – 20,5; 37-68 км – 25,8; 68-124 км – 8,9 дефектов на км, т.е. наблюдается снижение дефектности по линейной протяжённости.

Обследованием наиболее глубоких дефектов в шурфах было установлено, что на участке 0-5 км 313 из 317 дефектов (98,7%) являются коррозией внешней поверхности трубопровода, повреждений внутренней поверхности нет. На 37-124 км 208 из 358 дефектов соответствует внутренним дефектам (58,1%), остальные – внешним. Наибольшая плотность внутренних дефектов отмечается на участке 37-68 км – 158 дефектов из 174 обследованных, т.е. более 90%.

По результатам измерения размеров дефектов в шурфах с помощью ультразвуковой толщинометрии установлены отличительные признаки коррозии внутренней поверхности от внешней (за исключением ручейковой коррозии), которые позволяют идентифицировать необследованные в шурфах повреждения: 1) отношение общей длины повреждения к ширине составляет от 0,15 до 0,37; 2) повреждение состоит из множества точечных дефектов малой площади (в среднем 5-10 см2); 3) повреждения локализованы в областях 3-5 и 7-9 ч в почасовой ориентации трубы (рис. 1).

а) б)

а) часовое распределение повреждений на участке 37-68 км; б) повреждение, состоящее из коррозионных язв площадью 5-10 см2 на внутренней поверхности КП

Рисунок 1 – Отличительные признаки коррозии внутренней поверхности КП

Сопоставление плотности дефектообразования на внутренней поверхности с расчетным и фактическим давлением в КП (рис. 2) позволило сделать вывод, что внутренние повреждения локализованы на участках снижения давления, преимущественно связанных с подъемом рельефа трассы. При этом установлено, что градиент снижения фактического давления выше расчетного, что может быть обусловлено потерей реального диаметра из-за расслоения транспортируемого потока с образованием застойных зон, с малым движением нижних слоев потока.

В третьей главе « Имитационные коррозионные испытания металла конденсатопровода» для исследования были отобраны образцы стали 17ГС из труб КП и вода с головных сооружений Печорокожвинского и Вуктыльского месторождений.

Рисунок 2 – Сопоставление графиков расчетного 1 и фактического 2 давления в КП, высотных отметок трассы 3 и плотности внутренних повреждений 4

Первый вид испытаний – оценка коррозионной активности вод электрохимическими методами. Исследования выполнены в статическом состоянии и при перемешивании среды, а также с продувкой СО2. Установлено, что коррозионная активность обеих сред высокая, при перемешивании раствора и продувке СО2 наблюдается увеличение скорости коррозии (рис. 3).

а)

а) б)

1 и 2 – в статических условиях; 3 и 4 при движении среды

Рисунок 3 – Поляризационные кривые стали марки 17ГС в воде с головных сооружений Печорокожвинского а) и Вуктыльского б) месторождений

Далее выполнялись статические испытания образцов в трехфазной среде: воздух, конденсат и пластовая вода. Время экспозиции - 10 суток. Установлено, что удельная потеря массы образцов, расположенных в пластовой воде 88,3-125,5 мг/см2. На границе «конденсат-вода» – 114,1-189,5 мг/см2, несмотря на то, что вторая группа образцов была расположена частично в некоррозионный-активном конденсате.

Для определения скорости коррозии в модели трубопровода, транспортирующего многофазную среду, был изготовлен лабораторный стенд. В модель, выполненную из полиэтиленового цилиндра, заливали на высоты воду Печорокожвинского месторождения, до высоты – конденсат, имеющий возможность прокачиваться насосом. В модели диаметрально противоположно устанавливались две группы датчиков коррозии. Модель имела возможность вращения вокруг своей оси, при этом линия, соединяющая центры датчиков, поворачивалась на угол относительно горизонта. Для определения скорости коррозии применялся резистометрический метод, заключающийся в измерении электрического сопротивления стальных образцов с малым поперечным сечением. Коррозионные потери образца к моменту времени характеризуются величиной изменения радиуса образца:

. (1)

Если температура образца в течение опыта постоянна, то формулу 1 можно представить в виде:

или , (2)

где - удельное электрическое сопротивление образца; - длина образца;
R0 и R – сопротивление образца в начальный момент и момент времени.

Зная зависимость коррозионных потерь r от времени, вычисляют скорость коррозии для любого момента времени. Для образцов из стали 17ГС длиной 100 мм и начальным диаметром r0=0,28 мм была определена зависимость сопротивления образца от его диаметра, на основании которой получена расчетная формула для определения скорости коррозии:

. (3)

где – параметр, зависящий от длины и удельного сопротивления образца, =0,1172 ().

На рис. 4 представлены графики зависимости средней скорости коррозии от угла поворота модели. При =0 - обе группы датчиков расположены в конденсате; =45° - первая группа на границе «вода-конденсат», вторая на границе «воздух-конденсат»; =90° первая группа в воде, вторая в воздухе.

а) б)

1 – первая группа датчиков; 2 – вторая группа датчиков

Рисунок 4 – Зависимость средней скорости коррозии Vкор от угла поворота при расходе конденсата 0,1 л/с а) и 0,2 л/с б)

Таким образом, определено, что скорости коррозии на границе воды и конденсата выше скорости коррозии в воде в 1,6-5,15 раза в зависимости от скорости движения среды.

В четвертой главе « Разработка средств и методов контроля многофазных сред» представлены результаты экспериментальных испытаний методов оценки типа течения многофазной среды в конденсатопроводе. Проанализированы известные технические решения, связанные с введением в полость трубопровода различных устройств, контролирующих плотность или содержание воды в эмульсии, а также ультразвуковые методы определения типа течения среды. Последние методы оказались предпочтительней, однако они сложны в практической реализации, т.к. контроль одновременно ведется несколькими датчиками, а интерпретация показаний осуществляется ЭВМ с помощью специальной программы. Автором предложен ультразвуковой реверберационный метод, который осуществляется с помощью одного пьезоэлектрического преобразователя (ПЭП), а анализ данных выполняет дефектоскопист, проводящий контроль. Сущность реверберационного метода заключается в измерении параметров серии затухающих эхо-сигналов (рис. 5).

Расчетным путем выбран ПЭП с рабочей частотой 5,0 МГц, диаметром пьезопластины 10 мм, который обеспечивает устойчивую реверберацию сигнала при толщине стенки трубы около 8,0 мм.

Скорость затухания связана с отношением амплитуды последующего эхо-сигнала к предыдущему:

= Rмп Rмс e-2мHм, (4)

где Нм – толщина стенки трубы, м –коэффициент затухания в металле; Pмn+1 и Pмn – амплитуда n-го и n+1-го при реверберации УЗ в металле; Rмп, Rмс - модуль коэффициента отражения от границы «металл - ПЭП» и «металл – среда», соответственно; [H] – функция, определяющая ослабление донного сигнала в результате дифракционного расхождения акустических лучей.

а) б)

1 – эхо-сигнал зондирующего импульса; 2, 3, 4 – первый, второй и третий эхо-сигнал,
соответственно

Рисунок 5 – Схема реализации реверберационного метода: а) схема получения многократноотраженных эхо-сигналов в стенке трубы; б) осциллограмма экрана дефектоскопа

Таким образом, величина Rмс, различная для газовой, водной и конденсатной сред, влияет на скорость затухания эхо-сигналов. Экспериментальным путем получены осциллограммы ультразвукового дефектоскопа при контакте фрагмента металла трубы с различными фазами (рис. 6).

а) б) в)

Рисунок 6 – Осциллограммы, полученные на участке конденсатопровода,
граничащего с газовой а), водной б) фазой и с конденсатом в)

Из рис. 6 видно, что скорость затухания эхо-сигналов разная: при контакте с газовой фазой наблюдается 10, при контакте с водой – 7, при контакте с конденсатом – 8 эхо-сигналов. В результате расчетным путем установлены и экспериментально подтверждены критерии определения типа среды:

- газ; - конденсат; - вода.

В пятой главе « Развитие методов снижения коррозионной активности среды» рассмотрены технические решения по снижению коррозионной активности транспортируемой среды.

Автором предложено применение магнитного метода обработки транспортируемой среды. В настоящее время механизм магнитной обработки до конца не изучен. В.И. Классен считает, что под действием силы Лоренца молекулы воды, входящие в состав коррозионной среды, начинают движение. Магниты расположены так, чтобы магнитное поле устройства вызвало колебания диполей воды, что приводит к отделению молекул воды от микровключений, находящихся в жидкости. Образующиеся в результате магнитной обработки метастабильные ассоциаты способны достраивать структуру за счет других растворенных молекул и ионов до электронейтральной. Эффект сохраняется в потоке жидкости до 24 ч. Магнитная обработка перекачиваемых жидких сред воздействует на весь комплекс свойств жидкости, изменяя равновесие диссоциации воды, что сопровождается уменьшением кислотности и коррозионной активности. Изменяется также степень гидратации растворенных примесей и ионов солей, что приводит к изменению растворимости примесей, уменьшению вязкости растворов, объемной кристаллизации примесей из растворов (например, солей жидкости или асфальто-парафинистых отложений).

Для определения эффективности такой обработки на пластовую воду Вуктыльского месторождения, а также для определения режимов обработки, обеспечивающих оптимальный эффект при минимальных энергетических затратах, был выполнен ряд экспериментов.

Применяли соленоид с расчетной напряженностью поля Н=915 кА/м при силе тока в обмотке 160 А. Максимальная фактическая напряженность, измеренная в центре соленоида тесламетром составляла 677 кА/м.

Первый этап испытаний - статические. Жидкость с водой устанавливалась в центр соленоида и омагничивалась однократным пропусканием импульса тока. Коррозионная активность воды до и после испытания определялась электрохимическим методом относительно образца стали 17ГС. На рис. 7, а приведен график изменения скорости коррозии от напряженности поля. Далее вода омагничивалась многократным пропусканием импульсов тока (N – количество намагничиваний) (рис. 7, б).

а) б)

Рисунок 7 – Зависимости скорости коррозии от напряженности магнитного поля а) и количества намагничиваний б)

Установлено, что при однократном омагничивании при увеличении напряженности поля до 300 кА/м скорость коррозии падает с 0,9 до 0,4 мм /год. С увеличением количества намагничиваний коррозионная активность также снижается. Оптимальным является количество N=10-12, при которых скорость коррозии снижается до 0,1 мм/год.

Для установления времени действия магнитной обработки определяли коррозионную активность среды в течение 24 ч с шагом 2 ч в статике и при перемешивании. Установлено, что для различных режимов магнитной обработки зафиксирован порог 9 ч для динамического состояния и 16 ч для статического, после которого эффективность обработки резко снижается. При средней скорости продукта в КП
0,5 м/с это соответствует протяженности защиты около 16 км.

Отмечено, что наиболее целесообразным является установка омагничивающего устройства на байпасную линию основного трубопровода, тем самым не создается помех для пропуска внутритрубных устройств. При этом омагничивается часть жидкости, которая в дальнейшем смешивается с остальным объемом.

На рис. 8 показаны графики скорости коррозии в зависимости от соотношения обработанной и необработанной частей воды в смеси.

Установлено, что при увеличении доли обработанного раствора в смеси с необработанным, скорость коррозии снижается. Наиболее эффективное снижение скорости коррозии происходит при добавлении в смесь раствора с параметрами обработки Н=500 кА/м; N=10: при добавлении 10% омагниченной жидкости скорость коррозии снижается с 0,9 мм/год до 0,21 мм/год, 30% - до 0,1 мм/год.

Рисунок 8 – Зависимость скорости коррозии среды Vкор от соотношения
омагниченной и неомагниченной частей Сом в смеси при различных параметрах магнитной обработки

Получены регрессионные модели, имеющие общий вид Vкор =А(Сом)2+ВСом+С. При этом, коэффициенты А, В и С можно определить из выражений:
А=-310-12(NH)2+210-8NH+510-5; В=510-9(NH)2-310-5NH+0,0648;
С=10-8(NH)2+10-4NH +0,8761.

Для второго этапа испытаний (в динамике) применялась модель трубопровода с резистивными датчиками коррозии. Пластовая вода на выходе из насоса омагничивалась, проходя через соленоид. Ток на соленоид подавался через тиристор, управляемый генератором. Определено, что с увеличением частоты импульсов тока подаваемого генератором Vкор снижается, при увеличении скорости прокачивания увеличивается (рис. 9, а). Установлено, что данный факт связан с увеличением количества намагничиваний элементарного объема среды dV, проходящего через соленоид, что подтверждает данные, полученные при статических испытаниях.

Так, число намагничиваний элементарного объема раствора dV, проходящего через катушку длиной lc определяется по формуле:

, (5)

f – частота импульсов; lc – длина катушки; d – внутренний диаметр подводящей трубки; Q – расход жидкости.

Установлен характер зависимости скорости коррозии в среде от скважности импульсов тока (рис. 9, б). Определен интервал значений, обеспечивающий максимальное снижение коррозионной активности: =0,4-0,8. Для снижения электроэнергии, расходуемой установкой, наиболее приемлемой величиной является нижняя граница =0,4.

Полученные результаты позволили спроектировать электромагнитную установку, устанавливаемую на конденсатопровод без остановки транспорта продукта врезкой под давлением.

а) б)

Рисунок 9 – Зависимость скорости коррозии от частоты а) и скважности б)
импульсов тока в соленоиде

В шестой главе «Расчет эффективности инвестиционного проекта внедрения методики контроля многофазного потока» проведена оценка инвестиционной привлекательности проекта внедрения разработанного метода оценки типа течения среды реверберацией ультразвуковых колебаний на коррозионно-опасном участке 37-68 км КП Вуктыл-СГПЗ, в период с 2008 по 2015 гг. Эффект достигается за счет снижения затрат на установку устройств контроля потока внутрь трубопровода. Расчет показал, что чистый дисконтированный доход за время реализации проекта составит более 3,8 млн. руб., внутренняя норма прибыли – 24,18 % при ставке дисконта 12%; срок окупаемости – на уровне 3,7 лет с момента начала реализации проекта.

Основные выводы:

1. На основе анализа данных внутритрубной диагностики, обследования в шурфах, исследования металла поврежденных труб выявлены основные факторы, приводящие к развитию коррозии внутренней поверхности трубопроводов, транспортирующих многофазные среды.

2. Разработаны отличительные признаки коррозии внутренней и внешней поверхности труб, на основе данных внутритрубной диагностики, что позволяет идентифицировать выявленные ВТД повреждения без их обследования в шурфах.

3. Установлена закономерность плотности дефектообразования на внутренней поверхности труб от расчетного и фактического профиля давления в конденсатопроводе, характеризующая локализованность внутренних повреждений на участках снижения давления, преимущественно связанных с подъемом рельефа трассы. Установлено, что градиент снижения фактического давления выше расчетного, что может быть обусловлено потерей «реального» диаметра из-за расслоения транспортируемого потока с образованием застойных зон.

4. Разработано техническое решение, позволяющее достоверно и эффективно проводить оценку типа течения перекачиваемой среды по сечению трубопровода с помощью стандартных дефектоскопических приборов. Определены оптимальные характеристики средств контроля, расчетно и экспериментально установлены информативные критерии контакта трубы с различными фазами перекачиваемой среды по параметрам амплитудно-временного распределения сигналов.

5. Обоснован метод магнитной обработки коррозионно-активных сред. Экспериментально определены параметры магнитной обработки, при которых энергетические затраты на обработку среды расходуются наиболее эффективно.

6. Разработано устройство для импульсного намагничивания потока, проходящего через байпасную линию. Обоснованы оптимальные величины частоты и скважности импульсов электрического тока, подводимого к электромагниту.

7. Внедрен ультразвуковой метод оценки типа течения многофазной среды на 37 км второй очереди конденсатопровода Вуктыл-СГПЗ. Установлены границы участка с расслоенным типом течения транспортируемого продукта, предложен к внедрению комплекс мероприятий по снижению коррозионной повреждаемости внутренней поверхности конденсатопровода на данном участке. Получен чистый доход – 581,8 тыс. руб.

1. 8. Рассчитана экономическая эффективность проекта внедрения методики ультразвукового контроля потока на участке 37-64 км двухниточного конденсатопровода «Вуктыл-СГПЗ» в период с 2008 по 2015 гг. Прогнозируемый чистый дисконтированный доход составляет более 3,8 млн. руб.

Основные положения диссертации опубликованы
в следующих работах:

1. Александров Ю.В., Агиней Р.В., Саванько Е.А. Разработка критериев оценки типа течения многофазных сред ультразвуковым методом // Сборник научных трудов: материалы научно-технической конференции (17-20 апреля 2007 г.): в 2 ч.;
   ч. 1. / под ред. Н.Д. Цхадая. – Ухта: УГТУ, 2007. – С. 136-141.
2. Александров Ю.В., Полубоярцев Е.Л., Князев Н.В. К вопросу очистки промысловых коммуникаций от смолопарафиновых отложений // Сборник научных трудов: материалы научно-технической конференции (20-23 апреля 2004 г.): в 2 ч.; ч. 1. / под ред. Н.Д. Цхадая. – Ухта: УГТУ, 2005. – С. 62-65.
3. Александров Ю.В., Полубоярцев Е.Л., Коптяева Г.Б. Применение ПАВ многофункционального действия для повышения эффективности промыслового и дальнего транспорта нефтегазоконденсатных смесей в условиях Крайнего Севера // Новые материалы, неразрушающий контроль и наукоемкие технологии в Машиностроении: материалы III международной научно-технической конференции (6-9 декабря 2005 г.) – Тюмень: Феликс, 2005. – С. 10-11.
4. Крачковский В.В., Юнусов Р.Ю., Полубоярцев Е.Л., Рыбаков Л.В., Александров Ю.В. Результаты промысловых испытаний комплексного ингибитора парафиноотложений и гидратообразований // Сборник научных трудов: материалы научно-технической конференции (18-21 апреля 2006 г.): в 3 ч.; ч. 1. / под ред. Н.Д. Цхадая. – Ухта: УГТУ, 2006. – С. 255-261.
5. Александров Ю.В., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Контроль многофазных сред в конденсатопроводах при помощи ультразвука // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2007. - № 4. – С. 24 – 31.
6. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Александров Ю.В., Саванько Е.А. Анализ результатов оценки коррозионного состояния системы конденсатопроводов Вуктыл-СГПЗ // Контроль. Диагностика. – 2007. - № 7. – С. 31 – 44.
7. Александров Ю.В., Агиней Р.В. Оценка химической неоднородности металла коррозионноповрежденных труб // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Тезисы 7-й Всероссийской научно-технической конференции (29-30 января 2007 г.) М.: РГУНиГ им. И.М. Губкина, 2007. – С. 59.
8. Александров Ю.В., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Глотов И.В. Исследование мест сквозных коррозионных повреждений в конденсатопроводах // Коррозия: материалы, защита. – 2007. - № 6. – С. 35 – 44.
9. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Александров Ю.В. Анализ результатов внутритрубной дефектоскопии конденсатопроводов «Вуктыл-СГПЗ» // Коррозия: материалы, защита. – 2007. - № 9. – С. 22 – 27.
10. Александров Ю.В., Агиней Р.В., Кузьбожев А.С. Методы акустического контроля многофазной среды в трубопроводе // Контроль. Диагностика. – 2007. -
    № 10. – С. 20-27.
11. Александров Ю.В., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Конакова М.А. Оценка структурной неоднородности металла коррозионноповрежденных труб // Коррозия: материалы, защита – 2008. - № 2. – С. 20-22.
12. Бирилло И.Н., Теплинский Ю.А., Быков И.Ю., Александров Ю.В. Оценка потерь металла в осевом сечении коррозионно-повреждённых труб // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2004. - № 4 - С. 9-12.
13. Александров Ю.В., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Моделирование коррозионных повреждений конденсатопроводов, приводящих к техногенным экологическим последствиям // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2007. - № 4. – С. 32 – 40.
14. Бирилло И.Н., Теплинский Ю.А., Быков И.Ю., Александров Ю.В. О работоспособности трубопроводов, подверженных коррозии в процессе эксплуатации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2004. -
    № 8. - С. 21-25.
15. Теплинский Ю.А., Бирилло И.Н., Кандауров И.И., Романцов С.В., Александров Ю.В. Анализ результатов внутритрубной дефектоскопии конденсатопровода Вуктыл - Сосногорский газоперерабатывающий завод и оценка факторов, способствующих коррозионному повреждению труб // Обзорн. инф., прилож. к журн. Наука и техника в газовой промышленности. Сер. Транспорт и подземное хранение газа, 2004. – 34 с.
16. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Александров Ю.В., Кандауров И.И. Исследование вариации твердости по окружности сварных труб в конденсатопроводах, поврежденных внутренней коррозией // Контроль. Диагностика. – 2007. - № 10. – С. 49-53.
17. Теплинский Ю.А., Конакова М.А., Осенняя Т.Н., Аленников С.Г., Александров Ю.В. Влияние неметаллических включений на разрушение трубных сталей // Технология металлов. – 2005. - № 4. - C. 6-9.
18. Агиней Р.В., Александров Ю.В. Оценка коррозионного состояния системы конденсатопроводов Вуктыл-СГПЗ по результатам внутритрубной диагностики / Газотранспортные системы: настоящее и будующее: Тезисы докладов Международной научно-практической конференции 6-7 декабря 2007 г. – М.: ВНИИГАЗ, 2007. – С. 108.
19. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Александров Ю.В., Кандауров И.И. Исследование остаточных напряжений в сварных трубах конденсатопроводов, поврежденных внутренней коррозией // Контроль. Диагностика. – 2007. - № 11. – С. 24-27.
20. Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Александров Ю.В. Оценка структурной неоднородности металла коррозионно-поврежденных труб // Контроль. Диагностика. – 2007. - № 12. – С. 54-58.
21. Александров Ю.В., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Глотов И.В. Моделирование коррозионных повреждений в двухфазной газоконденсатной среде // Коррозия: материалы, защита. – 2008. - № 1. – С. 20 – 24.
22. Цхадая Н.Д., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Александров Ю.В. Заявка на изобретение РФ №2007116881/17. Способ защиты трубопровода от коррозии.
23. Цхадая Н.Д., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В., Александров Ю.В. Заявка на изобретение РФ №2007121152/17. Способ контроля многофазного потока в трубопроводе.
24. Александров Ю.В., Непогожев А.М. Временная инструкция на ремонт дефектов труб и сварных соединений действующих магистральных газопроводов и конденсатопроводов ООО «Севергазпром» стальными сварными муфтами – Ухта: Севергазпром, 2006. – 86 с.
25. Яковлев А.Я., Александров Ю.В., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. Повышение работоспособности конденсатопроводов в условиях транспорта многофазного потока / Обзорная информация. Серия «Транспорт и подземное хранение газа». – М.: ИРЦ Газпром, 2008. – 88 с.

___________________________________________________________________

Подписано в печать 10.09.2008 г. Формат А5

Уч. изд. л. 1,6. Тираж 100 экз. Заказ №________

Отпечатано в отделе механизации и выпуска НТД Севернипигаза

Лицензия КР №0043 от 9 июня 1998г.

169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Севастопольская, 1а