4 Введение
В нефтяной и газовой промышленности СНГ эксплуатируются 206 тыс. км магистральных газопроводов, 65 тыс. км магистральных нефтепроводов, более 6 тыс. км продуктопроводов и более 30 тыс. км промысловых трубопроводов различного назначения; 2/3 магистральных трубопроводов имеют возраст более 15 лет. На трубопроводном транспорте нефти и газа ежегодно происходит более 100 крупных аварий и, к сожалению, ожидается дальнейшее ухудшение ситуации.
Другую группу объектов, где аварийность, потери нефти и экологический ущерб особенно велики, составляют внутрипромысловые системы сбора нефти, газа и продуктопроводов, здесь ежегодно происходит около 75 тыс. аварий.
Старение и увеличение общей протяженности трубопроводов, усложнение природно-технических и социальных условий эксплуатации большинства техногенно-опасных объектов, таких как атомные и тепловые электростанции, химические и микробиологические производства, ракетно- космические комплексы, гидротехнические сооружения, все виды транспорта и т.д., требуют максимально возможного применения систем.
Своевременная диагностика и качественный ремонт являются основными направлениями обеспечения работоспособности и безопасности эксплуатации технических систем, в том числе оборудования и трубопроводов.
В результате диагностики технического состояния оборудования и трубопроводов устанавливаются параметры их фактического состояния:
1) уровень напряженности, дефектность и качество металла и сварных соединений;
2) стойкость и состояние изоляционных материалов;
3) наличие и состояние катодной защиты;
4) стабильность грунта и способность кольцевых стыков воспринимать горизонтальные перемещения грунта и др.
5
Указанные параметры и факторы дополняются сведениями о разруше- ниях и утесках, гидравлических (пневматических) испытаниях и др. Указанные данные являются исходными для принятия соответствующего решения (дальнейшая эксплуатация, соответствующий ремонт или реконструкция). Важным и своевременным является вопрос об установлении очередности ремонта того или иного дефекта или неисправности, что вызывает необходимость установления степени их опасности. Причем в зависимости от типа дефекта или неисправности могут быть использованы различные критерии степени их опасности. Например, для элементов с дефектами основного ме- талла и сварных соединений в качестве критериев опасности дефектов могут быть использованы коэффициенты снижения прочности фр и долговечности ф( элементов с тем или иным дефектом, обнаруженном при диагностике. Очевидно, что фр < 1,0 и ф, < 1. Значение фр = ф( = 1,0 соответствует бездефектным трубам. Элементы с меньшими значениями фр и (pt должны ремонтироваться раньше. При определенных значениях фр и<р, трубы могут эксплуатироваться без ремонта.
Необходимо отметить, что оценка значений фр и (pt представляет доста- точно сложную задачу как в теоретическом, так ив экспериментальном отношениях. Это объясняется, прежде всего, сложностью определения напряженно-деформированного состояния в окрестности дефектов, имеющих различные размеры, конфигурацию, ориентации и местоположения и др. Большую роль при оценке фр и ф1 играют критерии наступления предельного состояния. При оценке прочности труб с дефектами необходимо применение локальных критериев разрушения.
Требуют совершенствования базовые кинетические уравнения для описания процессов накопления повреждений в металле труб при эксплуатации.
Проблеме оценки ресурса трубопроводов с учетом одновременного действия коррозии и механических напряжений посвящено достаточно большое количество опубликованных работ.
Большинство существующих расчетных методов оценки ресурса эле-
6
ментов конструкций в условиях коррозионного действия рабочих сред бази- руются на экспериментальных кривых коррозионно-механическои прочности металла в координатах «приложенное напряжение — время до разрушения», которые аппроксимируются соответствующими аналитическими функциями. По кривым коррозионно - механической прочности устанавливают величину допускаемого напряжения, не вызывающего разрушения в назначенный срок службы элемента. Этот подход практикуется в расчете трубопроводов, работающих в средах, вызывающих коррозионное растрескивание. В условиях общей коррозии по заданному сроку эксплуатации трубопровода [t] и скоро- сти коррозии Vo устанавливается определенный запас на толщину стенки труб Д5 (А8 = 5ср - 5пр, где 5ср и 8пр — фактическая и предельная толщина стенки): Л5ср = Do [t]. Может решаться и обратная задача. По установленным значениям и0 и А5 определяется ресурс трубопровода: tp = ЛоУио. Обычно, на практике величина и() устанавливается стандартными методами в заданной рабочей среде ненапряженного металла.
Известно влияние механических напряжений на коррозионную стойкость металлов. Однако в существующих методах расчета на прочность тру- бопроводов этот фактор учитывается лишь при выборе материала. При этом запас на коррозионный износ устанавливается преимущественно по коррозионной стойкости ненапряженного металла. Одна из причин этого - отсутствие надежной расчетной зависимости между величиной действующего напряжения и скоростью коррозии, особенно в условиях, когда металл испытывает плоское и объемное напряженное состояние, характерное для работы трубопроводов. С другой стороны, коррозионное воздействие на металл способствует возрастанию степени напряженности стенок труб и дальнейшему интенсифицированию коррозионных процессов (подобно автокаталитиче- скому процессу), что приводит к резкой потере ресурса трубопроводов. Особенно этот факт характерен для работы нефтегазопромысловых объектов.
Анализ условий эксплуатации и работоспособности нефтегазопромысловых трубопроводов ставит задачу расчета их геометрических и эксплуа-
7
тационных параметров на основе учета кинетики механохимической повреждаемости.
Путем выбора соответствующих марок сталей и термической обработки при определенных ограничениях уровня действующих напряжений удается избежать коррозионного (сульфидного) растрескивания труб, но при этом сохраняется общее коррозионное воздействие агрессивных сред, вызывающих более или менее равномерный коррозионный износ стенок труб. Теоретически обоснованное назначение запаса на коррозионный износ в одних случаях позволяет повысить ресурс трубопровода, в других - уменьшить их металлоемкость.
В последнее время получили развитие расчетные методы оценки ресурса труб, базирующиеся на учете влияния механических напряжений и деформаций на коррозию металла. Однако, в виду сложности этих методов они не получили широкого применения в расчетной практике. Кроме того, существующие методы расчета ресурса труб относятся, в основном, к случаям их общей (равномерной) коррозии.
Базируясь на известных закономерностях металлохимии металлов и механики твердого деформируемого тела, в работе предложено и обосновано одностириметрическое кинетическое уравнение механохимической повреждаемости металлов, связывающее степень изменения геометрических параметров конструктивных элементов в линейной зависимости с их обобщенными инвариантными характеристиками поврежденного и деформированного состояния на всех этапах упругого и упругопластического деформирования.
На основе выполненного анализа кинетики механохимической повреждаемости базовых элементов трубопроводов получены аналитические зависимости для определения долговечности и ресурса трубопроводов в условиях длительного и статического нагружения на всех этапах деформирования, включая стадию спонтанного неконтролируемого разрушения.
Даны практические рекомендации по расчетной оценке безопасности
8
срока эксплуатации конкретных трубопроводов, согласованные компетентными институтами и органами Госгортехнадзора России.
9
1 ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «Юганскнефтегаз»
1.1 Коррозионная активность рабочих сред
Данному вопросу посвящено достаточно большое количество работ, в частности [80-84]. Поэтому, здесь остановимся на основных моментах данного вопроса.
Коррозионная агрессивность нефтепромысловых жидкостей и газов связана с содержанием воды, углекислого газа, сероводорода и общим давлением в системах, влияющим на парциальные давления агрессивных газов и, следовательно, на их количество, переходящее в водную фазу.
Отношение парциальных давлений углекислого газа и сероводорода превышает 200, что указывает на преимущественно углекислотный характер коррозии. В то же время фактические скорости коррозии трубопроводов во многих случаях превышают скорости, прогнозируемые по известному уравнению Де Ваарда и Милльямса.
Гидродинамические условия транспорта газожидкостного потока, содержащего воду, углекислый газ и механические примеси, являются значительными факторами, определяющими коррозию трубопроводов системы сбора нефти Самотлорского месторождения на поздней стадии разработки.
Ускоренное разрушение трубопроводов, в том числе наличие канавоч-ной коррозии со скоростью более 1-1,5 мм/год, можно объяснить эрозионным разрушением защитных пленок продуктов коррозии скоростным потоком жидкости, содержащей механические примеси. В результате чистый металл постоянно контактирует с коррозионной средой, вызывающей меха-нохимическую коррозию. При достаточно высокой скорости потока эрозионному разрушению может подвергаться сам металл. На ускоренный рост канавки могут влиять различные факторы: действие гальванопары «оголен-
10
ный металл - металл, покрытый сульфидом железа», повышенное напряженное состояние в области первоначального утончения металла, которое инициирует механизм хрупкого разрушения стали вследствие коррозионно-усталостных и водородоиндуцированных трещин.
При низкой скорости потока, способствующей отложению в трубопроводах механических примесей, коррозия обусловлена работой концентрационных пар, в которых участки поверхности с отложениями являются анодами. Наличие в транспортируемой продукции следов сероводорода приводит к накоплению в отложениях сульфида железа. При этом отложения облегчают катодную реакцию на поверхности металла (или на самих отложениях, если они электропроводны), следствием является ускорение коррозионного процесса. Коррозия поверхности труб без отложений, по всей вероятности, протекает со скоростью, прогнозируемой уравнением Де Ваарда и Милльямса.
Локальные механические напряжения, наряду с высокой коррозионной активностью сред, предопределяют все виды нагрушения работоспособности промысловых трубопроводов.
1.2 Механизмы отказов трубопроводов ОАО «Юганскнефтегаз»
В настоящее время наибольшее количество аварий трубопроводов систем сбора нефти и нефтепромыслового оборудования происходит из-за внутренней коррозии и составляет более 1000 отказов за год [80].
К основным факторам, обуславливающим внутреннюю коррозию: а) высокая обводненность транспортируемой продукции; б) наличие СОг в газе и растворенной углекислоты в водной фазе; в) наличие значительных количеств взвешенных частиц (так называемых «механических примесей», состоящих из песка и осыпавшихся с поверхности трубы продуктов коррозии); г) образование осадков солей железа и кальция на внутренней поверхности трубопроводов; д) наличие H2S, являющегося продуктом жизнедеятельности (СВБ), количество которых в настоящее время резко увеличивается. Ус-
11
тановлено, что около 50% всех потерь от коррозии трубопроводов происходит за счет биокоррозии.
Любопытно, что в период с 1980 г. до 1988 г. отмечались коррозионные отказы преимущественно в виде коррозионных язв диаметром 30-^50 мм. Начиная с 1989 года, превалирующим видом отказа стала канавочная коррозия. Это коррозионное поражение металла трубы напоминает собой канавку переменной глубины, «проточенную» по нижней образующей трубопровода. Аварийные повреждения возникают как по основному металлу, так и по заводскому шву или рядом с ним.
Анализ условий эксплуатации показал, что в начале 90-х годов изменились гидравлические режимы работы трубопроводов, уменьшились средние скорости движения газожидкостных смесей и снизились расходные объемы газосодержания. Расчеты показывают, что при скоростях газожидкостной смеси и объемных газосодержаниях, характерных для трубопроводов ССН НГДУ «Бе-лозернефть» в 1980-88 гг., режим течения был дисперсионным [80], т.е. таким, когда газожидкостная смесь движется в форме гомогенного потока и, при обводненности более 50 %, образует эмульсию типа «нефть в воде».
В связи с реконструкцией ССН, начатой в 1989 г. и продолжающейся по настоящее время, изменились диаметры и длины большинства нефтесборных коллекторов, а также объемы газожидкостной смеси, перекачиваемой по ним. При реконструкции диаметры трубопроводов рассчитывали исходя из их максимальной загрузки. Реально, из-за временных простоев трубопроводы ССН загружены, в среднем, на 70 % от максимальных расчетных значений. Это привело к тому, что во многих трубопроводах режим течения стал пробковым по всей их длине, либо расслоенным - по нижней образующей трубы транспортируется жидкость повышенной коррозионной активности, над ней нефть ив верхней части трубы - газ. При этом, по нижней образующей трубы перемещается большое количество механических примесей. При пробковом режиме течения газожидкостной смеси происходит чередование жидкости и газа - газ движется в виде «пробок» в жидкости. В момент прохождения «пробки газа» по
12
отдельному участку длинного трубопровода на этом участке возникает сильная вибрация. Периодичность прохождения газовых «пробок может» быть от 1-2 в час до 15-25 в минуту.
Изменение гидравлических режимов работы нефтесборных коллекторов привело к тому, что большая их часть стала испытывать не только статические (давление газожидкостной смеси) и малоцикловые (связанные с периодическими изменениями загрузки трубопроводов), но и циклические нагрузки. Одновременное воздействие агрессивной коррозионной среды и циклических напряжений на металл трубопроводов приводит к коррозионной усталости металла, характеризующейся локализацией коррозионных процессов в вершинах корро-зионно-механических трещин. При циклическом нагружении металла, упруго-пластические деформации, локализованные в концентраторе напряжений, приводят к интенсивной локальной коррозии (механохимическая коррозия [16, 80, 111]) и развитию коррозионно-усталостной трещины.
Среди других мер защиты металла от коррозионного повреждения (инги-бирование, поверхностные покрытия) реально осуществимым шагом является термообработка труб - один из эффективных методов повышения стойкости ме- талла к коррозии под механическим напряжением. При этом режимы термообработки для конкретных видов труб должны выбираться с учетом особенностей коррозионной среды и механизма коррозии, характерных для условий Само-тлорского месторождения.
Перспективным может быть также направление разработки комплексно-легированных коррозионно-стойких марок сталей.
Для разработки требований к качеству металла труб проведены экспер-тизные исследования аварийных образцов, типичных для эксплуатации в условиях Западной Сибири [82]. О химическом составе сред судили по фазовому и химическому составу продуктов коррозии и осадков, образовавшихся на поверхности металла труб после эксплуатации. Необходимость применения данной методики связана с тем, что состав транспортируемых сред нестабилен, что соответственно затрудняет его контроль.
13
По данным химического, локального микрорентгеноспектрального и фазо- вого микрорентгеноструктурного анализов выявлены два типа продуктов коррозии, отличающихся по фазовому составу, структуре и степени их адгезии с поверхностью металла трубы. Различия связаны с величиной концентрации в транспортируемой среде ионов кальция [82].
К первому типу относятся продукты коррозии, сформировавшиеся в средах с пониженным содержанием ионов кальция (менее 300 мг/л). Это плотные, хорошо «сцепленные» с металлом слои, которые до определенного времени хорошо защищают поверхность металла от контакта с коррозионной средой. Обычно продукты коррозии состоят из чередующихся слоев фаз оксидов Fe3O4, карбонатов FeCO3 и их сочетанием. На поверхности продуктов коррозии наблюдается выделение слоя макиновита FeS. При этом, взаимодействии с коррозионно-активной средой происходят значительные изменения поверхностных слоев.
При повышенной концентрации кальция (более 1000 мг/л) формируется второй тип продуктов коррозии, с образованием на наружном слое сульфидов FS.
Под ним находится слой, состоящий из оксидов и осадков СаС03. Слой, контактирующий с поверхностью металла, представлен оксидами Fe3O4. Карбонатов железа FeC03 практически не наблюдается. Характерным свойством таких продуктов коррозии является слабая адгезия с поверхностью металла, повышенная пористость и рыхлость. Продукты коррозии легко отслаиваются от поверхности металла. При этом обнажаются участки железа, возникают гальванопары «сталь - продукты коррозии» и, соответственно, язвенная коррозия. Рассмотрим возможность и последовательность образования фаз при коррозионном взаимодействии поверхности металла со средой с учетом термодинамических расче- тов.
Более отрицательные значения энергии Гиббса AG° 298 указывают на более высокую реакционную способность металла и более высокую термодинамическую устойчивость продуктов реакции. Установлено, что образова-
14
ние оксидов железа энергетически более выгодно, чем карбонатов и сульфидов. За оксидами следуют карбонаты кальция. Образование же карбонатов железа при наличии в среде значительного количества ионов кальция энергетически возможно. Также энергетически возможно и образование сульфидов железа.
Таким образом, при наличии в воде значительного количества ионов кальция образование карбонатов железа маловероятно. Наличие в продуктах коррозии рыхлого слоя карбонатов кальция (являющихся осадками) приводит к отслаиванию последних от поверхности металла, образованию язв. Это связано с тем, что параметр кристаллической решетки карбонатов кальция и их удельный объем отличаются от остальных фаз, входящих в состав продуктов коррозии. Результатом взаимодействия с сероводородсодержащей средой и образования сульфидов железа является атомарный водород, который проникает через слои продуктов коррозии в металл трубы [82].
В дальнейшем в работе [84] проведены исследования закономерностей коррозионного разрушения металла труб для сталей 10 и 17 ПС.
Исследование закономерностей коррозионного разрушения металла труб проводили в средах с различной концентрацией ионов кальция для образцов, изготовленных из сталей марок 10 и 17ПС, химический состав которых приведен в таблице 1.1.
Таблица 1.1- Химический состав сталей марок 10 и 17 F1С
Марка стали Содержание элементов, %
С S р Si Мл Сг Ni Си
17Г1С 0.16 0.013 0.014 0.41 1.47 0.012 0.04 0.012
Сталь 10 0.08 0.016 0.020 0.20 0.58 0.011 0.03 0.010
Для исследования закономерностей коррозионного повреждения металла трубы от продолжительности эксплуатации проводился анализ внутренней по-
15
верхности образцов - патрубков длиной 1 м, вваренных в действующий трубопровод. Образцы извлекались для анализа через 1 месяц, 6 месяцев и после окончательного разрушения трубопровода. Испытания проводились для двух сред, содержащих как 300 мг/л (первый тип), так и 1000 мг/л (второй тип) ионов Са. Концентрация сероводорода и углекислого газа в среде была приблизительно одинакова и составляла 15 и 100 мг/л соответственно. Давление в трубопроводе было 15 атм.
Начальный этап образования канавки, протекает для обеих марок стали одинаково. Основным механизмом, приводящим к образованию канавки, является отслоение прокатной окалины от поверхности трубы. Наиболее интенсивно он протекает по нижней образующей трубы. В средах, содержащих сероводород, когда на поверхности металла труб возможно протекание катодных реакций, образуется атомарный водород, который легко проникает через прокатную окалину. При этом возможен процесс выделения атомарного водорода на границе раздела «металл - продукты коррозии». Последующая молизация водорода, которая, как известно, идет со значительным увеличением его удельного объема, приводит к отслаиванию продуктов коррозии от поверхности трубы.
Описанный процесс может идти и в локальных объемах. Именно с ним следует связывать обнаруженные участки вспучивания и растрескивания продуктов коррозии. Через микротрещины проникает флюид и инициирует локальную коррозию. На микрофотографии шлифа отчетливо видны участки с отслоившейся прокатной окалиной и коррозией под ней. Между образовавшейся свежей металлической поверхностью по нижней образующей трубы и остальной поверхностью, покрытой продуктами коррозии, начинается электрохимическая коррозия, в результате которой будет происходить утонение толщины стенки по нижней образующей трубы. Этот процесс может интенсифицироваться за счет механического срезания металла трубы в области канавки частицами примесей в виде песка и осыпавшихся продуктов коррозии.
Таким образом, атомарный водород оказывает доминирующее влияние на начальную стадию повреждаемости труб, эксплуатируемых в средах с относи-
16
тельно низким содержанием сероводорода. На наводороживание металла ускоряющее влияние оказывает так же и углекислый газ.
Интенсивность коррозионного повреждения металла труб зависит от химического состава транспортируемой среды. Если поверхность трубы покрыта плотными продуктами коррозии, имеющими хорошую адгезионную связь с поверхностью трубы и играющими, по существу, роль покрытия, коррозионное повреждение металла трубы смещается в сторону увеличения времени эксплуатации. Однако наводороживание и сопутствующее ему отслоение прокатной окалины при этом будут продолжаться. В результате электрохимической коррозии в нижней части трубы образуется канавка, глубина которой будет увеличиваться, что, в конечном итоге и приведет к механическому разрушению метала вдоль канавки из-за превышения действующих нагрузок предела прочности металла. Разрушение при этом обычно происходит срезом.
Если поверхность трубы в процессе взаимодействиях коррозионной средой покрывается продуктами коррозии второго типа, то периодически на поверхности образовавшейся канавки будут возникать участки, покрытые продуктами коррозии, и открытые участки стали, образовавшиеся из отслаивания продуктов коррозии. При этом будут возникать гальванопары «сталь (анод) -продукты коррозии (катод)» и провоцироваться язвенная коррозия.
Этот вид коррозии характеризуется как канавочно - язвенная коррозия. Если первый этап образования канавки протекает в условиях однородного электрического поля в электролите между канавкой-анодом и поверхностью трубы, покрытой продуктами коррозии - катодом, то второй - связан с образованием катодно-анодных пар в канавке между участками металла, покрытых тонким слоем продуктов коррозии, и оголенными ферритными участками. Этот процесс идет в условиях действия прерывистых локальных электрических полей. При больших увеличениях обычно отчетливо просматриваются области, покрыты продуктами коррозии, представленными, по данным энергодисперсионного анализа, тонкими прослойками сульфидов и карбонатов кальция (катоды). Кроме того, наблюдаются участки, состоящие из ферритных зерен (аноды).
17
Видно, что ферритные зерна подвергаются электрохимическому травлению, проявляющемуся в образовании фигур травления, ориентация которых зависит от типа кристаллографической плоскости. При этом, микроструктура исследуемой трубы соответствует строению ферритных зерен, полученных методом химического травления на шлифах и в условиях электрохимического травления.
Анализ приведенных результатов исследования свидетельствует о том, что основным механизмом, приводящим к язвенной коррозии; является анодный процесс растворения металла. Учитывая, что он зависит от ряда структурных параметров металла, таких как вид микроструктуры, размер зерна, степень чистоты по вредным примесям, фазовый и химический состав неметаллических включений, можно за счет их регулирования значительно повысить коррозионную стойкость металла труб.
Для металла трубы из стали марки 17 ПС типичный вид коррозионного разрушения проявляется в мгновенном развитии хрупкой трещины вдоль канавки на значительное расстояние. Начальный этап разрушения связан с образованием канавки, деформацией утоненного участка металла трубы под действием окружных напряжений, интенсивным наводороживанием его и охрупчиванием.
Для исследования последовательности накопления повреждаемости в металле трубы было проведено металлографическое исследование металла в зоне канавки на различных стадиях [83]. Утонение трубы по нижней образующей приводит к пластической деформации металла в зоне канавки, что хорошо видно на микрошлифах, перпендикулярных плоскости канавки. Одновременно интенсифицируется процесс наводороживания деформированного металла канавки. На первом этапе, когда толщина стенки трубы мало отличается от исходной, происходит накопление водорода в ловушках типа сульфидов, его молиза-ция и, возможно, слабое подрастание трещин водородного растрескивания. Интенсивному росту трещин на сульфидах способствуют окружные напряжения в ослабленных канавочной коррозией сечениях трубы. Характерные трещины водородного растрескивания образуются на удлиненных сульфидах. Пластическая деформация приводит к образованию перемычек между трещинами водо- |
