CC BY
143. Бык C. Ш., Макогон Ю. Ф., Фомина В. И. Газовые гидраты. - М.: Недра, 1980. - 296 с.
4. Макогон Ю. Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы. // Российский химический журнал, т. 48, №3, 2003. - С.70-79.
5. Истомин В. А., Якушев B. C. Газовые гидраты в природных условиях. - М.: Недра, 1992. - 236 с.
6. J. Boxall, D. Greaves, J. Mulligan. Gas hydrate formation and dissociation from water-in oil emulsions. Proceedings of the 6th International Conference on Gas Hydrates (ICGH 2008), Vancouver, British Columbia, CANADA, July. 2008.
7. E. D. Sloan, C. A. Koh, A. K. Sum, A. L. Ballard, G. J. Shoup, N. McMullen, J. L. Creek, and T. Palermo. Hydrates: State of the Art Inside and Outside Flowlmes. JPT • DECEMBER. 2009.
8. Е. О. Антонова, Г. В. Крылов, А. Д. Прохоров, О. А. Степанов В. М. Основы нефтегазового дела. - М.: Недра, 2003.
9. Шабаров А. Б., Ширшова А. В., Данько М. Ю. и др. Экспериментальное исследование газогидратообразования пропан-бутановой смеси. Вестник ТюмГУ.№6. 2009. - С.73-82.
Сведения об авторах
Ширшова Альбина Вольфовна, к. ф.-м.н., доцент кафедры «Механика многофазных систем», Тюменский государственный университет, тел.: 40-53-53, e-mail: albstain@gmail.com
Данько Михаил Юрьевич, аспирант кафедры «Механика многофазовых систем», Тюменский государственный университет, тел.: 8-950-490-63-74, e-mail: MDanko@rambler.ru
Shirshova A. V., Candidate of Sciences in Physics and Mathematics, associate professor of the chair «Mechanics of multiphase systems», Tyumen State University, phone: 40-53-53, e-mail: albstain@gmail.com
Dan'koM. Yu, post graduate student of chair «Mechanics of multiphase systems», Tyumen State University, phone: 8-950-490-63-74, e-mail: MDanko@rambler.ru
УДК 621.646; 669.017
ИЗМЕНЕНИЕ СТРУКТУРЫ И СВОЙСТВ НИЗКОЛЕГИРОВАННЫХ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ ПОСЛЕ ДЛИТЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
A CHANGE IN STRUCTURE AND PROPERTIES OF LOW-ALLOY PIPE STEELS AFTER
A LONG-TERM EXPLOITATION
В. В. Нассонов, О. В. Балина, Л. Н Нассонова
V. V. Nassonov, O. V. Balina, L. N. Nassonova
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: диагностика, промысловые трубопроводы, низколегированные трубные стали, микроструктура, механические свойства
Key words: diagnostics, field pipelines, low-alloy pipe steels, microstructure, mechanical properties
В настоящее время актуальной является задача определения возможности продления срока безопасной эксплуатации нефтегазовых объектов после исчерпания назначенного ресурса. К числу важнейших характеристик состояния технического устройства, определяющих срок его эксплуатации, относятся структура и свойства материала.
Во многих работах по данной проблеме [1-5] приводятся сведения о деградации материала магистральных трубопроводов после длительной эксплуатации, где отмечается изменение структуры и механических свойств и, в наибольшей степени, ударной вязкости. Однако в ряде случаев отсутствие статистических данных, учитывающих вариацию механических свойств и в том числе ударную вязкость, не позволяет достоверно оценить качество материала и возможный срок эксплуатации объекта [6].
В статье представлены результаты экспертного обследования шлейфов и метанолопроводов газовых скважин (250 км трубопроводов), эксплуатируемых в субполярной климатической зоне. Работы по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации технических устройств выполнены в соответствии с действующими нормативными документами Минприроды РФ.
Обследованные трубопроводы проложены надземно, смонтированы с использованием ручной электродуговой сварки из труб (сталь 09Г2С и 10Г2С1) и введены в эксплуатацию в 1985-1987гг. В настоящее время скважины эксплуатируются в условиях снижения пластового давления, соответственно снижено давление и в шлейфах скважины до 4,0 МПа (проектное расчетное давление — 20 МПа, рабочее — 12,5 МПа; рабочая среда — газ, газовый конденсат, метанол).
Исследования проводились в полевых и лабораторных условиях с использованием приборов: ультразвуковой толщиномер 26 МG; утразвуковой дефектоскоп УД 9812; постоянный магнит МДС-3; ручной лазерный дальномер DISTOA 3; твердомеры УЗИТ-2М,
ШБЕШЕС 6030 LKV, ПМТ-3; оптический микроскоп МЕТАМ ЛВ-31; растровый электронный микроскоп-микроанализатор ХЕБ-2300; коэрцитиметр К-61; спектрометр ДФС-71. Статистическую обработку результатов измерений выполняли с использованием программ ВРББ-ЗЛ и ИЕОКЕББ^.
Состав материала образцов, вырезанных из трубопроводов для исследований, приведен в табл.1.
Таблица 1
Состав материала образцов труб
Объект Химический состав (массовая доля элементов), %
С Si Мп 8 / Р Сг N1 Си N Аз
н о 10Г2С1 < 0,12 0,8-1,1 1,3-1,65 < 0,04 / 0,035 < 0,30 < 0,30 < 0,30 < 0,008 < 0,08
о и 09Г2С < 0,12 0,5-0,8 1,3-1,7 < 0,04 / 0,035 < 0,30 < 0,30 < 0,30 < 0,008 < 0,08
Груба 0 159 0,08 0,82 1,54 0,006 / 0,01 0,032 0,18 0,08 0,006 0,02
0 114 0,09 1,10 1,46 0,006 / 0,02 0,020 0,12 0,18 0,005 0,02
0 57 0,09 0,54 1,62 0,03 / 0,02 0,026 0,22 0,20 0,004 0,03
По составу образцы соответствуют сталям 09Г2С и 10Г2С1 (ГОСТ 19282-73).
По результатам визуального и измерительного контроля дефектов основного металла и сварных соединений трубопровода не обнаружено.
Проведена ультразвуковая дефектоскопия. Сварные соединения для контроля определялись по результатам ВИК. В проконтролированных сварных соединениях недопустимые дефекты не обнаружены.
Магнитопорошковая дефектоскопия (МПД) проводилась для обнаружения невидимых или слабовидимых невооруженным глазом несплошностей металла трубопровода, выходящих на контролируемую поверхность. По результатам МПД трубопроводов видимых дефектов (следов индикации) не обнаружено.
По результатам ультразвуковой толщинометрии отбракованы 120 м метанолопровода. Для остальных метанолопроводов 0 57 х 5 утонение стенок из-за коррозии описывается нормальным законом, среднее значение 0,966 мм, среднеквадратичное отклонение 0,15 мм. Для шлейфов 0 114 х 8 (10, 12) среднее утонение стенки равно 0,28 мм при среднеквадратичном отклонении 0,12 мм. Для шлейфов 0 159 х 7 (8; 10) утонение стенок из-за коррозии неоднородно: для большинства шлейфов среднее значение — 0,22 мм при среднеквадратичном отклонении 0,13 мм. Для части шлейфов 1,1 мм при среднеквадратичном отклонении 0,42 мм. Зависимости между величиной утонения стенок шлейфов 0 159 и эксплуатационными факторами не установлено.
Измерение коэрцитивной силы (Нс) не выявили неоднородности магнитных свойств в основном металле. В зонах термического влияния сварных швов наблюдается характерное увеличение значения Нс. Среднее значение Неосновного метала — 592 А/м при среднеквадратичном отклонении 75, в зоне термического влияния — 712 А/м при среднеквадратичном отклонении 92.
Для оценки механических свойств металла, сварных соединений и изменения их свойств в процессе эксплуатации, проведены измерения твердости на основных элементах трубопровода и испытания на ударный изгиб.
По результатам контроля установлено, что значения твердости обследованных трубопроводов и вырезанных образцов (табл. 2) находятся в допустимом диапазоне, установленном ГОСТ 8733-87.
Измерения твердости основного металла (ОМ) и зоны термического влияния (ЗТВ) проводили в полевых условиях (обследовано 250 км трубопроводов), а также в лабораторных условиях на образцах, вырезанных из труб 0 159, 114 и 57 мм.
Таблица 2
Результаты измерения твердости
Объект Значение твердости, НУ10 Количество измерений Среднеквадратичное отклонение
Замеры в полевых условиях (ОМ) 158 3 000 16,2
Замеры в полевых условиях (ЗТВ) 174 800 17,3
Образцы из трубы 0 159 (ОМ) 161 15 4,7
Образцы из трубы 0 159 (ЗТВ) 178 15 5,7
Образцы из трубы 0 114 (ОМ) 157 15 4,8
Образцы из трубы 0 114 (ЗТВ) 170 15 6,1
Образцы из трубы 0 57 (ОМ) 162 15 4,7
Образцы из трубы 0 57 (ЗТВ) 179 15 6,4
Полученные значения ударной вязкости (табл. 3) подтверждают соответствие ее величины минимальным требованиям норм проектирования. Испытания проводились в лабораторных условиях на образцах, вырезанных из труб 0 159, 114мм (стык — образцы тип Х по ГОСТ 6996; труба 0 159 х 10 — образцы тип 12 ГОСТ 9454; труба 0 114 х 12 — образцы тип 13 ГОСТ 9454).
Таблица 3
Результаты испытаний на ударную вязкость
Труба Ударная вязкость КСУ+20, Дж/см2 Ударная вязкость КСУ-60, Дж/см2 Количество образцов Среднеквадратичное отклонение
0 159х10 139 68 10 4,8
0 159 х 10 (стык) 104 54 5 2,5
0 114х12 110 54 10 3,9
0 114 х 12 (стык) 107 56 5 3,1
Исследования микроструктуры при помощи оптической и растровой микроскопии при увеличениях в диапазоне 100-4000 крат показали, что микроструктура металла труб феррито-перлитная. Перлитная составляющая плотная. Ее количество по субъективной оценке не превышает 20-25%. Величина ферритного зерна колеблется в пределах 10-30 мкм. Микроструктура на преобладающей части сечения (в продольном и поперечном направлениях относительно оси трубы) не отличается наличием ярко выраженной текстуры. Однако на глубине до 3 мм от внутренней поверхности трубы полосчатость феррито-перлитной структуры достигает 2-3 балла шкалы 3 ГОСТ 5640. С наружной поверхности имеются участки обезуглероживания глубиной 0,1-0,2 мм, определяемые субъективно по обеднению карбидной фазой. В результате протекания процессов общей коррозии с наружной поверхности обезуглероженный слой сохранился не полностью, а местами отсутствует. Кроме того, на наружной поверхности образца трубы 0 159 наблюдается зона глубиной до 0,2 мм с измененной микроструктурой, повышенной твердостью до 208 НУ10 и резким переходом от этого слоя, на котором перлитная составляющая претерпела частичную трансформацию, к основному металлу вследствие температурного воздействия (короткий тепловой импульс большой мощности). В целом наружная и внутренняя поверхности труб характеризуются наличием большого количества мелких коррозионных язв диаметром и глубиной от нескольких микрометров до 0,2-0,3 мм, мелкие язвы, сливаясь, образуют более крупные макроязвы с размерами до 1 мм. Полости большинства коррозионных язв ровные и имеют округлый кратер. При детальном изучении поверхностей коррозионных повреждений выявлено более интенсивное растворение перлитных участков, не выходящих по глубине за пределы одного зерна. Следы коррозионного растрескивания не зафиксированы. Иные структурные изменения металла, пластическая деформация в полостях язв не обнаружены. Микроструктура металла труб 0159 отличается загрязненностью неметаллическими включениями. Выявленные включения по виду разделяются на две группы: округлые (точечные) и линейно протяженные (раскатанные). Округлые включения представляют собой оксиды и сульфиды, а раскатанные — силикаты, встречающиеся реже, однако могут достигать размера до 0,2 мм. Максимальная среднеарифметическая загрязненность неметаллическими включениями не превышает
3 балла по ГОСТ 1778. По сечению стенки труб, неметаллические включения располагаются преимущественно в центральной части, линейные имеют ориентацию продольную по направлению прокатки листа. По мере приближения к поверхностям (внутренней и наружной), количество включений снижается.
Микроструктура металла кольцевых сварных швов, соединяющих участки труб, имеет все характерные зоны — участки наплавленного металла, зону сплавления, участки перегрева, полной и частичной перекристаллизации. Сварные швы односторонние, выполнены в несколько слоев. Ширина зоны термического влияния составляет от 2 до 6 мм, закономерно расширяясь к корню шва. Участки сварных соединений с наружной и внутренней поверхности подверглись влиянию процессов общей коррозии с интенсивностью, сопоставимой с наблюдаемой на поверхностях основного металла труб.
Рентгенофлюоресцентный микроанализ наружной и внутренней поверхностей труб не показал значимых изменений содержания легирующих элементов относительно глубинных слоев изделия, что подтверждает отсутствие влияния коррозионной среды, циклического и статического нагружения на диффузионные процессы в трубных сталях.
Для оценки усталостных повреждений проанализированы диспетчерские данные о суточных колебаниях давления в шлейфе и температуры окружающей среды за 2005-2010гг. Средняя величина давления в шлейфе не более 4 МПа при колебаниях давления около 1 МПа относительно среднего значения. С учетом концентрации напряжений амплитуда напряжений равна 20 МПа. Можно сделать вывод, что повреждающее действие колебаний внутреннего давления обеспечивает вероятность разрушения трубопровода менее 0,1% при расчетном сроке эксплуатации 40 лет и 150 циклах в год изменений давления от 3 до 4 МПа. Фактическая частота нагружения не более двух циклов в год за счет сезонных колебаний давления.
При тепловом расширении в компенсаторах могут возникнуть упругие и пластические деформации. Поэтому необходимо оценить крайние случаи нагружения, то есть в области упругой и пластической деформации.
Упругая деформация — компенсаторы работают вблизи предела текучести, но еще в области упругих напряжений. Примем для расчетов 60 циклов колебаний напряжений в год за счет термического расширения, что за 40 лет эксплуатации составит 2,4 тыс. циклов. При амплитуде напряжений 200 МПа, после наработки 7x103 циклов, вероятность разрушения равна 0,1%.
Пластическая деформация — компенсаторы работают вблизи предела текучести, в области пластических деформаций. Примем для расчетов также 60 циклов колебаний напряжений в год за счет термического расширения, что за 40 лет эксплуатации составит 2,4 тыс. циклов. При амплитуде напряжений 1,1-1,2 предела текучести, согласно [7, 8], после наработки 4*103циклов, вероятность разрушения составит 5%. При рассмотренном режиме нагружения вероятность разрушения компенсатора за 40 лет эксплуатации не превышает 5%.
Полученные результаты расчетов вероятности разрушения сопоставимы с данными СТО Газпром для построенных до 1995 года газопроводов неочищенного газа (частота аварий 2 х 10-3 / км в год). Наибольший вклад в возможность разрушения трубопровода вносят циклические температурные напряжения в области компенсаторов.
Анализ полученных данных и результатов расчетов, характеризующих состояние объекта после длительной эксплуатации (микроструктура, ударная вязкость, твердость) с учетом их вариаций, не выявил значимых отклонений от заданных нормативными документами значений. Таким образом, недопустимой деградации материала после 25-летней эксплуатации не обнаружено.
На основании проведенных исследований сделано заключение о возможности продолжения эксплуатации обследованных трубопроводов.
Список литературы
1. Бирилло И. Н., Яковлев А. Я., Теплинский Ю. А., Быков И. Ю., Воронин В. Н. Оценка прочностного ресурса газопроводных труб с коррозионными повреждениями. - М.: Изд. ЦентрЛитНефтеГаз. - 2008. - 168с.
2. Ланчаков Г. А., Зорин Е. Е., Пашков Ю. И., Степаненко А. И. Работоспособность трубопроводов. - М.: Недра, 2001. - Ч. 2. Сопротивляемость разрушению. - 350с.
3. Ланчаков Г. А., Зорин Е. Е., Пашков Ю. И., Степаненко А. И. Работоспособность трубопроводов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - Ч. 3. Диагностика и прогнозирование ресурса. - 291с.
4. Курочкин В. В., Малюшин Н. А., Степанов О. А., Мороз А. А. Эксплуатационная долговечность нефтепроводов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 231с.
5. Иванов В. А., Лысяный К. К. Надежность и работоспособность конструкций магистральных нефтепроводов. Санкт-Петербург: Наука, - 2003. - 317с.
6. Степнов М. Н. Статистические методы обработки результатов механических испытаний: Справочник. - М.: Машиностроение. - 1985. - 232с.
7. Ковенский И. М., Нассонов В. В., Балина О. В. Влияние усталостного нагружения в малоцикловой области на структуру и свойства трубных сталей. Известия вузов. Машиностроение. - 2008. - №3. - С.41-46.
8. Нассонов В. В., Балина О. В. Нассонова Л. Н. Структура и свойства низколегированных трубных сталей после механического нагружения. Известия вузов. Нефть и газ. - 2007. - №2. - С.75-78.
Сведения об авторах
Нассонов Валерий Викторович, к.т.н., доцент кафедры материаловедения и технологии конструкционных материалов, Тюменский государственный нефтегазовый университет
Балина Ольга Владимировна, к.т.н., доцент кафедры материаловедения и технологии конструкционных материалов, Тюменский государственный нефтегазовый университет, e-mail: balina_olga@inbox. ru
Нассонова Любовь Николаевна инженер научно-исследовательского института надежности и безопасности материалов и конструкций, Тюменский нефтегазовый государственный университет
Nassonov V. V., Candidate of Technical Sciences, associate professor of the Chair of Material Science and Construction Materials, Tyumen State Oil and Gas University.
Balina O. V., Candidate of Technical Sciences, associate professor of the Chair of Material Science and Construction Materials, Tyumen State Oil and Gas University, phone: e-mail: balina_olga@inbox. ru
Nassonova L. N., engineer, Research Institute of Materials and Constructions Safety and Reliability, Tyumen State Oil and Gas University
Строительство и обустройство промыслов
УДК 658.518.3
ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ПРИНЦИПЫ СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ НА ОТДАЛЕННЫХ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТАХ
ORGANIZATIONAL PRINCIPLES OF CONSTRUCTION-ERECTION WORKS IN THE REMOTE OIL-AND-GAS FIELD FACILITIES
Р. М. Муртазин, В. В. Новоселов, А. П. Холмогоров
R. M. Murtazin, V.V. Novoselov, A. P. Holmogorov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: организация строительства, нефтегазопромысловый объект, строительно-монтажные работы, производительность труда, технологический поток Key words: organization of construction jobs, oil-and-gas fieldfacilities, construction-erection works,
labor productivity, workflow
Рассредоточенность, труднодоступность (иногда в период осенней и весенней распутицы до стройплощадок почти невозможно добраться никаким видом транспорта) и удаленность объектов (Федоровского, Западно-сургутского, Лянторского нефтяных месторождений, Ямбурского газового месторождения) в нефтегазодобывающих районах Западной Сибири усложняются организационно-техническими трудностями ведения строительно-монтажных работ.
Под автономностью строительного коллектива (звена, бригады, участка), работающего на удаленных месторождениях, нужно понимать перечень условий, позволяющий решать любые вопросы, обеспечивающие выполнение плана работ и жизнеобеспечения коллектива.
В связи с этим функции руководителя низового производственного коллектива дополняются новыми обязанностями:
• распределение рабочих по вахтам и сменам, определение продолжительности смен, учет баланса рабочего времени членов коллектива независимо от их административно-производственной подчиненности;
• разработка временного расчетного тарифа для всех включенных в коллектив работников с согласия работника и той организации, где он оформлен;
