CC BY
47РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ВОЗМОЖНЫХ МЕСТ ЛОКАЛИЗАЦИИ КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ ГАЗОСБОРНОГО КОЛЛЕКТОРА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ СХОЖИХ ТРУБОПРОВОДОВ
УДК 622.691.4
А.Ю. Корякин, ООО «Газпром добыча Уренгой» (Новый Уренгой, РФ), referent@gd-urengoy.gazprom.ru
Д.В. Дикамов, к.т.н., ООО «Газпром добыча Уренгой», a.s.koval@gd-urengoy.gazprom.ru
А.Ю. Неудахин, ООО «Газпром добыча Уренгой», a.yu.neudakhin@gd-urengoy.gazprom.ru
И.В. Колинченко, ООО «Газпром добыча Уренгой», i.v.kolinchenko@gd-urengoy.gazprom.ru
Е.В. Лашков, ООО «Газпром добыча Уренгой», e.v.lashkov@gd-urengoy.gazprom.ru
А.Д. Юсупов, ООО «Газпром добыча Уренгой», a.d.yusupov@gd-urengoy.gazprom.ru
В статье описывается проблема коррозионного разрушения внутренней поверхности трубопроводов системы сбора газа на объектах ООО «Газпром добыча Уренгой». Приведена статистическая информация по результатам анализа инспекционных данных, полученных в ходе внутритрубной диагностики газосборных коллекторов, транспортирующих коррозионно-агрессивный продукт, содержащий в своем составе углекислый газ. Описаны причины частичного проведения внутритрубной диагностики - не на всех газопроводах-шлейфах, подверженных возможному влиянию углекислотной коррозии. Приведены интерпретация данных внутритрубной дефектоскопии и последующий анализ полученных результатов для газосборных коллекторов, на которых имелась возможность проведения диагностики на текущий момент. Представлены проектные профили газопроводов-шлейфов, на которых проведена диагностика, и шлейфа, на котором невозможно проведение внутритрубной диагностики на сегодняшний день. Предложена методика наложения результатов внутритрубной диагностики газосборных коллекторов, эксплуатируемых в схожих условиях, на профиль коллектора, на котором отсутствует возможность проведения диагностики внутренней поверхности. Методика основана на известном методе аналогии, позволяющем избежать грубых ошибок при принятии решений. По результатам аналитической работы определены возможные места локализации дефектов на одном из газосборных коллекторов, транспортирующих коррозионно-агрессивный продукт, на котором отсутствуют камеры запуска и приема снарядов. В ближайшее время на основании результатов, приведенных в данной статье, будет проведен частичный дополнительный диагностический контроль на предмет верификации возможных мест локализации коррозионных повреждений с реальными коррозионными дефектами.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ВНУТРИТРУБНАЯ ДИАГНОСТИКА, АЧИМОВСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ, ГАЗОСБОРНЫЙ КОЛЛЕКТОР, СИСТЕМА СБОРА ГАЗА, УРЕНГОЙСКОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, УГЛЕКИСЛОТНАЯ КОРРОЗИЯ.
Проблема углекислотной коррозии при разработке газоконден-сатных месторождений приобрела актуальное значение в связи с началом разработки новых месторождений Ямала. Высокая степень агрессивности углекислого газа отмечается в продукции ачимовских отложений первого и второго участков Уренгойского
месторождения, ачимовских отложений в пределах Самбургского лицензионного участка, Бованен-ковского нефтегазоконденсатного месторождения [1].
ООО «Газпром добыча Уренгой» также столкнулось с данной проблемой [2, 3]. При эксплуатации газоконденсатного промысла № 22, разрабатывающего ачи-
мовские отложения, через пять лет после его запуска были выявлены коррозионные повреждения в обвязке добывающих скважин. Через два года были обнаружены коррозионные дефекты внутренней поверхности газосборных коллекторов (ГСК). Учитывая опасность возникновения сквозных коррозионных
ХХ X
X X х" ХХ \ X » *
X* -к-Цх— "хх X —X—— X X х< *<* X *
1000 2000 3000 4000 5000 6000 Дистанция, м
Рис. 1. Распределение внутренних потерь металла по дистанции и глубине ГСК № 209
дефектов, Обществом было принято решение о проведении внеплановой внутритрубной диагностики (ВТД)всех газосборных коллекторов ГКП-22.
В ходе подготовительных работ, включающих профилеметрию, выявлено, что на нескольких ГСК проходное сечение отводов и некоторых других фасонных изделий имело значительное сужение, препятствующее прохождению снаряда-дефектоскопа. Таким образом, при использовании стандартного оборудования для проведения ВТД и без осуществления процедур увеличения проходного сечения в местах сужений имелась возможность выполнить диагностику исключительно на двух коллекторах. Соответственно, в представленной статье будут рассматриваться результаты проведения диагностики на данных двух шлейфах. Мероприятия, направленные на проведение ВТД на оставшихся трубопроводах, в представленной статье рассматриваться не будут.
Для проведения ВТД проектом предусмотрены камеры запуска и приема очистных устройств на всех ГСК, за исключением одного трубопровода (ГСК 211). Таким об -разом, на текущий момент провести полноценную диагностику на данном коллекторе без проведения мероприятий по обустройству оборудования для реализации ВТД не представляется возможным. В статье рассмотрен способ наложения результатов ВТД коллекторов, эксплуатируемых в схожих условиях, на профиль трубопровода, не оборудованного камерами запуска и приема снарядов. Для этого был применен метод
аналогии [4], заключающийся в сравнении результатов ВТД объектов-аналогов и последующем переносе полученных знаний на менее изученный объект.
АНАЛИЗ ВТД ГСК № 209
Внутритрубная диагностика ГСК № 209 и № 212 проводилась магнитным дефектоскопом с продольным намагничиванием. Работы выполнялись подрядной организацией АО «Бейкер Хьюз технологии и трубопроводный сервис». По результатам ВТД ГСК № 209 выявлены следующие повреждения внутренней поверхности трубопровода: 8304 потери металла с глубиной, не превышающей 10 % от толщины стенки; 4508 дефектов, из которых 4500 - потери металла (глубина потерь металла более 10 % от толщины стенки); 2 недопустимых и 163 опасных (критических) дефекта, потенциально опасные (докритические) дефекты не выявлены (в соответствии
с классификацией, приведенной в СТО Газпром 2-2.3-112-2007 [5]); наиболее глубокая потеря металла зафиксирована на дистанции 4084 м, ее глубина составляет 75,5 % от толщины стенки трубы.
Дефекты в виде потерь металла зафиксированы на внутренней поверхности с различной плотностью распределения по всей длине обследуемого газопровода (рис. 1). Все коррозионные повреждения сконцентрированы по нижней образующей трубы с максимумом на 6 ч (рис. 2). Данная особенность связана с особенностями гидродинамики течения газожидкостных потоков по трубопроводам. В условиях недостаточно высокой скорости потока формируется расслоенная структура течения газожидкостной смеси, т. е. вода выделяется в отдельную фазу, что интенсифицирует процесс коррозии по нижней образующей трубы.
Для анализа распределения участков с наибольшими кор-
Рис. 2. Плотность распределения потерь металла по окружности ГСК № 209
розионными повреждениями по длине трубопровода из всего массива данных по дефектам были отобраны три наиболее значимых по опасности классификации де -фектов: по глубине дефекта; по площади дефекта; по коэффициенту безопасного давления (КБД), присвоенного дефекту.
Для каждой классификации был построен продольный профиль трубопровода, на который были наложены точки по координатам значительных дефектов по результатам ВТД.
На рис. 3 представлена зависимость расположения дефектов с различной глубиной проникновения от профиля трубы. Дефекты распределены на три группы: с глубиной более 60 % от толщины стенки (красный маркер); с глубиной от 50 до 60 % от толщины стенки (желтый маркер); дефекты с глубиной от 40 до 50 % от толщины стенки (зеленый маркер). Красным цветом выделены места с высокой локализацией дефектов (см. рис. 3).
Зависимость расположения дефектов большой площади от профиля трубы представлена на рис. 4: отображены дефекты с площадью более 1 м2. Наибольший дефект достигает 7 м2.
На рис. 5 представлена зависимость расположения дефектов с высоким КБД от профиля трубы. Для анализа использовались дефекты с КБД свыше 1.
Профиль трубопровода с обобщенным расположением локализованных дефектов представлен на рис. 6. В соответствии с полученным графиком видно, что кластеры со значительными коррозионными дефектами концентрируются по нескольким закономерностям:
- основные повреждения приходятся на концы участков с небольшими уклонами перед резким подъемом трубы с большим уклоном;
- часть повреждений приходятся на горизонтальные участки трубопровода (но не на всех горизонтальных участках);
- в пиковых нижних точках трубопровода значительные дефекты не обнаружены;
- концентрация дефектов растет по длине трубопровода (после 3150 м удельное количество дефектов возрастает).
АНАЛИЗ ВТД ГСК № 212
По результатам ВТД ГСК № 212 выявлены следующие повреждения трубопровода: 3345 потерь металла с глубиной, не превышающей 10 % от толщины стенки;
а__
S1
:5ffi
II
а 1
II
J Б
б) * & S< f i SS ^ X SA
700 BOO 900 1DD0 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1000
Протяженность трубопровода, м
53
52 51
SeiB5B
Si 55
54
53
J
ffiffi
—"Г—-
1)50 2050 2150 2250 2350 2450 2550 2150 2750 2850 2)50 3050 3150 3250 3350 3450 3550 3450 Протяженность трубопровода, м
ВО -с
Я ш *
-8 II
6В ■§■ 1
55 = 5.
5В S [
45 J 1
й Ü Б
Р й -
| I 51
^700
ш
ж
ИИ
3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4100 4700 4800
Протяженность трубопровода, м — Профиль трубы -Дефект >61% - Дефект 50—60 М -Дефект 40—50 И
5000 5100 5200 5300 5400 5500 5100
Is
з:
Рис. 3. Зависимость расположения дефектов от профиля трубы ГСК № 209: а) участок 0-1850 м; б) участок 1850-3700 м; в) участок 3700-5650 м
100 200 300 400 500 100 700 ВОВ 900 100В 11ВВ 12В0 1300 1400 1500 1100 1700 1800 Протяженность трубопровода, н
5 а
ё =t
х S
В х
> Ъ
V
Ш
ЖЕ
О
1050 1950 2050 2150 2250 2350 2450 2550 2150 2750 2В50 2950 3050 3150 3250 3350 3450 3550 3450 Протяженность трубопровода, м
54
8- 55
X 54
£ 53
е 52
ч 51
X 50
Ж LJIffl /
А ' ----U-
3700 3B00 3)00 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4100 4700 4ВОО 4)00 5000 5100 5200 5300 5400 5500 5100 Протяженность трубопровода, м — Профиль трубы • Дефект
Рис. 4. Зависимость расположения дефектов большой площади (>1 м2) от профиля трубы ГСК № 209: а) участок 0-1850 м; б) участок 1850-3700 м; в) участок 3700-5650 м
а)
в)
а)
6)
в)
"_■
S1 —
ffi
700 BOO 900 1000 1100 1200 1300 140» 1500 1100 1700 1000
Протяженность трубопровода, м
ш
1950 2050 2150 2250 2350 2450 2550 2650 2750 2850 2950 3050 3150 3250 3350 3450 3550 3650 Протяженность трубопровода, м
■
TTTTÄttti k'fíjtjl
3700 3100 3)00 4000 4100 4200 4300 4400 4500 «600 4700 4000 4)00 5000 5100 5200 5300 5400 5500 5ÍD0 Протяженность трубопровода, м
— Профиль трубы 'Дефект
Рис. 5. Зависимость расположения дефектов с высоким КБД от профиля трубы ГСК № 209: а) участок 0-1850 м; б) участок 1850-3700 м; в) участок 3700-5650 м
f 1 /
54 Si. У
—t •W -с ✓
52 51 50 <J
1 9 /
£ х
1000 2000 3000 4000 5000
Протяженность трубопровода
Рис. 6. Зависимость расположения локализованных дефектов от профиля трубы ГСК № 209
1000 1500
Дистанция, м
Рис. 7. Распределение потерь металла по дистанции и глубине ГСК № 212
1957 дефектов, из которых 1927 -потери металла (глубина потерь металла более 10 % от толщины стенки); 2 опасных (критических) дефекта; недопустимые и потенциально опасные (докрити-
ческие) дефекты не выявлены (в соответствии с классификацией, приведенной в СТО Газпром 2-2.3112-2007) [5]; наиболее глубокая потеря металла зафиксирована на дистанции 454 м, ее глубина
11:30! 12:00 00:30
Рис. 8. Плотность распределения потерь металла по окружности ГСК № 212
составляет 69,7 % от толщины стенки трубы.
Дефекты в виде потерь металла зафиксированы на внутренней поверхности с различной плотностью распределения по всей длине обследуемого газопровода (рис. 7). Как и в случае с ГСК № 209, все коррозионные повреждения сконцентрированы по нижней образующей трубы с максимумом на 6 ч (рис. 8).
Для дальнейшего распределения дефектных участков по профилю трубопровода ГСК № 212, подверженных интенсивному воздействию коррозии,использовалась методика, по которой проводился анализ ВТД ГСК № 209. Результаты представлены на рис. 9-11.
Профиль трубопровода с обобщенным расположением локализованных дефектов представлен на рис. 12. В соответствии с полученными результатами видно, что кластеры со значительными коррозионными дефектами концентрируются по нескольким закономерностям:
- основные повреждения приходятся на концы участков с небольшими уклонами перед резким подъемом трубы с большим уклоном;
- часть повреждений приходится на горизонтальные участки трубопровода (но не на всех горизонтальных участках);
- в пиковой нижней точке трубопровода значительные дефекты не обнаружены.
а)
6)
в)
а) п !
б) ü
в) i !
55,5 55,0 54,5 54,0 53,5 53,0 52,5 /ь
г 45
40
SS
- \ SO
• /
\ / 35 30
51,5
100 200 300 400 500 400 700
Протяженность трубопровода, м
1010 1100 1200 Протяженность трубопровода, м
Протяженность трубопровода, м — Профильтрубы -Дефект>60К Дефект50-40% • Дефект40-50%
rs
-
Г - л
\ /
75 =
s g i
"II
35 £ J 30 35
н 5
70 1 ÍS I С
1 Sj
ss а I
SO Ш i
m
30 35
Рис. 9. Зависимость расположения дефектов от профиля трубы ГСК № 212: а) участок 0-780 м; б) участок 780-1560 м; в) участок 1560-2360 м
Отметка низа трубы, м над уровнем моря 1
5 i
i 3
)
3 г- г é
i =
Протяженность трубопровода, м
Протяженность трубопровода, м
Протяженность трубопровода, н — Профиль трубы • Дефект
Отметка низа трубы, м над уровнем моря 6
5 Е
1 Í
— 7 1
1 ß
Рис. 10. Зависимость расположения дефектов большой площади (>1 м2) от профиля трубы ГСК № 212: а) участок 0-780 м; б) участок 780-1560 м; в) участок 1560-2360 м
а)
6)
в)
АНАЛИЗ ПРОФИЛЯ ГСК № 211
На газопроводе-шлейфе № 211 на сегодняшний день нет возможности проведения ВТД по причине отсутствия камер запуска и приема снарядов. Таким образом, перед Обществом встала задача прогнозирования возможных мест локализации коррозионных дефектов внутренней поверхности шлейфа с дальнейшим проведением дополнительного диагностического контроля
в предполагаемых местах и сопоставления прогнозных значений с реальным расположением дефектов. Данная работа не заменяет проведения ВТД, но ее результаты полезны до тех пор, пока не решен вопрос с проведением полноценной диагностики вышеуказанного ГСК.
Для проведения анализа был построен проектный профиль ГСК № 211. Профиль был разделен на 8 характерных участков (рис. 13).
На всей дистанции было выделено: 2 горизонтальных участка (№ 1 длиной 221 м и № 3 длиной 300 м); 2 понижающих участка (№ 2 длиной 100 м и № 4 длиной 200 м); 4 подъемных участка (№ 5 длиной 200 м, № 6 - 100 м, № 7 - 100 м, № 8 - 145 м).
Изучив зависимость расположения дефектов согласно результатам ВТД ГСК № 209, 212, можно предположить, что наиболее вероятными местами проявлений дефектов являются концевые участки с небольшим уклоном, после которых следует более крутой подъем. На профиле ГСК № 211 имеются два схожих по описанию участка: конец участка № 5 и конец участка № 6. Также потенциально опасными являются горизонтальные участки трубопроводов. Применительно к ГСК № 211 такими местами могут быть участок № 1 и участок № 3. На рис. 13 представлены возможные места локализации дефектов.
Вместе с тем реальная картина расположения очагов коррозии может отличаться от прогнозированной ввиду некоторых особенностей - например, различного технологического режима эксплуатации, разных диаметров трубопроводов, отличий фактического профиля трубы от проектного и ряда других факторов.
Для верификации прогнозируемых мест локализации дефектов с реальным расположением дефектов будет проведен дополнительный диагностический контроль. При проведении контроля планируется использовать ультразвуковую систему комплексной диагностики трубопроводов Wavemaker G4 и другое оборудование для нераз-рушающего контроля.
ВЫВОДЫ
Разработана методика прогнозирования возможных мест локализации коррозионных дефектов внутренней поверхности ГСК на основании результатов ВТД ГСК, эксплуатирующихся в схожих условиях.
Разработанная методика основывается на методе аналогии, заключающемся в сравнении между собой результатов ВТД объектов-аналогов и последующем переносе полученных знаний на менее изученный объект.
В разработанную методику в качестве маркеров локализации дефектов включены три классификации дефектов: по глубине дефекта; по площади дефекта; по коэффициенту безопасного давления, присвоенного дефекту.
Определены возможные места локализации дефектов на ГСК № 211: линейный участок трубопровода от 0 до 221 м; линейный участок трубопровода от 321 до 621 м; участок трубопровода в конце подъема от 991 до 1021 м; участок трубопровода в конце подъема от 1091 до 1121 м.
Возможные места локализации дефектов будут верифицированы посредством проведения дополнительного диагностического контроля с использованием ультразвуковой системы комплексной диагностики трубопроводов Wavemaker G4 и другого оборудования для неразрушаю-щего контроля.
Неточность в определении возможных мест локализации дефектов может быть связана со следующими аспектами: фактические значения низа трубы могут отличаться от проектных значений ввиду особенностей грунта; различные диаметры инспектируемых ГСК и анализируемого (325 и 273 мм соответственно); различающиеся режимы течения флюида в трубопроводах, связанные с различными термобарическими параметрами и дебитами скважин.
Разработанная методика может быть использована в случае невозможности проведения полноценной диагностики ГСК в качестве одного из мероприятий по повышению безопасности и надежности эксплуатации системы сбора газа. ■
иза трубы, Отметка низа трубы, ¡нем моря м над уровнем моря
КБД дефекта КБД дефекта
_
• —^
—
оо 00 Пр 00 отя же но сть тру до бо ро т , м 50 0 10 0 7 0
= -
Отметка низа трубы, Отметка ш м над уровнем моря м над уро1 -
0 880 980 1080 1180 12В0 13BD 1400 Протяженность трубопровода, м КБД дефекта
с )
60 1660 1760 1В60 1960 2060 2160 2260 Протяженность трубопровода, м — Профиль трубы • Дефект
Рис. 11. Зависимость расположения дефектов с высоким КБД от профиля трубы ГСК № 212: а) участок 0-780 м; б) участок 780-1560 м; в) участок 1560-2360 м
—rkH--
-Q—О^4—'
Протяженность трубопровода, м
Рис. 12. Зависимость расположения локализованных дефектов от профиля трубы ГСК № 212
✓
/ J S 3 5 í - -t fe 7 Я
О 200 400 100 800 1000 1200 14Ш
Протяженность трубопровода, м
Рис. 13. Проектный профиль ГСК № 211 с наложением возможных мест локализации дефектов: 1-8 - номера участков
ЛИТЕРАТУРА
1. Ерехинский Б.А., Чернухин В.И., Попов К.А. и др. Трубы нефтяного сортамента, стойкие против углекислотной коррозии // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 6. С. 72-77.
2. Артеменков В.Ю., Корякин А.Ю., Дикамов Д.В. и др. Организация коррозионного мониторинга на объектах второго участка ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения // Газовая промышленность. 2017. № Б2 (754). С. 74-79.
3. Корякин А.Ю., Кобычев В.Ф., Колинченко И.В., Юсупов А.Д. Условия протекания углекислотной коррозии на объектах добычи ачимовских отложений, методы контроля и прогнозирования // Газовая промышленность. 2017. № 12. С. 84-89.
4. Мордвинов В.А., Мезрин В.Н., Юшков И.Р. Применение метода аналогий при выборе технологий увеличения нефтеотдачи пластов для условий месторождений Пермского Прикамья // Наука - производству. 2003. № 10. С. 38-39.
5. СТО Газпром 2-2.3-112-2007. Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2007.
65 с.
